Процесс самопроизвольного искривления скважин

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Процесс самопроизвольного искривления скважин»

(по дисциплине «Строительство нефтяных и газовых скважин»)

Выполнил студент

экономического факультета

гр. ЭГ-10−01. Джафаров Д. А.

УФА 2012

Содержание

Введение

1. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

2. Предупреждение самопроизвольного искривления скважин

2.1 Предупреждение искривления вертикальных скважин

3. Назначение и область применения наклонно-направленных скважин

4. Способы изменения траектории направленных скважин

4.1 Факторы, определяющие траекторию перемещения забоя скважины

Заключение

Список использованной литературы

Введение

По величине отклонения скважины делят на две условно вертикальные и наклонные. К условно вертикальным относят скважины, оси которых имеют незначительные (до 2−3°) и плавные отклонения от вертикали. Ко второй группе относят скважины с большими отклонениями (до 60, 90″ и более) от вертикали и со значительными смещениями забоя по горизонтали (от нескольких десятков до тысяч метров). Такие скважины принято называть наклонными.

Отклонение скважины может быть вызвано как природными факторами (геологическое строение разреза), так и технико-технологическими условиями бурения.

Каждую скважину бурят по проекту, по которому предусмотрено вполне определенное положение ее ствола в пространстве, что может быть достигнуто с помощью различных технических средств. Для проводки скважины строго по проекту необходимо в любой момент с достаточной точностью знать фактическое положение ствола в пространстве, уметь управлять траекторией движения долота в процессе бурения.

Скважины, наклонный ствол которых, предусмотренный проектом, бурят с помощью специальных технических средств, называются наклонно-направленными. Скважины, наклонный ствол которых проектом не предусмотрен, а получен в результате неправильного или недостаточного учета геологических факторов или вследствие технико-технологических упущений, называются искривленными.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины, как в России, так и за рубежом бурят кустовым методом, и они являются либо наклонными, либо наклонными с горизонтальными участками в продуктивной части пласта. Пространственное положение любой точки ствола скважины характеризуется тремя ее координатами.

Пространственное положение оси скважины оценивают по совокупности координат отдельных ее точек, определяемых по данным измерений географическими приборами-инклинометрами.

скважина направленный бурение

1. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

При самопроизвольном искривлении ствола:

1) нарушается проектная сетка размещения забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин с целью извлечения оставшихся целиков нефти;

2) затрудняется спуск обсадных колонн; в местах наиболее резких искривлений возможно нарушение герметичности их, увеличивается вероятность некачественного цементирования скважин;

3) осложняется добыча нефти, особенно при глубинно-насосной эксплуатации (разрыв штанг, протирание насосных и обсадных труб, увеличение нагрузок на трубы и станки — качалки);

4) образуются желоба, возникают посадки и затяжки бурильной колонны на незакрепленных участках искривленного ствола при спускоподъемных операциях;

5) удлиняется ствол скважины;

6) расходуется больше мощности на вращение бурильной колонны;

7) затрудняется ликвидация аварий;

8) осложняется контроль нагрузки на долото из-за зависания бурильной колонны;

9) затрудняется запуск забойного двигателя;

10) увеличивается стоимость строительства скважины по сравнению со стоимостью условно вертикальной.

Изучение причин искривления скважин показывает, что оно происходит в результате совместного действия большого числа факторов, которые можно объединить в три группы: геологические, технические и технологические. В общем случае все силы, действующие на долото, можно привести к равнодействующей силе и паре сил, момент которых равен главному моменту этих сил относительно центра долота.

Следует различать три случая:

1. Все силы можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота. При этом под действием боковой составляющей этой силы долото будет прижато к стенке скважины. Интенсивность фрезерования стенки скважины долотом будет тем выше, чем больше прижимающая боковая сила, время фрезерования и меньше твердость пород. Наибольший угол Qmax, на который скважина может отклоняться от своего первоначального положения:

Qmax = arctg,

где DД и DЗД — диаметры долота и забойного двигателя; lЗД — длина забойного двигателя.

Особенность искривления при боковом фрезеровании заключается в том, что может получиться уступ на небольшой длине ствола.

2. Все силы можно привести к равнодействующей, по направлению совпадающей с осью низа бурильной колоны, и к моменту, равному моменту всех сил относительно центра долота. При этом искривление будет происходить вследствие наклонного положения долота относительно оси скважины и асимметричного разрушения забоя. Интенсивность искривления будет определяться главным образом кривизной самого нижнего участка колонны (направляющего участка), которая зависит, в свою очередь, от соотношения поперечных размеров скважины и низа бурильной колонны, ее продольной жесткости и осевой нагрузки.

3. Все силы можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота, и к моменту. В этом случае будет наблюдаться фрезерование стенок скважины и асимметричное разрушение забоя. Исследованиями установлено, что для любой компоновки низа бурильной колонны (КНБК) независимо от сочетания диаметров долота и забойного двигателя, а также их длины при отсутствии прогиба забойного двигателя и уширения ствола возможность искривления ствола вследствие фрезерования стенки почти в 5 раз больше, чем вследствие асимметричного разрушения забоя.

2. Предупреждение самопроизвольного искривления скважин

Для предупреждения естественного искривления скважин необходимо исключить или уменьшить действие управляемых технических и технологических факторов и нейтрализовать действие неуправляемых геологических условий.

Технические причины искривлений должны быть устранены до начала бурения скважины.

Действие технологических причин искривления может быть сведено к минимуму центрированием низа бурильной колонны, увеличением его жесткости, регулированием осевой нагрузки.

Цель центрирования нижней части бурильной колонны -- препятствовать отклонению оси долота от оси скважины.

При увеличении жесткости и массы нижней части бурильной колонны повышается устойчивость к изгибу, уменьшается длина сжатой части, что позволяет использовать повышенные нагрузки на долото.

Для компенсации геологических причин искривления (наклонно залегающие анизотропные породы) можно использовать методы наклонно направленного разбуривания ствола в направлении, противоположном естественному искривлению.

2.1 Предупреждение искривления вертикальных скважин

Основным мероприятием, направленным на предупреждение искривления вертикальных скважин, является выбор конструкции низа бурильной колонны, обеспечивающей проходку скважины с высокими показателями работы долота в самых разнообразных геологических условиях. Существуют три принципиально различные конструкции низа бурильной колонны, основанные на:

использовании «эффекта отвеса»;

принципе центрирования долота в скважине;

использовании гироскопического эффекта вращающихся масс под турбобуром.

Рассмотрим конструкции низа бурильной колонны, в которых использован «эффект отвеса». Поскольку абсолютно вертикальных скважин нет, представляет интерес рассмотрение условий работы направляющего участка Направляющим участком называется участок бурильной колонны от долота до первой точки касания колонны со стенкой скважины. в наклонной скважине, отклоненной от вертикали на угол, а (рис. 132). Предположим, что направляющий участок касается стенки скважины в точке Т. При отсутствии нагрузки на долото единственной силой, действующей на него, является составляющая веса направляющего участка колонны Рн, стремящаяся привести скважину к вертикали. Если создать нагрузку на долото, на направляющий участок будет действовать и другая сила, которая стремится отклонить скважину от вертикали. Результирующая этих двух сил Р3 может быть разложена на две составляющих: силу Рх, действующую вдоль оси скважины, и силу Р4, перпендикулярную ей.

Рис. 132. Схема действия сил, влияющих на искривление скважины при бурении в изотропных породах

Если Рй направлена на нижнюю стенку скважины, долото будет стремиться занять вертикальное положение и Р2 может быть названа выпрямляющей силой (см. рис. 132, а). Если Р2 направлена на верхнюю стенку скважины, долото будет отклоняться от вертикали и Р2 может быть названа отклоняющей силой (см. рис. 132, в). Если Р2 равна нулю, наступит стабилизация зенитного угла и, следовательно, скважина будет буриться наклонно (см. рис. 132, б).

При бурении в изотропных породах значение Р% зависит от нагрузки на долото, зазора между УБТ и стенкой скважины и диаметра УБТ. При повышении нагрузки на долото увеличится прогиб колонны, точка Т приблизится к долоту, и составляющая веса направляющего участка Рн уменьшится. Это приведет к снижению силы Рг и, следовательно, к увеличению искривления скважины. С увеличением диаметра УБТ, т. е. с уменьшением зазора между колонной и стенкой скважины, снижается прогиб колонны, точка Т поднимается выше, силы Рн и Р2 увеличиваются и, следовательно, зенитный угол уменьшается.

Сказанное выше справедливо для условий бурения в изотропных породах, так как механические свойства горных пород и условия их залегания не принимались во внимание.

Из геологических причин наибольшее влияние на искривление скважины оказывают анизотропность горной породы и степень наклона пластов. Анизотропность горной породы оценивается индексом анизотропии, характеризующим относительную разницу между буримостью (или твердостью) породы в направлениях, параллельном и нормальном плоскостям слоистости.

Поскольку буримость породы в направлении, нормальном к плоскостям слоистости, имеет максимальное значение, то индекс анизотропии всегда меньше единицы и для осадочных пород по А. Лубянскому оценивается значением от близкого к нулю до 0,75.

Однако для бурения нефтяных и газовых скважин представляют интерес горные породы, характеризуемые индексом анизотропии от 0,004 до 0,2, так как породы с меньшими значениями этого показателя практически не влияют на искривление скважин, а породы с большим индексом анизотропии встречаются редко.

Для предупреждения искривления скважины наиболее благоприятными являются условия, когда долото занимает перпендикулярное или параллельное положение по отношению к плоскостям слоистости. Во всех других случаях долото, стремясь" занять одно из этих положений, отклоняет скважину от вертикали.

Обеспечить вертикальность ствола скважины еще труднее, когда пласты, сложенные анизотропными горными породами, залегают наклонно и чередуются по твердости и мощности. В таких условиях в каждом пласте долото стремится занять перпендикулярное или параллельное положение плоскости напластования пород, и поэтому скважина будет искривляться в сторону восстания или падения пласта. В результате возможно увеличение и уменьшение зенитного? угла скважины при одновременном изменении азимута.

Таким образом, в сложных геологических условиях наряду с силой Р5 действует сила, величина и направление которой зависят от анизотропности пород, угла наклона пластов и других трудно учитываемых геологических причин. Равнодействующая этих сил и определит направление бурящейся скважины.

Г. Вудс и А. Лубинский Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении М. (Гостоптехиздат, 1960. на основании аналитических исследований достроили номограммы, увязывающие влияние рассмотренных параметров (нагрузки на долото, диаметра скважины, зазора между УБТ и стенкой скважины, индекса анизотропии, угла наклона пластов, зенитного угла) на искривление скважины. С помощью этих номограмм можно решать различные задачи, связанные с прогнозированием возможного искривления скважины при различных сочетаниях указанных параметров.

Выше было показано, что увеличение диаметра УБТ усиливает «эффект отвеса» и в результате уменьшается зенитный угол а. Исходя из условий рациональной промывки забоя, можно установить максимальный диаметр УБТ для данной скважины и выявить возможности такой конструкции низа колонны, чтобы предотвратить искривление скважины. В ряде случаев такое мероприятие оказывается недоста точным, и поэтому в колонне УБТ следует установить центрирующее приспособление на оптимальном расстоянии от долота.

С применением центрирующего Приспособления в нижней части колонны УБТ увеличивается расстояние до места контакта колонны со стенкой скважины, вследствие чего возрастают силы Рн и Р2, уменьшается зенитный угол а.

Исследования Г. Вудса и А. Лубинского показывают, что оптимальным является такое расстояние от долота до центрирующего приспособления, для которого

sin б — tg (б-ц) / sin б = min (Х. З)

В соответствии с формулой (Х. З) построены графики (рис. 133, a и б), при помощи которых можно определить в безразмерных единицах оптимальное расстояние от долота до центрирующего приспособления.

Из графиков видно, что расстояние от центрирующего приспособления до долота1г необходимо уменьшать с увеличением нагрузки на долото Рд зенитного угла скважины, а и уменьшением зазора г между стенкой скважины и УБТ.

Установка одного центрирующего приспособления в колонне УБТ на оптимальном расстоянии 1 г от долота позволяет увеличить нагрузку на долото до 20--50% без опасности возрастания зенитного угла скважины. Дальнейшее увеличение «эффекта отвеса» можно получить путем установки в колонне УБТ двух центрирующих приспособлений.

На основании исследований, проведенных в МИНХ и Г И им. И. М. Губкина, оптимальные расстояния до центрирующих приспособлений от долота можно определить, пользуясь графиками рис. 133, в и г.

Рис. 133. Оптимальное положение одного и двух центрирующих приспособлений на одноразмерной колонне УБТ: а и б -- одно центрирующее приспособление соответственно при S/r=0 и S/r=0,5; в и г -- два центрирующих приспособления соответственно при S/r=0 и S/r=0,5

«Эффект отвеса» можно еще более увеличить, применив ступенчатую колонну УБТ, когда над долотом устанавливают УБТ максимально возможного диаметра, а над ними одну-две ступени УБТ меньшего диаметра.

Если на границе перехода от ступени с большим диаметром к ступени с меньшим диаметром УБТ установить центрирующие приспособления, нагрузку на долото (по сравнению с применением одноразмерных колонн УБТ с одним центрирующим приспособлением) можно значительно увеличить без опасения увеличения зенитного угла скважины.

3. Назначение и область применения наклонно-направленных скважин

Разработка нефтяных и газовых месторождений в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, уплотнение сетки разработки, охрана земельных угодий, усиление экологических требований, сложные геологические условия -- главные причины бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Наклонно направленными считаются скважины, искривление ствола которых предусматривается проектом. Под термином «горизонтальная скважина» следует понимать наклонно направленную скважину, имеющую горизонтальный или субгоризонтальный с углом более 80° участок ствола различной протяженности. При бурении таких скважин ускоряется освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличиваются дебит и нефтеотдача пластов, снижаются капиталовложения, облегчается и упрощается обслуживание скважин.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины бурят кустовым методом, когда устья нескольких скважин в кусте расположены близко друг к другу (4−5 м) на одной технологической площадке, а забои находятся в узлах сетки разработки. Число скважин в кусте колеблется от двух до нескольких десятков.

Самым большим, состоящим из 64 скважин, является куст, построенный в черте города Лос-Анджелес, США. Для этих целей было сооружено специальное здание, в котором размещено буровое и эксплуатационное оборудование. Число морских скважин в кусте на морской платформе может достигать 50 и более.

Искусственное искривление скважин применяется с целью:

1)добычи нефти и газа из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами, морями;

экономии отводимых под строительство скважин плодородных земельных участков, лесов и др. ;

экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;

сокращения средств и времени на строительно-монтажные работы и обслуживание при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;

обхода зон катастрофических поглощений, обвалов и аварий в стволе скважины;

вскрытия продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;

проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);

бурения стволов для глушения открытых фонтанов И тушения пожаров;

9) перебуривания части ствола скважины;

вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа и увеличения дебита скважины;

многозабойного вскрытия продуктивного пласта.

Особого внимания заслуживает опыт по бурению специальных наклонно-горизонтально-восстающих скважин с целью прокладки дюкеров под руслами рек. С этой целью спроектировано специальное оборудование, позволяющее забуривать скважину без вертикального участка, под углом 8−12° к горизонту. Нагрузка на долото создается гидравлическим домкратом, забойный двигатель -- электробур. Скважина проводится под дном реки на глубине 15−20 м. При выходе долота на поверхность на другом берегу реки бурильную колонну соединяют с дюкером и протаскивают всю систему труб обратно к устью скважины.

4. Способы изменения траектории направленных скважин

При проектировании трасс (траекторий) направленных, в т. ч. многоствольных скважин необходимо после изучения механизма и закономерностей их естественного искривления на каждом конкретном месторождении, осуществлять заложение скважин с таким расчетом, чтобы в максимальной степени снизить азимутальное искривление, а пространственное искривление скважин приблизить к плоскостному, особенно при бурении многоствольных скважин. Это значительно упростит не только проектирование, но и практическое проведение скважин в заданные пункты разведочной сети.

Под проектированием трассы направленной скважины следует понимать определение места ее заложения, зенитного угла и азимута начального направления в точке заложения, а также координат (углов) точек оси проектной трассы, которые обеспечат в конкретных геолого-технических условиях пересечение полезного ископаемого в строго заданной точке рудного тела и наилучшие технико-экономические показатели бурения.

4.1 Факторы, определяющие траекторию перемещения забоя скважины

Существующая обычная практика — бурить большие интервалы криволинейных или прямых скважин забойными двигателями. Однако из экономических или других соображений может оказаться более целесообразно бурить как можно дольше направленную скважину посредством вращения бурильной колонны. Если скважина не искривляется с удовлетворительной скоростью, то бурильная колонна может быть извлечена и модернизирована. Применения отклоняющего инструмента часто можно избежать, создавая соответствующие забойные компоновки и регулируя нагрузку на долото, скорость его вращения, интенсивность циркуляции.

Термин «забойная компоновка» относится к комбинации утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, оборудования и устройств, расположенных непосредственно над долотом. При направленном бурении, особенно роторном, в забойной компоновке используются эффекты, которые приводят к увеличению, уменьшению или стабилизации угла наклона. Забойная компоновка для роторного бурения не может применяться для управления горизонтальным направлением ствола или в точках начала изменения направления (КОР); однако специфические забойные компоновки бывают полезны для изменения угла наклона скважины, если она уже искривлена.

Все части бурильной колонны до некоторой степени гибкие. Стандартная бурильная труба очень гибкая и легко искривляется при сжатии; по этой причине верхнюю часть бурильной колонны обычно в процессе бурения поддерживают в растянутом состоянии. И даже толстостенные утяжеленные бурильные трубы (УБТ), устанавливаемые в призабойной части бурильной колонны, достаточно гибкие, чтобы изогнуться там, где они лишены боковой опоры.

Изменение забойной компоновки дает возможность бурильщику управлять величиной и направлением изгиба бурильной колонны и таким образом увеличивать, уменьшать или поддерживать угол отклонения забоя так, как это желательно.

Бурение направленных скважин большого диаметра (8?-12?) обычно легче, чем бурение скважины малого диаметра. Утяжеленные и обычные бурильные трубы большего размера жестче и, следовательно, менее подвержены изгибу и закручиванию в одних и тех же проходимых породах. Они также больше весят, давая бурильщику большую возможность изменять диапазон нагрузки на долото. И хотя и большая внешняя поверхность создает большие сопротивления на контакте со стенкой ствола, этот недостаток менее значителен, чем достоинства, и поэтому их использование стало обычной практикой в направленном бурении.

Опорные забойные компоновки

Стабилизатор, установленный непосредственно над долотом, действует как боковая опора.

В скважинах, составляющих с вертикалью 3° и более, утяжеленные бурильные трубы выше разгруженной части опираются на нижнюю часть стенки скважины, вынуждая долото прижиматься к верхней части. При этом по мере углубления ствола увеличивается угол его наклона. Такая тенденция называется опорным эффектом.

Более гибкие компоновки выше точки опоры ускоряют наращивание угла наклона ствола скважины. Утяжеленные трубы меньшего диаметра провисают и изгибаются легче, чем большего диаметра.

Увеличение нагрузки заставляет забойную компоновку изгибаться далее в направлении начального прогиба. Если применяется умеренная циркуляция, достаточная для очистки долота и стабилизаторов, то наращивание угла наклона интенсифицируется, особенно в мягких породах.

Маятниковая компоновка

В гибких компоновках, поддерживаемых стабилизатором, установка одной или двух утяжеленных труб над долотом вместо наддолотного стабилизатора приводит к тому, что УБТ под стабилизатором стремятся занять вертикальное положение.

В приведенной скважине гравитационные силы на долоте действуют в направлении нижней стенки ствола, создавая при бурении условия для уменьшения угла наклона ствола скважины. Этот принцип известен как маятниковый эффект (эффект отвеса). Забойную компоновку, используемую для уменьшения угла отклонения от вертикали, иногда называют «падающей» компоновкой (эффект маятника также используют, чтобы сохранить вертикальный курс в местах самопроизвольного искривления ствола).

В маятниковых компоновках расстояние, на котором должен быть установлен стабилизатор от долота, зависит от жесткости утяжеленных труб. Если используются гибкие утяжеленные трубы меньшего диаметра, то стабилизатор желательно поместить в бурильной колонне ниже, чтобы удерживать утяжеленные трубы от чрезмерного провисания на противоположную стенку скважины. Эффект маятника аннулируется, если УБТ контактируют с нижней стороной ствола между долотом и стабилизатором.

Утяжеленные трубы малого диаметра также способствуют уменьшению нагрузки на долото, в результате чего снижается скорость бурения. Чтобы предотвратить чрезмерное провисание в сильно искривленных скважинах, стабилизаторы могут быть установлены так низко, что долото будет создавать малое усилие или вообще не будет создавать усилия на нижнюю стенку ствола. В этих случаях подкалиберный стабилизатор, установленный вблизи долота, будет способствовать постепенному уменьшению угла. Однако если все-таки угол невозможно уменьшить по желанию, то возникает необходимость подъема бурильной колонны и спуска отклоняющего устройства.

Комбинированная (жесткая) компоновка

Удваивание толщины стенки утяжеленной трубы увеличивает ее жесткость в 8 раз. Чтобы сохранить угол наклона ствола скважины, бурильщик может использовать комбинацию толстостенных утяжеленных труб по возможности большого диаметра и стабилизаторов для минимизации или ограничения искривления, т. е. компоновки, ограничивающие как эффект маятника, так и эффект опоры. Такие компоновки называют комбинированными, или жесткими компоновками.

Компоновка с забойным двигателем. Забойные двигатели могу использоваться не только для изменения угла и направления ствола, но также для бурения прямых интервалов (вертикальных или наклонных) направленной скважины.

Когда забойный двигатель применяют для сохранения угла, ребра лопастного стабилизатора могут быть приварены на нижнюю часть его корпуса, а стабилизатор установлен сразу над ним. Для ограничения трения и передачи осевой нагрузки на долото бурильную колонну иногда медленно вращают, чтобы бурение велось в прямом, уже созданном направлении. В этом случае ни кривой корпус забойного двигателя, ни кривой переводник не используются.

Особые проблемы в направленном бурении. Бурить направленные скважины труднее, чем вертикальные. Почти все обычные операции при бурении усложняются, когда скважины бурят под углом. При подъеме и спуске бурильной колонны требуется большая мощность, необходимо большее усилие на роторе для преодоления силы трения; буровой раствор и гидравлическая система требуют более внимательного отношения; прихваты труб и поломки оборудования становятся более типичными, обсадные колонны труднее спускать и цементировать.

Желоб в резком перегибе ствола скважины. Многие проблемы могут быть исключены благодаря особому вниманию к интенсивности набора кривизны.

В идеале угол наклона должен увеличиваться или уменьшаться постепенно: обычно 6°/100 м; максимально в безопасном пределе до 15°/100 м. Однако изменение угла наклона от 6 до 15° автоматически нельзя считать безопасным. Темп изменения угла наклона должен соблюдаться на всем искривляемом интервале. Если 1° угла искривления добавляется каждые 10 м и при этом не изменяется азимут ствола, вероятно, не будет проблемы при следующем долблении.

Создание желобов в резко искривленных интервалах ствола скважины является серьезным осложнением.

Когда анализируются инклинометрические данные, должны быть учтены как вертикальные, так и горизонтальные изменения траектории ствола. Если набор кривизны произведен плавно от 8 до 12°/25 м, то темп набора угла составляет 1,7°/10 м. Но если в это же время азимутальное направление скважины изменено на 25°, то желобообразующий фактор становится равным почти 2,5°/10 м (или более 20°/100 м), а ствол имеет вид спирали или штопора.

В верхней части сильно искривленных скважин могут образоваться желоба в форме замочной скважины. Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и утяжеленные бурильные трубы. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине, и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах ствола, чем в верхних.

Влияние геологических факторов. Иногда проходимые породы имеют тенденцию отклонять долото. Управление его направлением становится более трудным при бурении через слоистые породы, которые залегают не горизонтально.

Когда угол падения пород (угол между плоскостью напластования и горизонтальной плоскостью) меньше 45°, долото стремится отклониться в сторону восстания пласта или принять положение, перпендикулярное напластованию. Если угол падения больше 45°, то долото имеет тенденцию бурить вниз по падению пласта, или стремится принять положение, параллельное напластованию. Иногда скважину планируют бурить, используя эти тенденции долота. В других случаях для предотвращения влияния пород необходимо использовать жесткие забойные компоновки.

Долото также имеет тенденцию отклоняться горизонтально параллельно наклонному напластованию из-за разной прочности проходимых пород. Этот эффект называют «блужданием». Даже там, где напластование горизонтальное, вращаемое вправо долото имеет тенденцию двигаться вправо в искривленной скважине («уход» долота).

«Блуждание» и «уход» долота труднее контролировать, чем изменения вертикального направления, потому что они не могут быть скорректированы простым изменением вращения или нагружения забойной компоновки. Если жесткая компоновка не обеспечивает контроль за «блужданием» или «уходом» долота, обычно требуется отклоняющий инструмент. В большинстве случаев, однако, бурильщик может предвидеть влияние геологических факторов или «уход» долота и компенсировать это проводкой скважины, например, в точке начала искривления выбрать направление, которое отличается от показанного на плане (обычно влево) и использовать «уход» долота для проводки ствола к цели.

Гидравлика

Как правило, направленное бурение наиболее эффективно при высокой скорости проходки, при которой требуются высокие давления циркуляции для очистки скважины от шлама.

Однако, чтобы достичь наилучших общих результатов при наименьшей стоимости, бурильщик должен учитывать многие факторы, такие как скорость проходки, изменение угла искривления, ожидаемый абразивный износ или прихват бурильного инструмента, регулирование давления.

Скорость проходки, например, ограничивается, когда набирают кривизну, так как нагрузка на долото совместно с давлением циркуляции должны быть ограничены, чтобы контролировать интенсивность отклонения ствола. В искривленных интервалах, особенно в стволах с большим углом наклона, шлам имеет тенденцию оседать на нижнюю стенку ствола. Бурильная колонна также провисает на нижнюю стенку, ухудшая очистку восходящим потоком бурового раствора. Стабилизаторы помогают частично решить проблему, удерживая бурильную колонну на некотором удалении от стенки ствола скважины.

Увеличение скорости циркуляции может заставить компоновку отклоняться слишком быстро или блуждать.

Трение

В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны и увеличивает опасность истирания замков, износа и поломки труб. В мягких породах это даже может привести к образованию желоба на нижней стенке ствола.

Трение бурильной колонны о стенки ствола не может быть исключено полностью, но оно может быть уменьшено посредством использования нефтеэмульсионных буровых растворов.

Трение также затрудняет спуск обсадных колонн в направленные скважины. Колонна ложится на нижнюю стенку ствола, в результате чего цемент неравномерно распределяется по заколонному пространству. Используя безмуфтовые обсадные колонны и центраторы, можно уменьшить трение в скважинах, центраторы также улучшают распределение цемента за колонной посредством отвода ее от стенки ствола.

Заключение

В данной курсовой работе был рассмотрен процесс самопроизвольного искривления скважин.

Основным мероприятием, направленным на предупреждение искривления вертикальных скважин, является выбор конструкции низа бурильной колонны, обеспечивающей проходку скважины с высокими показателями работы долота в самых разнообразных геологических условиях.

Были рассмотрены цели направленного бурения и области применения направленного бурения.

В 3 пункте отражено проектирование траектории направленной скважины. Под проектированием трассы направленной скважины следует понимать определение места ее заложения, зенитного угла и азимута начального направления в точке заложения, а также координат (углов) точек оси проектной трассы, которые обеспечат в конкретных геолого-технических условиях пересечение полезного ископаемого в строго заданной точке рудного тела и наилучшие технико-экономические показатели бурения.

Список использованной литературы

1. Левинсон Л. М., Акбулатов Т. О. — «Управление искривлением скважин», Уфа 2007 г.

2. Середа Н. Г., Соловьев — «Бурение нефтяных и газовых скважин», 1988 г.

3. Попов А. Н. — «Бурение нафтяных и газовых скважин»

4. Мавлютов М. Н. — «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

5. http: //www. yandex. ru/

6. http: //www. gks. ru/

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой