СКАЧАТЬ:  naklonnoe-burenie.zip [400,35 Kb] (cкачиваний: 264)

1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН

За последние 20 лет доля крупных месторождений, среди вновь от­крываемых, снизилась с 15 до 10 %. При этом ухудшаются коллекторские свойства продуктивных отложений и качественный состав насыщающих их флюидов. Высокая выработанность запасов углеводородов обусловливает обводненность продукции и снижение дебитов скважин. Из-за несовер­шенства техники и технологии разработки нефтеотдача нефтегазовых пла­стов не превышает 30 — 40 %. Более полное извлечение углеводородов из пластов является важной народнохозяйственной задачей.

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизон­тальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет достичь следующего:

повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

продлить период безводной эксплуатации скважин;

увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, на­ходящихся на поздней стадии разработки;

повысить эффективность закачки агентов в пласты;

вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

улучшить технологию подземных хранилищ газа.

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом от­носительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

при бурении в обход осложненных зон горных пород; при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

при глушении открытых фонтанов;

при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная

Горизонтальная скважина — это такая скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с верти­кальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластова­ния между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в опреде­ленном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонталь­ных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности (табл.1).

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

морские месторождения углеводородов;

месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации; низкопроницаемые  неоднородные  пласты-коллекторы  малой  мощ­ности;

карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью; переслаивающиеся залежи нефти и газа; залежи на поздней стадии разработки.

Основной недостаток направленных скважин — их сравнительно вы­сокая стоимость. В начале 80-х годов прошлого века стоимость горизон­тальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины в 6 — 8 раз. В конце 80-х годов это соотношение понизилось до 2 — 3. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономически целесообразно, чтобы извлекаемые запасы из направленной скважины были во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикальной. Причем это количество нефти должно быть добыто в более короткие сроки.

2. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН 

Направленное бурение используется широко и разнообразно. Проект на каждую скважину составляют применительно к конкретной ситуации. Расположение глубинной цели (например, коллектора), поверхностный ландшафт, экологические условия, геологические и технические препятствия, характеристика проходимых пород, потенциальные возможности обо­рудования — все это играет роль в создании проекта на сооружение на­правленной скважины.

Направленная скважина представляет собой сложное подземное со­оружение, включающее вертикальную или наклонную выработку в глубь земной коры, переходящую в горную выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных колонн и цемент­ных оболочек, фильтр в зоне разрабатываемого нефтяного или газового пласта.

Сконструировать направленную скважину — значит выбрать элемен­ты ее конструкции такими, чтобы достичь глубинной цели и при этом обеспечить безаварийную проходку ствола, его крепление обсадными ко­лоннами и тампонажным материалом, надежную гидродинамическую связь с продуктивным гориpзонтом, длительную безаварийную эксплуатацию.

Проект на сооружение направленной скважины включает все разделы стандартного проекта: геологическое и технико-технологическое обоснова­ние координат места заложения и глубинной цели, конструкцию скважины и фильтра, поверхностное оборудование и бурильный инструмент, режимы бурения различных интервалов, технологию вскрытия продуктивных гори­зонтов и заканчивания скважины. Поэтому обсудим лишь особенности проектирования направленных скважин.

2.1. ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ (ТРАССЫ) НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Конфигурация ствола скважины обусловливается многими причинами, главные из которых следующие:

-одиночная скважина или куст скважин сооружается в данном месте;

-наличие препятствий для заложения устья над забоем скважины;

-расположение фильтра (вертикально, наклонно или горизонтально).

Конфигурация ствола скважины должна обеспечить:

-высокое качество скважины как эксплуатационного объекта;

-минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъем-ных операциях;

-свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств; надежную работу внутрискважинного оборудования; возможность применения методов одновременной эксплуатации не­скольких горизонтов в многопластовых залежах;

-минимальные затраты на сооружение скважины.

-При кустовом бурении профиль направленных скважин должен обес­печить заданную сетку разработки месторождения и экономически рацио­нальное число скважин в кусте.

Проектирование конфигурации направленной скважины заключается в выборе типа и вида профиля, в определении необходимых параметров:

-глубины и отклонения ствола скважины от вертикали;

-длины вертикального участка;

-значений предельных радиусов кривизны и зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудова­ния, и на проектной глубине.

Конфигурация направленной скважины выбирается с учетом:

-назначения скважины;

-геологических и технологических особенностей проводки ствола;

-установленных ограничений на зенитный угол ствола скважины в ин­тервале установки и работы внутрискважинного оборудования, связанных с его конструктивными особенностями и условиями работы;

-установленных ограничений на угол наклона ствола скважины на про­ектной глубине.

Профили направленных скважин, как правило, подразделяют на три основных типа (рис. 10.1): 1 — тангенциальные скважины; 2 — S-образные скважины; 3 — J-образные скважины.

Тип 1 скважин отклоняют вблизи поверхности до величины угла, соот­ветствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до про­ектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Такой тип применяют часто для скважин умеренной глубины в простых геологических условиях, когда не используются промежуточные колонны. В более глубокой сква­жине, когда требуется большое смещение, промежуточная обсадная колон­на может быть установлена внутри интервала искривления или за ним, а необсаженный ствол бурят под неизменным углом наклона до проектной глубины. Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, поэтому его предпочитают применять в случае кустового бурения.

Тип 2 скважин предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижении ко­торого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановления вертикального положения ствола. Промежуточная колонна может быть установлена в интервале второго от­клонения, после чего скважину добуривают вертикальным стволом; S-образный профиль используют там, где наличие газовых зон, соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины с целью глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он так­же рационален, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы (например, при бурении в открытом море).

Тип 3 скважин предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах, чем типы 1 и 2. Угол наклона ствола постоянно растет, пока не достигнута проектная глубина или продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, распо­ложенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскры­тия глубоко залегающих объектов. К типу 3 скважин можно отнести также горизонтальные скважины.

Приведем несколько примеров применения различных типов направ­ленных скважин.

Направленное бурение делает возможным добычу нефти из пластов, расположенных под морским дном на большом удалении от берега. Для эффективной разработки большинства морских нефтяных и газовых ме­сторождений необходимо пробурить много скважин. Однако стоимость эксплуатационных платформ в открытом море намного больше стоимости добытой нефти или газа из одиночной скважины. Метод направленного бурения позволяет бурить много скважин с одной платформы в разные точки коллектора, располагая забои скважин по оптимальной сетке. Для этого случая наиболее предпочтителен 2-й тип скважин.

Многие месторождения под дном открытого моря достаточно близки к берегу и могут быть достигнуты с суши направленными скважинами. В этом случае применим не только второй, но и первый тип скважин.

Начиная с 1934 г. использование направленных скважин для глушения открытого выброса стало обычным. Специальная разгрузочная скважина выполняет свою функцию даже тогда, когда ее забой находится на некото­ром расстоянии от ствола фонтанирующей скважины; эта технология до­пускает расстояние между забоями до 3,5 м.

Большое количество направленных скважин пробурено на пласты, не­досягаемые вертикальными скважинами с поверхности из-за таких препят­ствий, как холмы, озера, крупные строения.

Бурение стволов скважин через соль осложнено их размывом, ухуд­шением свойств бурового раствора, потерей циркуляции. Эти осложнения настолько тяжелые, что часто приходится бурить в обход соляного купола, чтобы избежать осложнений как внутри солевых отложений, так и над ними.

Бурение через разлом лучше осуществлять под прямым углом к плос­кости сдвига, однако возникает опасность осложнений при прохождении разлома, которые можно исключить проходкой скважины под ним.

Другие случаи включают эксплуатацию многопластовой залежи оди­ночной скважиной, выпрямление самопроизвольно отклонившейся сква­жины, обход прихваченного в скважине инструмента. Скважина, пробу­ренная в газовую шапку нефтяной залежи, может быть частично затампо-нирована и отклонена в нефтеносную зону для того, чтобы сохранить вы­талкивающую энергию газа. Суммарную продуктивность можно максими­зировать посредством бурения горизонтального дренажного ствола, чтобы эксплуатировать залежь равномерно. Также можно вовлечь большую пло­щадь в эксплуатацию одиночной скважиной.

2.2. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКЦИЙ СТВОЛА НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Приняв во внимание информацию о типе скважины, ее назначении, глубине вертикальной части ствола, горизонтальном расстоянии до цели, специалист по направленному бурению использует компьютер для по-строения горизонтальных и вертикальных проекций, демонстрируя, как можно пробурить скважину с наименьшими затратами при соблюдении правил безопасности и сохранении окружающей среды. Среди других фак­торов, которые учитываются при окончательном выборе конфигурации скважины, основными являются:

1) состав проходимых пород;

2) подъемные, вращательные и гидравлические мощности буровой ус­тановки;

3) тип бурового раствора и конструкция скважины;

4) размеры ствола;

5) потенциальные возможности оборудования.

На рис. 10.2 показан план ствола скважины по 1-му типу. На плане изображены две проекции ствола: вертикальная и горизонтальная. Верти­кальная проекция вычерчивается на плоскости, проходящей через устье и точку, обозначающую глубинную цель. Отклонение забоя — это горизон­тальное расстояние от ротора до глубинной цели. Оно вычерчивается в масштабе глубины. На рис. 2 отклонение составляет 900 м, а истинная вертикальная глубина (TVD) — 3000 м; измеренная глубина (MD) — длина ствола скважины — 3100 м. Значение MD всегда больше значения TVD, причем разница между ними зависит от угла наклона, скорости набора кривизны и выполаживания, незапланированных отклонений.

Вид в плане показывает расположение проекции скважины на гори­зонтальной плоскости с истинным направлением севера (географического) в верх листа. В прямоугольной системе координат горизонтальное направ­ление ствола скважины указывают числом градусов на восток или запад по отношению к северу или к югу. Рассматриваемая скважина имеет ствол, направленный в юго-восточном направлении под углом 20°45'. Это обозна­чается следующим образом: S20°45'E. Направление скважины можно также обозначить азимутом — числом градусов по часовой стрелке от севера (се­вер — 0, юг — 180, восток — 90, запад — 270). Азимут скважины 159° 15'. На горизонтальном плане также показывают в масштабе величину откло­нения, при этом горизонтальный масштаб может отличаться от вертикаль­ного (в данном случае горизонтальный масштаб больше вертикального в 2 раза).

Скважина, изображенная на рис. 10.2, бурится вертикально до глуби­ны 600 м, после чего ее забой отклоняют до конечного угла 20°45' на юго-восток (точка начала отклонения обозначается аббревиатурой КОР — kick-off point). Этот угол отклонения набирают на длине 300 м в интервале 600 — 900 м и достигают его конечной величины 22°30' на глубине 900 м. Сред­нюю скорость набора кривизны можно определить по формуле

10(конечный угол — начальный угол)/(конечная MD — начальная MD).

Для данной скважины

10(22,5 - 0,0)/(900 - 600) = 0,8°/10 м.

Дуга окружности, по сравнению с другими формами профиля, позво­ляет достичь минимального сопротивления участка скважины движению труб при одинаковом изменении ее зенитного угла на данном участке. По­этому целесообразно все искривленные участки профиля направленной скважины проектировать в виде дуги окружности. При этом длину каждого участка профиля, а также вертикальную и горизонтальную проекции, мож­но подсчитать по формулам, приведенным в табл. 10.2.

Направленные скважины, которые бурят по 2-му типу профиля, имеют следующие технологические недостатки:

требуется увеличенный интервал бурения с отклонителем, что ухудшает технико-экономические показатели;

интервал уменьшения зенитного угла реализуется за счет фрезерова­ния стенки скважины боковой поверхностью долота, что сокращает ресурс его работы;

при подъеме бурильной колонны из скважины возникают большие на­грузки на талевую систему;

значительные суммарные углы охвата и изменение знака кривизны профиля приводят к появлению прижимающих усилий, способствующих желобообразованию и изнашиванию обсадных колонн.

Расчеты показывают, что нагрузка при подъеме колонны бурильных труб из скважины в случае бурения по 2-му типу скважин на 35 % выше, чем при бурении по 3-му типу, и на 20 % выше, чем при бурении по 1-му типу скважин.

Применение 1-го и 3-го типа направленных скважин вместо 2-го по­зволяет на практике:

уменьшить суммарный угол охвата и связанные с ним нагрузки на бу­ровое оборудование;

минимизировать длину участка начального искривления;

осуществить проходку скважин с большими отклонениями от верти­кали;

наиболее полно использовать вес бурильной колонны для создания осевой нагрузки на долото.

К сожалению, 1-й и 3-й типы направленных скважин требуют более сложной технологии для проходки ствола по сравнению со скважинами 2-го типа.

2.3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ КОНСТРУКЦИИ НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Геометрические размеры обсадных колонн, глубины их спуска, нали­чие цементной оболочки за ними определяют так же, как и для вертикаль­ных скважин, исходя из геологической и промысловой характеристик кон­кретной площади. Однако выбор элементов конструкции направленной скважины должен включать дополнительно: а) выбор рациональной глуби­ны вертикального участка ствола; б) выбор допустимой величины выхода ствола направленной скважины из-под башмака предыдущей обсадной ко­лонны; в) конструкцию фильтра (для горизонтальных скважин).

При сооружении направленных скважин с большим отклонением за­боя от вертикали при глубине залегания продуктивного горизонта, соизме­римой с величиной отклонения, проектировщик сталкивается с необходи­мостью удовлетворения противоречивых требований. Для обеспечения эф­фективной нагрузки на долото глубина вертикальной части ствола скважи­ны должна быть по возможности больше, но при этом зенитный угол дос­тигает больших значений.

В то же время, чтобы сократить число рейсов с применением отклони-теля и обеспечить проектное отклонение, необходимо начинать искривле­ние ствола как можно ближе к устью. Но тогда возникает необходимость спуска кондуктора в ствол, искривленный до 70°. В связи с этим приходит­ся решать вопрос о технической оптимизации глубины вертикального уча­стка ствола скважины.

Как правило, под кондуктор бурят вертикальный ствол, если коэффициент отклонения, равный отношению горизонтального смещения забоя к длине вертикального участка скважины, не более 0,7. Выбор глубины спус­ка первой технической колонны необходимо увязывать не только с геоло­гическими условиями разреза и степенью осложненности условий бурения, но и с конфигурацией направленной скважины, определяющей возмож­ность спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном на­клонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.

2.4. ОСОБЕННОСТИ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

При расчете профиля этой части горизонтальной скважины, кроме проектной глубины и отклонения забоя от вертикали, необходимо задавать величину зенитного угла на проектной глубине. Методика расчета направ­ляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и гори­зонтальную плоскости. Вертикальную и горизонтальную проекции, а также длину каждого участка профиля можно определить, используя приведен­ные выше формулы.

По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизон­тальной скважины: с большим, средним, коротким и ультракоротким ра­диусом.

Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (>190 м) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных скважин со значительной протяженностью горизон­тального участка (600-1500 м). Для таких скважин используются стандарт­ная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7-2°/10 м проходки).

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60- 190 м) применяются как при бурении одиночных скважин, так и для восстановле­ния эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3-10°/10 м при длине горизонтального участка 450 — 900 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности.

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления (10 - 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляет 10-=-25°/10 м проходки при длине горизон­тального участка 90 — 250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов, обсадных труб. Поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в компоновку низа бурильной ко­лонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (<10 м) радиусом кривизны невоз­можна без специальных труб и инструмента.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование гори­зонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженно­сти, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характери­стики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5—15 м) при глубине их зале­гания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельным горизонтальным стволом. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуют­ся с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном» пироге не достаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, рас­члененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до по­дошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.

Скважины с коротким и ультракоротким радиусами кривизны исполь­зуются для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение ко­торого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.

10.2.5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Профиль направленной скважины должен удовлетворять скоростному и качественному сооружению скважины при обязательном достижении поставленной цели. При этом следует иметь в виду, что применяются три основных типа профилей, описанных выше:

1) тангенциальный, состоящий из трех участков — вертикального, на­бора зенитного угла и наклонного прямолинейного;

2) S-образный, состоящий из пяти участков — вертикального, набора зенитного угла, наклонного прямолинейного, уменьшения зенитного угла и вертикального;

3) J-образный, состоящий из двух участков — вертикального и набора зенитного угла.

Любые другие профили скважин являются либо промежуточными, ли­бо комбинацией упомянутых выше трех типов.

Расчет профиля указанных типов сводится к определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля, радиуса кривизны участков набора и уменьшения зенитного угла.

При проектировании любого профиля направленной скважины необ­ходимо располагать следующими исходными данными:

глубина проектного забоя;

отклонение проектного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины;

азимут цели по отношению к устью;

конструкция скважины с поинтервальным указанием диаметров ствола и глубин спуска обсадных колонн.

Первый (вертикальный) интервал для 1-го и 2-го типов профилей дол­жен быть по возможности коротким, что позволяет свести к минимуму за­траты времени на ориентированный спуск бурильной колоны; для 3-го типа профиля длина вертикального участка должна быть максимальной, что по­зволяет минимизировать длину второго участка и тем самым сократить время работы в скважине с отклоняющими устройствами.

Наиболее целесообразно начинать искривление скважины (КОР) и за­канчивать его в устойчивых сравнительно твердых породах, причем траек­тория набора и уменьшения кривизны должна соответствовать окружности определенного радиуса. Это позволит свести к минимуму опасность обра­зования желобов и силы трения при спускоподъемных операциях.

Интервалы набора и уменьшения кривизны ствола скважины должны быть по возможности минимальными, чтобы обеспечить минимальные за­траты времени на их проходку. С этих позиций радиус искривления ствола должен быть как можно меньше. Однако его величина часто ограничена снизу следующими требованиями:

при спуске и подъеме бурильного инструмента в нем не должны воз­никать запредельные напряжения;

обсадные колонны должны быть спущены в скважину и зацементиро­ваны без осложнений;

должны быть обеспечены спуск и нормальная работа как в открытом стволе, так и в обсадной колонне глубинных приборов и погружного обо­рудования.

Расчет элементов траектории направленных скважин. Для профиля 1-го типа (рис. 10.3) необходимое значение максимального зенитного угла находят по формуле

где R — радиус искривления 2-го участка ствола, м; А — величина смещения забоя от вертикали, м; Н — интервал глубин по вертикали 2-го и 3-го участков ствола скважины, м.

Длину 2-го и 3-го участков, их вертикальных и горизонтальных проек­ций определяют по формулам, приведенным в табл. 10.3.

При расчете профиля 2-го типа (рис. 10.4) вначале устанавливают дли­ну пятого вертикального участка. Если проектируется нефтяная или газо­вая скважина на многопластовую залежь, то длина этого участка ствола должна быть не менее общей мощности залежи плюс 5—10 % от нее. Указанная величина превышения длины 5-го участка над мощностью залежи

обусловлена часто возникающей необходимостью корректировки положения забоя в пространстве в конце четвертого участка ствола.

Необходимый зенитный угол 3-го участка ствола определяют из следующей формулы:

Длину участков профилей, их горизонтальных и вертикальных проекций определяют при помощи формул, приведенных в табл.4.

При расчете профиля 3-го типа (рис. 10.5), когда известны глубина скважины, длина 1-го вертикального участка и отклонение забоя от вертикали, определяют величину радиуса искривления 2-го участка. Длину вертикальной части ствола можно при необходимости скорректировать, изменяя угол входа скважины в пласт.

Таблица 3

Таблица 4

Таблица 5

Для расчета длин вертикальных и горизонтальных проекций ствола скважины используют формулы, приведенные в табл.5.

Определение радиуса искривления при наборе кривизны скважины.

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины дол­жен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела ин­тервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превы­шать 1,5°/10 м проходки.

2. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

3. Должно быть исключено образование желобов в скривленных ин­тервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оцене­но величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > X2P/Q,

где Р — осевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Q можно при­нимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердо­сти — 20 — 30 кН, для пород твердых и крепких — 40 — 50 кН.

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испы­тывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб:

R > dE/2σ_T,

где d — наружный диаметр бурильных труб; Е — модуль Юнга; σ_т — предел текучести материала труб.

5. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

R > 0,25L²_i[0,74(D –d_j)-K],

где Lj, d, — соответственно длина и наружный диаметр забойного двигате­ля; D — диаметр долота; К — зазор, выбираемый на основании геологиче­ских условий (К = 0 для твердых пород, К = 0,003+0,006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряже­ния, превышающие предел текучести их материала. Это требование обес­печивается при условии

R > E_Kd_K/2a_T,

где Е_к, а_т — соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; d_K — наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и распо­лагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

R > I²/8(d_B - d_H - k),

где L — длина спускаемого в колонну погружного устройства; d_B — внут­ренний диаметр эксплуатационной колонны; d_H — диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; к — зазор между внутренней стенкой об­садной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройст­ва. В большинстве случаев можно принять

к = 0,003+0,0015 м.

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус ис­кривления ствола скважины увеличивают на 5—10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Величину радиуса искривления корректируют на основании сравнения значения осевого усилия, возни­кающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым ее значением для данной бурильной колонны и буровой установки.

Строят профиль направленной скважины следующим образом.

Чтобы построить горизонтальную проекцию, вначале наносят точку, обозначающую устье скважины, затем при помощи транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вертикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозна­чающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окруж­ность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (границы возможного отклонения фактической траектории ствола от проектной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проек­цию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проек­ции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по верти­кали. Затем наносят интервалы отдельных участков профиля, которые предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямоли­нейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.

3. 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 (рис. 10.6). 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 (рис. 10.7).

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 (рис. 10.8).

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 (рис. 10.9). 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 иcкривления 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.

10.4. ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола сква­жины применять укороченный забойный двигатель. С целью увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные компоновки низа бурильных колонн (КНБК) в соответствии с геолого-техническими условиями бурения (рис. 10.10).

Для увеличения зенитного угла рекомендуются следующие компо­новки:

1) долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 10.10, а), угол перекоса осей присоединительных резьб переводника обычно 1,5 — 3°, длина УБТ (при коротких турбобурах) 12 — 25 м;

2) долото, секционный турбобур, секции которого соединены под уг­лом 0,5-1,5° (рис. 10.10, б);

3) долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ (рис. 10.10, в), рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1 —2°;

4) долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и бурильные трубы (рис. 10.10, г); при сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклонителя должны быть обращены в одну сторону;

5) долото, турбобур, отклонитель Р-1 и бурильные трубы (рис. 10.10, д); угол перекоса осей резьбы отклонителя, соединяющей отклонитель с тур­бобуром, рекомендуется принимать равным 1,5 — 3°;

6) долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, перевод­ник с перекошенными осями соединительных резьб, устанавливаемый в плоскости накладки, обычные или утяжеленные трубы (рис. 10.10, е);

7) долото, турбобур с установленной на ниппеле эксцентричной металлической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные буриль­ные трубы (рис. 10.10, ж).

Различная интенсивность искривления ствола скважины достигается за счет изменения угла перекоса осей присоединительных резьб перевод­ника и длины прямого переводника, размещаемого между долотом и от-клонителем. При использовании эксцентричного ниппеля не следует уста­навливать на шпинделе турбобура переводник длиной более 30 см.

Проектирование отклоняющих компоновок включает: выбор компо­новки, расчет ее геометрических размеров и проверочный расчет. Компо­новку выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого со­стояния ствола скважины и требований точности искривления. Компонов­ки 1 и 3 рекомендуется применять при бурении скважины в устойчивых геологических разрезах, где не ожидается значительное увеличение диа­метра ствола. Предпочтительнее компоновка 3, так как она позволяет при одинаковой интенсивности искривления получать более высокие показате­ли бурения — механическую скорость и проходку на долото. Компоновки 4 и 5 рекомендуется применять в том случае, если ожидается значительное расширение ствола скважины. Если требуется малая интенсивность ис­кривления, то используют компоновки 6 и 7.

Геометрические размеры компоновки низа бурильных колонн рассчи­тывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. При использовании компоновок 6 и 7 следует выбирать их размеры таки­ми, чтобы можно было получать приращение угла искривления скважины не более 1° на 10 м проходки. При этом углублять скважину можно доло­том, диаметр которого равен диаметру скважины.

Для уменьшения зенитного угла рекомендуется применять следующую компоновку низа бурильной колонны:

для медленного уменьшения зенитного угла — долото, забойный дви­гатель и бурильные трубы;

для уменьшения зенитного угла со средней интенсивностью — долото, сбалансированную толстостенную трубу в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 — 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

для интенсивного уменьшения зенитного угла — одну из компоновок, используемых для набора кривизны (см. рис. 10.10).

Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:

долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с приваренной на его кор­пусе накладкой или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

10.5. МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Из приборов с плавиковой кислотой наиболее распространен сбрасы­ваемый в бурильную колонну аппарат В.А. Петросяна принцип действия которого основан на том, что плавиковая, или фторводородная кислота на границе с воздухом протравливает (разъедает) стекло по пери­метру горизонтального мениска.

Схема действия: В стальной кор­пус  с крышками помещен на осях  с заостренными концами полуцилиндр , центр тяжести которого смещен относительно оси корпуса, в ре­зультате чего при наклоне прибора полуцилиндр поворачивается на осях  до тех пор, пока его центр тяжести не займет низшее положение. В полуцилиндре размещается прямоугольный пенал  с резиновой пробкой, в пазы которого вставляют стеклянную пластину. В бурильной колонне при­бор центрируется резиновыми кольцами . 

Перед спуском в скважину пенал заполняют наполовину плавиковой кислотой 20%-ной концентрации и вставляют в полуцилиндр. Собранный прибор помещают в длинную желонку между двумя пружинами, служащи­ми для амортизации толчков. В таком виде прибор сбрасывают или опус­кают на тросе при помощи специальной лебедки в бурильную колонну. После достижения прибором глубины измерения его необходимо оставить в покое на 10—15 мин для протравливания пластины кислотой и после это­го извлекать на поверхность. В искривленной скважине пенал прибора по­вторит наклон оси ствола. При этом полуцилиндр повернется так, что плоскость стеклянной пластины совместится с плоскостью искривления скважины в этой точке и от горизонтального уровня кислоты на пластине протравится след под углом к шлифованной грани пластины, равным зе­нитному углу скважины.

Аппараты изготовляют трех размеров (табл. 6).

Для измерения угла искривления скважины аппаратом В.А. Петросяна выполняют следующие операции.

Перед измерением угла искривления скважины приподнимают долото над забоем, ставят трубы на элеватор или клинья и отвинчивают ведущую бурильную трубу. Затем отвинчивают верхнюю пробку направляющей же­лонки рычагом, пропущенным сквозь отверстие пробки, удерживая желонку другим рычагом, пропущенным через отверстие в нижней части. Отвин­чивают защелки измерительного прибора, снимают боковую крышку и вы­нимают пенал из вращающегося полуцилиндра. Сняв резиновую пробку, в пенал заливают плавиковую кислоту до половины высоты. Затем вставляют замерное стекло нижним основанием (шлифованной кромкой), противопо-

Таблица 6

ложным стороне, на которой написан номер стекла, в пазы пенала, предва­рительно промыв его водой. Плотно закрывают пенал резиновой пробкой, причем последняя своим выступом должна плотно прижать стекло к до­нышку пенала. Затем пенал вставляют во вращающийся полуцилиндр и ук­репляют стопорным винтом. Крышку измерительного прибора ставят на место и закрывают защелки. Измерительный прибор ставят в вертикальное положение в направляющую желонку между двумя деревянными дисками с амортизационными пружинами и проверяют, плотно ли он входит в желонку. После установки резиновой прокладки завинчивают верхнюю проб­ку направляющей желонки рычагом, пропущенным сквозь отверстие пробки, удерживая направляющую желонку другим рычагом, пропущенным сквозь отверстия в ее нижней части. При помощи специальной ручной или механизированной лебедки спускают аппарат на канате в бурильные трубы. Иногда аппарат сбрасывают в бурильные трубы.

При спуске аппарата на канате через бурильные трубы по достижении им забойного двигателя или долота (при роторном бурении), что определяется по снижению нагрузки на канат, расхаживают бурильную колонну 3 — 4 раза на 2 — 3 м и вновь сажают на ротор, приподнимают аппарат над долотом или турбобуром на 1 —1,5 м, затем на 15 мин оставляют бурильную колонну в покое, после чего поднимают аппарат без остановок. Глубину замера ориентировочно определяют по длине каната и контролируют по удару о забойный двигатель или долото.

При сбрасывании аппарата в трубы по достижении им долота или забойного двигателя, т.е. через 2 — 3 мин после сбрасывания, проворачивают инструмент на несколько оборотов, расхаживают 2 — 3 раза на 2 — 3 м и вновь сажают на элеватор. Через 10 мин поднимают бурильную колонну, не допуская длительных остановок. Глубину замера определяют по положению долота. По окончании подъема аппарата с бурильной колонной из последней извлекают аппарат. Затем снимают резиновую пробку пенала, сливают плавиковую кислоту и промывают стакан раствором соды, а затем водой. Вынимают замерное стекло из пенала и тщательно промывают его водой. На стекле будет виден ясный след уровня плавиковой кислоты. На среднем участке этот след будет прямой, а по краям будет иметь форму кривой — след мениска. Так как в сброшенном или спущенном внутрь бурильных труб аппарате Петросяна боковая грань стекла всегда будет параллельна оси скважины, след от горизонтального уровня кислоты на стек­лянной пластинке в виде прямой линии непосредственно изобразит угол искривления скважины как угол, составленный наклонным следом от кислоты с нижней горизонтальной гранью стекла.

Угол искривления скважины по пластинке определяют, непосредственно измеряя угол по транспортиру или вычисляя по формуле

где а — разность высоты линии следа на стекле, мм; D — длина стекла, мм.

Для одновременного измерения зенитного и азимутального углов часто используют автономный забойный инклинометр ЗИ, разработанный Г.Н. Строцким, Г.М. Раммом и Г.П. Малюгой (рис. 10.13). Прибор ЗИ имеет измерительную систему, установленную в корпусе, которая состоит из вращающейся рамки 1, на которой расположены буссоль с магнитной стрелкой 2 для измерения азимута ствола скважины в зоне измерения, от-

вес 3 для измерения зенитного угла и вспомогатель­ный лимб 4 для определения положения отклонителя относительно направления искривления скважины или относительно меридиональной плоскости север — юг.

Вращающаяся рамка эксцентрична относительно оси вращения, поэтому она сама устанавливается в плоскости искривления скважины подобно тому, как это происходит с полуцилиндром в приборе Петросяна.

При спуске в скважину вся измерительная система закрепляется фиксатором 5. В момент посадки при­бора на «ножи» на свинцовой печати 12 образуются отпечатки «ножей», нижняя часть 10 корпуса прекра­щает движение, тогда как верхняя часть 9 вместе с измерительной системой продолжает спускаться вниз, надвигаясь на цилиндрический груз 14, который теле­скопически соединен с обеими частями при помощи пальцев 15 и прорезей 16. При этом диск 6 садится на нажимной шток 7 и освобождает измерительную систему.

Освобожденная рамка инклинометра устанавли­вается в плоскости искривления скважины, а стрелки буссоли и отвеса занимают положения, соответствующие азимуту и углу наклона скважины в точке замера.

Нажимной шток 7 имеет специальное гидравлическое реле 8, которое после определенной, заранее заданной и отрегулированной выдержки во времени устраняет нажатие диска. Как только диск 6 возвра­тится на свое место, фиксатор 5 закрепляет стрелки буссоли и отвеса в тех положениях, которые соответствуют азимуту и зенитному углу искривления в точке измерения. Для проверки правильности показаний инклинометра в стакан 11 можно вставить пробирку 13 с плавиковой кислотой для контрольного угла искривления замера. 13-

Средняя часть корпуса инклинометра заполнена маслом. Через компенсатор 20 гидростатическое давление столба промывочной жидкости передается на масло, вследствие чего происходит выравнивание давления внутри и снаружи прибора и достигается высокая герметичность сальника 17, штока и резьбовых соединений. Масло оказывает также демпфирующее влияние на стрелки буссоли и отвеса и используется для работы гидравлического реле времени.

На нижней части прибора выполнен кольцевой лимб 18, а вдоль одной из образующих корпуса нанесена глубокая риска 21. Лимбы 4 и 18 и риска 21 позволяют связать отпечатки ножей на свинцовой печати с показаниями измерительной системы и провести ориентирование отклонителя.

Инклинометр спускается в бурильную колонну при помощи вспомогательной лебедки на тонком стальном канате, прикрепленном к кольцу колпака 19. Замер длится 3 — 5 мин, если не считать времени на спуск и подъ­ем прибора.

Подняв прибор на поверхность, снимают колпак 19 и определяют зе­нитный угол скважины по показанию стрелки отвеса 3, а азимут — по по­казанию магнитной стрелки буссоли 2.

В зарубежной практике считают наиболее простым обслуживание с помощью фотографических устройств.

Старейший тип контролирующих инструментов записывает информа­цию на забое скважины, которую затем, после подъема инструмента на поверхность, анализируют.

Фотографическое устройство доставляют в скважину и извлекают из нее одним из трех способов.

1. Оно может быть спущено в бурильную колонну и извлечено из нее при помощи троса или кабеля малого диаметра.

2. Оно может быть свободно сброшено в бурильную колонну, а затем извлечено при помощи овершота, спущенного в бурильную колонну на гибком тросе.

3. Оно может быть свободно сброшено внутрь бурильной колонны и

при необходимости (например, для смены долота) извлекается из скважи­ны вместе с поднимаемой бурильной колонной.

Простейшая магнитная установка. Простейшее магнитное устройство фо­тографирует маятник, подвешенный к фотографическому диску и располо­женный над компасом (рис. 10.14). Вращающийся магнитный диск ориен­тируется на север магнитного поля Земли; маятник установлен вертикаль­но подобно отвесу. Электрический свет, сфокусированный на края диска с светочувствительной пленкой, освещает вертикальную сборку и компас. В искривленной скважине проекция вер­тикально подвешенного маятника не совпадает с центром диска компаса на фотографии.

В результате длительной работы бурильный инструмент намагничивает­ся от магнитного поля Земли, в связи с чем расположенный в нем компас дает искаженные результаты. Чтобы получить качественные магнитные данные, магнитный инструмент необходимо располагать вблизи долота в специальных бурильных трубах, металл которых трудно намагничивается (например, нержавеющая сталь или алюминий). Измерительная сборка должна быть расположена достаточно далеко от ближайшего магнитного металла. Длину и число немагнитных участков следует выбирать в зависимости от магнит­ной ситуации, угла искривления и направления скважины. Если скважина обсажена в местах измерения намагничиваемой стальной колонной, то магнитные измерения в такой скважине невозможны.