Бурение нефтяных и газовых скважин 12. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин Балаба Владимир Иванович РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина Перейти на первую страницу
12. 1. Области применения наклонно направленных и горизонтальных скважин Наклонно направленная (искусственно отклоненная) - скважина, для которой рабочим проектом предусмотрено искусственное отклонение забоя от вертикали. Искусственно отклоненные скважины: наклонные; горизонтальные; Многозабойнные, многоярусные (разветвленно-радиальные, разветвленногоризонтальные). В. И. Балаба, 2006 2
Области применения наклонно направленных и горизонтальных скважин Искусственное отклонение скважин применяется для: 1) вскрытия нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами; 2) отклонения ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта; 3) бурения под соляным куполом, в связи с трудностью бурения через купол; 4) обхода интервала осложнений (обвалы, катастрофическое поглощение ПЖ и т. д. ); 5) вскрытия продуктивных пластов, залегающих под искусственными или природными преградами (сооружения, озера, болота и т. д. ); В. И. Балаба, 2006 3
Области применения наклонно направленных и горизонтальных скважин 6) бурения с кустовых оснований или морских нефтегазовых сооружений; 7) ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине; 8) забуривания второго ствола для взятия керна из продуктивного горизонта; 9) тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов; 10) реконструкции эксплуатационной скважины; 11) вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов. В. И. Балаба, 2006 4
Наклонно направленные и горизонтальные скважины В. И. Балаба, 2006 5
Наклонно направленные и горизонтальные скважины В. И. Балаба, 2006 6
Наклонно направленные и горизонтальные скважины В. И. Балаба, 2006 7
Многозабойные скважины Радиально разветвленная Горизонтально разветвленная В. И. Балаба, 2006 8
В. И. Балаба, 2006 9
Классификация скважин Группы разработки технологий строительства многозабойных скважин (Technology Advancement for Multilateral - TAML) компании Sperry-San Drilling Services (Halliburton) учитывает возможность повторного входа инструмента в боковой ствол, изоляцию, возможность регулирования дебита и герметичность стыка: ● уровни сложности 1 -6; ● буквенные и цифровые символы, дающие более подробную техническую информацию о параметрах скважины. Классификация принята на форуме по вопросам технического прогресса в области бурения многоствольных горизонтальных скважин (Абердин, Шотландия, 26 июля 1999 г. ), уточнена в июле 2002 г. В. И. Балаба, 2006 10
Уровень 2 - Обсаженная и зацементированная скважина и боковой открытый ствол или частично цементированный хвостовик. Уровень 3 - Обсаженная и зацементированная скважина с нецементированным боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу Уровень 1 - Уход в сторону боковым открытым стволом или безопорное сочленение. В. И. Балаба, 2006 11
Уровень 5 - Обсаженная и зацементированная скважина и нецементированный или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герметичный, что обеспечивается дополнительным оборудованием (пакерами, сальниками и трубками), размещаемым внутри главного ствола. Уровень 4 - Обсаженная и зацементированная скважина с зацементированным боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу. В. И. Балаба, 2006 12
Уровень 6 - Обсаженная и зацементированная скважина и нецементированный или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герметичный, что обеспечивается основной обсадной колонной в месте сочленения бокового хвостовика без размещения дополнительного оборудования для заканчивания скважин внутри главного ствола. В. И. Балаба, 2006 13
Уровень 6 S (7) – основной ствол большого диаметра с двумя одинаковыми боковыми стволами меньшего диаметра В. И. Балаба, 2006 14
Конструкция забоев радиально разветвленной скважины В. И. Балаба, 2006 15
12. 2. Профиль и план искусственно искривленной скважины Искривление скважины в данной точке О характеризуют углы: • искривления (зенитный) ; • азимутальный ; • наклона . 1 - горизонтальная плоскость; 2 - ось скважины; 3 - плоскость оси скважины; 4 - вертикаль; 5 - направление начала отсчета; 6 - направление проводки скважины. В. И. Балаба, 2006 16
Искривление скважины • Угол искривления (зенитный угол) - угол между касательной к оси ствола скважины в точке замера и проекцией этой касательной на вертикальную плоскость. • Азимутальный угол (азимут скважины) - угол, измеряемый в горизонтальной плоскости между принятым направлением начала отсчета и проекцией на горизонтальную плоскость касательной к оси ствола в точке замера. В зависимости от принятого начала отсчета азимут может быть истинным, магнитным или условным. • Угол наклона ( = 90°- ) - отклонение оси ствола скважины от горизонтали. В. И. Балаба, 2006 17
Графическое изображение скважины Проекция оси скважины: • на вертикальную плоскость - профиль; • на горизонтальную плоскость - план. Профиль и план многозабойной скважины В. И. Балаба, 2006 18
Построение инклинограммы (таблица) В. И. Балаба, 2006 19
Планы скважин на месторождении Гуллфакс (Северное море) В. И. Балаба, 2006 20
Развитие бурения направленных скважин Профили скважин на месторождении Статфиорд (Северное море) В. И. Балаба, 2006 21
Наклонно направленные и горизонтальные скважины с рекордными отклонениями от вертикали за рубежом и в РФ В. И. Балаба, 2006 22
Профили направленных скважин Тангенциальный профиль В. И. Балаба, 2006 S-образный профиль J-образный профиль 23
Участки профиля направленной скважины Вертикальный участок Участок набора зенитного угла Участок стабилизации зенитного угла Участок падения зенитного угла Вертикальный участок В. И. Балаба, 2006 24
Параметры профиля направленной скважины R - радиус искривления, м А - отклонение от вертикали, м I - интенсивность искривления – I отношение приращения угла искривления к расстоянию между точками замеров оси ствола скважины, град/10 м Кривизна скважины – приращение угла Кривизна скважины искривления на определенном криволинейном участке, град Интенсивность набора кривизны - Интенсивность набора кривизны величина, обратная радиусу, 1/м В. И. Балаба, 2006 25
По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: ● с большим радиусом кривизны (> 190 м). При строительстве таких скважин используется стандартная техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать максимальную интенсивность искривления 0, 7– 2, 0°/10 м проходки. ● со средним радиусом кривизны (60– 190 м). Максимальная интенсивность искривления скважины составляет 3… 10°/10 м при длине горизонтального участка 450– 900 м. Наиболее экономичны, т. к. меньшую длину ствола, обеспечивают более точное попадание ствола в заданную точку продуктивного пласта. ● с малым радиусом (10– 60 м). Проводка скважин с малым и ультрамалым радиусами (< 10 м) кривизны осуществляется специальными бурильным инструментом, укороченными двигателями. С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, снижается вероятность прохождения в ствол скважины забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб. В. И. Балаба, 2006 26
12. 3. Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонных скважин Выполнение проектного профиля искусственно искривленной скважины достигается использованием на каждом ее участке соответствующей компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Отклоняющий инструмент – устройство в составе КНБК для бурения под углом к уже созданной части ствола. Назначение – создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины для искусственного искривления ствола скважины в заданном направлении. В. И. Балаба, 2006 27
Пример КНБК 1 – калибратор 2 – секция забойного двигателя 3 – дополнительный опорный элемент 4 – искривленный переводник 5 – телеметрическая система 6 – переводник для ввода геофизического кабеля в БК В. И. Балаба, 2006 28
Отклоняющий инструмент Искривленный (кривой) переводник - короткий отрезок трубы с внутренней и внешней замковой резьбой, оси которых пересекаются под углом 1 -2, 5°. Отклонитель Р-1 - отрезок УБТ длиной 4 -8 м, на концах которого нарезана присоединительная резьба с перекосом в одной плоскости и в одном направлении. Устанавливают между забойным двигателем и УБТ. Позволяет набрать кривизну до 90°. В. И. Балаба, 2006 2°-2° 30' 1 -2, 5° 2 -3° 29
Отклоняющий инструмент Эксцентричный ниппель - металлическая опора, приваренная к ниппелю турбобура. Применяют при бурении в устойчивых породах, т. е. при отсутствии опасности прихвата БК. Упругий отклонитель - специальная накладка, приваренная к ниппелю турбобура, и резиновая рессора. Используют при бурении в неустойчивых породах. В. И. Балаба, 2006 30
Отклоняющий инструмент Отклонитель турбинный ОТ - кривой переводник установлен между ниппелем и корпусом турбобура, вал разрезной. Вращающий момент и нагрузка на долото от одного отрезка вала к другому передаются при помощи шаровой пяты, которая соединяется с валами при помощи конусов. В. И. Балаба, 2006 31
Отклоняющий инструмент Отклонитель комбинированный - забойный двигатель с накладкой и кривой переводник. Применяют, когда непосредственно над кривым переводником устанавливают обычные бурильные трубы. В. И. Балаба, 2006 32
Отклоняющий инструмент Отклонитель шарнирный ОШ-172 У В. И. Балаба, 2006 33
Отклоняющий инструмент Отклонители с изменяющейся геометрией. Можно изменять угол перекоса осей механическим взаимным перемещением нижней и верхней частей отклонителя. Управляют с поверхности путем изменения перепада давления или сбрасывания шаров во внутрь БК. Шар, попадая в спец. пазы управляемого переводника, обеспечивает изменение его геометрических параметров. В. И. Балаба, 2006 34
Система «Telepilot» (Франция) Состоит из 3 -х модулей: ● короткого ВЗД; ● механизма искривления (отклонителя); ● забойной системы управления отклонителем. Конструктивно механизм искривления состоит из корпуса в виде двух трубчатых секций, соединенных конусной резьбой, что обеспечивает изгиб при вращении нижней части относительно верхней от 0 до 180 о. При повороте на 360 о, система возвращается в начальное нулевое положение. Система имеет по 5 позиций в обе стороны. В. И. Балаба, 2006 35
Отклоняющий инструмент Уипсток - отклонитель Уипсток для роторного бурения: ● извлекаемый ● неизвлекаемый В. И. Балаба, 2006 36
12. 4. Технология бурения наклонных скважин Специфику бурения наклонных скважин определяют: ● специальная КНБК ● операция ориентирования КНБК Ориентирование КНБК заключается в установке плоскости искривления отклоняющего комплекса в расчетном направлении (азимуте), обеспечивающим отклонение ствола скважины в проектном азимуте. В. И. Балаба, 2006 37
Ориентирован ие: • визуальное (при небольших глубинах в скв. ); • косвенное - спуск измерительных приборов внутрь БК; • телеметрическое • геонавигационное. Критерии выбора рационального способа ориентирования: • величина зенитного угла; • расстояние месторасположения отклоняющей системы от устья. В. И. Балаба, 2006 38
Процесс ориентирования отклоняющих систем: • определение положения отклонителя в скважине; • вычисление необходимого угла поворота отклонителя и поворот БК с поверхности ротором; • контрольное определение положения отклонителя в скважине. Азимут замеряют только в открытом стволе или в диамагнитных трубах. В стальных трубах используют гироскопический инклинометр с реперным устройством. В. И. Балаба, 2006 39
В. И. Балаба, 2006 40
В. И. Балаба, 2006 41
В. И. Балаба, 2006 42
Проблемы бурения горизонтальных скважин • Создание нагрузки на долото • Очистка ствола скважины от шлама • Сохранение устойчивости ствола скважины • Сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта • Доставка геофизических приборов на забой скважины В. И. Балаба, 2006 43
Создание нагрузки на долото • Применение ВСП • Применение специальных устройств, н-р гидравлического нагружателя МПД конструкции ВНИИБТ В. И. Балаба, 2006 44
Гидравлический нагружатель МПД Представляет собой телескопическую систему (диаметр корпуса 95 -240 мм), устанавливаемую над забойным двигателем в КНБК. Осевая гидравлическая нагрузка, создаваемая поршнем нагружателя, передается на забойный двигатель и долото. Величина осевой гидравлической нагрузки регулируется сменными насадками, устанавливаемыми в нагружателе. Основные технические характеристики МПД-95 Диаметр корпуса 95 мм Длина 990 мм Рабочий ход штока 300 мм Осевая нагрузка при общем перепаде давления в компоновке: 10, 0 МПа 35, 0 к. Н 8, 0 МПа 28, 0 к. Н 6, 0 МПа 21, 0 к. Н В. И. Балаба, 2006 45
Очистка ствола горизонтальной скважины от шлама • образование на нижней стенке скважины скоплений шлама (шламовая дюна) за счет гравитационного осаждения частиц шлама Увеличение подачи ПЖ для повышения скорости гидротранспорта шлама может привести к размыву стенок скважины В. И. Балаба, 2006 46
Сохранение устойчивости ствола скважины • осыпание и обваливание пород с верхней стенки скважины • динамическое воздействие БК на нижнюю стенку скважины Длительность воздействия фильтрата ПЖ на породы больше, чем при бурении вертикального ствола В. И. Балаба, 2006 47
Сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта • проникновение фильтрата и твердой фазы ПЖ в продуктивный пласт Длительность воздействия фильтрата ПЖ на породы больше, чем при бурении вертикального ствола В. И. Балаба, 2006 48
Доставка геофизических приборов на забой горизонтальной скважины • принудительная через колонну бурильных труб за счет давления ПЖ на проталкиватель (резиновая манжета 8) Кабель вводится в БК через уплотнительное устройство 2. В. И. Балаба, 2006 49
В. И. Балаба, 2006 50
В. И. Балаба, 2006 51
12. 5. Инклинометры и телеметрические системы В. И. Балаба, 2006 52
Инклинометр В. И. Балаба, 2006 53
Телеметрическая система ДПО – датчик к положения отклонителя ДА – датчик азимута ДН – датчик направления В. И. Балаба, 2006 54
Каналы связи ТС Канал связи Проводящая среда Переносчик информации Проводной Электрический кабель, волоконнооптический кабель Электромагнитны й Бурильная колонна Колебания и горная порода электромагнитного поля Гидравлический Столб жидкости в бурильной колонне В. И. Балаба, 2006 Электрическое поле, оптические сигналы Колебания давления в жидкости 55
Канал связи Преимущества Недостатки Высокая скорость Высокая стоимость, передачи большого проблема надежности массива информации. соединений, износ и Наличие повреждения кабеля Проводной двухсторонней связи вследствие абразивного электрич и передачи воздействия ПЖ и еский электроэнергии для вращения БК. (сбрасыв питания скважинной Затруднения при аппаратуры. ловильных работах. аемый Универсальность. Увеличение затрат кабель, Малый коэффициент времени на СПО. кабельны затухания при Максимальная глубина е секции использования до 6000 м в трубах) непрерывного кабеля. Отсутствие сложного забойного оборудования В. И. Балаба, 2006 56
Канал связи Электромагнитный В. И. Балаба, 2006 Преимущества Недостатки Простота Значительное затухание преобразования сигнала с увеличением измеряемой глубины, зависящее от величины в свойств породы. электрический сигнал. Необходимость в забойном Высокая генераторе большой помехоустойчивость. мощности. Отсутствие Меньшая стоимость возможности работы в скважинного море. Максимальная оборудования. глубина использования до Отсутствие 5000 м требований к уровню пульсаций давления промывочной жидкости 57
Канал связи Преимущества Простая система излучения и приема. Возможность Гидравлически использования на й любой буровой (с установке без использование вмешательства в м излучателей процесс бурения. давления Большая дальность высокой или передачи. Глубина низкой частот) использования более 12000 м В. И. Балаба, 2006 Недостатки Низкая помехоустойчивость. Рассеяние мощности сигнала. Жесткие требования к качеству бурового раствора Низкая надежность рабочих органов. Низкая пропускная способность. Большие потери гидравлической мощности па формирование информативного сигнала 58
12. 6. Геонавигация – управление траекторией ствола скважины в интерактивном режиме на основе текущей геологической информации Интерактивная информационная система - информационно-вычислительная система, в которой передача и обмен информацией происходят в режиме диалога В. И. Балаба, 2006 59
Геонавигационное определение границы пород - угол встречи ствола скважины с границей пород R - глубина исследования датчика; L - расстояние от долота до датчика; Н - проходка до встречи ствола скважины с нижней границей пласта В. И. Балаба, 2006 60
Челночная телеизмерительная система (ЧТС) “СПЕКТР-I” (ООО «Союзпромгеофизика» ) Назначение - обеспечение проводки нефтяных и газовых скважин любого профиля с протяженностью (глубиной) ствола до 10000 м при использовании как турбинного, так и роторного способов бурения на суше и на море с противовыбросовым оборудованием на устье. Реализует технологию определения текущего местоположения забойного инструмента бурящейся скважины с помощью: ● инерциальной геонавигационной системы аналитического типа; ● сейсмомодуля; ● модуля гамма-каротажа (ГК). Приборы включены в состав кабельного самоцентрирующегося комплекса (КСК), введенного через уплотнительное устройство (типа УСВК-1) на вертлюге буровой установки во внутрь бурильной колонны и периодически доставляемого к забою в технологически и метрологически обоснованные моменты времени. В. И. Балаба, 2006 61
Программное обеспечение реализует алгоритм поиска оптимального шага инклинометрической съемки, высокоточные методы вычисления координат трассы с привязкой по глубине к геологическому разрезу: разрезу ● по акустомеханическим данным о буримости пород, получаемым от сейсмомодуля при нахождении КСК в КСК проходном канале вертлюга и в ведущей бурильной трубе, либо в бурколонне на технологически обоснованной глубине; ● определением естественной гамма-активности пород для литологического расчленения и локации кровли и подошвы продуктивного пласта по данным ГК при спуско-подъеме либо кратковременном нахождении КСК в нижней части КНБК. КСК В. И. Балаба, 2006 62
Для повышения достоверности информации о характере искривления ствола бурящейся скважины предусмотрено включение в состав ЧТС “СПЕКТР-I” контрольных однопараметровых забойных инклинометров (индикаторов) инклинометров сбросового типа для использования до подъема БК в целях типа замены долота или формирования новой КНБК. В. И. Балаба, 2006 63
Достоинства ЧТС “СПЕКТР-I” (по данным ООО «Союзпромгеофизика» ): ● информативность и качество геонавигационного материала по дальности (глубинности) получаемой информации; ● определение параметров траектории ствола на минимальном расстоянии от долота; ● простота обслуживания; ● повышенная эксплуатационная надежность (длительный срок службы); ● исключение из состава КНБК низкопрочных ЛБТ и дорогостоящих немагнитных УБТ; ● возможность работы в среде любых ПЖ. В. И. Балаба, 2006 64
12. 7 Технология бурения многоствольных скважин В. И. Балаба, 2006 65
Обсадная труба с предварительно фрезерованным окном Окно в процессе цементирования ОК закрыто стеклопластиком Защелочное соединение обеспечивает фиксацию клина в нужном направлении Забуривание нового ствола начинают после установки клина В. И. Балаба, 2006 66
• Вырезание окна через зацементированную ОК • Забуривание нового ствола В. И. Балаба, 2006 67
Долота зарезные с алмазным (ДЗА) и твердосплавным вооружением (ДЗТ , зубки «Славутич» ) Предназначены для зарезки нового ствола в необсаженной части ствола скважины. Обладают самоцентрирующими свойствами, позволяющими «удерживать» траекторию ствола скважины В. И. Балаба, 2006 68
Расширение дополнительного ствола долотом ДБА бицентричным алмазным (ДБА) В. И. Балаба, 2006 предназначены для бурения с одновременным расширением ствола скважины, в мягких породах и породах средней твердости. Применяются для расширения боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин, а также для расширения в продуктивном интервале с целью Проходн ой диам етр, мм Диаметр расш ирени я скваж ины, мм 118 140 ДБА-120, 6/140 120, 6 140 ДБА-120, 6/142 190. 6 142 ДБА-1 38, 1/160 138, 1 160 ДБА-139, 7/160 139, 7 160 ДБА-140/162 140 162 ДБА-152/175 152 175 215, 9 240 Обозначени е ДБА-118/140 ДБА-215, 9/240 69
Расширение дополнительного ствола расширителем раздвижным гидравлическим (РРГ) Предназначены для увеличения диаметра ствола скважины в необсаженной части в любом интервале. Применяются для расширения боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин, а также для расширения в продуктивном интервале с целью увеличения В. И. Балаба, 2006 дебита 70
Расширители раздвижные гидравлические РРГ Обозначение Диаметр расширителя в транспортном положении, мм Диаметр расширителя в рабочем положении, мм РРГ-114/146 114 146 РРГ-114/152 114 152 РРГ-120/240 120 240 РРГ-132/168 132 168 РРГ-138/280 138 280 РРГ-185/380 185 380 РРГ-200/360 200 360 В. И. Балаба, 2006 71
12. 8 Строительство кустов скважин Куст - устья скважин расположены на одной технологической Куст площадке, а забои - в узлах сетки разработки залежи (месторождения). Расстояние между устьями скважин одиночной эксплуатационной и бурящейся не менее высоты вышки плюс 10 м. 10 Расстояние между устьями эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин не менее 5 м 5 На нефтяных и нефтегазовых месторождениях общее количество скважин ограничивается величиной суммарного свободного дебита всех скважин куста не более 4000 т/сут (по 4000 нефти). В зоне ММП расстояние между устьями скважин не менее двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин. радиусов При газовом факторе более 200 м 3/т принимаются 200 дополнительные меры безопасности. В. И. Балаба, 2006 72
Строительство кустов скважин Пользователем недр (заказчиком) назначается ответственный руководитель работ на кустовой площадке и утверждается Положение о порядке организации безопасного производства работ на кустовой площадке, предусматривающее: последовательность работ и операций, порядок их начала при совмещении во времени; оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности всех участников производственного процесса; систему оперативного контроля за ходом и качеством работ, уровнем их безопасного ведения; порядок и условия взаимодействия организаций между собой и площадке. В. И. Балаба, 2006 ответственным руководителем работ на кустовой 73
Строительство кустов скважин При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть удалены (кроме работников, 10 занятых непосредственно производством работ). Одновременно с бурением очередной скважины на ранее пробуренных скважинах допускается проведение работ по дополнительному вскрытию продуктивных мощностей, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины. Демонтаж буровой установки или снятие вышечнолебедочного и других блоков с последней пробуренной на кусте скважины, их транспортировка с кустовой площадки должны производиться после остановки работы всех эксплуатационных скважин, находящихся в опасной зоне. В. И. Балаба, 2006 74
Контроль пересечения стволов В. И. Балаба, 2006 75
В. И. Балаба, 2006 76
Скачать презентацию Бурение нефтяных и газовых скважин 12 Бурение наклонно
12. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин.ppt