Буріння вертикальних свердловин - студопедія

СПОСОБИ НАПРЯМЛЕНОГО БУРІННЯ свердловин НА НАФТУ І ГАЗ

Сучасне буріння допускає проводку свердловин самих різних конфігурацій стовбура і його орієнтування в просторі - від вертикального до горизонтального. Отримали розвиток кущових і, в меншій мірі, багатозабійного буріння.

Строго вертикальних свердловин немає - всі мають деяку кривизну і відхилення від вертикалі. Сучасний рівень техніки і технології дозволяє бурити свердловини з відхиленням стовбура свердловини від вертикалі до 2 °.

Існує два основні класи викривлення свердловин:

· Природне (некероване) викривлення, пов'язане з геологічними причинами: анізотропія властивостей порід, шаруватість і ін. Однак, закономірності природного викривлення свердловин можуть бути враховані при проектуванні технології буріння, якщо дія їх заздалегідь вивчено за фактичними даними за допомогою відомих статистичних методів.

· Штучне (кероване) викривлення, що виникає при дії різних техніко-технологічних факторів. Штучного викривлення свердловин можливо уникати, або зменшувати його вплив на поведінку траси свердловини шляхом регулювання цих факторів. З іншого боку, з метою спрямованого буріння свердловин в задану точку, це досягається також за рахунок оптимального управління техніко-технологічними факторами.

До геологічним причин, крім зазначених, належать: кут зустрічі долота з площиною пласта, чередуемих порід по міцності і їх потужність, кут викривлення свердловини (визначається кутом падіння пластів і не може бути більше останнього).

До техніко-технологічним факторам відносяться: тип долота, режим буріння, жорсткість низу бурильної колони, кривизна в елементах бурильного інструменту, викривлення бурильних труб під навантаженням, вертикальність і збіг осі вишки з центром роторного столу і напрямки, горизонтальність установки столу ротора.

Зазначені причини можуть бути повністю враховані і їх вплив можна звести практично до нуля.

Нижче наведені основні заходи, пов'язані з регулюванням техніко-технологічних факторів:

Перед початком буріння повинні бути перевірені і забезпечені центрування вишки, відповідність осей симетрії вишки і напрямки, горизонтальність установки столу ротора, прямолінійність перших бурильних труб і провідної труби.

На початку буріння провідна труба і перші труби повинні входити в породу строго вертикально, без розгойдування.

Профілактика кривизни свердловини при бурінні зводиться до виміру кривизни, застосування компоновок низу бурильної колони (КНБК) і підбору режиму буріння. Компонування повинні володіти прохідністю і поздовжньої стійкістю в стовбурі при бурінні свердловин, не створювати значних гідравлічних опорів при русі бурового розчину і ін.

КНБК застосовують після опрацювання стовбура безпосередньо з-під черевика проміжних колон, а також з початку буріння тими долотами, діаметр яких відповідає діаметру компоновок. Допустимий знос калібраторів і центраторів не повинен перевищувати 3 мм по діаметру, а квадратних обтяжені бурильні труби (УБТ) - до 2 мм. Компоновки низу бурильної колони розрізняються між собою, елементи їх представлені калібраторами, центраторами, стабілізаторами, розширювачами, маховиками (короткими УБТ) і т.д.

Ефективність роботи КНБК визначається відповідністю їх умовам роботи, жорсткістю, різницею діаметрів долота і елементів компоновок, довжиною, черговістю і кількістю установки елементів компоновок, характером конфігурації поперечного перерізу стовбура свердловини. Призначення елементів, що становлять КНБК, неоднакове.

Калібратори призначаються для калібрування по діаметру стовбура свердловини і поліпшення роботи доліт. Випускаються в декількох варіантах: КЛ-214 - калібратор лопатевої на діаметр 214 мм з розташованими по котра утворює ребрами; КЛС-190 - калібратор лопатевої на діаметр 190мм з розташованими по спіралі ребрами; КВЗ-214 - калібратор з висувними зубцями на діаметр 214 мм і ін. При роторному бурінні калібратори встановлюються в компонуванні безпосередньо над долотом.

Центратори призначені для центрування бурильної колони в місці їх установки. Вони випускаються в декількох варіантах: металевий ЦМ-269, резінокаркасний ЦР-214, шарнірний ЦШ-269, міжсекційних ЦС-295 і центратор вала турбобура ЦВТ-295.

Стабілізатори, роль яких виконують УБТ, обтяжені труби багатокутного профілю або спіральні, призначені для центрування бурильної колони на ділянці довжини стабілізації. Їх поділяють на циліндричні СЦ-245-4,5м з зовнішнім діаметром 245 мм при довжині 4,5 м; спіральні СС-190-4, Ом; квадратні СК-190-6,5м з розміром по діагоналі 190 мм і довжиною 6,5 м і ін.

Маховики, роль яких виконують короткі обтяжені бурильні труби, служать для врівноваження обертається маси вала турбобура на основі принципу гіроскопа. Їх встановлюють під валом турбобура.

Розширювач призначений для розширення стовбура свердловини. Найбільш поширені трехшарошечние розширювачі (в корпусі на осях змонтовані три пари шарошок, по колу вони розташовані один до одного під кутом 120 °). Трехшарошечние розширювачі випускають декількох діаметрів - 243, 269, 295, 345, 395 і 455 мм.

Випускають також чотирьох- і шестилопатеві, одношарошечние пілотні й штирові наддолотного розширювачі.

Викривлення стовбурів свердловини в процесі спорудження вимірюється. Для цього використовують інклінометри дискретної і безперервної дії, що працюють як в процесі буріння, так і між рейсами. Інклінометри вимірюють відхилення стовбура свердловини від вертикалі (у вертикальній площині) і викривлення по азимуту (кут між вертикальною площиною, в якій лежить вісь викривленого стовбура, і вертикальною площиною, що проходить через північне закінчення магнітної стрілки).