Техника и технология направленного бурения.

В большинстве случаев при бурении наклонно-направленных скважин уже в проекте скважины предусматривается использование средств направленного бурения.Результаты инклинометрии трассы скважины показывают соответствие или несоответствие реальной трассы к запланированной. При наличии отклонения, возникает необходимость исправления направления скважины, для чего также применяются средства направленного бурения.

Технические средства, предназначенные для преднамеренного изменения направления ствола скважины, называются – отклонители. При бурении нефтегазовых скважин с использованием забойных двигателей (турбобура, гидравлического винтового двигателя) используется специальная компановка низа бурильной колонны – КНБК, включающая «кривой переводник». При бурении геологоразведочных скважин применяются специальные отклонители.

Процесс направленного бурения состоит из трех операций: спуск отклонителя или КНБК, ориентация отклонителя и бурение. Вторая операция, самая ответственная, выполняется геофизиками.

По методу использования и принципу действия отклоняющие устройства делятся на устройства разового и многократного применения (стационарные и съемные клинья) и снаряды непрерывного действия.

Для одноразового изменения направления при коррекции трассы скважины или при зарезания дополнительного ствола скважины для многозабойного бурения, часто применяется наиболее простой отклонитель – КОС (клин, отклоняющий стационарный) (рис.43). Такой клин может устанавливаться на забое скважины или в любой точке открытого ствола скважины на «пробке – искусственный забой» (рис. 44).

К отклонителям многоразового действия относится отклоняющий снаряд СНБ-КО (рис. 45). Такой снаряд устанавливается на забое в специально подбуренное углубление ствола. После выполнения заданного искривления ствола скважины, снаряд извлекается и может использоваться многократно.

Для равномерного набора кривизны в заданном направлении одновременно с бурением скважины применяются снаряды непрерывного действия. Типичным представителем таких снарядов является отклонитель ТЗ-3 (Тарбаган Забайкальский). Устройство и принцип работы этого снаряда показаны на рис.46.

Приведенные снаряды многоразового и непрерывного действия имеют невращающейся, фиксируемый в нужном направлении корпус. СНБ-КО после ориентации фиксируется расклиниванием нижнего конца в подбуренным углублении забоя. Корпус ТЗ-3 после ориентации фиксируется в заданном направлении выдвижным коническим ползуном с твердосплавными роликами. В обоих снарядах через невращающейся корпус проходит вращающийся от бурильных труб центральный вал-шпиндель, имеющий на нижнем конце породоразрушающий инструмент, обычно долото. Для большего набора кривизны вал может соединяться с бурильными трубами шаровым шарниром.

Если азимутальное направление скважины выдерживается геологическими факторами, увеличить интенсивность зенитного искривления можно включая в забойную часть бурового снаряда шарнирную компановку. (рис. 41).

Рис. 43 Рис. 44 Рис. 45

Рис. 46 Рис. 47

Наиболее ответственной и сложной операцией при выполнении работ по направленному бурению с использованием отклонителей является ориентация отклонителя.

Практически все отклонители и разового, многократного и непрерывного действия спускаются в скважину на колонне бурильных труб.

В давние времена применялось прямое ориентирование разовых и многоразовых отклонителей. При этом методе отклонитель на поверхности устанавливался в строго заданном направлении и в таком положении спускался в скважину на бурильных трубах, которые, в свою очередь, также строго ориентировались в заданном направлении. Такая операция была очень трудоемкой и продолжительной и поэтому в настоящее время практически не применяется.

Сейчас отклонитель жестко закрепляется к колонне бурильных труб и свободно спускается в скважину. На верхнем конце отклонителя или в нижнем конце бурильной трубы, навинченной на отклонитель, имеется стыковочное устройство - косой срез со шпоночным пазом или шпонка, установленное в плоскости искривления. Ориентатор имеет на нижнем конце ответное стыковочное устройство, также направленное в определенной плоскости ориентатора. Ориентаторы имеют небольшой размер по диаметру (обычно 12 – 22 мм), и спускаются в скважину внутри бурильных труб. Достигнув отклонителя, ориентатор своим стыковым элементом входит в контакт с соответствующим элементом стыкового устройства отклонителя, соединяется с ним и занимает заранее определенное положение относительно отклонителя.

До спуска отклонителя в скважину обязательно выполняется инклинометрия для точного определения плоскости искривления скважины - апсидальной плоскости, относительно которой должен быть сориентирован отклонитель. Угол между апсидальной плоскостью и направлением действия отклонителя, отсчитываемый в плоскости нормальной к оси скважины называется углом установки отклонителя (предварительно рассчитывается). Перед спуском отклонителя в скважину на поверхности производится установка ориентирующего узла отклонителя к нулю ориентирующего прибора (настройка ориентатора). Совмещение в скважине нуля ориентирующего прибора с апсидальной плоскостью обеспечивает действие отклонителя под заданным углом относительно апсидальной плоскости, т.е. в заданном направлении.

Если все же скважина вертикальна или зенитный угол меньше 3^о в качестве ориентатора используют обычный инклинометр с приделанным к нему стыковочным устройством. При этом труба над отклонителем должна быть из не магнитного материала. Положение магнитной стрелки относительно нулевой плоскости прибора и, следовательно, плоскости заданного искривления позволит повернуть отклонитель в заданном направлении (рис. 48).

Поскольку почти все скважины вращательного бурения с глубиной имеют тот или иной угол наклона, то принцип действия практически всех ориентаторов основан на использовании силы тяжести. Либо отвес, либо шарик, свободно катающийся по кольцевой канавке на плоскости перпендикулярной к оси прибора, либо пузырек воздуха в жидкости, позволяют сориентировать измерительную часть прибора в плоскости искривления. После установки ориентатора, отклонитель поворачивается на заданный угол, и бурение будет проводиться в нужном направлении.

Наиболее простым и по принципу действия, и по возможности изготовления, и по пониманию работы ориентатора является штыревой ориентатор клиньев – ШОК-1. (рис. 49). ШОК-1 можно считать прибором механического действия. Шайба 7 устанавливается так, что когда отверстие в шайбе совпадет с апсидальной плоскостью, отклонитель будет направлен под заданным углом. При проворачивании ориентатора подергивают за троссик штырь, и когда отверстие в шайбе совпадет с апсидальной плоскостью, штырь попадет в отверстие и это зафиксируется на поверхности.

Другой путь получения сигнала о правильной установке отклонителя – гидравлический канал. В таких приборах, когда шарик, занимающий положение в нижней точки кольцевой канавки, т.е. на вертикальной плоскости, проходящей через ось прибора, при проворачивании прибора совместится с отверстием и перекроет проход промывочной жидкости, на поверхности будет получен сигнал в виде резкого повышения давления. Принцип работы и устройство двух вариантов приборов с гидравлическим ориентатором, приведены на рис. 50.

Рис. 48 Рис. 49 Рис. 50

В настоящее время чаще применяются более современные и более точные приборы, использующие электрические и оптоэлектронные датчики. Наиболее простым из них является универсальный штыревой ориентатор УШО. Принцип его работы заключается в том, что шарнирно закрепленный стержень, отклоняясь под действием силы тяжести, замыкает электрическую цепь при определенным положении отклонителя. Рис. 51.

Рис.51 Рис.52

Один из наиболее распространенных ориентаторов с электрическим сигналом - «Курс» Имеет круговой реостат, нулевая точка которого при стыковке с отклонителем совмещается с плоскостью искривления отклонителя. При проворачивании отклонителя корпус прибора поворачивается и токосъемная щетка (красный цвет на рис 52) скользит по реостату, передавая сигнал пропорциональный углу поворота отклонителя.

В последнее время разработан и применяется бесконтактный оптоэлектронный ориентатор ОБ-13. Принцип действия оптоэлектронного преобразователя заключается в том, что между источником света (светодиод) и приемником света (фотосопротивление) располагается чувствительный элемент с переменной пропускной способностью. В качестве чувствительного элемента используется вращающаяся на оси непрозрачная эксцентричная маска со щелью или пузырек воздуха в непрозрачной жидкости. При изменении измеряемого угла (вращение вокруг апсидальной плоскости скважины) меняется световой поток, протекающий через приемник света, что и передается на поверхность. (Рис. 53 и 54).

Рис. 53

Рис. 54

. Схемы и средства отбуривания участков ствола скважины для выхода на горизонтальное окончание скважины приведены на рис.55. Схемы управления (с участием геофизиков), направленным бурением с использованием телеметрии приведены на рис. 56 и 57.

Широкое применение направленного бурения нефтегазовых скважин и скважин с горизонтальным окончанием (напомним, что длина ствола таких скважин достигает 12700 метров), требует применения современных систем дистанционного управления т.е. телеметрических систем. Управление направлением скважины и параметрами режима бурения осуществляется буровиками совместно с геофизиками. Телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой-устье скважины, прием наземным устройством, обработку результатов.

Существующие телесистемы включают следующие основные части:

- забойную аппаратуру;

- наземную аппаратуру;

- технологическую оснастку (для электропроводной линии связи);

- антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);

- немагнитную бурильную трубу (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометра);

- забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи).

Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи для измерения:

- направления оси скважины (зенитный и азимутальный углы и направление отклонителя) 4

- геофизических параметров приствольной зоны скважины (КС, ПС,гамма каротаж электромагнитный каротаж);

- параметров режима бурения (осевая нагрузка на долото, частота вращения, крутящий момент, давление внутри и снаружи колонны).

Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство и усилитель передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная информация расшифровывается и поступает в системы отображения и обработки.

Каналы связи. В настоящее время применяются три варианта каналов связи: электропроводный, гидравлический и электромагнитный.

- Электропроводный канал связи наиболее информативный, надежный, быстродействующий, многоканальный, помехоустойчивый, не требует забойного источника энергии, имеет возможность двусторонней связи. Недостатком является наличие кабеля, что создает технические трудности при бурении и спуско –подъеме бурильных труб.

- Гидравлический канал связи передает на поверхность информацию путем импульсов давления в потоке промывочной жидкости. Достоинства этого канала связи в относительной простоте, не нарушает обычные технологические процессы бурения. Недостатки – низкая информативность и скорость передачи информации, возможность помех, невозможность использования при бурении с продувкой.

Электромагнитный канал связи. Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антеной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки. (Рис. 58) К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по сравнению с гидравлическим каналом связи. К недостаткам – ограниченная дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород, слабая помехоустойчивость.

Использование подобных систем помимо контроля навигационных и технологических параметров позволяет частично проводить комплекс геофизических исследований без остановки процесса бурения. В частности с помощью систем подобного типа можно осуществлять контроль за следующими параметрами:

- естественное гамма-излучение разбуриваемых пород;

- кажущееся сопротивление горных пород КС;

- сопротивление поляризации ПС;

- электромагнитный каротаж

- гамма-гамма каротаж;

- нейтронный-нейтронный каротаж;

- акустический каротаж, кавернометрия;

- виброметрия.

На базе совершенствования телесистем и наземных систем контроля геолого-технического контроля возможно создание интеллектуально-автоматизированной буровой установки, которая будет контролировать и корректировать работу бурильщика, а в некоторых случаях осуществлять работу бурильщика в автоматическом режиме.

Рис. 55

Рис. 56

Рис. 57

Рис. 58

8. Получение ориентированного керна – Кернометрия.

В ряде случаев для получения полной геологической информации геологам надо знать пространственное положение керна, в котором он находился до отрыва и подъема на поверхность, чтобы определить направление слоистости и других параметров рудного тела. Существует технология, и технические средства для получения ориентированного керна. Такая операция называется «кернометрия». В выполнении кернометрии прямое участие принимают геофизики.

Даже при 100% выходе полноценного керна геолог не получает всей полноты информации о пробуренных породах и, особенно, о полезном ископаемом. Кроме границ пластов и их мощности, получаемых по керну, большое значение имеет информация о характере и направленности так называемых «структурных элементов» массива пород – слоистости, рассланцованности, трещиноватости, кливажа. Эти структурные элементы имеют свое положение в пространстве по азимутальному и по зенитному направлениям. Поскольку знание направлений структурных элементов в ряде случаев является необходимым, то геолог может их получить либо по трем рядом пробуренным скважинам, что дорого и не всегда приемлемо, либо получением, ориентированного в пространстве керна.

Издавна геологи мечтали получать ориентированный керн и по нему точно знать положение и направление границ пластов, слоистости и других особенностей залегания пластов пород. Технология получения ориентированного керна получила название «Кернометрия». Впервые кернометрию в разведочном бурении применили в 1887 году в Верхней Силезии. В нашей стране использование кернометрии началось в 1923 году, а серийные приборы «керноскопы» стали применяться с 1952. Далее продолжалось совершенствование и технических средств и методов отбора ориентированного керна. Существует несколько типов керноскопов, отличающихся принципом действия.

Рис. 1953 год, производственная практика автора, первый отечествен-

ный керноскоп - держат геофизики!

Для получения ориентированного керна надо решить две задачи:

1. Зафиксировать положение корпуса прибора (обычно со смещенным центром тяжести) относительно азимутального и зенитного направлений

2. Нанести в скважине на столбик еще не отделенного от забоя керна метку, положение которой строго привязано к положению корпуса прибора. Зная положение корпуса прибора относительно пространственных координат, можно точно сориентировать и положение столбика керна в тех же координатах и, следовательно, точно определить азимутальный и зенитный углы структурных элементов пород.

В разных приборах эти задачи решаются по-разному, но с использованием одних и тех же физических принципов – азимут находится с помощью магнитной стрелки или гироскопа, зенитный угол и апсидальная плоскость (вертикальная плоскость, проходящая через касательную к оси скважины в точке измерения) с помощью силы тяжести (отвеса или шарика) или горизонтальной поверхности жидкости.

При бурении вертикальной скважины керн нужно ориентировать только относительно азимутального направления, обычно относительно направления Север – Юг. В этом случае одновременно с нанесением метки на керн необходимо зафиксировать положение корпуса прибора относительно линии Север – Юг (положение магнитной стрелки или аналогичной линии гироскопа) и зная положение метки относительно корпуса определить азимутальное направление структурных элементов породы. Зенитный угол структурных элементов породы керна в вертикальных скважинах определяется простой геометрией.

Значительно чаще приходится иметь дело с наклонными скважинами, в том числе и с пространственно искривленными. В этом случае координаты заданной точки скважины определяются апсидальной плоскостью, т.е. вертикальной плоскостью, проведенной через касательную к оси скважины в данной точке. Измерительная часть керноскопа с помощью противовеса устанавливается в апсидальной плоскости, и после нанесения метки на столбик керна, фиксируется. Учитывая, что длина прибора мала по сравнению с интенсивностью искривления, можно считать, что ось прибора совпадает с осью скважины, зенитный угол между отвесом и осью прибора совпадает с зенитным углом скважины, плоскость прибора, проходящая через отвес и ось прибора, совпадает с апсидальной плоскостью скважины. Метки, наносимые на керн, четко ориентированы относительно корпуса прибора и, следовательно, керн ориентирован и относительно азимута, и по зенитному углу.

Методы ориентации прибора в пространстве. (Рис.59).

1. Использование компаса и отвеса, часто совмещенных. Компас закрепляется на подвижной опоре («плавающий») и с помощью отвеса занимает горизонтальное положение. Компас может применяться в немагнитном корпусе (алюминий, латунь) и в немагнитных породах. В магнитных (железистых) породах компас заменяется гироскопом.

2. В наклонных скважинах использование отвеса позволяет зафиксировать положе6ние прибора относительно апсидальной плоскости скважины. Отвес - груз, на стержне зажимаемый при фиксировании.

3. Другой более точный и надежный вид отвеса – шарик, свободно катающейся на кольцевой канавке в плоскости перпендикулярной к оси прибора. В момент измерения, (нанесения метки на керн) шарик займет нижнюю точку. Линия, соединяющая точку касания шарика и центр прибора, лежит в апсидальной плоскости. После нанесения метки на керн, положение шарика фиксируется зажимом.

4. Использование мениска (отпечатка) горизонтальной поверхности уровня жидкости дает апсидальную плоскость (по длинной оси эллипса отпечатка) и зенитный угол. Для получения четкого отпечатка ранее использовали плавиковую кислоту (НF), но, учитывая опасность ее применения, позднее стали применять раствор медного купороса и металлический никелированный или позолоченный стержень. Отпечаток получается при выдерживании в покое несколько десятков минут. Лучше и быстрее получается отпечаток, если использовать электролиз, - подключать к стержню и корпусу постоянный ток от встроенной электробатарейки.

Положение апсидальной плоскости в пространстве для данной точки скважины, обычно известно из данных проведенной геофизиками инклинометрии, При отсутствии инклинометрии, для ориентации апсидальной плоскости (и керна) необходимо измерять азимут либо магнитной стрелкой, либо, в магнитных средах, гироскопом.

Получение ориентированного керна – керноскопия не только значительно расширяет геологическую информацию, но и позволяет экономить средства за счет уменьшения количества скважин.

Рис. 59

Методы нанесения метки на столбик керна.

Фото автора. 1953 год, на производственной практике – испытания первого отечественного керноскопа. (Рис. 60) Один из первых керноскопов - К-5 наносил метки на торцевую поверхность столбика керна сверлением двух меток – одна в центре и вторая смещенная. (Рис. 61 а). Линия, соединяющая метки сориентирована относительно корпуса прибора. Сверла получали вращение от пружинного двигателя, (завода пружин хватало на 60 оборотов, что достаточно для заметных меток). Измерительная часть прибора вместе со сверлами устанавливалась противовесом в апсидальной плоскости, и ее положение фиксировалось компасом-отвесом. После нанесения меток, прибор поднимался и обыкновенным снарядом отбуривался интервал примерно 20 см. Керн отрывался и поднимался на поверхность, где ориентировался по меткам, и определялись координаты структурных элементов.

Более надежно фиксировать положение керна отбуриванием в торце столбика керна пилот-скважины малого диаметра с одновременным фиксированием положения прибора и, следовательно, получение керна отмеченного в пространстве. (Рис. 61 б).

Третий вариант ориентирования керна – нанесение метки (риски, царапины) на боковой поверхности керна с использованием двойной колонковой трубы с невращающейся внутренней трубой. В этом варианте с внутренней трубой (невращающейся) соединено ориентирующее устройство. Внутри трубы кроме кернорвателя, помещается зуб-резец, который при углубке скважины наносит царапину на боковую поверхность столбика керна, практически на всю его длину (Рис. 61 в). После окончания бурения положение ориентатора внутренней трубы фиксируется, и снаряд с керном поднимается на поверхность.

А б в

Рис. 61

Рис. 62

10. Параметры эффективности технологии бурения.

Выбор величины параметров режима позволяет управлять процессом бурения, добиваясь его эффективности. Для осмысленного грамотного управления процессом, оценки правильности выбора параметров режима бурения и других технологических решений, необходимы количественные оценки эффективности и показатели качества результатов бурения – технико-экономические показатели бурения.

Параметры эффективности отражают три стороны процесса: производительность, себестоимость и качество.

Производительность бурения формально определяется количеством метров скважины, пробуренных за календарный месяц. Этот показатель называют «коммерческая скорость». Однако, для оперативного управления процессом бурения, оценки уровня организации работ в рейсе и в календарный период, и для оценки и планирования организации буровых работ в целом, вводятся как оперативные, так и обобщенные показатели производительности. Они получили названия различных скоростей. Применяют понятия: «механическая», «рейсовая», «техническая», «коммерческая», «цикловая» и «парковая» скорости.

1.Механическая скорость бурения или скорость углубки в той или иной степени отражает физический смысл скорости перемещения забоя (скорости углубления скважины) по мере разрушения породы на забое скважины. Применяются три варианта оценки и измерения механической скорости бурения: мгновенная механическая скорость – Vмгн. = ds /dt, усредненная механическая скорость – Vуср.= ΔS/Δt и средняя механическая скорость – Vср.= S/t

Усредненная механическая скорость бурения или «скорость углубки» (рис.63 Б) хорошо измеряется обычными (инерционными) приборами и достаточно объективно и оперативно отражает скорость углубки скважины и наиболее пригодна для оперативного управления процессом бурения. Подбирая величины параметров режима бурения, обычно пытаются получить максимальное значение скорости углубки. Однако надо иметь в виду, что иногда стремление к максимуму механической скорости может привести к отрицательному результату за счет быстрого износа резцов, зашламования забоя или других негативных явлений.

Средняя механическая скорость (рис.63 В) обобщает результат бурения в рейсе и используется для обобщенной оценки эффективности общерейсовых технологических решений (сравнение разных П.Р.И., разных очистных агентов, специальных технических средств, разных технологических приемов и.т.п.).

А.	Б.	В.
Рис. 63

2. Рейсовая скорость бурения (главный показатель эффективности!).

1)Рейсовая скорость при бескерновом и колонковом бурении простыми снарядами.

,или

, или

Гдеh_р углубка за рейс, t_б бурения в рейсе, t_вспвремя всех вспомогательных операций в рейсе.

Величина рейсовой скорости -V_р наиболее полно и точно отражает эффективность управления процессом бурения. В отличие от V_м, всегда, чем боль

ше V_ртем выше производительность, ниже себестоимость и в, большинстве случаев, и лучше качество.

А Б

Рис.64

Рейсовая скорость при бурении снарядами ССК.

При бурении снарядами ССК рейсом считается расстояние, пробуренное от спуска до подъема всего снаряда и время от окончания бурения в предшествующем рейсе до окончания измеряемого рейса. Проходка за рейс ССК составляет десятки, а то и сотни метров. Длина керноприемной трубы обычно от 3 до 6 метров, следовательно, каждый раз по наполнению керноприемника керном (или при самозаклинивании керна) производится подъем керноприемника с керном с остановкой бурения. Время и углубка от окончания бурения по наполнению керноприемника керном до окончания бурения по наполнению керном вновь спущенного керноприемника называется «циклом», в связи, с чем к понятию рейсовая скорость добавляется понятие «цикловая скорость».

.

Рис.65

Из графика видно, что затраты времени на подъем керна, снижают рейсовую скорость по сравнению с бескерновым бурением.

Принципиальным вопросом является методика измерения рейсовой скорости. Чтобы можно было оперативно оценивать (измерять прибором) текущее значение рейсовой скорости, начало отсчета времени рейса следует начинать с момента остановки бурения в предыдущем рейсе. Тогда будет объективно оценено вспомогательное время рейса, и для измерения текущей величины V_р достаточно разделить текущую проходку на время с начала отсчета рейса.