Наклонно-направленное бурение

Работа современных роторных буровых установок может быть специально организована для наклонного или наклонно направленного бурения, т. е. бурения скважины под определенным углом к конкретной цели бурения. Угол, под которым скважина отклоняется от вертикали, называется углом отклонения. Существует два типа отклоняющихся скважин: под утлом (см. рис. 18.3а) и Эгобразные (см. рис. 18.3б).

Точка, где начинается отклонение скважины от вертикали, называется зарезкой ствола скважины. Если в скважине находится обсадная колонна, в ней с помощью трубореза делают зазор, или окно, для начала бурения в боковом направлении. Первым устройством, применявшимся для бурения наклонных скважин, был отклоняющий клин (см. рис. 18.4) — длинный стальной клин для сгибания буровой колонны. Отклоняющий клин опускают в ствол скважины на буровой колонне и ориентируют с помощью приборов для разведки. Далее к буровой колонне прикладывают нагрузку, при этом отклоняющий клин отделяют от колонны, которую извлекают на поверхность. Затем к колонне крепится буровое долото малого диаметра, оно используется для бурения направляющей скважины глубиной 10—15 фут. (3—5 м). В направляющей скважине проводят исследование. Если оказывается, что ее направление верно, отверстие расширяют с помощью нормального долота.

В относительно мягких породах для зарезки ствола скважины можно применять гидравлическое долото — трехшарошечное буровое долото с одним крупным и двумя малыми промывочными соплами. Его опускают в скважину и ориентируют с помощью приборов для разведки. Если направление верно, буровая колонна перестает вращаться, но при этом буровой раствор циркулирует с максимальной скоростью: вырываясь из промывочных насадок, он способствует углублению ствола в заданном направлении. Затем буровую колонну удаляют и производят разведку направляющей скважины. При правильном направлении бурение скважины продолжают нормальным трехшарошечным долотом.

Современный метод формирования скважины с отклонением от вертикали предполагает использование конструкции, включающей скважинный кривой переводник, турбобур и алмазное буровое долото (см. рис. 18.5). Скважинный кривой переводник — это небольшая короткая труба с отклонением 0,5—2,5°. Буровой раствор, поступающий вниз по колонне, заставляет работать забойный гидротурбинный двигатель, или турбобур. Раствор попадает либо на спиральный вал двигателя, либо на лопатки турбины, и за счет этого двигатель приводится в действие. Турбобур обычно используется в сочетании с алмазным буровым долотом.

Конструкцию спускают в скважину и ориентируют в заданном направлении с помощью приборов разведки. Буровая колонна остается неподвижной, в то время как турбобур приводится в действие для бурения направляющей скважины. Затем колонну удаляют из скважины и проводят ее исследование. Если направление задано верно, продолжают бурение обычным долотом.

После выбуривания направляющей скважины бурение наклонной скважины можно проводить прямо (с сохранением утла наклона), с увеличением угла наклона либо с его уменьшением.

Управляемая забойная компоновка (см. рис. 18.6) — это сочетание стабилизаторов, кривых переводников, турбобура, а также алмазного долота, которое позволяет как сохранять угол, так и увеличивать или уменьшать его. Для сохранения утла забойная компоновка движется, как при обычном роторном бурении (режим вращения, см. рис. 18.7а). В случае изменения угла компоновку ориентируют в заданном направлении и не вращают. Турбобур начинает бурить скважину именно в этом направлении в режиме скольжения (см. рис. 18.7б), при котором вся конструкция начинает скользить по дну скважины. В таком режиме бурение производится медленнее, чем в режиме вращения. В некоторых компоновках есть регулируемые кривые переводники, в которых угол наклона можно корректировать с поверхности даже тогда, когда компоновка находится в скважине.

Некоторые наклонные скважины были «случайно» пробурены таким образом, что попали на прилегающие территории, это привело к нарушению прав на пользование недрами. Однако обычно наклонное бурение проводится на законных основаниях (см. рис. 18.8).

Бурение скважин в океане обходится гораздо дороже, чем на суше. Шельфовое нефтяное месторождение очень часто выгоднее разрабатывать с помощью наклонных скважин, установленных на берегу, так как конструирование морских буровых платформ требует огромных затрат. Для оптимальной разработки крупного месторождения в глубоких водах лучше всего поставить одну буровую платформу в центре и бурить много радиально расходящихся наклонных скважин. От платформы Коньяк рядом с дельтой Миссисипи расположены 62 наклонные скважины.

Если на скважине случается пожар, неуправляемую скважину можно взять под контроль двумя способами. Сначала необходимо ликвидировать пламя, это делается с помощью взрыва в верхней части скважины для устранения избытка кислорода. Затем уже можно закрыть устье скважины, опустив клапан. Другой метод предусматривает бурение разгрузочной скважины на безопасном расстоянии от исходной. Она не должна пересекать исходную скважину под землей, но должна быть расположена близко. При этом пробуривается зона аномально высокого давления, порождающего выбросы, и за счет выхода газа на поверхность достигается понижение давления. После того как давление снизится, в глушащую скважину закачивают утяжеленный буровой раствор, который проникает сквозь породы в неуправляемую скважину для взятия ее под контроль.

Если какая-либо часть арматуры попадает в скважину и ее невозможно вытащить с помощью ловильных работ, скважину можно пробурить в обход упавшего предмета (с уходящим в сторону боковым стволом). Кроме того, бурение одной наклонной скважины для исследования нескольких потенциальных коллекторов гораздо более рационально, чем бурение новой скважины для каждого коллектора. Наклонное бурение также применяется для ухода от неудачного местоположения.

Первоначально на новых наклонных скважинах проводили инклинометрию для измерения наклона (угла отклонения) и определения направления по компасу (азимута) (см. рис. 18.9). Съемки были как единичными (одно измерение), так и многоразовыми. Их осуществляли с помощью магнитного компаса и гироскопа. Магнитометрическую аппаратуру использовали только в том случае, когда забойная компоновка состояла из немагнитных удлинителей, изготовленных из монель-металла. Гироскоп применяли, если удлинители были изготовлены из магнитного материала или поблизости находился какой-либо другой источник железа, например обсадная колонна. В наши дни диаграммы инклинометрии записывают непосредственно в процессе бурения (телеметрическая система определения параметров).

Результатом бурения с увеличенным отклонением от оси скважины является смещение на несколько сотен метров по горизонтали от изначальной точки, расположенной на поверхности (см. рис. 18.10а). Самое большое в мире отклонение составляет 6 миль (10 км).

Скважина горизонтального дренажа — это наклонная скважина, бурение которой ведется в продуктивном интервале параллельно пласту коллектора (см. рис. 18.10б). Горизонтальная часть скважины называется горизонтальной секцией. Скважина горизонтального дренажа состоит из геометрической и регулируемой секций. Бурение верхней части скважины (геометрической секции) проводят по первоначальному плану — как для нормальной вертикальной скважины. Регулируемая секция, имеющая отклонение от вертикали, создается на основе данных о местоположении бурового долота в формации относительно ее кровли и подошвы, получаемых в реальном времени с помощью телеметрической системы. Для продолжения бурения до цели и сквозь нее запускают управляемую забойную компоновку.

Скважины горизонтального дренажа характеризуются показателем градиента наклона, физический смысл которого состоит в изменении наклона относительно горизонтали на единицу длины, по мере того как скважина переходит от вертикальной к горизонтальной, например 8° на 100 фут. Горизонтальные скважины делятся на скважины малого, среднего и большого радиусов в зависимости от угла наклона.

В общем случае скважины горизонтального дренажа позволяют суммарно добывать в 5 раз больше нефти и в 5—20 раз больше природного газа, чем прямые вертикальные скважины, при этом увеличивается и скорость добычи. Участком наиболее удачного применения таких скважин оказались трещиноватые коллекторы, например Остинский мел в Техасе, так как большинство трещин — вертикальные, и поэтому в них более удобно проникать наклонной скважине, чем вертикальной.

Скважины горизонтального дренажа также используются в формациях с низкой проницаемостью (плотных) для повышения суммарной добычи из коллектора. Еще одним вариантом применения таких скважин является предотвращение образования водяного конуса либо прорыва избыточного газа в скважину выше или ниже уровня нефтяного коллектора. Бурение скважин горизонтального дренажа ненамного дороже, чем вертикальных, однако каротажные работы и работы по заканчиванию в них обходятся гораздо дороже. Латерали (см. рис. 18.11) — это короткие горизонтальные ответвления от основного ствола скважины.

Глубина скважины характеризуется двумя показателями (см. рис. 18.12). Первый — общая (измеренная) глубина определяется вдоль ствола скважины. Второй — фактическая вертикальная глубина скважины измеряется строго вниз и всегда меньше, чем общая.