Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

При бурении как наклонно направленных, так и вертикальных сква­жин необходимо определять пространственное положение ствола. В связи с увеличением глубин все труднее становится пробурить скважины в тре­буемом направлении; по тем или иным причинам, они отклоняются от проектного направления. Искривления ствола скважины могут возникать по следующим причинам: трудность ликвидации различных аварийных ситуаций; обвалы в местах искривления скважины или образования же­лобов; различные технологические затруднения в процессе бурения; пере­сечение пластов под неблагоприятным для бурения углом; возможность резких отклонений от принятой сетки разработки месторождения; слабая изученность геологического разреза скважины по прогнозным характе­ристикам.

Таким образом, чтобы избежать нежелательных последствий, вызы­ваемых искривлением скважины, необходимо знать причины и закономер­ности их возникновения, а также мероприятия по проведению скважин в заданном направлении.

Системы контроля за пространственным положением ствола скважины представляют собой телеметрические системы, которые передают инфор­мацию с забоя по каналу связи для соответствующей обработки на по­верхности. Существуют системы двух видов: одни из них для получения информации требуют остановки бурения, вторые не требуют этого.

В системах с автономными скважинными приборами связи с поверх­ностью может и не быть. В этом случае скважинный прибор снабжен запоминающим устройством, а данные расшифровываются после извле­чения прибора из скважины.

Классификация систем контроля пространственного положения ствола скважины представлена на рис. 1.4. Остановки бурения для получения необходимой информации требуют системы с автономным скважинным прибором и с проводным каналом связи. Последние предназначены для измерения зенитного угла, азимута, а также определения направления отклоняющих компоновок. Обработка информации в этих системах осу­ществляется с помощью ЭВМ. Не требуют остановки бурения системы с передачей информации в виде импульсов давления бурового раствора, с электромагнитным каналом связи по породе и по колонне бурильных труб, а также с использованием акустических колебаний.

В последнее время за рубежом разрабатываются в основном системы,

Рис. 1.4. Классификация систем контроля пространственного положения ствола скважины

не требующие остановки бурения для получения необходимой информа­ции.

Системы с проводным каналом связи широко используются для сква­жинных исследований и каротажа. Основное преимущество проводных систем — высокая скорость передачи данных, однако стоимость таких систем велика и затруднено проведение аварийных работ.

При бурении наклонных скважин замеряют глубину забоя, угол на­клона и азимут ствола. Этими тремя показателями определяется поло­жение каждого участка ствола скважины в пространстве. Системы конт­роля за пространственным положением ствола скважин представляют собой телеметрические системы, которые осуществляют прием первичной информации, преобразование и передачу ее по каналу связи, обработку и представление результатов обработки.

Широкое распространение в настоящее время получили различные виды инклинометров. В работе [11] предложена схема классификации разработок и совершенствования инклинометров (рис. 1.5). Она охваты­вает 118 видов инклинометров, разделенных на дистанционные и с мест­ной регистрацией показаний. К первым относятся генераторные и пара­метрические, ко вторым— генераторные, параметрические и визуальные.

По способу регистрации показаний инклинометры обеих категорий делятся на приборы непрерывного действия и точечные (дискретные), по способу управления — на управляемые по каналу связи и неуправляемые, по принципу действия основных преобразователей — на инерционные, гироскопические, магнитные и гравитационные.

Рис. 1.5. Схема классификации инклинометров 44 ‘

Инерционные инклинометры служат для определения искривления стволов скважин и используют способность углового акселерометра из­мерять ускорение вращательного движения кожуха прибора.

Принцип действия гироскопических инклинометров основан на свой­стве гироскопа сохранять положение своего основания в пространстве.

Магнитные инклинометры основаны на измерении горизонтальной составляющей напряженности магнитного поля Земли или на определении направления магнитного меридиана с помощью магнитной стрелки.

Гравитационные инклинометры основаны на определении направления гравитационного поля Земли с помощью маятника.

Инерционные инклинометры по характеру перемещения инерционной массы силового акселерометра с учетом конструктивно-технологической целесообразности сведены к роторным приборам, а гироскопические под­разделены на вибрационные и роторные. .

Магнитные инклинометры по признаку устройства преобразователей делятся на гальваномагнитные, индукционные и механические, а грави­тационные — на жидкостные и маятниковые.

По принципу действия вторичных преобразователей инклинометра образуют большую группу, которая представлена в классификации.

Традиционными приборами для определения пространственных харак­теристик являются инклинометры, которые используют в своем составе магнитную стрелку ИШ (2, 3, 4), ЗИ (1, 2), ИФ-6, прибор Полякова, прибор Мозгова — Самойлова ИИ (2, 3) и др.

Большая точность определения углов искривления, их обработки и простота кинетической схемы инклинометров конструкции Шевченко (ИШ) позволили широко внедрить их в практику бурения нефтяных и газовых скважин.

Инклинометры ИШ-3 и ИШ-4 отличаются от ИШ-2 тем, что они рас­считаны на работу с одножильным кабелем и в их конструкцию внесен ряд усовершенствований. В инклинометре ИШ-3 для управления его ра­ботой применяется переменный ток, а для питания измерительной час­ти — постоянный. В инклинометрах ИШ-4 для управления и питания из­мерительной части применяется постоянный ток. Инклинометры ИШ-3 и ИШ-4 маслонаполненные, снабжены компенсаторами давления и имеют следующие характеристики.

TOC o "1-5" h z Технические данные инклинометров.

Диапазон измеряемых зенитных углов скважины, градус……………………………………….. О—50

Время, необходимое для измерения в одной точке, с……………………………………………………. 25

Диаметр инклинометра, мм…………………………………………………………………………………….. 65

Длина инклинометра, мм……………………………………………………………………………………… 2185

Напряжение источника тока, В:

постоянного……………………………………………………………………………………………….. 60, 90

переменного. …………………………………………………………………………………………. 127—220

Максимально допустимые величины:

температура окружающей среды,°С……………………………………………………………………… 100

наружное давление на кожух, МПа………………………………………………………………………… 5

В инклинометрах ЗИ-1, ЗИ-1М и ЗИ-2 использован принцип отвеса и магнитной стрелки. Фотоинклинометры ИФ-1, ИФ-2, ИФ-5, ИФ-6 относят — 46

ся к приборам, использующим в своем составе магнитную стрелку и от­вес, положение которых в скважине фиксируется автоматическим фото­графированием.

Для проведения непрерывного контроля за проводкой скважины при бурении в Азербайджанском индустриальном институте разработаны импульсные инклинометры ИИ-2 и ИИ-3, которые включаются в работу одновременно с включением электробура. В приборах применена время — импульсная система телеизмерения, устраняющая влияние изменения параметров каналов связи на точность измерений. Представлены инкли­нометры двух типов: для измерения зенитного угла, азимута скважины и азимута направления отклонителя (ИИ-3), а также для измерения направления отклонителя относительно известного азимута скважины зенитного угла (ИИ-2).

В инклинометре ИИ-3 установлен датчик для измерения азимута, определяемого относительно магнитного поля Земли, что требует исполь­зования немагнитных труб. В инклинометре ИИ-2 нет магнитного эле­мента, поэтому его можно встраивать в обычные бурильные трубы. Ин­клинометр ИИ-2 аналогичен ИИ-3, но в первом отсутствует датчик ази­мута скважины. Следовательно, инклинометр ИИ-2 в конструктивном отношении выполнен проще, и при известном азимуте его применять целесообразнее.

Инклинометр В. И. Мозгова и Л. Г. Самойлова может быть исполь­зован в горизонтальных и сильнонаклонных скважинах. Инклинометр опускают в скважину на бурильных трубах.

Технические данные

TOC o "1-5" h z Наружный диаметр, мм……………………………………………………………………….. 45

Длина, мм……………………………………………………………………………………………………. 1800

Способ фиксирования измеряемых величин……………………………………………………… Механический

Диапазон измерения, градус:

‘ зенитного угла……………………………………………………………….. ,……………… 55—90

азимута………………………………………………………………………………………… 0—360

Число измерений за один спуск……………………………………………………………………………… 1

Погрешность измерений, градус:

зенитного угла………………………………………………………………………………. ±0,5

азимута………………………………………………………………………………………… ±4

Для определения залегания пластов и пропластков в геологическом разрезе, а также кривизны и диаметра скважин используется пластовый наклономер НИД-1, способный осуществлять исследования в необсажен — ных скважинах глубиной до 5000 м. НИД-1 обеспечивает получение ин­формации об азимуте простирания пластов, их углах падения, а также зенитных углах скважины и ее диаметре.

Аппаратура НИД-1 рассчитана на работу с многоканальной каро­тажной лабораторией, укомплектованной генератором со стабилизацией тока нагрузки.

При проведении исследований используют скважинный прибор и. на­земный пульт. Спуск и подъем скважинного прибора проводят кабелем типа КГ1-53-180 длиной до 5500 м. Регистрируемые параметры записывает

регистратор каротажной станции при скорости подъема кабеля до 1600 м/ч.

Аппаратура НИД-1 позволяет измерять электрическое сопротивление пород до 60 Ом-м, азимут ориентации от 0 до 50°, средний диаметр от 130 до 400 мм в диапазоне рабочей температуры окружающей среды для измерительного пульта от 10 до 35° С и для скважинного прибора — от —10 до +125° С. Скважинный прибор выдерживает одновременное воздействие давления 100 МПа и температуры 150° С.

Предельные погрешности вычисления элементов залегания при накло­не пласта к плоскости горизонта более 10° составляют: при диаметре скважины более 200 мм по азимуту простирания ± 10°, по углу падения ±г2°; при диаметре скважины 130 мм по азимуту простирания до ±18°, по углу падения ±3°.

Электрическое питание аппаратуры осуществляется от источника тока частотой 400 Гц, напряжением 180 В и от сети напряжением 220 В, часто­той 50 Гц. *

Габаритные размеры, мм:

скважинного прибора (диаметрXдлина)………………………………………………………. 100X4650

измерительной панели…………………………………………………………………………. 566 Х420Х

Х559

100 65

Масса, кг:

скважинного прибора измерительного пульта

Комплекс технических средств для информационно-измерительной системы контроля пространственного положения ствола наклонно направ­ленных скважин «Наклон», разработанный во ВНИИКАнефтегазе, предназначен для автоматизированного замера, регистрации, обработки и цифропечати данных о зенитном угле и азимуте в отдельных точках ствола скважины. Он может использоваться при бурении наклонно на­правленных скважин как на суше, так и на море.

Этот комплекс включает автономный скважинный прибор, состоящий из блока датчиков и блока электронного, а также наземное устройство отображения и печатающее устройство обработки информации. Автоном­ный скважинный прибор сбрасывают перед началом подъема буриль­ного инструмента внутрь колонны бурильных труб, в нижней части кото­рой установлена бурильная труба из немагнитного материала. Для умень­шения силы удара предусмотрено демпферное устройство, которое раз­мещают внутри немагнитной бурильной трубы.

В процессе подъема бурильного инструмента автономный скважин­ный прибор, перемещаясь вдоль ствола скважины, измеряет и запоми­нает значения зенитного угла и азимута через определенные интервалы по глубине или по времени. Запоминание осуществляется в цифровом виде с использованием полупроводниковых запоминающих устройств. После извлечения прибора из скважин его подключают к наземному устройству, которое осуществляет оперативное считывание информации, ее первичную обработку, цифровую индикацию и цифропечать.

Полученные данные о зенитном угле и азимуте позволяют проконтро­
лировать соответствие фактической траектории проектной, выявить от­клонения, что даст возможность принять необходимые меры для обес­печения попадания забоя скважины в заданный круг допуска.

Технические данные автономного скважинного прибора

TOC o "1-5" h z Наружный диаметр скважинного прибора, мм…………………………………………………………….. 60

Длина скважинного прибора, мм……………………………………………………………………………. 3300

Диапазон измерения, градус:

зенитного угла………………………………………………………………………………………… 0—50

азимута………………………………………………………………………………………………….. 0—360

Допускаемая погрешность измерения, градус:

для зенитного угла…………………………………………………………………………………… ±0,5

для азимута……………………………………………………………………………………………. ±4

Максимальное число точек замера…………………………………………………………………………… 85

Разработан одноточечный вариант КТС «Наклон». В нем скважинный прибор фиксирует измеренные зенитный угол и азимут только в одной точке ствола скважины. Экономический эффект достигается сокращением числа вызовов инклинометрической партии и уменьшением времени простоя буровой установки.

Обработка информации всех способов измерения пространственного положения стволов скважин состоит из трех этапов: отображение и ре­гистрация полученных измерений; преобразование информации в вид, удобный для последующей обработки, масштабирование, линеаризация, сглаживание и запись в оперативную память; поиск наиболее рацио­нальных режимов проводки скважин и осложнений.

На основании полученных данных осуществляется проектирование новых скважин с учетом анализа работы аппаратуры и алгоритмов об­работки информации. Разработка соответствующих алгоритмов в зна­чительной степени должна учитывать существующие методы управления бурением на том или ином месторождении, а математическое и программ­ное обеспечения служат для нахождения профиля ствола наклонно на­правленной скважины и его проекций, определения координат забоя и вычисления ошибки попадания в круг допуска, определения вероятности встречи стволов, накопления, хранения и обработки инклинометрической информации.

Из зарубежных систем представляет интерес разработанная фирмой «Гирбарт» измерительная система (ИСБ) для бурения наклонно направ­ленных скважин. В настоящее время в эксплуатации находятся пример­но 200 ИСБ, из них 30% приходится на долю ИСБ фирмы «Гирбарт». Данная ИСБ основана на использовании волны отрицательного давле­ния промывочного раствора. Эта измерительная система состоит из за­бойного прибора и наземного оборудования.

4-3926

Забойный прибор представляет собой немагнитную УБТ длиной 11,1 м с внутренним диаметром 82,6 мм, соединенную с обычными УБТ при помощи специального переводника длиной 1,2 м, в котором установ­лен генератор импульсных сигналов с наружным диаметром 76,2 мм и длиной 1066 мм и к которому снизу подсоединен прибор с наружным диаметром 76,2 мм и длиной 2,7 м для измерения азимутального откло­
нения (этот прибор размещен примерно в середине немагнитной УБТ). Забойный прибор включает в себя также источник электроэнергии (ли­тиевый аккумулятор для максимальной температуры 150° С, срок работы при 120° С более 250 ч), компактное электронное устройство, состоящее из семи сенсоров, магнитометра, акселерометра, термистора, преобразо­вателя, запоминающего устройства и блока задающего устройства.

Наземное оборудование состоит из преобразователя давления (0— 21 и 0—35 МПа), регистрирующего прибора, терминала, компьютера и ин­дикаторов. При скорости потока промывочного раствора 3,4 м/мин поте­ря давления в данной системе составляет примерно 1 МПа, причем для нормальной работы ИСБ содержание песка в промывочном растворе должно быть ниже 1%. Разрешающая способность ИСБ равна 0,25° в зе­нитном (0—90°) и 0,5° в азимутном (0—360°) углах. Измерительная сис­тема ИСБ фирмы «Гирбарт» применялась при бурении морских наклон­но направленных скважин. Всего пробурено 700 скважин (максимальная глубина бурения до 4350 м), случая пересечения скважин не наблюда­лось, хотя расстояние между их стволами составляло примерно 2 м.

Для достижения наиболее экономичной проходки наклонной скважины запроектированными для этой цели средствами необходимо стремиться к тому, чтобы отклонения от проектного профиля были минимальными. В процессе бурения наклонной скважины необходимо вести не только тща­тельный контроль за ее пространственным положением, не только срав­нивать результаты полученных замеров с проектными, но и постоянно анализировать полученные данные, чтобы предупредить возможные осложнения.

Зная причины, механизм и закономерности искривления буровых скважин, при помощи различных технических средств и инклинометри­ческой аппаратуры можно добиться проведения стволов скважин в нуж­ном направлении.

Существующими приборами необходимо постоянно проводить сле­дующие основные исследования: осуществлять контроль при помощи инклинометров и других систем за положением ствола скважины в прост­ранстве и фактической интенсивностью ее искривления, учитывать пере­межаемость пород по прочности и углам падения, учитывать углы искрив­ления скважины при подсчете требуемой осевой нагрузки на забой.

Системы контроля за пространственным положением ствола наклон­но направленных скважин значительно развиваются как в СССР, так и за рубежом.

Широкое применение нашли системы с автономным скважинным при­бором, совершенствуются методы обработки результатов инклинометри — ческих замеров с использованием ЭВМ и микроЭВМ. Погрешность из­мерения зенитного угла зарубежных систем составляет ±5°, а ази­мута ±10°.

Широко применяются сменные датчики с различным диапазоном измерения зенитного угла. Помимо приборов с магнитными датчиками, за рубежом имеются разнообразные варианты приборов с гироскопи­ческими датчиками.

Контролируемый техноло­	Диапазон	Число объектов	Измеряемая физическая величина	Пределы	Основная приведенная погрешность по каналу	Время установки
гический параметр	измерения	контроля	измерения	основному	вспомога­ тельному	показании с
Нагрузка на крюке G, кН	0—3500	1	Нагрузка на рычаге механизма для крепления каната МКК-34 конструк­ции Уралмашзавода, кН	0—80	±2,5%	±4,0%	5
Крутящий момент на столе ротора Мр, кН • м	0—60	1	Активный электрический момент при­вода ротора, кВ-A cos <р	—	±2,5%	±4,0%	5
Крутящий момент на машинном ключе Мк, кН*м	0—60	1	Усилие на натяжном канате удер­живающего ключа, кН	0—60	±2,5%	±4,0%	5
Частота вращения стола ротора л, об/мин	0—300	1	Частота вращения трансмиссионного вала привода стола ротора, об/мин	0—1200	±4,0%		10
Механическая ско­рость бурения у„, м/ч	0,1—50	1	Усредненная скорость изменения угла поворота входного элемента первично­го преобразователя, кинематически связанного с механизмом для измере­ния перемещения талевого блока, об/ч	0,05—25	±4,0%
Подача инструмента Л, м	0—6500	1	Угол поворота входного элемента пер­вичного преобразователя, кинематиче­ски связанного с механизмом для изме­рения перемещения талевого блока, градус	0—3250 X Х360	±18°
Глубина забоя L, м	0—6500	1	То же	0—3250 X Х360	±18°	—	—
Число свечей N	0—300	1	Количество реверсных поворотов вход­ного элемента первичного преобразо­вателя, кинематически связанного с механизмом для измерения перемеще­ния талевого блока, циклы	300
Положение талевого блока относительно сто­ла ротора LT6, м	0—45	1	Число оборотов входного элемента первичного преобразователя, кинема­тически связанного с механизмом для	0—22,5	±2,5%		10

Контролируемый техноло­	Диапазон	Число объектов контроля	Измеряемая физическая величина	Пределы	Основная приведенная погрешность по каналу	Время установки
гический параметр	измерения	измерения	основному	вспомога­ тельному	показаний, с
Скорость вертикаль­ного перемещения та­левого блока итй, м/с			измерения перемещения талевого блока
3—0—3	1	Скорость изменения угла поворота входного элемента первичного пре­образователя, кинематически связан­ного с механизмом для измерения пере­мещения талевого блока, об/мин	90—0—90	±2,5%		2,5
Положение поршня в цилиндре компенсато­ра /*пк, м Давление, МПа:	со 1 О СО	1	Угол поворота входного элемента первичного преобразователя, кинема­тически связанного с поршнем компен­сатора, градус	360	±2,5%		10
в цилиндре компен­сатора рк	0—25	1	Давление в компенсаторе, МПа	0—25	±2,5%	±4,0%	5
в манифольде ре	0—40	2	Давление в буровом манифольде, МПа	0—40	±2,5%	±4,0%	5
Расход раствора в бу­ровом манифольде Qe, л/с Плотность бурового раствора, г/см3:	0—100	2	Расход жидкости в буровом манифоль­де, л/с	0—100	±2,5%	±4,0%	30
на входе в сква­жину р0	1,0—2,5	2	Плотность жидкости в буровом ма­нифольде, г/см3	1,0—2,5	±1,5%	±4,0%	30
на выходе из скважины рВых Содержание газа в бу­ровом растворе, % (по объему):	1,0—2,5	1 ,	Плотность жидкости в растворопрово — де (на выходе), г/см3	1,0—2,5	±1,5%	±4,0%	30
на входе в сква­жину К’	0—10	1	Относительное объемное содержание газовой фазы во всасывающем коллек­	0—10	Индикатор	—	30
на выходе из скважины К	0—10	1	торе буровых насосов и в растворопро — воде, определяемое по изменению плот­ности раствора в условиях нормально­го и повышенного давлений	0—10	»		30

Расход раствора на выходе из скважины Qbnxi л/с	0—100	1	Скорость потока в растворопроводе, л/с	0—100	Индикатор	—	30
Температура раство­ра на выходе из сква­жины /, °С Уровень бурового раствора, м:	0—100	1	Температура раствора в растворопро­воде, °С	0—100	±2,5%		30
в приемной емко­сти Н р	0—2,5	2	Измерение уровня жидкости в ем кости, м	0-2,5	± 100 мм	—	30
в запасной емко­сти Н р	0—2,5	3	То же	0—2,5	±100 мм	—	30
в скважине (отно­сительно стола рото­ра) при спускоподъ­емных операциях Н СКВ	15—50	1	Уровень бурового раствора в во­доотделяющей колонне: верхний — по сигналу первичного преобразова­теля, нижний — по сигналу с реле вре­мени задержки, выбираемого в зависи­мости от конструкции скважины и скорости подъема инструмента	Установка первичного преобразо­вателя на расстоянии 20 ±2 м от ротора	5 м относи­тельно сра­батывания (настройки)		30
Давление в цементи­ровочном манифоль — де р,„ МПа	0—40	1	Давление в цементировочном мани — фольде, МПа	0—40	±2,5%	±4,0%	5
Расход тампонажно — го раствора или про — давочной жидкости в цементировочном ма- нифольде Qu, л/с	0—100	1	Расход в цементировочном манифоль — де, л/с	0—100	±2,5%		30
Суммарный расход тампонажного раст­вора или продавоч-	0—1000	1	Количество прокачанной через це­ментировочный манифольд жидкости, определяемое непрерывным интегри-	0—1000	В зависимо­сти от пре­дела изме-

Контролируемый техноло­	Диапазон	Число объектов контроля	Измеряемая физическая величина	Пределы	Основная приведенная погрешность по каналу	Время установки
гический параметр	измерения	измерения	основному	вспомога­ тельному	показаний, с
ной жидкости в це­ментировочном ма — нифольде hQn, м3			рованием сигнала, пропорциональ­ного объемному расходу, м3		рения рас­хода: при 5—10 л/с ±15,6%; при 10— 100 л/с ±2,5%
Плотность тампонаж — ного раствора и продавочной жидкости в цементировочном манифольде рЦ) г/см3 Уровень сыпучего ма­териала:	1,0—2,5	1	Плотность жидкости в цементировоч­ном манифольде, г/см3	1,0—2,5	±1,5%	±4,0%	30
в бункере хранения Н<		6	Наличие сыпучего материала в месте установки первичного преобразова­теля (6 точек контроля)		±20 мм от­носительно установки первичного преобразо­вателя
в разгрузочном бункере Не	—	2	То же (2 точки контроля)	—	То же	—	—
в бункер-весах Не’	—	1	То же	—	»	—	—
Масса сыпучего: мате­риала в бункер-весах (брутто) М, т	0—15	1	Масса бункер-весов, т	0—15	±2,5%		10
Работа талевого ка­ната А, кН-км	0—10е	1	Сумма произведений сигналов, про­порциональных нагрузке на крюке и перемещению талевого блока		±ю%

Одним из путей повышения точности и надежности забойных датчиков может стать использование механических колебательных систем на забое скважины, например, применение в качестве преобразования различных забойных параметров системы баланс—спираль, которая обладает вы­сокой температурой, стабильностью, добротностью и виброустойчивостью. Существующие инклинометры, как известно, требуют обработки полу­чаемой информации различными способами. Большое значение для выбора способа обработки данных инклинометрии имеет тип организа­ции канала связи с забоем.

Проектный план и профиль скважины наряду с геолого-техническим нарядом должны быть основными руководящими документами при про­ходке скважин.

Комментарии запрещены.