Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Наююнно направленной скважиной называется скважина, спе­циально направленная в какую-либо точку, удаленную от верти­кальной проекции ее устья. Наклонное бурение в настоящее вре­мя широко применяется при бурении скважин на нефть, газ и твердые полезные ископаемые (рис. 9.3). Существует два способа бурения наклонных скважин:

• роторный способ бурения, представляющий собой прерыви­стый процесс искривления ствола скважины последовательными «зарезками» (уходами в сторону);

• способ бурения забойными двигателями, обеспечивающий непрерывный процесс искривления ствола скважины.

17 1 Л 1 А 7 Я Рис. 9.3. Примеры применения наклонного бурения скнажин: I — проходка с морского основания; 2 — разбуривание морского нефтяного месторождения с берега; 3 — отклонение ствола скважины от сбросовой юны (зоны разрыва) по направлению и нефтеносному участку; 4— проходка наклон­ной скважины (забой будет расположен под участком, не доступном для установ­ки буровой); 5 — бурение на нефтяные пласты моноклинального типа; 6 — буре’ | ние вспомогательной наклонной скважины для ликвидации пожара или откры­того фонтана; 7 — уход в сторону при аварии; 8— проходка наклонных скважин в районе замывания соляного купола: Н — нефть; В — вода; Г — газ; С — соль

Рис. 9.4. Профили наклонных скважин:

а — профиль /; б — профиль //; в — профиль ///; г — профиль IV; / — вертикальный участок; 2 — участок с нарастающей кривизной: 3 — наклонная прямая; 4 — участок с убывающей кривизной; 5 — вертикальный участок

В Российской Федерации подавляющее большинство наклонно направленных скважин бурят с применением забойных двигате­лей, тогда как за рубежом преобладает бурение скважин ротор­ным способом, а забойные двигатели в основном используют толь­ко на участке набора кривизны в заданном направлении. Отече­ственные и зарубежные специалисты считают наиболее перспек­тивными для набора кривизны в заданном направлении винтовые забойные двигатели. Эти двигатели имеют гораздо большую мощ­ность, чем турбобуры, более низкую частоту вала, что благопри­ятно сказывается при наборе кривизны.

Профиль наклонной скважины должен быть таким, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено выполнение задачи, поставленной при бурении дан­ной скважины.

При бурении наклонно направленных скважин наибольшее Распространение получили четыре типа профилей (рис. 9.4).

Профиль I (рис. 9.4, а) — наиболее распространенный — состо­ит из трех участков: верхнего участка / — вертикального; второго участка 2, выполненного по плавной кривой; третьего участка 3 — по наклонной прямой. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на однопластовые месторожде­ния с большими отклонениями при средней глубине скважины.

Профшь II (рис. 9.4, б) состоит из четырех участков: верхнего участка / — вертикального; второго участка 2, выполненного по кривой с нарастающей кривизной; третьего участка 3 — по на­клонной прямой; четвертого участка 4 — по кривой с убывающей кривизной. Часто этот профиль применяется в несколько видоиз­мененном виде — отсутствует участок 3, т. е. сразу за участком 2 с нарастающей кривизной следует участок 4 с убывающей кривиз­ной. Профиль И обычно применяют при бурении наклонных сква­жин глубиной до 2 500 м.

Профи,1ь III (рис 9.4, в) менее распространен, чем первые два. Он состоит из двух участков: верхнего участка / — вертикального;1 второго участка 2, выполненного по кривой, постепенно увели­чивающей угол наклона ствола. Бурение скважин по такому про­филю осуществляется в тех случаях, когда необходимо выдер­жать определенные заданные углы входа ствола скважины в пласт.

Профиль IV (рис. 9.4, г) применяется при бурении глубоких наклонных скважин. Этот профиль отличается от предыдущих тем, что к вертикальному участку /, участку 2, выполненному по кри­вой, и участку 3, представляющему собой наклонную прямую, добавляется криволинейный участок 4, характеризующийся сни­жением полученной кривизны, т. е. выхолаживанием ствола, до­ходящим до вертикали, и прямой вертикальный участок 5. Про­филь IV следует применять в тех случаях, когда нижний участок скважины имеет несколько продуктивных горизонтов.

Рассмотренные профили представляют собой кривую линию, расположенную в одной вертикальной плоскости. Такие профили называются профилями обычного типа. В бурении иногда приходит­ся прибегать к профилям, которые представляют собой простран­ственную кривую линию, напоминающую винтовую или спираль­ные линии, — профшш пространственного типа. Скважины по про­филю этого типа бурят в районах, в которых велико влияние гео­логических условий на самопроизвольное искривление ствола сква­жины. При построении профиля таких скважин стремятся макси­мально использовать закономерности самопроизвольного искрив­ления скважин и тем самым свести к минимуму интервалы буре­ния с отклонителем. В Российской Федерации бурение наклонно направленных скважин с профилем пространственного типа рас­пространено в Грозненском нефтяном районе.

Отклоняющие устройства. Назначение отклоняющих уст­ройств — создание на долоте отклоняющего усилия или накло­
на оси долота к оси скважины с целью искусственного искривле­ния ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным исполне­нием.

В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств при­меняют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и 1110, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентрич­ный ниппель, упругий отклонитель, отклонитель-стабилизатор, отклонитель многопозиционный управляемый (ОМУ) и др.; в электробурении — в основном механизм искривления МИ; в ро­торном бурении — отклоняющие клинья, шарнирные отклони­тели и др.

Рассмотрим некоторые отклонители.

Кривой переводник (рис. 9.5) — наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении наклонно направленных скважин. Он представляет собой толсто­стенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1 …4° нарезают в основном на ниппеле, в отдельных случаях — на муфте. Кривой переводник в сочетании с У ВТ длиной 8… 24 м крепят непосредственно к забойному дви­гателю.

2…2.51

Рис. 9.5. Кривой переводник

Рис. 9.6. Отклонитель Р-1

Отклонитель Р-1 (рис. 9.6) выполняется в виде отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плос­кости и в одном направлении относительно ее оси. Отклонитель Р-1 предназначен для набора зенитного угла до 90° и более, изме-

Рис. 9.7. Отклонитель с накладкой:

/ — бурильные трубы; 2 — кривой переводник; 3 — турбобур — 4 — накладка; 5 — долото

нения азимута скважины, «зарезки» нового ствола с цементного моста и из открытого ствола.

Отклонитель с накладкой (рис. 9.7) представляет собой сочетание кривого переводника и забойного двигателя с накладкой. Его применяют для дости­жения значительных зенитных углов при помощи односекционных турбобуров. Накладку крепят к тур­бобуру примерно в середине сборки долото—тур­бобур или несколько ниже. Над турбобуром уста­навливается кривой переводник игзатем бурильные трубы. Высота накладки выбирается такой, чтобы она не выдавалась за габариты долота.

Отклонитель с накладкой рекомендуется приме­нять в тех случаях, когда непосредственно над кривым перевод­ником необходимо устанавливать бурильные трубы малой жест­кости (например, немагнитные и обычные бурильные трубы), так как применение отклонителей других типов снижает интенсив­ность искривления ствола, а иногда не позволяет увеличить зе­нитный угол ствола более 20…25°.

Изготовитель: ОАО НПО «Буровая техника».

Турбинные отклонители типов ТО и ШО (рис. 9.8, 9.9) конст­руктивно выполняются посредством соединения нижнего узла

Рис. 9.8. Турбинный отклонитель типа Т02: I — турбинная секция; 2 — шарнирное соединение вала; 3 — секция шпиндельная

Рис. 9.9. Шпиндель-отклонитель типа ШО-195: I — переводник присоединительный; 2 — корпус; 3 — опора осевая; 4 — вал

турбобура с верхним узлом через кривой переводник, а валов — через специальный шарнир. В настоящее время освоено производ­ство турбинных отклонителей типов ТО-172, Т02-195, Т02-240 и шпинделей-отклонителей типа Ш01-195,

Технологические харктеристики турбинных отклонителей типа ТО приведены в табл. 9.1.

На конусную часть вала отклонителя установлен специальный шарнир. Верхняя секция турбобура-отклонителя представляет со­бой верхнюю секцию серийного турбобура. Угол искривления кри­вого переводника — 1,0; 1,5 и 2,0°.

Технические характеристики отклонителей типа ДГ конструк­ции ОАО НПО «Буровая техника» для бурения горизонтальных скважин приведены в табл. 9.2.

Ш пиндель-отююнитель типа 1X101-195 эксплуатируется с сек­ционным турбобуром или винтовым забойным двигателем вместо обычного шпинделя. Он представляет собой осевую опору забой­ного двигателя, выполненную в виде отдельного узла, искрив­ленного под определенным углом относительно оси турбобура.

Преимущество этих отклонителей — малое расстояние от до­лота до точки перекоса, снижающее деформацию этого участка и повышающее отклоняющую способность отклонителей.

Изготовители: ОАО НПО «Буровая техника», Кунгурский ма­шиностроительный завод (типы Т02-195 и Т02-240).

Показатели	ТО-172	Т02-195	Т02-240
Наружный диаметр отклонителя, мм	172	195	240
Длина отклонителя, мм	10 745	10110	10 170
Масса расчетная, кг	1 500	1 848	2 593
Число ступеней турбины	109	95	106
Длина нижнего плеча отклонителя, мм	2 000	2 020	2 350
Присоединительная замковая резьба: к долоту (муфта)	3-117	3-І 17	3-152
к бурильным трубам (муфта)	3-147	3-147	3-171
Расход жидкости (воды), л/с	25	30	50
Частота вращения турбины, мин’1	670	/ 660	660
Крутящий момент при максимальной мощности, Н м	650	810	2 040
Максимальная мощность турбины, кВт	45,6	55,9	139,1
Перепад давления при максимальной мощности, МПа	3,8	3,3	4,1
КПД турбины, %	50,7	53,0	69,0

Эксцентричный ниппель (рис. 9.10) представляет собой метал­лическую опору, прикрепленную к ниппелю забойного двигателя. Металлическая опора может быть облицована резиновым листом.; Для обеспечения лучшей проходимости забойного двигателя с эксцентричной накладкой на ниппеле с долотом по стволу сква­жины нижний и верхний торцы опоры выполнены с конусной фаской.

Толщина накладки на ниппеле может на 15 мм превышать раз­ность радиусов долота и забойного двигателя, но должна быть меньше радиального зазора. Нормальная составляющая веса верх­ней части турбобура создает момент, под действием которого до­лото прижимается к верхней стенке ствола и фрезерует его. Вслед­ствие этого с ростом зенитного угла эффективность работы нип­пеля с эксцентричной накладкой по искривлению ствола возрас­тает.

Турбобур с эксцентричным ниппелем рекомендуется приме­нять для набора зенитного угла в устойчивых породах, в которых отсутствует опасность заклинивания или прихвата бурильной ко­лонны.

Технические характеристики отклонителей типа ДГ конструкции ОАО НПО «Буровая техника» для бурения горизонтальных скважин Показатели ДГ-95 ДГ-108 ДГ1-106 ДГ2-106 ДГ-155 ДГ-172 Наружный диаметр, мм 95 108 106 106 155 172 Длина секции, мм: шпиндельной 530 650 660 1420 1 600 1 390 двигательной 2 110 2 580 790 1 500 2 700 1 555 Максимальный угол изгиба искривленного переводника, ” 4,0 3,5 3,5 3,0 3,0 3,5 Радиус кривизны скважины, м 30…50 50… 80 20…30 20…40 50… 80 50… 80 Диаметр долота, мм 120,6 …139,7 120,6… 151,0 120,6…151,0 120,6… 151,0 190,5… 215,9 215,9 Расход промывочной жидко­сти, л/с 6…10 6…12 6…12 6…14 24…30 25 …35 Частота вращения, мин 1 120…200 80… 160 80… 160 80… 160 130… 160 80… 110 Вращающий момент, Н м 600… 900 8000… 1 300 500…550 1000… 1 200 3 500…4 000 1 500…3000 Перепад давления, МПа 4,5…6,0 3,5…5,5 3,0…5,5 6,5…7,5 6,5…7,5 3,5…4,5

и> ю

Рис. 9,10. Эксцентричный ниппель забойного двигателя с накладкой:

I — турбобур; 2 — накладка; 3 — долото

Изготовители: Механические мастерские буровых предприятий по документации ОАО НПО «Буровая техника».

Упругий отклонитель (рис. 9.11) представляет собой специаль­ную с резиновой рессорой накладку, являющуюся сменной дета­лью, легко заменяемой при износе. Металлическую накладку при­варивают к ниппелю турбобура. Изменяя толщину резиновой рес­соры, регулируют интенсивность искривления ствола скважины. Упругий отклонитель можно применять во всех случаях бурения наклонно направленных скважин, в том числе в породах, где воз­можны заклинивание и прихват бурильного инструмента и нип­пель с накладкой не может быть использован.

Изготовители: Механические мастерские буровых предприятий по документации ОАО НПО «Буровая техника».

Рис. 9.12. Схема отклонителя-стабилизатора:

/ — подпружиненный поршень: 2 — сопло; 3 — корпус; 4 — фиксатор; 5 — управляющий узел (корпус); 6— вилка; 7— кулиса; 8 — шатун; 9 — шток; 10 — рессора; // — отклоняющий узел (корпус); 12 — подпружиненный клапан; 13 — разделитель сред; 14 — опора-центратор; 15 — поперечный поршень; 16 — пру­жина; 17 — переключающий узел; 18— отверстие

11 2

Отмонитель-стабилизатор представляет собой управляемый механизм с опорой-центратором, предназначенный для измене­ния направления бурения скважин любого профиля, набора угла наклона направленной скважины и его стабилизации в процессе проходки. Схема отклонителя-стабилизатора представлена на рис.

9.12. Схема установки отклонителя-стабилизатора в КНБК пред­ставлена на рис. 9.13.

Рис. 9.13. Схема установки отклонителя — стабилизатора в КНБК:

о — над коротким двигателем без центратора; б — над турбобуром с центратором над долотом; /, направления соответственно отклонителя

II —

и опоры центратора; / — отклонитель; 2 — уко­роченный забойный двигатель; 3 — долото; 4 — турбобур; 5 — центратор

Технические характеристики отклонителей-стабилизаторов типов ОТУ 195 и ОТУ 125 Показатели ОТУ 195 ОТУ 125 Диаметр корпуса, мм 195 125 Длина, мм 2 320 1 140 Диаметр скважины, мм 215,9 …244,5 139,7… 165,1 Отклоняющее усилие на опоре, кН 50…250 о О Масса, кг 260 95

Изготавливаются отклонители-стабилизаторы типов ОТУ195 и ОТУ125. Технические характеристики отклонителей-стабилизато­ров типов ОТУ195 и ОТУ125 приведены в табл. 9.3.

Отклонитель-стабилизатор позволяет осуществлять искривле­ние скважины без извлечения устройства на поверхность для сме­ны КНБК, оперативно управлять параметрами траектории при совместном использовании устройств обратной связи типа теле — системы, телесигнализаторов или инклинометров.

Изготовитель: ОАО НПО «Буровая техника».

Отклонитель многопозиционный управляемый (ОМУ) предназ­начен для искривления ствола скважины в процессе бурения по команде сверху. Он позволяет осуществлять корректировку траек­тории наклонно направленной скважины без извлечения устрой­ства на поверхность. ОМУ имеет несколько фиксированных углов искривления (например: 0; 1,5; 3,0°), каждому из которых соот­ветствует своя команда.

Рис. 9.14. Схема конструкции ОМУ:

I, 8 — переводник; 2 — кольцевой поршень; 3 — пружина: 4 — полый вал; 5 — корпус; 6 — под­пружиненный палец; 7 — поршневое кольцо; 9 — нижний переводник; 10 — шары; // — кольцо;

12 — шлицевые пазы; 13 — зигзагообразная канавка

/Щьґ6

а б в

Рис. 9.15. Схема установки ОМУ в КНБК:

а — в компоновку с турбобуром; б — с коротким двигателем; в — рабочее поло­жение отклоГжтеля в КНБК; І — УБТ; 2 — турбобур; З — торсионный вал; 4 — отклонитель; 5 — шпиндельная секция турбобура; 6 — долото; 7 — двигатель

Схема конструкции ОМУ представлена на рис. 9.14, а схема его установки в КНБК — на рис. 9.15. В зависимости от типа привод­ного модуля команда задается импульсом давления или сбрасыва­нием шара внутрь колонны труб.

Технические характеристики ОМУ конструкции ОАО НПО «Бу­ровая техника»приведены в табл. 9.4.

Изготовитель: ОАО НПО «Буровая техника».

Отклоняющие приспособления в роторном бурении. Отклонение ствола скважин от вертикали осуществляют при помощи клино-

Табл и ца 9.4

Технические характеристики ОМУ конструкции ОАО НПО «Буровая техника» Показатели ОМУ 172 ОМУ195 ОМУ240 Диаметр корпуса, мм: наружный 172 195 240 внутренний 50…60 60 70 Длина, мм 2 150 2 220 2 380 Диаметр шара, мм и> О’ ОС 47,6 50,8 Присоединительная резьба по ГОСТ Р 508604-96 3-121 3-147 3-171 Масса, кг 150 290 460

Г: І

TOC o "1-5" h z а «І

Рис. 9.16. Отклоняющие приспособления для бурения наклонных |

скважин роторным способом: — к

а — работа с отклоняющим клином: / — установка клина; 2 — мбуриванвдГ[

ствола; 3 — извлечение клина; 4 — расширение ствола; б — работа с шарнирным;

отклонителем: / — установка отклонителя; 2, 3 — забуривание наклонного ство-"

ла; 4 — раширение ствола!

видных или шарнирных отклонителей (рис. 9.16). Отклонители при­меняют только в начальный момент для придания стволу скважи­ны необходимого искривления. После того как ствол скважины отклонен в необходимом направлении, дальнейшие работы по ис­кусственному искривлению ствола производят различными ком­поновками низа бурильной колонны при соответствующих режи­мах бурения. Отклонители применяют несъемные, остающиеся в скважине, и съемные, которые удаляют после того, как пробурят в установленном направлении около 15 м нового ствола. Несъем­ные отклонители применяют в обсаженных скважинах.

Ориентированный спуск бурильной колонны в скважину. Буре* ние наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда, начиная с момента забуривания, отклонитель точ­но ориентируется в проектном азимуте.

До набора кривизны 5° ориентирование отклонителя произвол дят путем непрерывного прослеживания с поверхности его поло­жения в скважине во время спуска бурильной колонны. Известно много способов ориентированного спуска (визирование на один

намеченный ориентир каждой бурильной свечи, спускаемой в скважину при помощи визирной трубы; непрерывное измерение теодолитом углов поворота свечей при спуске; по меткам на бу­рильных трубах и т. д.).

В практике наклонного бурения наибольшее распространение получили методы прямого визуального ориентирования отклони­теля путем прослеживания его действия при спуске инструмента по меткам. Для осуществления этого способа ориентирования пер­воначально бурильный инструмент подготавливают — наносят метки на замках бурильных труб по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны: шаблон с уровнем или шаб­лон ОБШН (рис. 9.17).

Бурильную трубу выкатывают на мостки и на один из замков устанавливают шаблон ОБШН. Перемещая шаблон вокруг оси бурильной трубы, совмещают пузырек уровня с центральными

6 Рис. 9.17. Шаблон: 0 — с уровнем: / — уровень; 2 — шаблон: 3 — бурильная труба; 6 — ОБШН: / — шаблон; 2 — уровень

делениями на пробирке. В этот момент вдоль скоса, размер кото­рого соответствует размеру данной трубы, прочерчивают линию. Затем шаблон переносят на другой замок трубы, следя за тем, чтобы положение трубы было неизменным. Шаблон снова уста­навливают с той же стороны от оси грубы и повторяют ту же операцию.

Операции с шаблоном Григоряна производят аналогично, толь­ко линия прочерчивается по среднему острию шаблона. По про­черченным линиям секачем или путем наварки наносят метки (+). Все другие метки на трубе должны быть ликвидированы.

На буровой нужно иметь столько труб с метками, сколько их требуется для спуска до глубины искривления, и дополнительно семь-восемь труб для наращивания в процессе работы.

После проведения подготовительных работ приступают к сборке отклоняющей компоновки. Компоновка собирается согласно про­грамме работ на проводку скважины, включает в себя долото, забойный двигатель, отклоняющее устройство (уаще всего кри­вой переводник) УБТ и спускается в скважину’для забуривания наклонного ствола. Для того чтобы знать положение отклонителя, при спуске инструмента фиксируют взаимное положение меток на трубах на каждом соединении. Расстояние между метками оп­ределяют металлической рулеткой или другим наиболее распрост­раненным способом — с помощью бумажной ленты, которая пред­ставляет собой полоску плотной бумаги шириной 8… 10 см и дли­ной, равной или несколько большей длины окружности замка бурильных труб.

Полоску бумаги перегибают пополам, посередине делают мет­ку (черточку) и надписывают букву О (отклонитель). Метка О со­вмещается с меткой на кривом переводнике, а напротив метки на ниппеле (УБТ) на бумажной ленте наносят метку и надписывают букву У (рис. 9.18). Компоновку спускают в скважину и навинчи­вают бурильную трубу. После закрепления соединения метка У на бумажной ленте совмещается с меткой на муфте УБТ. Напротив метки на ниппеле бурильной трубы на бумажной ленте наносят метку / и компоновку спускают в скважину на длину бурильной трубы. Навинчивают вторую трубу и закрепляют ее, метку / на ленте совмещают с меткой на муфте первой трубы и напротив метки на ниппеле второй трубы на ленте наносят метку 2, а пре­дыдущую метку / зачеркивают.

Таким образом, на бумажной ленте фиксируют расстояние между метками всех спускаемых бурильных труб. После спуска всех бурильных труб навинчивают ведущую бурильную трубу (квадрат). Отметку последней бурильной трубы на ленте совмещают с мет­кой на муфте трубы; метку О, указывающую направление дей­ствия отклонителя, переносят на переводник ведущий бурильной трубы.

Ж

N

_.|_

І

£

і

ЗО У

! І і’ І О У

т=ї=г

“ І Г О 2 У іггх

1___|—

Рис. 9.18. Ориентированный спуск бурильной колонны:

І — бурильная труба: 2 — УБТ; З — бумажная лента: 4 — кривой переводник; 5 — забойный двигатель: 6 — ведущая бурильная труба

В. ГТН указан азимут направления приемных мостков <рм и проектный азимут отклонения забоя скважины фпр. Для уста­новки отклонителя в требуемом направлении определяют раз­ность X = фпр — фм. Полученный угол X откладывают на окружность ствола ротора от направления мостков по ходу или против хода часовой стрелки (в зависимости от знака); ставят метку П, кото­рая указывает направление на проектную точку. От метки П по ходу часовой стрелки откладывают угол закручивания бурильной колонны со и ставят на роторе метку О (рис. 9.19).

Поворотом бурильной колонны с помощью ротора совмещают метку О на переводнике ведущей бурильной трубы с меткой О на неподвижной части стола ротора. В этом положении с помощью шаблона переносят мелом на ротор положение одного из ребер квадрата, чаще всего ребро, наиболее удобно расположенное для наблюдения. Инструмент приподнимают, убирают элеватор и с промывкой спускают до забоя. После достижения забоя отклони­тель ориентируют в заданном направлении, для чего метка О на переводнике ведущей бурильной трубы должна совпадать с такой же меткой на роторе.

Во время подъема бурильные свечи устанавливают за палец в той же последовательности, в какой они были в скважине. При наращивании колонны в процессе бурения на вновь опускаемых трубах набивают метки, и отклонитель ориентируется так же, как Указывалось ранее.

Угол закручивания бурильной колонны (о зависит от реактив­ного момента забойного двигателя и длины бурильной колонны. Обычно при практических работах принимают угол закручивания со равным 3 и 5° на каждые 100 м длины 168- и 140-миллиметро­вых бурильных труб (считают, что скручивание происходит при длине бурильных труб не более 1 ООО… 1 500 м).

Забойное ориентирование отклонителя. В наклонную скважину, имеющую наклон у забоя более 3°, бурильную колонну можно спускать так же, как в обычную вертикальную скважину, В этом случае отклонитель на забое ориентируют в нужном направлении fl при помощи инклинометра с электромагнитной буссолью и маг- * нитного переводника (рис. 9.20). Скважинное ориентирование от­клонителя инклинометрами с магнитной буссолью и магнитным | переводником основано на использовании многоточечных инк — | линометров, в которых азимут измеряется с помощью электро — ‘ магнитных буссолей.

Инструмент включает в себя колонну бурильных труб 5, закан­чивающуюся в нижней части диамагнитной трубой 6 (из стали марки 1X18H9T или алюминиевого сплава Д16Т). На нижнюю часть диамагнитной трубы навинчивают переводник 7, в котором зак­репляют источник магнитного поля. Магнитный переводник 7свя­зан с ограничительным переводником 9 и кривым переводником j /0, между которыми закреплена крестовина. Далее следует забой — , ный двигатель. ‘

После спуска инструмента до забоя в муфту верхней трубы ввин­чивают переводник 4 с вращающейся втулкой 3, на которой ук­репляют каротажный ролик 2. Внутрь бурильных труб на кабеле 1 ; спускают инклинометр 8 с электромагнитной буссолью. Азимут, ствола скважины предварительно замеряют в диамагнитной трубе над магнитным переводником. Положение отклонителя фиксиру­ют отбитием точки в магнитном переводнике. Руководствуясь дан — , ными замеров, ротором поворачивают трубы до желаемого поло — > жения отклонителя, а затем повторным отбитием точки замера ■ проверяют правильность установки отклонителя. После этого ин-

Рис. 9.20. Инструмент для ориентирования отклонителя с помощью инклинометра с электромагнитной буссо­лью и магнитного переводника:

/ — кабель: 2 — каротажный ролик: 3 — вращающаяся втулка; 4, 7 — переводники; 5 — колонна бурильных труб; 6 — диа­магнитная труба; 8 — инклинометр; 9 — ограничительный переводник; 10 — кривой переводник

клинометр извлекают из бурильной колонны, от­мечают положение инструмента, навинчивают ве­дущую бурильную трубу (квадрат), фиксируют одно из ребер и после стопорения ротора начинают бу­рение.

Азимут плоскости действия отклонителя опре­деляют по формуле

Р = 360 — Д + ф,

где Д — показание инклинометра при замере в маг­нитном переводнике, °; ф — азимут ствола скважи­ны при замере в диамагнитной трубе, °.

Рассмотренный выше способ забойного ориен­тирования отклонителя широко применяется в оте­чественном бурении. Известны и иногда применя­ются другие способы забойного ориентирования отклонителя, например ориентирование отклони­теля при помощи самоориентирующихся приборов (приборы Шаньгина —Кулигина, Амбарцумова и т. д.), спуска­емых в бурильные трубы. Принцип действия этих приборов осно­ван на использовании эффекта отвеса, возникающего при накло­ном положении прибора в скважине.

Можно осуществлять забойное ориентирование отклонителя при помощи инклинометра диамагнитных труб без магнитного пере­водника. В этом случае над отклонителем навинчивают диамагнит­ные грубы. В отклонитель вваривают так называемые ножи — про­долговатые пластинки, с одной стороны имеющие зубья пилооб­разной формы. Два ножа устанавливают строго параллельно плос­кости действия отклонителя, причем наклонная часть зубьев долж­на быть направлена в сторону отклонителя. Инклинометр с удли­нителем со свинцовой печатью спускают в скважину и ставят на ножи. На ножах инклинометр выдерживают в течение 3…5 мин, осторожно снимают с них и поднимают на поверхность. Далее производят необходимые измерения.

Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих ком­поновок. Эти системы позволяют проводить следующие операции в процессе бурения скважины:

• ориентирование отклоняющей компоновки по заданному ази­муту как в вертикальной, так и в наклонной скважине;

• определение угла закручивания бурильной колонны под дей­ствием реактивного вращающего момента забойного двигателя;

• проведение инклинометрических измерений.

Отечественной промышленностью выпускается несколько ти­пов телеметрических систем с кабельным каналом связи, пред­назначенных для бурения наклонно направленных и горизонталь­ных скважин с использованием гидравлических забойных двига­телей различного типа. К ним относятся: кабельная телеметриче­ская система «Пилот-БП26-01» конструкции Уфимского ГНПП «Пилот»; телеметрическая система ЭТО-2М конструкции ОАО НПО «Буровая техника»; телеметрические системы «Геонавига — ционный комплекс НПФ “Самарские горизонты”» конструкции Самарского ЗАО НПФ «Самарские горизонты»; Кроме того, вы­пускаются телеметрические системы в Тюмени для бурения с при­менением электробуров.

Кабельная телеметрическая система «Пилот-БП26-01» для уп­равления бурением скважины по заданной траектории предназ­начена для работы со стандартным одножильным геофизическим кабелем при длине не более 4 000 м.

Условия работы для скважинной части: давление — до 60 МПа; температура в зависимости от варианта исполнения — до 85 и 125 °С.

Условия работы для наземной части: атмосферное давление — (100 ±4) кПа ((730 ±30) мм рт. ст.); температура окружающего воз­духа — 0…40°С при относительной влажности до 98 % (при тем­пературе 30 °С).

Телеметрическая система обеспечивает:

• измерение угловых параметров траектории скважин;

• измерение температуры;

• измерение уровня вибраций;

• определение угла установки отклонителя;

• расчет траектории скважины и выдачу прогнозов по траекто­рии скважины.

Техническая характеристика телеметрической системы «Пилот-БП26-01»

Габаритные размеры забойного модуля в сборе, мм:

длина………………………………………………………………… 1500

диаметр наружный………………………………………………….. 36

Измеряемые параметры, *:

азимут………………………………………………………………………. 0…360

зенитный угол……………………………………………………………. 0…95

положение отклонителя………………………………………. 0… 180

TOC o "1-5" h z ускорение по продольной и поперечной осям, м/с…… ±500

Погрешности измеряемых параметров:

азимута магнитного, 0………………………………………… ±1,5

зенитного угла, *……………………………………………….. ±0,15

угла постановки отклонителя, ° ±1,0

температуры, °……………………. …………………………… ±2,0

механических ускорений, *…………………………………. ±10%

Температура, ®С:

для забойной части……………………………………………. + 120

для наземной части……………………………………………. ±50

Телеметрическая система ЭТО-2М предназначена для передачи информа­ции о зенитном угле и направлении дей­ствия отклонителя забойной компонов­ки. Она комплектуется немагнитной УБТ с наружным диаметром 105 и 164 мм, а также технологической оснасткой для прокладки и защиты кабеля. На рис. 9.21 изображена схема установки телесисте — мы ЭТО-2М в бурильной колонне.

Техническая характеристика телеметрической системы ЭТО-2М

Габаритные размеры забойного модуля в сборе, мм:

длина……………………………….. 700

диаметр наружный……………… 36

Измеряемые параметры и погрешность:

зенитный угол…………. 0…95(±0,5)

отклонитель……………….. ±180 (±2)

Температура, °С:

для забойной части…………….. 120

для наземной части…………….. ±50

Рис. 9.21. Схема установки телесистемы ЭТО-2М в бурильной колонне:

/ — квадратная ведущая труба: 2 — выступ штыря ориентирующего; 3 — метка отклонителя; 4 — двигатель гидравлический: 5 — отклонитесь;

6 — переводник ориентирующий ОП-Ю8; 7 — зонд измерительный; 8 — бурильная труба; 9 — трехжильный геофизический кабель; 10 — пере­водник кабельный УВК

Геонавигационный комплекс НПФ «Самарские горизонты» пред­назначен для определения пространственной ориентации компо­новки низа бурильной колонны и оперативного управления про­цессом бурения наклонно направленных и горизонтальных сква­жин.

Геонавигационный комплекс (рис. 9.22) состоит из телеметри­ческой системы (ТС) модульной конструкции, которая включа­ется в состав компоновки низа бурильной колонны, и наземной аппаратуры, состоящей из приемного устройства, компьютера и принтера.

Индикатор положения отклонителя и кривизны скважины типа ИПК-1Тиспользуют при бурении наклонно направленных и го­ризонтальных нефтяных и газовых скважин. Он предназначен для контроля зенитного угла, азимута и положения отклоните­ля персоналом буровой бригады при бурении скважины, ори­ентирования отклонения в заданном направлении при наборе кривизны.

В комплект индикатора типа ИПК-ІТ входят скважинный при­бор, забойный ориентирующий переводник, малогабаритная ле­бедка с датчиками глубины и натяжения троса.

Скважинный прибор состоит из измерительной секции с из- мерительно-регистрирующим блоком (МБР); промежуточной сек­ции; нижней секции с ориентатором.

——— *

Рис. 9.22. Схема устройства информационно-технологического геонави — гационного комплекса:

I — труба бурильная; 2 — двигатель забойный; 3 — забойный блок; 4 — источник питания; 5 — насос буровой; 6 — привод насоса; 7 — емкость приемная; 8 — датчик уровня; 9 — линия нагнетательная бурового насоса; 10 — датчик давле­ния; I! — датчик расхода; 12 — датчик плотности раствора; 13 — датчик газосо — держания; 14— клапан управляющий; 15 — антенна; 16 — устройство приемное; 17 — компьютер; 18— комплекс преобразовательный; 19 — лебедка буровая; 20 — привод лебедки; 21 — датчик длины бурильных труб; 22 — индикатор веса на крюке; 23 — канат талевый; 24 — ротор; 25 — привод ротора; 26 — отклоняющая компоновка: 27— блок превенторов; 28— привод превенторов; 29— газоанали­затор; 30 — датчик осевой нагрузки; 31 — датчик крутящего момента; 32 — датчик оборотов забойного двигателя; 33 — модуль передающий; 34 — блок ин­клинометрии; 35 — монитор; 36 — принтер; 37 — блок сопряжения; 38 — пульт бурильщика; 39 — модем; 40 — модуль удаленного компьютера; 4! — клапан управляющий; 42— блок управления; 43— модуль пульсатора; 44— блок компь­ютера; 45 — программное обеспечение ПК; 46 — операционная система; 47 — программа обработки данных от датчиков технологических; 48 — программа выработки технических решений; 49 — база данных технологических ситуаций, программа управления; 50…58— аналого-цифровые преобразователи; 59— конт­роллер; 60 — модем комплекса: 61 — блок питания

u>

UJ

(-Л

—о Вых. 1 —о Вых.2 —оВых. З —о Вых.4 —о Вых.5

Вх. іо— Вх.2°—

Электронные блоки 44 компьютера

Программное обеспечение 45 информационно-технологического геонавигационного комплекса
	Операционная система 46
	Программа обработки 47 информации от технологических датчиков
	Программа выработки 48 технических решений
База данных 49 технологических ситуаций	База данных проектов скважин 50
	Программа управления 49

Преобразовательный комплекс 18

АЦП1 50   АЦП2 51   АЦПЗ 58

Модем комплекса 60

Блок питания 61

Контроллер 59

Вых.

TOC o "1-5" h z Длина, мм……………………………………………………………… 4 690

Наружный диаметр, мм…………………………………………….. 70

Масса, кг…………………………………………………………………. 25

Максимально допустимое

наружное давление, МПа…………………………………………… 35

Разработчик и изготовитель: НПФ «Бурит».

Отечественной промышленностью выпускается малой серией телеметрическая система «Индикатор частоты вращения вала тур­бобура типа ИЧТ», в которой для передачи информации о режи — 1 ме работы турбобура с забоя скважины на ее устье используется гидравлический (естественный) канал связи. Телеметрическая ‘ система с гидравлическим каналом связи состоит из двух уст­ройств: индикатора частоты вращения вала турбобура типа ИЧТ и индикатора определения работоспособности турбобура типа ИРТ-1.

Рис. 9.23. Схема телеметрической системы «Индикатор частоты враще­ния типа ИЧТ»: I — тройник; 2 — преобразователь давления; 3 — приемник сигналов; 4 — кон-1 тейнер; 5 — таходатчик; 6 — привод; 7 — турбобур

Схема телеметрической системы «Индикатор частоты враще­ния типа ИЧТ» изображена на рис. 9.23. Данная система позволяет буровой бригаде иметь непрерывную информацию о частоте вра­щения турбобура и на ее основе регулировать скорость подачи бурильной колонны с целью отработки долот в режиме максиму­ма механической мощности забойного двигателя. Это позволяет, в свою очередь, более эффективно использовать вооружение до­лота и исключить преждевременный износ его опор, а следова­тельно, увеличить проходку на долото и механическую скорость бурения.

С помощью телесистемы типа ИЧТ можно осуществлять обна­ружение признаков «прихвата» бурильной колонны на начальной стадии его формирования, что позволяет принять оперативные меры по предупреждению возникновения аварийной ситуации такого типа.

Применение индикаторов типов ИЧТ и ИРТ позволяет надеж­но контролировать работу забойного двигателя и своевременно оценить его ресурсный потенциал. Это, в свою очередь, позволяет предотвратить выполнение рейса с неполной отработкой долот.

Техническая характеристика индикатора ИРТ-1

Диаметр турбобура (турбинного отклонителя), мм…. 195, 240

Диапазон измеряемой частоты вращении, об/мин…. 120… 1 500

Время измерения, с…………………………………………… 70± 10

TOC o "1-5" h z Напряжение питания измерительного блока, В…………… 3±0,5

Габаритные размеры (длинахдиаметр (максимальный))

измерительного переводника, мм…………………………. 500×195

Присоединительная резьба:

муфта………………………………………………………….. 3-147

ниппель………………………………………………………….. 3-171

Разработчик и изготовитель: НПФ «Бурит».

Комментарии запрещены.