Обеспечение заданной траектории при бурении скважины с одновременным расширением ствола

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель, задачи, научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость диссертационной работы.
В первой главе приведен анализ качества крепления скважин и сроков эксплуатации до первых ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадных колонн, при бурении которых для перекрытия зон с катастрофическим поглощением бурового раствора применялись профильные трубы или проводились многократные изоляционные работы другими методами.
Для анализа было рассмотрено 512 скважин Федотовской площади начиная с 1970-х гг. В ходе анализа установлено улучшение качества цементирования эксплуатационных колонн за счет применения ПП. Выявлено, что в 297 скважинах без ПП лишь 37 % качественно зацементированы, а где установлены ПП (215 скважин) – 85 % (Рисунок 1).
Рисунок 1 – Сравнение качества цементирования скважин
Полученный результат показывает, что установленный ПП в высококавернозных зонах с интенсивным поглощением бурового раствора улучшает качество цементирования, благодаря тому, что цемент не перемешивается в кавернах с буровым раствором и не поглощается в пласт.
Анализ времени эксплуатации скважин до первых ремонтных работ по причине потери герметичности колонны показал, что из 297 скважин, где осложнения ликвидированы без ПП:
– в 9 % до 10 лет;
– в 24 % после 10 лет;
– в 38 % после 20 лет;
– 29 % скважин либо эксплуатируются, либо законсервированы.
В 215 скважинах с изоляцией интервалов бурения с полной потерей
циркуляции ПП нарушения герметичности эксплуатационных колонн отсутствуют.
Таким образом, ПП позволяют не только надежно изолировать в процессе бурения скважин любую зону независимо от кавернозности пород и интенсивности поглощения, но и на многие годы увеличивают срок работы эксплуатационных колонн без потери герметичности.
На стадии разработки и промысловых испытаний находится способ изоляции с помощью ПП за одну СПО, в котором предусматривается вскрытие зоны поглощения с одновременным увеличением диаметра скважины.
Однако при бурении с одновременным расширением происходит отклонение ствола от проектной траектории из-за отсутствия направляющей пилотной скважины, как при стандартном методе увеличения диаметра скважины перед установкой перекрывателя.
Во второй главе приведены результаты анализа профилей скважин, полученных при испытании технологии одновременного бурения и расширения интервала осложнения роторным способом с разными КНБК.
В анализ технологии одновременного бурения и расширения роторным способом вошли три вида компоновок низа бурильной колонны:
1) долото диаметром 215,9 мм + расширитель раздвижной модернизированный, увеличивающий диаметр скважины с 215,9 до 242 мм (РРМ 216/242) + утяжеленные бурильные трубы (УБТ) длиной 50 м и бурильные трубы (БТ);
2) долото диаметром 215,9 мм + УБТ (5 м) + РРМ 216/242 + УБТ (50 м) + БТ;
3) долото диаметром 215,9 мм + РРМ 216/242 + УБТ (8 м) + калибратор диаметром 212 мм + УБТ (50 м) + БТ.
Первый вариант показал, что бурение с одновременным расширением возможно, но при бурении такой КНБК наблюдалось значительное отклонение ствола скважины (увеличение зенитного угла – 8o на 100 м) от заданной траектории. Поэтому были предложены и испытаны еще два вида КНБК. При втором варианте получена стабилизация зенитного угла, но проблемой стал более быстрый выход из строя расширителя, поэтому в дальнейшем этот вариант был исключен из программы испытаний. Третий вариант, несмотря на более сложную компоновку по сравнению с первым и вторым вариантами, показал небольшой рост зенитного угла (3,2 o).
В Таблице 1 представлены результаты испытаний технологии одновременного бурения и расширения на четырех скважинах с использованием КНБК No 1 и No 3.
Таблица 1 – Интенсивность отклонения зенитного угла при КНБК No1 и No3
Номер скважины 1646а 2107а 30531 30551
Вариант КНБК
1 3
Интенсивность отклонения на 100 м, градус
3,8
3,4
Среднее отклонение на 100 м, градус
5,9 3,2
Из Таблицы 1 видно, что при работе на скважинах 1646а и 2107а отклонения от заданной траектории были значительными и составляли от 3 до 8 o на 100 м. При бурении с одновременным расширением с использованием КНБК третьего варианта отклонение составило в среднем 3,2 o на 100 м. Таким образом, применение КНБК по третьему варианту позволяет бурить скважины с меньшим отклонением ствола от заданной траектории и уменьшает риск выхода ствола скважины из круга допуска.
На скважине 30551 Алькеевской площади Ромашкинского месторождения встретился полный уход бурового раствора. Произвели подъем бурового инструмента, собрали КНБК No 3 и расширение начали с глубины 1045 м с ранее пробуренного участка, а бурение с одновременным расширением в интервале 1055-1200 м провели в следующих режимах: число оборотов долота с расширителем – 60 об./мин., осевая нагрузка – 60 кН, производительность насоса – 32 л/сек., средняя механическая скорость составила 7,5 м/ч.
Геофизические исследования – гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма- каротаж (НГК) и кавернометрия – показали следующие данные (Рисунок 2).
Рисунок 2 – Результаты геофизических исследований (ГК, НГК, каверномер) интервала бурения с одновременным расширением скважины 30551
Расширенный участок диаметром 242 мм ровный, что очень важно для плотного прижатия ПП к стенкам скважины. При одновременном бурении и расширении скважины значительно увеличиваются показатели за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы.
Механическая скорость увеличилась в 1,25 раза, износ резцов PDC был минимальным и составил не более 15 %. Интенсивность отклонения от проектного профиля по зенитному углу составила 3,4o на 100 м.

Таким образом, наряду с повышением показателей бурения одновременное расширение позволяет исключить затраты времени на подготовку ствола скважины перед спуском перекрывателя.
По диаграмме «Диагностика зон поглощений бурового раствора по данным РК и кавернометрии» видно, что минимальные значения НГК входят в критерии 1,0-1,2 усл. ед., а также при бурении встречались провалы бурового инструмента и местами механическая скорость увеличивалась более чем в два раза, что свидетельствует о необходимости применения ПП, который был установлен в интервале 1055-1162 м и поглощение бурового раствора было ликвидировано с сокращением времени на подготовку ствола перед спуском перекрывателя на трое суток.
Рисунок 3 – Увеличение зенитного угла при бурении с одновременным расширением
В процессе анализа было установлено, что наряду с увеличением зенитного угла до расширения увеличивается набор зенитного угла при расширении (Рисунок 3), а азимутальный угол во всех скважинах особых изменений не проявил, поэтому его можно не учитывать.
Проектным решением является выявление изменения траектории ствола скважины при разных первоначальных зенитных углах при бурении с одновременным расширением и проектированием траектории бурения последующих скважин таким образом, чтобы при бурении осложненного участка с одновременным расширением естественное отклонение учитывалось при попадании в круг допуска. То есть перед началом вскрытия осложненного участка траектория закладывается несколько ниже по зенитному углу от планового значения, определенного расчетным путем, тем самым при завершении бурения осложненного участка естественное отклонение приведет к той же контрольной точке, что и при плановом варианте. На примере скважины 1646а, у которой отклонение составляет 8 o на 100 м, идентичную скважину предлагается бурить, заложив в траекторию ствола скважины

прогнозное отклонение 7-8 o на 100 м, чтобы при завершении бурения ось скважины проходила через круг допуска (Рисунок 4).
Рисунок 4 – Плановая и предлагаемая траектории ствола скважины
Таким образом, для роторного способа бурения разработаны КНБК и метод одновременного бурения и расширения зон осложнений, сохраняющий проектную траекторию строительства скважины.
При строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большими отклонениями забоя от вертикали применяют способ бурения с использованием забойных двигателей с установкой в КНБК телеметрической системы для управления траекторией бурения. Применение технологии одновременного бурения и расширения забойными двигателями также связано с возникновением нештатных ситуаций.
Третья глава посвящена анализу профилей скважин, полученных при бурении с расширением ствола скважины забойными двигателями, и описанию новой конструкции долота-расширителя.
Анализ фактических профилей скважин, полученных в процессе одновременного бурения и расширения скважин с применением забойных двигателей, был проведен по скважинам 18, 40101Р, 4968Д и 34046. КНБК состояла из долота, расширителя, забойного двигателя и телеметрической системы. Механическая скорость составила 5-7,85 м/ч, проходка – 300-400 м на один комплект плашек.
В скважине 18 вскрыты семь участков с осложнениями, шесть из которых пробурены с одновременным расширением ствола скважины с применением телесистемы для управления траекторией, а седьмой участок – по традиционной технологии, в которой сначала пробурен ствол скважины, а затем производилось его расширение. На Рисунках 5 и 6 приведены профили первого участка скважины 18 по значениям зенитного угла и азимуту.

Рисунок 5 – Отклонения зенитного угла. Первый участок
Рисунок 6 – Отклонения по азимуту. Первый участок
На Рисунке 7 представлена трехмерная траектория ствола всей скважины 18, на которой красным цветом отмечена плановая траектория, синим – фактическая.

Рисунок 7 – Трехмерная траектория ствола скважины 18
По данным анализа профилей в девяти интервалах бурения с одновременным расширением с применением забойных двигателей и телесистем по четырем скважинам установлено, что отклонение в процессе управления траекторией зенитного угла составляет до 3 o на 10 м, а развороты азимутального угла до 5-6 o на 10 м, т.е. долото отклоняется вверх и по направлению вращения и требуется постоянно поправлять траекторию. В итоге профиль получается «зигзаговый» из-за увеличения «плеча» вала двигателя, а также сокращается время работы двигателя на забое из-за махового эффекта и радиальных колебаний расширителя.
В результате исследований был сделан вывод о необходимости для реализации предложенной технологии разработать долото-расширитель. На Рисунке 8 приведен общий вид долота-расширителя, на который получен патент.
Основой изобретения является создание простой и надежной конструкции долота-расширителя, включающего долото с основными резцами, корпус, соединенный с колонной буровых труб, породоразрушающие органы – подвижные резцы, зафиксированные в нижнем – транспортном состоянии срезными элементами и выполненные с возможностью перемещения по направляющим, которые выполнены расходящимися снизу-вверх от оси расширителя.
Долото-расширитель работает следующим образом. Корпус 3 (Рисунок 8а), собранный в транспортном положении расширителя, соединяют (резьбой 13) с колонных труб 4 и спускают до забоя 14 скважины 15. Нижние кромки 10 подвижных резцов 5 долота 1 упираются на забой 14, штифты 6 срезаются под действием веса труб 4. В результате подвижные резцы 5 перемещаются вверх –
в рабочее положение (Рисунок 8б, в) по направляющим 7. Диаметр описанной окружности9 подвижных резцов 5 увеличивается и становится больше диаметра описанной окружности 11 основных резцов 2.
абв
Рисунок 8 – Долото-расширитель:
а – долото-расширитель с подвижными резцами внизу – транспортное
положение;
б – долото-расширитель с подвижными резцами вверху – рабочее положение; в – долото-расширитель с подвижными резцами вверху – вид снизу
При вращении долота-расширителя и под действием веса колонны труб 4 (Рисунок 8б) нижние кромки 10 и 12 резцов 2 и 5 углубляют забой 14 скважины, а боковые поверхности подвижных резцов 5 производят расширение ствола скважины 16. При этом жидкость, нагнетаемая по колонне труб 4, циркулирует через центральный канал 17 и отверстия 18 (Рисунок 8б, в) долота 1, вымывая из скважины 16 продукты бурения и расширения.
При подъеме колонны труб 4 подвижные резцы 5 под действием реакции стенок скважины 16 и под собственным весом перемещаются по направляющим 7 вниз – в транспортное положение.
Предлагаемый долото-расширитель в 3 раза меньше по высоте и в 2,5 раза легче стандартного расширителя.
Опытный образец долота-расширителя ДР-216/242 (Рисунок 9), предназначенный для скважин диаметром 215,9 мм и позволяющий производить локальное вскрытие зоны осложнения скважины диаметром 242 мм, был разработан, изготовлен и испытан совместно с ООО «Перекрыватель».

аб
Рисунок 9 – Раздвижной расширитель РРМ 216/240 (а) и долото-расширитель ДР-216/242 (б)
В четвертой главе приведены результаты стендовых и промысловых испытаний долота-расширителя.
Местом проведения стендовых испытаний выбраны испытательный стенд института «ТатНИПИнефть» для определения его работоспособности и Альметьевский государственный нефтяной институт, в котором есть оборудование для определения плотности и твердости цементного камня.
Испытания долота-расширителя проводились с целью:
1) определения осевого усилия среза штифтов, удерживающих подвижные плашки долота-расширителя ДР-216/242 в транспортном положении при спуске в скважину, на вертикальном гидравлическом прессе МИРИ- 500/1000К. Фактические данные осевых нагрузок испытания среза штифтов плашек долота-расширителя представлены на графике (Рисунок 10). Максимальное осевое усилие среза штифтов составило 31,9 кН (3,19 тс). Фактический ход длины среза штифтов – 7,7 мм;
2) определения работоспособности долота-расширителя при одновременном бурении и расширении цементного камня на буровом стенде СИТ.000.00.00. Бурение производили при оборотах вращателя n = 32 об./мин., расходе промывочной жидкости Q = 6 л/с, с нагрузкой P = 0-4,0 т на длине 1 м. Скорость при бурении составила 20 см/мин. (12 м/ч).
Рисунок 10 – График осевого усилия среза штифтов долота-расширителя ДР-216/242
При визуальном осмотре пробуренного цементного камня после окончания испытания (Рисунок 11а, б) выявлено, что:
– пробуренный участок по всей длине имеет цилиндрическую выработку с ровными стенками;
– в нижней части модели большое количество оставшегося шлама; – внутренний диаметр выработки 245-246 мм;
аб
Рисунок 11 – Модель после проведения испытания долото-расширителя
ДР-216/242
3) определения надежности среза штифтов, удерживающих подвижные плашки долота-расширителя в транспортном положении, и перехода долота- расширителя в рабочее положение при забуривании с забоя модели скважин.

Модель установили на скважине бурового стенда СИТ.000.00.00. На вращатель бурового стенда СИТ.000.00.00 через переводник закрепили долото- расширитель. Забуривание и расширение производили при оборотах вращателя n = 14 об./мин., расходе промывочной жидкости Q = 6 л/с, с нагрузкой P = 0-3,0 т на глубину 0,2 м. Срез штифтов и вывод плашек в рабочее положение прошло успешно;
4) определения эффективности вымывания шлама из узлов крепления раздвижных плашек долота-расширителя за счет дополнительных отверстий в корпусе и пазов на внутренней поверхности плашек. Согласно рекомендациям, приведенным в актах первых испытаний для улучшения промывки, были высверлены на долоте-расширителе отверстия по центру «ласточкиного хвоста» и сбоку. Также на плашках расфрезерованы пазы для вымывания шлама (Рисунок 12).
Рисунок 12 – Пазы для вымывания шлама на плашках долота-расширителя
В процессе стендовых испытаний было установлено, что дополнительные отверстия в долоте и пазы в плашках обеспечивают хорошую промывку узла подвески раздвижных плашек;
5) определения плотности и твердости цементного камня. На машине MATEST E161-03N определили максимальную нагрузку разрушения первого и второго образцов (Таблица 2).
Таблица 2 – Параметры образцов Параметры
Масса, кг
Объем, мл
Плотность, кг/м3 Максимальная нагрузка, кН Твердость цементных образцов, кгс/мм2 Соответствует горной породе
Образец No1 0,1132 99 1143,4 9,389 37,55 суглинок
Образец No2 0,2493 118 2103,8 22,376 89,51 алевролит

Образцы No 1 и No 2 соответствуют первым и вторым стендовым испытаниям соответственно. По полученным характеристикам образец No 1 можно соотнести с характеристиками осадочной породы – суглинок, образец No 2 – алевролит.
Местом проведения опытно-промышленных испытаний выбрана скважина 11330 Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть».
Забуривание и расширение производили при забое скважины 60 м, оборотах n = 100 об./мин., расходе промывочной жидкости Q = 25 л/с, с нагрузкой G = 1,0-3,0 т на глубину 0,5 м. Дальнейшее бурение продолжили без изменения режима: n = 110 об./мин., расход промывочной жидкости Q = 25 л/с, с нагрузкой G = 2,0-3,0 т. Средняя скорость бурения составила 31 м/ч. При достижении глубины 268 м проходка на долото-расширитель прекратилась. После подъема долота-расширителя выяснилось, что выпали две раздвижные плашки вследствие срыва штифтов по месту сварки, которые удерживали раздвижные плашки на корпусе долота-расширителя. Для исключения подобного случая крепления штифтов, удерживающих раздвижные плашки на корпусе, сварное соединение заменено на резьбовое с применением фиксатора резьбы.
Несмотря на проходку 208 м, долото-расширитель, его вооружение и выпавшие две раздвижные плашки, поднятые из скважины с несколькими сколотыми зубками, в исправном состоянии.
Рисунок 13 – Долото, плашка и резьбовой штифт
После сборки долота-расширителя с отреставрированными двумя плашками и резьбовыми упорными штифтами планируется провести его повторные испытания в скважине (Рисунок 13).
Таким образом, используя долото-расширитель, геометрия которого в рабочем положении аналогична стандартному долоту, управлять траекторией ствола скважины при одновременном бурении и расширении возможно по общепринятой технологии бурения скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Анализом интервалов скважин, в процессе эксплуатации которых возникла негерметичность колонн, выявлено, что в основном это зоны с интенсивным поглощением бурового раствора. Данные интервалы изолировались тампонажными материалами, в которых негерметичность наступит в 33 % из 297 скважин через 10 лет, в 38 % – через 20 лет. Перекрытие 215 таких зон профильными перекрывателями при бурении полностью исключили капитальный ремонт в этих скважинах по названной причине (анализ производился по 512 скважинам Федотовской площади ПАО «Татнефть», пробуренным и введенным в эксплуатацию начиная с 1978 г.).
2. По данным исследования траекторий стволов скважин с применением в компоновке низа бурильной колонны стандартного расширителя, выявлено, что:
 при роторном способе бурения с одновременным расширением увеличение зенитного угла от 3 до 8 ̊ на 100 метров проходки, а азимутальный угол находится в пределах допуска;
 при бурении с использованием забойного двигателя и телеметрической системы, отклонения в процессе управления траекторией зенитного угла – до 3 ̊ и разворотом азимутального угла на 5-6 ̊ на 10 метров проходки, т.е. долото уводит вверх и по направлению вращения.
3. Разработана технология обеспечения траектории ствола скважины для роторного бурения с применением стандартного расширителя путем прогнозирования и включения в проектную траекторию ствола скважины естественного отклонения для того, чтобы в контрольной точке ствол скважины попал в круг допуска.
4. Разработан, изготовлен и испытан в стендовых и промысловых условиях долото-расширитель для скважин диаметром 215,9 мм и доказана его работоспособность. Применение долота-расширителя с забойным двигателем и телесистемой облегчит процесс управления траекторией при бурении с одновременным расширением.
5. При вскрытии зоны осложнения с одновременным увеличением диаметра скважины время на установку профильного перекрывателя сокращается на 3-5 суток по сравнению с существующей практикой работ. В денежном выражении экономия составляет порядка 1,5-2,5 млн рублей на скважину.