Наклонно-направленное бурение скважин

Наклонно-направленное бурение скважин Доктор технических наук, профессор Вячеслав Васильевич Нескоромных 1 1. Цели и задачи строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин. Основы наклонно-направленного бурения Наклонно направленные и горизонтальные скважины бурят для решения следующих задач: Для сокращение затрат на выполнение запроектированных работ -применяют кустовое бурение скважин в случаях значительных затруднений по сооружению отдельных буровых площадок и коммуникаций (болотистая или горная местность, бурение под акваторию шельфа, бурение скважин с буровых платформ и судов). В целях борьбы с осложнениями при бурении скважин осуществляют: - вывод скважины в заданный проектом интервал при её значительном естественном искривлении, путем корректировки траектории скважины отклонителями; - обход мест сложных аварий в скважине (оставленный в скважине инструмент) дополнительным стволом. 2  Для облегчения условий бурения скважин -снижают интенсивность естественного искривления скважин путем применения технических средств и технологий стабилизации направления скважины; -выводят скважины в проектную точку путем анализа, обработки и использования на этапе проектирования скважин данных о закономерностях естественного искривления скважин на месторождении или участке месторождения. Бурение технических скважин: - бурение боковых наклонных скважин для ликвидации выбросов и пожаров в скважинах, буримых с целью разведки или эксплуатации месторождений углеводородного сырья. 3 Для повышения нефтегазоотдачи и дебита: -бурение вертикально-горизонтальных, разветвленных сложнопрофильных эксплуатационных скважин с расположением горизонтальных и сложно-профильных участков ствола в пределах нефтегазоносных коллекторов; - многозабойное бурение наклонных и горизонтальных стволов. Главной из перечисленных задач является проблема повышения дебита скважин и нефтегазоотдачи (КИН) как на старых промыслах, так и на новых месторождениях УВС 4 • • • • Первая вертикально-горизонтальная скважина на нефтяном месторождении пробурена в СССР в 1953 г. в Башкирии. В 1968 г. на Марковском месторождении (Иркутская область) пробурена скважина с рекордной для того времени протяженностью горизонтального ствола 632 м. Первая работа в этом направлении – монография А. М. Григоряна «Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами»,1969 г. Активное развитие технологии бурения вертикально-горизонтальных скважин происходит в 80-е г. прошлого столетия в связи с открывающейся возможностью резкого повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и возможностью извлечения нефти из истощившихся месторождений и месторождений с тяжелой нефтью. Начиная с 80-х г г., резко возрос интерес к бурению горизонтальных скважин в США. Горизонтальные скважины бурятся на месторождении Прадхо-Бей (Аляска), сложенного низкопроницаемыми известняками. Резко возросли объемы бурения горизонтальных скважин в шельфовой зоне Северного моря. Проходка вертикально-горизонтальных стволов позволила: – получать начальные дебиты в 20 раз выше, чем дебиты обычных скважин при повышении стоимости бурения только в 2–3 раза; – обеспечить накопленную добычу за 10–15 лет эксплуатации в 10 раз выше при себестоимости добытой нефти в 3–5 раз ниже, чем по обычным соседним скважинам; – на 20–30 % увеличить общую нефтеотдачу из продуктивных пластов и повысить эффективность разработки высоковязкой нефти, процессов заводнения, прогрева пластов и др. 5 Источники развития направленного бурения в последние годы связаны с необходимостью и эффективностью бурения скважин по сложным вертикально-горизонтальным профилям Критерий эффективности скважины – длина ствола по пласту: В>Б>А Радиусы кривизны А Б В Дополнительный ствол – малый радиус кривизны 6 Основные параметры вертикально-горизонтальных скважин Большой радиус набора кривизны: R=300-900 м (> 190 м); интенсивность искривления (набора кривизны) i=57,3 град. • 1/R = 2-6 град/30 м (0,08-0,2 град/м); Длина горизонтального ствола 2500 и более метров (примеры до 10 000 м); Бурение основного ствола. Средний радиус набора кривизны: R=50-300 м (60-190 м); интенсивность искривления (набора кривизны) i=57,3 град. • 1/R = 7-35 град/30 м (0,2-1,1 град/м); Длина горизонтального ствола до 25003000 метров; Бурение основного и доп. стволов. Малый радиус набора кривизны: R=6-15 м (> 10-30 м); интенсивность искривления (набора кривизны) i=57,3 град. • 1/R = 5-10 град/м (2-6 град/м); Длина горизонтального ствола 60 - 300 и более метров; Бурение доп. стволов по пласту. Сверхмалый радиус набора кривизны: R=0,6 м ; интенсивность искривления (набора кривизны) i=57,3 град. • 1/R = 5-10 град/м (95-100 град/м); Длина горизонтального ствола 30-60 метров; Бурение радиальных стволов. 7 Направления развития техники и технологий вертикально-горизонтальных скважин  Бурение стволов с максимальной протяженностью горизонтального участка;  Бурение скважин с интенсивным набором кривизны, для увеличения длины горизонтального участка и бурения дополнительных стволов в пределах пласта. Тенденции в бурении: уменьшение диаметров горизонтальных стволов с повышением их числа; удлинение горизонтальных стволов; уменьшение радиусов искривления (рост интенсивности искривления); совершенствование ЗТС в направлении объема и качества передаваемой информации, размещение датчиков на минимальном расстоянии от забоя. 8 Основы направленного бурения (понятия и термины)  • • • • • • •  • • • Положение скважин в пространстве (стр.12 Учебника): Зенитный угол (θ) Азимутальный угол (α) Магнитное склонение (β); Корректировка азимута из-за искажения топографической сетки (конвергенция); Полный угол набора кривизны (γ) Интенсивность искривления (i); Радиуc кривизны (R). Ориентирование отклонителей 1) методами и средствами на основе проявления гравитации (понятие о апсидальной плоскости) 2) по странам света (на магнитный и географический полюс Земли). 9 • Зенитный угол θ (Inclination) • (зенит – фр. zenith – точка небесной сферы) – угол между вертикалью и осью скважины в заданной точке. При N искривлении скважины возможно увеличение (выполаживание) или уменьшение (выкручивание) зенитного угла. W E • 0 град – вертик. скв.; 90 град – горизонт. скв. • Азимутальный угол α (Ноle direction) S10E • (азимут – араб. as-simút – путь) – угол, определяющий S направление ствола наклонной скважины относительно стран света и замеряемый по часовой стрелке между направлением на север (на схемах обозначено Nord) и осью скважины (апсидальной плоскостью) в заданной точке. Азимут. Угол изменяется от 0 до 360 град. • Возможно использование квадрантной формы записи азимута (северо-восток; юго-восток и т.д.). • Например. S10E, т.е. 170 град. • При искривлении скважины азимутальный угол может уменьшаться (искривление влево) или увеличиваться (искривление вправо). 10 Искривление скважины. Понятия и термины θ Кривизна K  lim ; L 1 K . R i   ; L i  sin ; L   2  1 i  ; L L  . L 57,3 R ; icр icр  Радиус кривизны 11 Искривление скважины. Понятия и термины • Интенсивность искривления (кривизна скважины) – i однонаправленное изменение пространственного угла искривления скважины на определенном интервале ствола. • Интенсивность искривления идентична понятию кривизна, используемому в математике. • Кривизна линии определяется отношением угла Δθ поворота касательной, приходящейся на единицу пути, пройденной касательной из точки А в точку В , к длине этой дуги ΔL. Таким образом, кривизна дуги АВ К=lim Δθ/ΔL 12 Магнитное склонение Угол магнитного склонения – δ: в восточном полушарии прибавляется (+δ) к значению магнитного азимута (измеренного магнитным компасом); в западном отнимается (-δ) 13 • Полный угол набора кривизны (γ) - приращение пространственного угла искривления на интервале ствола скважины, используя формулу А. Лубинского: Δγ  2arcsin sin 2 θ i 1  θi 2  sin 2 αi1  αi 2 sinθнsinθк , • где θi, θi+1, αi, αi+1 – значения зенитных и азимутальных углов в начале и конце рассматриваемого интервала скважины, град; θн, θк – зенитные углы соответственно в начале и в конце рассматриваемого интервала скважины, град. • Найдя приращение полного угла искривления, можно определить среднюю интенсивность искривления на интервале: Δγ icр  , l • а затем величину среднего радиуса кривизны, используя аналитическую связь кривизны и 57,3 R радиуса кривизны скважины: icр 14 Конвергенция Конвергенция – ошибка определения истинного азимута вследствие искажений координатной сетки в направлении меридиана. Универсальная поперечная проекция Меркатора разделяет поверхность Земли на 1200 прямоугольные зоны от экватора на север и юг и от срединного меридиана на запад и восток. Номер зоны определяют по долготе прибавляя 180 градусов, деля на 6 и округляя число до целого в сторону увеличения. Например, долгота 37 град, плюс 180 равно 217 град. Делим на 6 – равно 36,16, значит номер зоны 37. В специальной программе можно определить по номеру зоны отклонение. Оно не будет превышать 3 град, т.к. в пределах между меридианами всего 6 град. Если скважина расположена на середине между меридианами, то отклонение 0 град. По мере отклонения от середины угол увеличивается и может достигнуть 3 град. 15 Известный американский специалист в области направленного бурения. Книга переведенная в СССР Г.Вудс, А.Лубинский Искривление скважин при бурении. Гостоптехиздат, М., 1960 г. Перевод с английского.– 162с. Книга представляет сборник статей американских ученых Г. Вудса и А. Лубинского, посвященных борьбе с искривлением вертикальных скважин и особенностям бурения наклонных скважин. Изложены причины и описаны различные случаи искривления скважин и способы борьбы с ним. Даны расчеты и номограммы для определения места установки центратора. Приведен теоретический анализ условий работы низа бурильной колонны. 16 Ориентирование отклонителей  Магнитное положение отклонителя (Magnetic toolface) – направление, на которое указывает метка, определяющая направление работы (искривления) отклонителя;  Magnetic toolface (MT) = положение датчика направления по азимуту + общая поправка на магнитное склонение + смещение отклонителя вследствие закручивания бурильной колонны реактивным моментом; N  Применяют при зенитных углах менее 5 град. Угол закручивания бурильной колонны  МрL W GJ о где Mр – реактивный момент на корпусе двигателя, даН·м; L – длина бурильной колонны, воспринимающей кручение под действием Мр, м; G – модуль сдвига, даН/м2; Jо – полярный момент инерции, м4 . S Magnetic toolface 140 град 17 Угол закручивания бурильной колонны  Мр = Рос· μс ·R, где Рос – осевая нагрузка на долото; μс – коэффициент сопротивления вращения долота, который зависит от частоты вращения долота, типа долота, свойств горных пород и др. факторов; R – радиус долота.  Бурильные трубы диаметром 114, 127, 141 и 168 мм, применяемые для бурения скважин большого диаметра, могут иметь угол закручивания 6,5; 5,0 и 3° на 100 м длины;  для труб диаметром 63,5, 54, 50, 42 мм, угол закручивания очень значителен (более 15–25º на 100 м длины колонны 18 Ориентирование отклонителей  Гравитационное положение отклонителя (Gravity toolface) – угол между апсидальной плоскостью и направлением, на которое указывает метка, определяющая направление работы (искривления) отклонителя; Gravity toolface (GT) = положение гравитационного датчика + смещение отклонителя вследствие закручивания бурильной колонны реактивным моментом; Применяют при зенитных углах более 5 град. Апсидальная плоскость Разное обозначение углов ориентирования: GT =18О град 1.0т 0 до +180 град; от 0 до -180 град; 2. Left от 0 до 180 град; Right 0 до 180 Направление град., например, GN=70R; ориентирования 3. Возможен вариант отсчета углов от 0 отклонителя до 360 град. GT =О град GT 19 Измерительные приборы, для определения положения скважины в пространстве (инклинометрия) и ориентирования отклонителей Магнитные (магнитная стрелка; магнитометр для измерения азимута; отвес или акселерометр для измерения зенитного угла); одноточечные; многоточечные; MWD – телесистемы; LWD – телесистемы. Гироскопические (гироскоп для измерения азимута; отвес или акселерометр для измерения зенитного угла) 20 Основное правило при ориентировании Скважина Угол установки отклонителя по вектору гравитации ωо равный нулю соответствует положению отклонителя соориентированного на увеличение зенитного угла – на выполаживание. θ Клин Новое направление ствола скважины 21 +θ +α Ориентирование отклонителей 1) методами и средствами на основе проявления гравитации (вектор гравитации, понятие об апсидальной плоскости) 2) по странам света (на магнитный и географический полюс Земли); ωо =0º αн = 130º ωα=70º +θ -α θн = 30º θк =35º αн = 130º αк=100º +θ +α ωо =90º ωо =270º ωо =310º Norht -θ -α -θ +α ωо =180º Определить угол установки по вектору гравитации ωо и по азимуту ωα 22 Пример решения задачи на ориентирование Зенитный угол скважины θн = 30° азимутальный угол αн = 210°. По заданию требуется изменить зенитный угол в сторону выкручивания до значения θк = 25°, а азимут скважины изменить до αк = 200°. С этой целью следует определить - угол установки отклонителя ωо полный угол набора кривизны δ, длину рейса при интенсивности 0,2 град/м 23 Ход решения задачи по определению параметров искривления  Принимаем масштаб отображения значений зенитного угла равный 1° = 3 см и строим диаграмму в следующей последовательности:  От вертикальной линии N (условно северное направление) откладываем угол αн = 210° и проводим линию ОА равную в масштабе 1° = 3 см значению θн = 30°;  От вертикальной линии N откладываем угол αк = 200° и проводим линию ОВ равную в масштабе значению θк = 25°;  Полученные точки А и В соединяем и определяем в масштабе единиц величину δ = 7,3°;  Определяем угол установки отклонителя ωо исходя из того, что по условию задачи нам следует направить скважину в III четверти диаграммы, показанной на рис. (искривление следует провести на выкручивание – (- θ) и влево – (- α), а значит, угол для расчета угла установки отклонителя ωо будет больше 90 град и равен ω = -129°. Далее по формуле определяем: ωо = 360° - 129° = 241°.  Длину рейса рассчитываем делением полного угла – 7,3 град на интенсивность 0,2 град/м 24 Ориентирование отклонителей ЗТС Пример ориентирование отклонителя (ВЗД или РУС) забойной телеметрической системой 25 Ориентирование отклонителей 60% Пример управления искривлением скважины РУС. Угол установки отклонителя 45 град. Интенсивность 60%. Вопрос: Как будут изменяться зенитный и азимутальный углы при данном угле установки отклонителя? Какая примерно будет интенсивность искривления скважины, если набор кривизны производится РУС типа Power Drive X5 475 (i=8 град/30 м) 675 (i=6,5 град/30 м)? 26 Основы наклонно-направленного бурения (техническое оснащение)  Технические средства и технологии: • бурения вертикальных и наклонных стволов скважин путем стабилизации направления специальными буровыми компоновками; • отклонители для искусственного искривления скважин и ориентирования отклонителей; • проработки интервала искривления; • забуривания новых направлений стволов скважин из открытого и закрепленного обсадной колонной ствола; • средства контроля положения скважины в пространстве (инклинометрия) и забойные телеметрические системы - ЗТС (телеметрия); • роторные управляемые системы - РУС (отклонитель роторного типа + ЗТС) и отклонители на базе ВЗД + ЗТС;  Геонавигация; 27 Растяжение Вес колонны • sinθ • μ Сжатие Изгиб Скручивание Вес колонны • sinθ Изгиб 28 Силы, действующие на колонну - Осевые – растягивающие (сжимающие) задаются действующим осевым усилием; -Боковая сила - вес колонны • sin θ (θ-зенитного угла – максимальна при горизонтальном положении ствола); - Cила натяжения колонны – боковая сила • μ (коэффициент трения)*; - Момент вращения (крутящий момент) – боковая сила•μ•R (радиус инструмента). * - особый случай дифференциальный прихват 29 Взаимосвязь боковых сил, сил натяжения и интенсивности (формула А. Лубинского) SF T T SF – Боковая сила L – Длина трубы, компоновки; T - Натяжение, вес колонны; DLS – Пространственная интенсивность искривления 30 Влияние вращения колонны на силу сопротивления её перемещению в скважине 1.Без вращения • 2.С вращением. Низкая частота вращения 3.С вращением. Более высокая частота вращения Вывод: по мере роста частоты вращения сопротивление продольному перемещению снижается. Если трубу диаметром 127 мм вращать со скоростью 150 об/мин и перемещать со скоростью 3,5 метра в минуту, то величина осевой силы трения будет немногим более 5% от величины силы трения без вращения 31 колонны Взаимосвязь боковых сил, сил натяжения и интенсивности Наиболее сложный случай 32 Взаимосвязь боковых сил, сил натяжения и интенсивности искривления • Допустимый радиус кривизны и интенсивности искривления для труб (обсадных и бурильных работающих без вращения) Ed н RM  , м; I  2 т / Ed н , радиан / м. 2 т • где Е – модуль упругости материала, из которого изготовлены трубы, МПа; dн – наружный диаметр труб, м; σт – предел текучести материала, из которого изготовлены трубы, МПа. • Для стальных труб (Е=2,1·105 МПа и σт = 220 МПа) 33 Взаимосвязь боковых сил, сил натяжения и интенсивности искривления • Предельные значения интенсивности искривления скважины для колонн работающих с вращением, град/м d н4  d в4  σ 1 (σ т   1,3σ ос )Wо . iп  0,77 57,3; Wо  0,1 σ т ЕI о dн • где E – модуль упругости материала, МПа; Iо – осевой момент инерции поперечного сечения трубы по резьбе, м4; Wо – осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы по резьбе, м3; dн ,dв – внутренний диаметр трубы, м. • σос = Рос / F. 34 Взаимосвязь боковых сил, сил натяжения и интенсивности искривления  Предел выносливости на изгиб σ-1 составляет 0,45 предела прочности материала – σв. Для стальных бурильных колонн (сталь 36Г2С) предел прочности на растяжение 600–700 МПа, поэтому σ-1 = 200–300 МПа  Анализ показывает, что наиболее жесткие требования к кривизне ствола скважины предъявляются для участков колонны, работающих на растяжение. Это значит, что при проектировании скважин и их бурении, нежелательны значительные искривления скважин на верхних интервалах ствола. 35 FCR Складывание (распирание) колонны в горизонтальной скважине FCR • • • • • • • FCR - минимальная нагрузка для перехода в синусоидальный изгиб; Θ – зенитный угол скважины; Е – модуль Юнга;  б . р. Кв – коэффициент плавучести - 1   б .т. I – момент инерции; W – вес 1 метра трубы в воздухе; r – радиальный зазор между замком колонны и стенкой скважины 36 Пример складывания колонны при бурении ВЗД на Верхнечонском НГКМ Рос Складывание Верхний рисунок – бурение ВЗД (снижение Рос); нижний рисунок – РУС – вращением колонны (рост Рос) 37 Рекомендации к подбору КНБК с учетом складывания 38 Устойчивость компоновок • Для расчета длины полуволны изгиба бурильной колонны можно использовать формулу Г.М.Саркисова 1 2 Pос  Pос  EI б 2     lб      ,  2q  2q  q    2 • где Рос – осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, даН; ω – частота вращения бурильной колонны, с-1; q – масса единицы длины бурильной колонны или бурового набора, кг/м; EIб – жесткость колонны бурильных труб на изгиб, Н·м2 39 Жесткость элементов КНБК Жесткость = E×J E – Модуль Юнга (2,6); Удельный вес стали 7,8. J – Момент инерции Для повышения жесткости УБТ трубы из вольфрама. Модуль Юнга 3,15. Удельный вес 18,5. 40 Устойчивость компоновок Pос  о  1,3 f к Рос EI к Угол перекоса долота на забое f к  0,5( Dскв  d к ) Pот  Pосsin1,3 f к Pот о Радиальный зазор Pос Отклоняющая сила EI к на долоте Какие решения возможны в направлении снижения величины Рот ? 41 3.Планирование (проектирование) направленных и горизонтальных скважин. Этапы 1.Расположение скважины на поверхности. Привязка к системе координат, какому -либо объекту. (раздел в учебнике) 2.Профиль скважины. Зная точку заложения и точку подсечения (задается геологической службой или Заказчиком) следует построить рациональный профиль скважины. Скважины могут быть: •Вертикальными; •Наклонными; •S-образными; •Вертикально-горизонтальными. 42 3. Планирование (проектирование) направленных и горизонтальных скважин 3.Определение точки начала набора кривизны (точка зарезки ТЗ). 4.Определение интенсивности искривления на интервалах набора и снижения зенитного угла. Влияет на выбор: - глубина скважины и положение ТЗ; - ограничения по крутящему моменту; - ограничения по условию прочности обсадных и бурильных труб (при бурении с вращением ограничения более жесткие); - ограничения по спуску геофизических и иных приборов. Обычно интенсивность находится в пределах 0,05-0,2 градуса на метр. 43 4. Методы расчета профилей скважин направление на север Х направление на восток Y X z O1 Нв Альтитуда Азимут Y H B О1 Z D Забой скважины цель Проекция на горизонтальную плоскость 1.Начало системы координат располагается в точке пересечения экватора со срединным меридианом зоны. Таким образом, глобальные координаты могут быть, м СС: 8886249,3300, СВ: 461958,2150 Альтитуда – превышение (понижение относительно уровня моря – 0 отметка уровня); 0 – опорная точка скважины; O1 – опорная точка, определяющая положение скважины на поверхности; а – Азимут (град) от направления на север до апсидальной плоскости в точке измерения. У вертикального ствола скважины азимута нет, т.к. он направлен к центру Земли; Hв – проекция на вертикальную ось OZ; HD – горизонтальное смещение; HB – смещение в вертикальной плоскости – проекция горизонтального смещения на вертикальную плоскость. Проекция на вертикальную плоскость 44 где ХЗ, YЗ, ZЗ – координаты забоя или иной точки на оси скважины, м; Xпр, Yпр, Zпр – координаты пересечения проектной трассы скважины (вертикали) с выбранной плоскостью, которой может являться либо плоскость рудного тела, либо горизонтальная плоскость, м. Методы расчеты профилей скважин СВ – отход; α1 , α2 – азимутальные угла в начале и конце интервала; Север А θ1 ,θ2 – зенитные угла в начале и конце интервала. Метод среднего угла. Отход α1 S  ( X З  Х пр )2  ( YЗ  Yпр )2  ( Z З  Z пр )2 ,     i 1 cos i i 1 ; X  X  lsin i i o 2 2 n1 i  i1 i  i1 Yi  Yo  lsin sin ; Yз   Yi ; 2 2 i 0 n  1   i1 Zi  Z o  lcos i ; Z з   Zi . Север 2 i 0 Координаты: θ1 С α1 S- отход В θ2 Xз  n1  X i ; i 0 где Xo,Yo,Zo – координаты устья скважины, м; l – шаг инклинометрических замеров, м; θi , αi – зенитный и азимутальный углы, замеренные на i-ом интервале ствола скважины, град.; ХЗ, YЗ, ZЗ – координаты забоя или иной точки на оси скважины, м; Xпр, Yпр, Zпр – координаты пересечения проектной трассы скважины (вертикали) с выбранной плоскостью, которой может являться α2 либо плоскость рудного тела, либо горизонтальная45 плоскость, м. Метод минимальной кривизны При расчетах принято, что кривая между точками замера – сферическая дуга. Этот метод наиболее точный в отличие от метода среднего угла. 1. Полный угол набора кривизны 1 Δγ  cos cos(θ 2  θ1 )  sinθ1sinθ 2 (1  cos(α 2  α1 ) Х 0,5 γ 2. Фактор отношения.  RF  360 tg R α1 Δγ Y 3.Координаты Δγ  L  Z   cosθ1  cosθ 2 RF ;  2  R θ1 α2 Δγ Z θ2 π  L  X   sinθ1cosα1  sinθ 2cosα 2  RF;  2   L  Y   sinθ1sinα 2  sinθ 2sinα 2  RF .  2  46 Расчет профиля первого типа Участок ствола (рис.1.8) Вертикальный С набором зенитного угла Наклонно прямолинейный Суммарная длина Длина ствола, м l1 = h1 Горизонтальная проекция, м Вертикальная проекция, м h1 l2 =0,01745R θ a2 = R1(1 – cos θ) h2 =R1 sin θ l3 =h3/cos θ L= l1 +l2+ l3 a3 = h3 tg θ A = a2 + a3 h3 =H – h1 – h2 H = h1 + h2 +h3 Расстояние а3 определяют из зависимости а3 = А – а2, расстояние h3 = H1 – h2 cos  R1 R  A  H 1 H 12  A2 R1  A R1  A2  H12 47 Расчет профиля пятого типа Участок ствола (рис.1.10) Вертикальный Набора зенитного угла Суммарная длина Длина ствола, м l1 = h1 Горизонтальная проекция, м Вертикальная проекция, м h1 l2 =0,01745R θ a2 = R(1 – cos θ) h2 =R sin θ L= l1 +l2 A H = h 1 + h2 A cos  1  R 48 Расчет профиля пятого типа  H  h1   2 RА  a22 2a2 Длина криволинейного интервала: l2 = θ/i =90 град /i. - малый радиус кривизны (10–30 м) i – более 2,0 град/м (горизонтальное окончание А); - средний радиус (60–190 м) –i до 1,0 град/м (горизонтальное окончание В); - большой радиус (> 190 м) –i до 0,3 град/м (горизонтальное окончание С ) 49 Расчет профиля шестого типа Расчет профиля шестого типа . В практике бурения направленных скважин с горизонтальным окончанием достаточно распространен профиль, который включает наклонный участок и два интервала набора кривизны. Достоинством такого профиля является более сглаженный набор кривизны, который разделен на два криволинейных интервала с наклонным участком. 50 5.Предупреждение пересечений стволов скважин – анализ сближений При проектировании скважин в пределах куста существует вероятность пересечения стволов. 0,5 Последствия пересечений будут тяжелыми, поэтому 0,1 следует провести анализ сближений, который учитывает положение скважин и их стволов в 2-0,5 пространстве, определяет минимальные расстояния между центрами стволов, учитывает погрешности применяемых приборов для 4-5 измерения положения скважины в пространстве. Погрешность инклинометра по зениту ±0,5 град, по азимуту ±4-5 град. Современные средства Эллипсы определяют с измерений имеют погрешности акселерометра по помощью программного зениту ±0,1 град, по азимуту от ±2 до 0,5 град. обеспечения, учитывающего В результате имеем эллипсы ошибки измерения ошибки измерений. углов, определяющих положение скважины в пространстве. 51 Предупреждение пересечений стволов скважин – анализ сближений Эллипсоидный конус неопределенности отображает накопление ошибки измерений с глубиной скважины с учетом ошибки каждого нового измерения. Это представлено в виде конуса с основанием в виде эллипса, размеры которого учитывают ошибки ранее сделанных измерений. Таким образом, ошибка нарастает с глубиной и вероятность пересечений стволов тоже возрастает с глубиной. При бурении параллельных скважин вероятность их пересечения становится высокой на определенной глубине. 15 м 52 Предупреждение пересечений стволов скважин – анализ сближений Коэффициент разделения (Separation Factor) C A D AD SF  AB  CD B Можно заметить, что при тех же размерах эллипсов погрешности, но при ином положении стволов относительно друг друга коэффициент разделения может быть иным. Во время бурения уровни предупреждений при SF = 1 – высокий; 1,5 – средний; 2 – низкий. A B D C 53 Предупреждение пересечений стволов скважин – анализ сближений Анализ рисков. Применяют три основных метода оценки сближений: - под прямым углом - по горизонтали - объемное сканирование Последний метод максимально точен. Существует программа анализа Tool Box (Шлюмберже) 54 Предупреждение пересечений стволов скважин – анализ сближений • Анализ сближений • - расчет минимальных расстояний между скважинами по координатам; • - определение фактора сближений Коэффициент разделения (Separation Factor). Правильным будет проектирование стволов с увеличением расстояния между ними с глубиной, учитывая накопление ошибки измерений Расстояние между скважинами Глубина 55 6. Построение в современных программах планов куста (раскустовка). Геодезическая составляющая при разработке и бурении месторождений нефти и газа. Обоснованность выбора и привязка к единой нефтяной карте. Известны следующие системы: • «ПЗ-90» (параметры земли 1990 года). Постановлением правительства РФ принята в 2000 году для использования в целях геодезического обеспечения орбитальных полётов и решения навигационных задач. За отчетную поверхность в системах геодезических параметров принят общеземной эллипсоид с большой полуосью апз = 6378136 м. и сжатием αпз 1/298.25784. • «МГС-84» (Мировая геодезическая система). За отчетную поверхность в системах геодезических параметров принят общеземной эллипсоид с большой полуосью апз = 6378137 м. и сжатием αпз 1/298.257223563. • «СК-42» (Референцная система координат Российской Федерации). Принята в 1946 году для всей территории СССР. За отчетную поверхность в системах геодезических параметров принят эллипсоид Красовского с большой полуосью апз = 6378245 м. и сжатием αпз 1/298. 3. Для эллипсоида Красовского геодезическая дата задана в Пулково (центр круглого зала обсерватории), и этим задается основа Системы координат 1942 г. (СК-42). • СК-95» (Референцная система координат Российской Федерации). Постановлением правительства РФ принята в 2000 году для использования при осуществлении геодезических и картографических работ. За отчетную поверхность в системах геодезических параметров принят эллипсоид Красовского с большой полуосью апз = 6378245 м. и сжатием αпз 1/298. 3. 56 Геодезическая составляющая при разработке и бурении месторождений нефти и газа Цилиндрические проекции • • • • • В программе представлены следующие цилиндрические проекции: «UTM» равноугольная цилиндрическая проекция Меркатора «Gauss-Kruger» - равноугольная поперечная многолистная цилиндрическая проекция эллипсоида. Номер 6-ти градусной зоны в программе может быть задан или рассчитан по значению долготы. Из-за разного начала отсчета зон разница между проекциями «UTM» и «GaussKruger» будет составлять 30 зон. При долготе 73 градуса номер зоны в проекции «UTM» будет равен 43, в проекции «Gauss-Kruger» будет равен 13. Начало системы координат располагается в точке пересечения экватора со срединным меридианом зоны. Ось OX (смещение на север) направлена по срединному меридиану на север, а ось OY (смещение на восток) – по экватору на восток. Чтобы не иметь дело с отрицательными координатами к значению Y добавляется 500 км. В этом случае все координаты становятся положительными – ведь точка зоны с наибольшей отрицательной координатой (на пересечении экватора и западной границы зоны) имеет примерно – 333.6 км. При задании прямоугольных координат номер 6-ти градусной зоны может задаваться отдельно либо он приписывается к значению координаты Y слева. 57 Геодезическая составляющая при разработке и бурении месторождений нефти и газа Экватор и срединный меридиан – нулевая точка глобальной системы координат. X Скважина ΔX Нулевая координата ΔY Y 58 Построение плана куста (раскустовка) Месторождение представляет собой группу кустов, расположенных в одной геодезической системе (выбираем СК-42), установленных либо в направлении по координатной сетке (выбираем Gauss-Kruger) на север или истинного севера. Для расчета магнитного склонения необходимо выбрать геомагнитную модель для каждого куста месторождения. В качестве примера, выберем «Глобальные координаты». В общем случае в качестве исходных данных имеется информация о координатах расположения 1-й на кусту скважин. Определим дату начала бурения, для определения магнитного склонения, укажем направление движения станка. Нажимаем «Расчёт» 59 Построение плана куста (раскустовка) Заполняется поле «Номер скважины», дополнительно возможно указать длину вертикального участка. В случае, если информация о координатах 1-й на кустовой площадке имеется, и заносится в порядке с первой скважины, то для расчета её координат выбираем «Локальные координаты», нажимаем «Расчёт» «Сохранить». При занесении последующих скважин, расчет координат устьев производится (в нашем случае) относительно первой скважины (Скв. 1), указывается смещение по азимуту (линии НДС), в качестве примера эту величину примем 20 м. Нажимаем «Расчёт» «Сохранить». - 60 Построение плана куста (раскустовка) Аналогичным образом строим второй куст. Гобальные координаты СС: 8886249,3300, СВ: 461958,2150. Дата бурения, в качестве примера определена 18.11.2017 г. Рассмотрим профиль наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием. Построенный профиль скважины с горизонтальным окончанием проходит через объекты (цели) бурения: Т1 – точка входа в пласт Т2 – точка начала горизонтального участка; Т3 – точка конца горизонтального участка – проектный забой. Для начала построения профилей выбирается соответствующая скважина и вариант профиля, в котором и будут происходить построения. Программа «Инженерные расчеты в бурении», ООО «Бурсофтпроект», предлагает группировать варианты профилей по двум категориям: проектный и фактический. Как правило, проектные профили строятся на стадии проектирования, фактические по фактическим замерам в скважине. Всего, в качестве примера построим два куста: КП-1 (НДС град) и КП-2 (НДС 215 град), на каждом из которых будет по две скважины (всего 4 скважины) с заданными локальными координатами целей: 1) Z = 1920 м; T2: СС = 800 м, СВ = 400 м; Т3: СС = 1200 м, СВ = 550 м. 2) Z = 1350 м; T2: СС = 350 м, СВ = 700 м; Т3: СС = 1050 м, СВ = 1090 м. 3) Z = 1750 м; T2: СС= -1150 м, СВ= -500 м; Т3: СС = -1950 м, СВ = -1350 м. 4) Z = 1350 м; T2: СС= -1300 м, СВ = -1300 м; Т3: СС = -1950 м, СВ = -1950 м. 61 Построение плана куста (раскустовка) 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) Во вкладке проектирования профиля выбираем «Объекты бурения» Кнопка «Добавить», указываем название цели – «Т2». Указываем глубину, при нажатии на соответствующую кнопку возможно задать в абсолютных отметках Заполняем значения смещений на север и восток (СС и СВ) Кнопка «Расчет координат (F2)» Кнопка «Добавить», указываем название цели – «Т3». Повторяем 3, 4 пункты. Выбираем «Совместить азимуты», «Совместить зениты», указываем цель Т2. 62 Кнопка «Расчет координат (F2)» Построение плана куста (раскустовка) Следующий этап построения профиля это построение вертикального участка. Задать вертикальный участок возможно различными способами (методами). Для построения необходимо поставить курсор в свободную строку (вторая) и ввести требуемые значения. Один из самых простых – задание глубины по стволу (1000), зенитный угол (0) и азимут (0). Кнопка «Расчет». На трехмерной модели можно увидеть построенный вертикальный участок (красная линия) и объекты бурения (цели) обозначенные зеленым цветом. Следует учитывать, что выбор наименьшего количества методов обеспечит построенному профилю наименьшую протяженность и снизит сложность бурения. Рассматриваемые в данном курсе методы построения позволяют получать профиль построенный из «плоских» участков. 63 Построение плана куста (раскустовка) 64 Построение плана куста (раскустовка) 1) В свободной строке (третья) устанавливается курсор. Выбираем метод построения «Дуга-Прямая-Дуга». 2) Задаем пространственную интенсивность искривления профиля на первом участке набора кривизны и на втором. 3) Выбираем «Имя цели» – Т2 (точка начала горизонтального участка). 4) Кнопка «Расчет (F2)». На области трехмерного построения получается соответствующий интервал построения. 65 Построение плана куста (раскустовка) Завершающим этапом построения профиля является соединение точек Т2 и Т3. 1) Выбираем метод «Плоская дуга на точку». 2) Отмечаем вариант «Координаты цели» 3) Выбираем цель – Т3. 4) Кнопка «Расчет (F2)». Аналогичным способом выполняется построение профилей скважин 3 на КП-1 и 3, 4 на КП-2 66 Построение плана куста (раскустовка) Построение плана куста (раскустовка) 67 Построение плана куста (раскустовка) • Нами рассмотрены общие случаи построения простейших профилей наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. • В случае построения профилей к объектам (целям) бурения для уже частично отстроенных кустов часто возникает потребность решения дополнительных задач и выполнения определенных мероприятий по предупреждению вероятного пересечения стволов скважин. При этом построение ведется через назначение промежуточных объектов (целей) бурения. • Также в зависимости от технических характеристик скважинного оборудования зачастую требуется дополнительная корректировка профилей в части обеспечения «полок ЭЦН» в заданных интервалах. • При этом на каждом этапе построения профилей требуется учитывать, что в конечном итоге необходимо построить не только «буримый», но и профиль, крепление которого не вызовет осложнений. 68 7. Геомеханика. Устойчивость ствола скважины и механические свойства горных пород. Поровое давление и градиент давления гидроразрыва. 69 Условие устойчивости горных пород во времени   pг   о 1  sin  R  a     г o   10-14 дней 1 sin  2 sin  a – радиус скважины; σг – давление столба жидкости в скважине; рг – горное давление; σo – предел прочности породы при сжатии; φ – угол внутреннего трения. 70 Горное давление • Нормальные напряжения • σz= ρпgH, • σx=σy=λρпgH, • где ρп – плотность горной породы кг/м3 ; • g – ускорение силы тяжести, м/c2 ; • H – глубина скважины, м; Н касательные напряжения • τxy=τxz=τyz= 0.  Коэффициент бокового распора, где μ –  1   коэффициент Пуассона. •    gH  p Гидростатическое давление г ж о 71 Последствия влияния горно-геологических условий на условия проходки скважин б а в г а – обрушение; б – смятие обсадной колонны; в – выпучивание глинистых пород; г – обвалы в зоне АВПД 72 Условие гидродинамического равновесия в стволе скважины • Гидродинамическое равновесие рпл  Н   р то  ргр , Спуск Подъем Важное условие равновесия – долив скважины при подъеме снаряда и умеренная скорость СПО рпл – давление пластовой жидкости или газа (пластовое давление); Н – глубина скважины; γ – удельный вес промывочной жидкости; Σpто – суммарная потеря давления при выполнении различных технологических операций бурения; pгр – давление гидравлического разрыва пород. 73 Механизм разрушения горных пород при различном дифференциальном давлении 74 Виды давлений в скважине 1. Дифференциальное давление pд = (σг – рпл). 2. Пластовое (поровое) давление рпл представляет собой давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе. Различают АНПД, АВПД, равное гидростатическому, т.е. σг =рпл Проницаемые породы Глины 3. Давление гидроразрыва горных пород давление, создаваемое флюидом, при котором в горной породе начинают возникать трещины. 75 Градиент и давление гидроразрыва пород  2  Pг  1  3  Рпл Pпл    Рг  Рпл gradPгр    ; gradPгр        Н 1   Н 1   Н  1   Н Величина давления гидроразрыва горных пород может находиться в пределах от пластового до полного горного давлений и зависит от многих факторов, таких как: прочность, анизотропия и проницаемость пород, напряжений в породе, азимутального и зенитного углов скважины. Давление гидроразрыва    Pгр  Рпл   Рг  Рпл   Рс 1   Рс - давление достаточное для разрыва сплошности горной породы 76 8. Гидродинамические процессы в призабойной зоне скважины при наклонно-направленном бурении и транспортировании шлама. Процесс очистки забоя. Параметры влияющие эффективность выноса шлама (очистки забоя и ствола): 1. Расход (скорость) раствора. 2. Угол наклона скважины. 3. Размеры скважины (диаметр ствола, зазоры). 4. Эксцентриситет колонны в скважине. 5. Плотность раствора. 6. Реология раствора. 7. Плотность частиц шлама. 8. Механическая скорость бурения. 9. Скорость вращения компоновки в скважине. 10.Форма и размер частиц шлама. 77 Влияние скорости потока раствора на концентрацию шлама Cкорость потока, м/c Cкорость потока, м/c Cкорость потока, м/c Cкорость потока, м/c а – частота вращения колонны 0 об/мин; b – 80 об/мин; с – 100 об/мин; d – 120 об/мин 78 Влияние зенитного угла скважины на вынос шлама 79 Влияние зенитного угла скважины на вынос шлама V=0.58м/с. V=1.16м/с. Зенитный угол скважины, град Зенитный угол скважины, град 80 Влияние зенитного угла скважины на вынос шлама 500 рад/с Вертикальная скважина Частота вращения 1000 рад/с Горизонтальная скважина 81 Влияние размеров скважины на вынос шлама Долото 12,5 Долото 10,5 Долото 8,5 82 Влияние эксцентриситета колонны в скважине на вынос шлама • Оптимальным будет соосное расположение колонны в скважине. • При прилегании колонны к стенке скважины происходит активное зашламование пространства между трубой и стенкой скважины. 83 Влияние на вынос шлама плотности и реологии раствора Влияние плотности бурового раствора 84 Влияние на вынос шлама вязкости раствора Процент выноса шлама от скорости потока и вязкости 1.По мере повышения вязкости меняется режим течения потока от турбулентного к ламинарному и способность к выносу шлама снижается. 2. Скорость потока неизменно повышает степень очистки ствола от шлама. 85 Влияние плотности частиц шлама на степень очистки ствола 2,9 2,71 2,65 2,0 1,5 Зенитный угол скважины 86 Влияние скорости проходки на вынос шлама Vскв  vб Fз , Vб V cкв - объем скважины; vб -скорость бурения; Fз – площадь забоя. 87 Влияние частоты вращения компоновки на вынос шлама 88 Влияние частоты вращения компоновки на вынос шлама 89 Влияние размера частиц шлама на вынос шлама 90 9. Современная техника и технология строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Контроль процесса строительства горизонтальной скважины. • • • • • • Буровые установки повышенной грузоподъемности с верхним приводом ( опыт бурения многоствольной скважины берега залива под акваторию Тазовской губы (Юрхаровское НГКМ, полуостров Ямал) с отходом от вертикали на 6390 м. Для бурения данной скважины использована модернизированная буровая установка F-500 повышенной мощности и грузоподъемности. Грузоподъемность установки повышена до 5000 кН и запас прочности для бурения скважин до 8000 м. ) Насосное оборудование адаптированное к системам передачи гидросигнала (программированное варьирование подачей бурового раствора); Буровые компоновки и системы для бурения вертикальных интервалов; Буровые компоновки и системы для бурения наклонных интервалов; Отклонители и технологии для искусственного искривления (набора угла) – ВЗД + кривой переводник и роторные управляемые системы – РУС; Отклонители и технологии для забуривания новых направлений стволов скважин из открытого ствола (вертикальных, наклонных и горизонтальных) и ствола обсаженного обсадной колонной; 91 Буровые компоновки и системы для бурения вертикальных интервалов • • • • - КНБК маятникового типа; - жесткие КНБК; - КНБК динамической стабилизации; -системы сохранения вертикальности ствола в автоматическом режиме. 92 Маятниковая КНБК Рот = Q sin θ, где Q – вес УБТ, расположенных ниже центратора (точка опоры В). Для эффективной работы нужно сосредоточить максимальный вес (опыт применения УБТ из вольфрама, обедненного урана, свинца) ниже опорной точки и сохранить устойчивость УБТ на интервале от долота до точки В за счет ограничения расстояния Lн 93 Маятниковые КНБК 94 КНБК для падения угла 10 м 20 м Высокая эффективность 20 м Высокая эффективность 15 м Средняя эффективность 10 м Низкая эффективность Тенденция к стабилизации КНБК для падения угла 95 Жесткие КНБК (центраторы) Принцип работы жестких КНБК – сохранение устойчивости компоновки в призабойной зоне. Для этого используют центраторы и стабилизаторы, наружный диаметр которых равен диаметру долота, что устраняет прогиб компоновки. Компоновки эффективны при отсутствии износа. По мере износа эффективность снижается. 96 Жесткие КНБК (стабилизаторы) Стабилизатор – УБТ специального профиля, минимизирующего зазор в скважине. Устанавливается над долотом. Отдельный тип УБТЭ – эллиптическая УБТ – для динамической стабилизации 97 Жесткие КНБК (калибраторы) Для жестких КНБК характерно применение калибраторов, которые центрируют компоновку и обеспечивают проработку ствола скважины. 98 Новые системы бурения вертикальных скважин Рр 1. Power V (система роторного бурения – аналог системы Power Drive) Шлюмберже; 2. Auto trek. Бейкер Хьюз. (возможность соединения с ВЗД) 3. V-Pilot (cистема бурения ВЗД без вращения колонны). Халлибуртон Бурение с поддержанием вертикальности ствола в автоматическом режиме при отклонении ствола от вертикали на 0,2 градуса. Рот 99 Пример применения Power V 100 Принцип работы Power V 101 Буровые компоновки и системы для бурения наклонных интервалов • Для бурения наклонных интервалов применяют: • Жесткие КНБК (роторное и турбинное бурение) для сохранения зенитного угла; • Маятниковые КНБК (роторное и турбинное бурение) для сохранения зенитного угла при тенденции к выполаживанию ствола вследствие геологических причин; • Опорные КНБК (роторное и турбинное бурение); • Роторные управляемые системы с функцией поддержания зенитного угла в автоматическом режиме. 102 Опорные КНБК Gcosl1 Pот  l2 где G – вес УБТ, размещенной между стабилизаторами, кН; θ – зенитный угол скважины, град; l1, l2 – расстояния от наддолотного стабилизатора до середины УБТ, размещенной между стабилизаторами и торца долота, м. Рот компенсирует влияние веса КНБК, что приводит к выкручиваю скважины . 103 КНБК для набора угла 30 м Высокая эффективность Высокая эффективность 20 м 10 м 20 м 10 м 15 м Высокая эффективность От высокой до средней От средней до низкой Тенденция к стабилизации 104 Отклоняющие системы для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин I. Компоновка: ВЗД c кривым переводником + MWD (угол перекоса γ=1-2 градуса): 1.Набор кривизны без вращения компоновок; 2. Бурение без искривления с вращением компоновки ротором (верхним приводом), частота вращения 15-20 об/мин. Чередование интервалов бурения с набором кривизны и без набора кривизны позволяет регулировать интенсивность искривления (слайдирование). Предельная длина стволов до 3000-4000 м II. РУС + MWD (LWD): 1. Бурение с набором кривизны (интенсивность 0,1 – 1 град/м). РУС фрезерующего типа (puch-the-bit); РУС асимметричного разрушения забоя (point-the-bit); РУС смешанного типа – фрезерование+асимметричное разрушение забоя (point+puch-the-bit). Частота вращения 200 об/минуту. Предельная глубина стволов более 10000 м. III. РУС с встроенным ВЗД + MWD (LWD): 1. Бурение с набором кривизны (интенсивность 0,1 – 1 град/м). РУС фрезерующего типа (puch-the-bit). Высокая забойная мощность при меньшей частоте вращения компоновки. Более протяженные горизонтальные стволы. 105 Отклонители и технологии для искусственного искривления Схемы отклонителей на базе забойных гидродвигателей 106 Отклонитель на базе ВЗД Регулятор угла Износостойкое покрытие Шпиндельная секция Переливной Двигательная клапан секция 1.Компоновки с забойным двигателем применяются во всех участках направленных и горизонтальных скважин. 2.Забойные двигатели могут иметь как искривлённый корпус, так и использоваться совместно с «кривым переводником». 3.На породоразрушающем инструменте создается отклоняющая сила, или между осью скважины и осью породоразрушающего инструмента возникает некоторый угол перекоса. 107 Пятка на отклонителе 108 Устройство переливного клапана 109 Выбор двигателя 110 Карданный вал 111 Шпиндель 112 Узел угла перекоса отклонителя 113 Выбор частоты вращения колонны при бурении с ВЗД с искривленным корпусом • Режим работы отклонителя с ВЗД в состоянии перекоса корпуса: - набор угла без вращения колонны; - бурение с вращением колонны без набора угла; Рекомендуемые значения частоты вращения колонны при бурении ВЗД Угол, град 1,83 1,5 1.15 0,78 0,39 Частота вращения, об/мин 60 70 90 110 150 114 Долота для искривления скважин отклонителями Коэффициент фрезерующей способности долота Кф = tg λ =  ho  hк Δ – полуразность диамеров корпуса долота у козырьков лап (Dл) и у спинки (в конце первого участка корпуса – Dк); Коэффициент Кф характеризует способность долота производить боковое разрушение ствола, ограниченное корпусом долота 115 Фрезерующая способность долот PDC 116 Выбор долот для работы с РУС При выборе долота для систем типа Power Drive, Power Drive X5 (и иных систем фрезерующего типа) следует отдавать предпочтения долотам, которые могут обеспечить минимальную вибрацию, хорошую управляемость, наличие активного бокового фрезерующего вооружения, максимальной скорости проходки, надежности и долговечности  Для отклоняющих систем типа РУС с изменением направления перекоса долота (point-the-bit) фрезерующая способность долот не является столь важной в отличие от отклонителей фрезерующего типа. К таким системам относятся РУС PowerDrive Archer, Geopilot, Power Drive Хceed. 117 Система компьютерного проектирования IDEAS • Подразделение Smith Bits компании SMITH разработало интегрированную аналитическую систему IDEAS для разработки более эффективных долот, приспособленных для конкретных условий применения; • Программа 4-мерного моделирования i-Drill позволяет прогнозировать поведение долота вместе с компоновкой ; • Широкий спектр возможностей программы i-Drill включает моделирование работы роторных управляемых систем наклонно направленного бурения фрезерующего типа (рush-the-bit) и систем с изменением направления перекоса долота (рoint-thebit), концентрических и эксцентричных расширителей, ВЗД, раздвижных и шарошечных расширителей. 118 Техника и технологии забуривания дополнительных стволов скважин при многоствольном бурении • Способы забуривания: • 1. Из открытого ствола. • - с помощью клина или клинового съемного отклонителя с искусственного забоя (ИЗ); • - ВЗД с кривым переводником или корпусом c ИЗ; • РУС с ИЗ; • РУС без создания ИЗ. • 2. Из ствола закрепленного обсадными трубами. • - клиновым отклонителем с ИЗ; • - фрезерным станком . 119 Техника и технологии забуривания дополнительных стволов скважин при многоствольном бурении ВЗД с кривым переводником Pотк 2 EJ т  sin2 ( п  γ т ) 3al где EJт - жесткость бурильных труб, размещенных над турбобуром, даН·м2; a – смещение бурильных труб при их деформации в стволе скважины, м; Δп и γт – углы перекоса соответственно осей резьбовых соединений кривого переходника и турбобура в скважине, град; l – длина турбобура с долотом, м d т  dб a  Dд  2 где Dд, dт, dб – бурильных труб, м; диаметры, соответственно, долота, турбобура и т  Dд  d т lт 120 Техника и технологии забуривания дополнительных стволов скважин при многоствольном бурении ВЗД с кривым переводником • Пример. Рассчитать Ротк компоновки с кривым переходником c углом перекоса осей резьбовых соединений Δп =2,5 град , длине турбобура 7 м, диаметре турбобура 172 мм, диаметре долота 190,5 мм, наружном диаметре труб над турбобуром 146 мм и внутреннем диаметре 90 мм. • Угол γт = (0,1905 – 0,172)·57,3/7 = 0,15 град. • Смещение труб над турбобуром а=190,5 – 0,5·(172 – 146) = 31,3 мм. • Отклоняющее усилие Ротк 2  2,1  1011  0,05(0,146 4  0,09 4 ) 2  sin (2,5 – 0,15)=20,28 кН. 3  0,0315  7 121 Выбор отклонителя • Для успешного формирования уступа в стенке скважины с искусственного забоя требования к отклонителю можно представить в следующем виде: (+γ → max; Pот →max; Fсц →max; Pос → min.) • Интенсивность набора кривизны: vф D  d iфа  57,3(  c к) vб L L2 Fсц-сила сцепления долота с забоем; Dc- диаметр скважины; dк -диаметр корпуса отклонителя. Рос γ vф Рот L vб 122 Техника и технологии забуривания дополнительных стволов скважин при многоствольном бурении 123 Технология создания уступа Условием успешного забуривания нового направления ствола скважины с ИЗ – создание уступа шириной 0,25-0,5 диаметра долота. При определенном расширении ствола скважины отклоняющая сила будет незначительной. По мере образования уступа отклоняющая сила снижается. 124 Технология создания уступа При 0,25−0,5 диаметра долота, т.е. 47 – 95 мм условиям формирования уступа могут соответствовать компоновки (табл.) с углом перекоса γ=2 град при длине L = 4; 5 и 6 м . 125 Техника и технологии забуривания дополнительных стволов скважин при многоствольном бурении • В основе технологии забуривания нового направления ствола скважины с искусственного забоя – создание уступа в стенке скважины, что позволяет достигнуть равновесия сил и обеспечить успешное бурение нового направления. • Равновесие сил наступает только при внедрении бурового инструмента на некоторый интервал в стенку скважины . Этот интервал может составлять 0,2–0,5 диаметра торца бурового инструмента • Способы создания уступа: - возвратно-поступательным перемещением инструмента с фрезерованием стенки вращающимся (работающий ВЗД) или не вращающимся (не работающий ВЗД) долотом; - задержкой долота в точке забуривания при минимальной (бурение с навеса) осевой нагрузкой. • Контроль процесса забуривания осуществляется по соотношению в выносимом шламе породы и материала искусственного забоя. • Основной проблемой при формировании уступа турбинным отклонителем являются провороты и смещения плоскости подработки забоя, особенно при вращающемся долоте, что значительно увеличивает сроки забуривания, требует дополнительного ориентирования отклонителя и негативно отражается на точности ориентирования. 126 Долота для забуривания Долото ИСМ с острой режущей кромкой Долото с эффектом «винтовой нарезки» - расстановка резцов по спирали Архемеда (патент №3951220, США). Шарошечные долота, шарошки которых с торца покрываются пластичным легко изнашиваемым материалом, что позволяет ограничить скорость бурения до приемлемых 1 м/ч без ограничения скорости фрезерования. 127 ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ ТИПА ОКС Клин ОКС для забуривания через колонну обсадных труб Параметры ОКС115.ИН ОКС120.ИН ОКС135.ИН Условный диаметр обсадной колонны, мм 140 146 168 Угол наклона отклоняющей поверхности, град 2 2 2 Диаметр клина-отклонителя, мм 110 114 127 Длина клина-отклонителя в сборе перед спуском в скважину, мм 5300 5680 6360 Длина клина-отклонителя закреплённого на забое, мм 4850 5150 6000 Стрела прогиба, мм 6 8 10 Масса, кг 190 220 320 Форма окон в колонне при забуривании клином – А; при прорезании станком – Б. 128 ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПЛЕКТА ФРЕЗ-РАЙБЕРОВ КФР КФР – 150.И Н КФР – 190.И Н КФР – 216.И Н Диаметр эксплуатационной колонны, мм 140 146 168 178 219 245 Диаметр, мм 121 124 142 150 190 216 Рекомендуемая частота вращения, мин-1 70–100 70–100 70–100 70–100 70–100 70–100 Характеристики КФР – 121.И Н КФР – 124.И Н КФР – 142.И Н Инструмент для прорезания окна в обсадной колонне Оконный фрез – для прорезания окна; Арбузный фрез для расширения окна. 129 Фрезерный станок Для точного вырезания бокового окна заданной формы разработана система Reentry Drilling System (RDSTM), основанная на специальном внутрискважинном фрезерном станке, который позволяет вырезать в стенке обсадной трубы удлинённое полнопроходное окно, симметричное оси обсадной колонны. 130 Пример применения технологии забуривания БС из вертикальной скважины через «окно» в обсадной колонне. 131 Технология вырезания окна для бокового ствола 132 Техника и технология вырезания обсадной колонны Прорезание стенки обсадной трубы фиксируется по снижению перепада давления на 1,0– 1,5 МПа, что характеризует полное раскрытие резцов вырезающего устройства. Через 15–20 мин создаётся осевая нагрузка на вырезающее устройство от 5 до 10 кН и постепенно увеличивается количество прокачиваемой жидкости до 14–16 л/с. Через каждые 0,5–1,0 м фрезерования производится профилактическая промывка скважины. 133 Технология бесклинового забуривания нового направления ствола РУС 134 Контроль процесса строительства горизонтальной скважины Для контроля бурения производится инклинометрия ствола скважины. Инклинометры применимы для контроля вертикального и наклонного участков ствола. Расстояние между замерами 10-20 м. Контроль проходки горизонтального участка ствола осуществляется забойной телеметрической системой (ЗТС) Электромеханический инклинометр. Погрешность измерения зенитного угла±0,5 град; азимутального угла ±4-5 135 град. 10. Современные телеметрические системы с гидравлическим, электромагнитным, кабельным и акустическим каналами связи. Технология искривления скважин с помощью телесистем. • Телеметрические системы : • MWD (measurement while drilling – измерение во время бурения) с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять оперативный контроль за траекторией скважин путем измерения инклинометрических и технологических параметров; • LWD (logging while drilling – регистрация во время бурения) с гидравлическим каналом связи для каротажа. 136 Гидропульсаторы продольного типа  Не требует дополнительных затрат на организацию канала связи (через буровой раствор); Обладает большой дальностью действия. Ограничения : аэрированные буровые растворы и нерастворимые средства борьбы с поглощениями бурового раствора. 137 ЗТС с гидравлическим каналом связи Амплитудная модуляция Пульсатор роторного типа. Передача информации со скоростью до 30 бит/c в сравнении с пульсаторами продольного типа для которых предельным является 10 бит/c Частотная модуляция 138 ЗТС с гидравлическим каналом связи • • • • • Гидравлический канал связи предъявляет высокие требования к исправности насосного оборудования и системе очистки бурового раствора. Значительное гидравлическое сопротивление (3-4 МПа) создает избыточное давление и нагрузку на наземную трубопроводную систему и ставит под сомнение использование дополнительных гидравлических осцилляторов и cистем РУС типа puch-the-bit , которые в свою очередь требуют для функционирования аналогичного перепада давления 3-4 МПа. При бурении на депрессии гидравлический канал связи может оказаться неприемлемым из-за того, что будут использоваться растворы с насыщением газом. Объем передаваемой информации до 40 бит в секунду. На глубине до 10 000 м скорость передачи снижается до 1-3 бит в сек. Данные передаются через 18 с о положении отклонителя по гравитационному и через каждые 9 с – по магнитному способам измерений; данные об азимуте и зените через 32 с; каротаж через 54 с, технологические данные также через 54 с. Обратная связь с подземным оборудованием производится через изменение скорости вращения колонны или изменение расхода бурового раствора. Эти действия могут приводить к остановке процесса бурения. Применяют в основном метод управления изменением подачи раствора. 139 Преобразователь вращения в поперечный силовой сигнал Недостаток – нестабильность вращения колонны из-за вибрации, закручивания и остановок колонны. Особенно в горизонтальном участке ствола. Сигнал может быть нечетким. 140 Электромагнитный канал связи • • • • • Для реализации этого канала связи необходимо встраивание электрического изолятора в бурильную колонну. Для передачи данных устройство генерирует переменное напряжение между верхней частью (основная колонна выше изолятора) и нижней частью (долото и другие элементы компоновки ниже изолятора). На поверхности один электрод присоединен к устью скважины, которое находится в контакте с бурильной колонной, второй электрод присоединен к стержню, вбитому в землю на некотором удалении. Устье скважины и стержень формируют два электрода дипольной антенны. Разность потенциалов между этими электродами – сигнал, который расшифровывается компьютером. Системы с электромагнитным каналом связи генерируют переменное напряжение между секциями бурильной колонны на очень низкой частоте (212 Гц). Данные наложены на излучение посредством цифровой модуляции. Такая система позволяет передавать данные со скоростью до 10 бит в секунду. Важным преимуществом является возможность подавать команды с поверхности к забойным системам. По сравнению с гидравлическим каналом связи этот метод эффективен при бурении на депрессии или при бурении на воздухе. Но данный метод малоэффективен при бурении глубоких скважин и в определенных породах (токопроводящих – соли)сигнал быстро затухает и становится нераспознаваем на глубинах всего более 1 км. 141 Принципы кодирования сигнала • Модуля́ция (лат. modulatio — размеренность, ритмичность) — процесс изменения одного или нескольких параметров высокочастотного несущего колебания по закону низкочастотного информационного сигнала (сообщения • Амплитудная манипуляция (англ. amplitude shift keying (ASK) — изменение сигнала, при котором скачкообразно меняется амплитуда несущего колебания. • Фазовая манипуляция • Фазовая манипуляция (англ. phase-shift keying (PSK)) — один из видов фазовой модуляции, при которой фаза несущего колебания меняется скачкообразно в зависимости от информационного сообщения). • Частотная манипуляция 142 Электромагнитный канал связи Повышенная надежность деталей забойных устройств, контактирующих с абразивным потоком бурового раствора; – Простота в управлении, возможность обратной связи. Ограничения – токопроводящие горные породы, например, соли. 143 Состав ЗТС • Существующие телесистемы включают следующие основные части: забойную аппаратуру; наземную аппаратуру; канал связи; технологическую оснастку (для электропроводной линии связи); антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи); немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров); забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи). • Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как: • – первичные преобразователи (ПП) направления бурения; • – ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины; • – ПП технологических параметров бурения. • К первичным преобразователям направления бурения относятся: • – ПП зенитного угла в точке измерения (θ) – акселерометр; • – ПП азимута скважины (α) – магнитометр или гироскоп; • – ПП направления отклонителя (ωо). 144 Комбинированный канал связи • Комбинированный канал связи – это сочетание различных по своей физической сущности каналов связи скважинного прибора с наземной регистрирующей и обрабатывающей аппаратурой •Так называемый комбинированный канал связи установка кабельной перемычки 100–200 м между забойной телесистемой и ретранслятором-разделителем на бурильных трубах –при использовании электромагнитного канала связи. Повышаются основные показатели канала связи. 145 Электропроводной канал связи • Некоторые компании развивают системы с эл. каналом связи. Эти системы используют эл. провода встроенные в каждую бурильную трубу, через которые осуществляется передача информации. Эти системы обеспечивают скорость передачи данных на несколько порядков выше, чем иные системы, как с забоя, так и с поверхности к забою. Объем данных может составлять до 1 Мбит в секунду (система IntelliServ – NOV). Система использует бесконтактную индуктивную связь между отрезками кабеля на торцах трубы. Для устойчивой связи каждые 500 м в колонну труб встраивается повторитель. • Недостаток – удорожание труб. • Кабельный канал связи развивается и будет развиваться вместе с развитие колтюбинга. • Увеличивающий объем информации и возрастающие требования к его качеству и точности ставят электропроводной канал связи ( а также оптоволокной) вне конкуренции с известными. Но развитие этого 146 канала связи сдерживается применением составных бурильных труб. Электропроводной канал связи ОАО НПФ «Геофизика» разработана забойная телеметрическая система с кабельным каналом связи «Надир» для использования при бурении скважин с горизонтальным окончанием колтюбингом.  Колтюбинговая установка М40, ФИД (Белоруссия), дает возможность бурения скважин глубиной до 2000 м. Гибкая труба имеет диаметр 60,3 мм. Диаметр забойного двигателя 95 мм, ориентатора 92 мм, максимальный угол отклонения от оси корпуса телесистемы 3 минуты. В качестве линии связи создаваемой системы «Надир» используется три жилы семижильного бронированного кабеля диаметром 10,84 мм, встроенного внутри рабочей трубы.  Телесистема размещается в немагнитной трубе, в качестве которой используется стандартная ЛБТ диаметром 90 мм. 147 ЗТС с гидравлическим каналом связи «Корвет» 148 ЗТС с гидравлическим каналом связи «Корвет» Пульсатор роторного типа Наружные диаметры забойной телесистемы ЗТЛС: 89, 120, 171 мм и выше. Наружный диаметр скважинного прибора с пульсатором: 48 мм. 149 Параметры измерений ЗТС «Корвет» • • Зенитный угол, град - 0 – 180 • Азимут, град - 0 – 360 • Угол установки отклонителя гравитационный, град - 0 – 360 • Угол установки отклонителя магнитный, град - 0 – 360 • Мощность экспозиционной дозы естественного гаммаизлучения, мкР/ч -0 – 200 • Точность измерения зенитного угла, град - ± 0,10 • Точность измерения азимута • при зенитном угле от 2 до 5, град - ± 2,0 • при зенитном угле >5, град -± 1,0 • Точность измерения угла установки отклонителя: • относительно апсидальной плоскости, град - ± 0,5 • относительно магнитного меридиана, град - ± 1,0 • Точность измерения мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения, % - ± 5 150 Ориентирование отклонителя в ЗТС «Корвет» 151 Построение и отображение траектории скважины 152 Построение траектории скважины 153 Пульт оператора 154 12. Системы управляемого роторного бурения (РУС). Компоновки низа бурильной колонны, применяемые при строительстве горизонтальных скважин. Влияние геологической составляющей на строительство и проектирование горизонтальных скважин. 155 РУС • rotary steerable system (RSS) – роторные управляемые системы (РУС), в которых разрушение горной породы осуществляется вращением долота с бурильной колонной верхним приводом буровой установки или ротором, а также отклоняющие системы, сочетающие применение винтовых забойных гидродвигателей и РУС. 156 РУС фрезерующего типа (puch-the-bit) 157 РУС фрезерующего типа (puch-the-bit) 57,3vф l1 Rд  Rц  iф  h  H  Rд  Ro   vб L L Vф -скорость фрезерования; vб -скорость бурения 0,5l1l 2 R h 158 РУС фрезерующего типа (puch-the-bit) 159 РУС фрезерующего типа (puch-the-bit) 160 Блок генератора РУС 161 Устройство РУС 162 Сенсорный модуль РУС 163 РУС с перекосом долота (point-the-bit) 31      3l 2 2 R L 2sin   a  l2 где Δ – угол отклонения вала при изгибе β – угол наклона отклонителя к оси скважины. b  l2 164 Анализ работы РУС РУС фрезерующего типа - puch-the-bit. Существует связь интенсивности искривления – i со скоростью бурения vб и фрезерования vф , что делает набор кривизны мало прогнозируемых и слабо контролируемым 114 ,6h 57 ,3vф vф i  lп l1l2 vб L vб РУС асимметричного разрушения забоя - point-the-bit 2 114 ,6(    ) i  lп L γ γ -отсутствует связь интенсивности искривления и скоростей бурения и фрезерования. Р lп 165 РУС Geopilot 166 Принцип работы РУС с перекосом долота за счет изгиба вала 167 Качество ствола скважины при использовании РУС разного типа 168 Качество ствола скважины при использовании ВЗД и РУС 169 Принцип управления РУС 170 Типы РУС point-the-bit Power Drive Xceed Power Drive ЕXceed 171 Power Drive Аrcher РУС сочетает перекос долота и фрезерование стенки скважины, что позволяет реализовать интенсивность до 0,5 град на метре проходки и забуривать новые направления ствола скважины. Система способна бурить ,поддерживая заданное значение зенитного угла. 172 Роторная управляемая система Power Drive Archer Плотность Максимальная частота вращения, об./мин. – 350; Максимальная температура, град – 150; Максимальное гидростатическое давление, кПа -137,895; Максимальное содержание песка 1 % по объему Внешний диаметр калибратора, мм - от 212,725 до 219,075; Точность измерения зенитного угла ± 0,11 °; Точность измерения азимута ± 2 ° Номинальный внешний диаметр, мм -171,45; Диаметр ствола скважины, мм - от 215,90 до 222,25; Общая длина, м - 5.01; Максимальная интенсивность набора кривизны, °/м -15/30; Максимальный рабочий крутящий момент, Н.м -21,693; Максимальная нагрузка на долото, Н - 266,893; Диапазон расхода, л/мин. - от 946 до 2 461. 173 РУС Auto Trek (Baker Hughes) 174 РУС Auto Trek (Baker Hughes) 175 РУС Auto Trek (Baker Hughes) 176 РУС Auto Trek (Baker Hughes) 177 РУС Auto Trek (Baker Hughes) 178 РУС Auto Trek (Baker Hughes) 179 Геологическая проводка скважины • Геологическая проводка скважины – интерактивный подход к проводке скважины, сочетающий технологические решения и взаимодействие персонала и направленный на оптимизацию траектории ствола в процессе его бурения с использованием геологических критериев и измерений в режиме реального времени. Традиционный подход – геометрическое бурение – следование плановой траектории скважины. • Цель - увеличение продуктивности скважины. – Увеличение длины работающих участков • Скважина в пределах пласта коллектора на всем протяжении – Увеличение удельной продуктивности участков ствола • Проводка по участку с наилучшими показателями фильтрации – Снижение рисков • Точное положение скважины относительно контактов 180 Составляющие процесса геологической проводки скважины • Процесс геологической проводки – Планирование, исполнение, анализ • Технологические составляющие – Скважинное оборудование – Наземное оборудование, ПО – Доступность данных в режиме реального времени – Методология Геонавигации • Персонал – Координатор геонавигации – Геологическая служба и отдел бурения 181 Технологические составляющие – Скважинное оборудование • • Геологическое Ориентирование – Азимутальные замеры плотности - ADN Vision – Измерения на долоте или вблизи долота - RAB, PowerDrive X5 – Имиджи в реальном времени и расчет параметров залегания пласта ADN Vision, RAB – Cейсмика в процессе бурения - SMWD – Проницаемость в процессе бурения - ProVISION – Сверх глубокое сопротивление - Deep Vision Resistivity – Многозондовые измерения сопротивления - arcVISION Resistivity Технологическое сопровождение – Роторные управляемые компоновки - PowerDrive – Стандартные управляемые компоновки ВЗД - PowerPak Передача данных – Телеметрические системы - PowerPulse, IMPulse, SlimPulse 182 Основные приборы стандартного комплекса каротажа в процессе бурения Электромагнитный каротаж Гамма-каротаж + до 20 кривых сопротивления Азимутальная плотность Акустич. каротаж Пористость нейтрон. Интервальное время Азимутальная кавернометрия пробега волны Развертка плотности Боковой каротаж Сейсмич. замеры во время Азимутальный ГК бурения Азимутальный боковой каротаж Имиджи сопротивления в реальном времени Многозоновый Сопротивление на долоте 88.9 мм 120.6 мм 171.5 мм 209.6 мм 241.3 мм Vision Resistivity Ядерно-магнитный каротаж Время релаксации 120.6 мм 171.5 мм 209.6 мм GeoVISION Resistivity Vision Density Neutron SMWD Нейтронноплотностной 171.5 мм ISONIC 171.5 mm 209.6 mm 171.5 mm ProVISION 183 Геометрический и геологический подходы к проводке горизонтальной скважины Нефть Вода Газ Геометрический подход Геологический подход 184 13. Винтовые забойные двигатели Эффективность по КПД Частота вращения Крутящий момент 185 Рабочая пара ВЗД Ротор 5 – низкая частота вращения, 3 высокая Рабочие объемы Статор Высокотемпературная резина – до 190 град 186 Коэффициент полезного действия ВЗД • КПД = мощность от насосов/мощность на валу ВЗД = крутящий момент •частота вращения/давление•расход бурового раствора. • КПД = 50-70% 609 M КПД  9686 PQ 187 Отклонитель на базе ВЗД ВЗД Стабилизатор Узел искривления Долото Стабилизатор на отсеке с подшипниками 188 Параметры искривления ВЗД 189 Искривление скважины с перекосом долота 57 ,3( Dскв  d к )  11,7( Dскв  Dн ) 57 ,3 ia  L12 L22 где Dс, dк – диаметры скважины и корпуса ВЗД в месте контакта со стенкой скважины при перекосе; L2 – расстояние от забоя до точки контакта корпуса со стенкой скважины при перекосе нижней части отклонителя; L1 - расстояние от узла перекоса до верхнего стабилизатора; Dн - диаметр верхнего стабилизатора. L2 190 13. Винтовые забойные двигатели. Ясы и Акселераторы. Место установки в КНБК. Применение калибраторов. ЯСЫ 191 Ясы 192 Ясы 193 Ясы 194 Работа механического яса Сила сверхнатяжения колонны для устранения прхвата Стопорный Стопорный механизм взведен механизм сработал Бурильная труба УБТ Яс Наковальня Стопор. мех. Молот Точка прихвата Долото 195 Работа гидравлического яса Верхний гидроцилиндр и уравновешивающий поршень обеспечивают равенство давлений внутри и снаружи яса. Верхний стопорный цилиндр имеет сужение, называемое стопором. При приложении усилия сверхнатяжения стопорный поршень поднимается к стопору, вследствие чего жидкость прогоняется через поршень и в бурильной колонны накапливается энергия натяжения. Стопорный поршень движется через цилиндр медлено до тех пор, пока он не пройдет через стопорное сужение, в результате чего яс разблокируется и сработает вверх. Нижний стопорный шток и цилиндр выполняют аналогичные функции, но при работе ясом вниз. 196 Работа ускорителя-акселератора Внутренний шток Силиконовое масло, сжатое поднятым штоком Корпус Поршневая камера Ускорительакселератор Точка отражения Поршень Яс Волна вибрации, создаваемая ясом Точка прихвата Отраженная вибрация Точка отражения Яс + ускоритель Яс 197 Рекомендации по установке яса Над криволинейным интервалом Бурильная труба УБТ В горизонтальном интервале Бурильная труба УБТ Яс Бурильная труба Бурильная труба Яс 198 Рекомендации по установке Рекомендации по установке ясаяса и ускорителя Два яса и два ускорителя в горизонтальной скважине Два яса в горизонтальной скважине Бурильная труба Бурильная труба Яс Потенциальная зона прихвата Яс Ускоритель Потенциальная зона прихвата Яс Ускоритель Яс 199 Демпферы 200 Осцилляторы 201 PBL-переводники 202 1.Геонавигация. Принцип действия системы и основные компоненты. 14. Геонавигация. Принцип действия системы и основные компоненты 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 Литература • Нескоромных, В.В. Направленное бурение и основы кернометрии: Учебник / В.В. Нескоромных. М.: «Инфра-М», 2015 г. – 328 с. • Нескоромных, В.В. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учебное пособие / В.В. Нескоромных М.: «Инфра-М», 2015 г. – 336 с. • Нескоромных В.В. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин: Учебное пособие/ В.В. Нескоромных. Красноярск: СФУ, 2016 г., 322 с. • Повалихин, А.С. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин/ А.С. Повалихин, А.Г.Калинин, С.Н.Бастриков, К.М. Солодкий. – 2012 г. 645 с. • Калинин, А.Г. Бурение наклонных скважин: справочник/ А. Г. Калинин, Н. А. Григорян, Б. З. Султанов; под общ. ред. А. Г. Калинина. – М.: Недра, 1990. – 348 с. • Калинин, А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: cправочник/ А.Г.Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов; под ред. А.Г.Калинина. — М.: Недра, 1997. — 618 с. • Кольская сверхглубокая. Научные результаты и опыт исследований/ Коллектив авторов. – М.: МФ «Технонефтегаз», 1998. – 260 с. •Акбулатов, Т. О. Определение расчетного радиуса искривления при работе роторных управляемых систем (РУС) / Т. О. Акбулатов, Л. М. Левинсон, Р. А. Хасанов // Территория Нефтегаз. – 2007. – №10. – С. 20–25. •И. В. Шокарев, Е. Н. Власовец и др. «Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали на месторождении ОАО «НОВАТЭК» в акватории Тазовской губы» (//Нефть. Газ. Новации – №12, 2011, Cтр. 25–36). •А. В. Ярославцев, О. В. Шестаков «Бурение многоствольных скважин» (//Нефть. Газ. Новации – №12, 2011, Стр. 33–37). 217 Интернет ресурсы 1. https://yandex.ru/video/search?filmId=5738572223803309925&text=%D0%A0%D0% A3%D0%A1%20%D0%B3%D0%B5%D0%BE%D0%BF%D0%B8%D0%BB%D0%BE%D1%8 2&noreask=1&path=wizard (РУС Революшен) 2. https://www.youtube.com/watch?v=zWCYGwkvMVg (Роторная управляемая система Geo Pilot® Halliburton) 3. https://www.youtube.com/watch?v=ydGYugFGrg0 (Технология компании САН РУС) 4. https://www.youtube.com/watch?v=xCnMU81KRi4 (Бурение бокового ствола) 5. https://www.youtube.com/watch?v=T8zPulF4PtA (Гидро Разрыв Пласта) 6. https://www.youtube.com/watch?v=CAQsJCEBEcM – (Отбуривание от клина) 218