Естественное искривление скважин

Как уже отмечалось, скважины бурят вертикальные и наклонные. В первом случае предпринимают меры, направленные на предупреждение искривления скважины, а во втором принудительно искривляют скважины по заранее выбранному профилю.

В связи с этим бурение любой скважины должно осуществляться при строгом контроле за ее положением в пространстве, для чего от интервала к интервалу замеряют (рисунок 2.1):

1)зенитный угол а -- угол между осью скважины 1 и вертикалью 2;

2)азимутальный угол б -- угол, взятый в горизонтальной плоскости3 между плоскостью искривления скважины 4 и направлением, например, на север 5.

Y-- устье; 3 -- забой; А -- отклонение скважины от вертикали; а - искривление скважины в одной плоскости (плоское искривление); б и в - искривление скважины пространственное

Искривление скважины может быть плоским (рисунок 2.2, а) и пространственным (рисунок 2.2,б, в). В первом случае с ростом глубины скважины азимутальный угол не изменяется, а во втором -- постоянно меняет значение. Пользуясь значениями а и 9, замеренными в начале и конце каждого интервала, строят проекции оси скважины на вертикальную (см. рисунок 2.2,I) и горизонтальную (см. рисунок 2.2,II) плоскости, при совместном рассмотрении которых судят о пространственном положении оси скважины. При этом проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины, а на горизонтальную -- планом. Однако при б ? 2° строить проекции не следует, так как измерение углов б и особенно ? в этом случае сопровождается значительными ошибками. Поэтому скважины, в которых б =2° и менее, следует называть условно вертикальными, а при б >2° -- искривленными.

Современные технологии при бурении горизонтальных скважин малого диаметра

В Компании "Татнефть" успешно осуществлено бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием ствола.

Скважины с горизонтальным стволом по проекту ТатНИПИнефть построены для НГДУ "Нурлатнефть" (продуктивный башкирский пласт Ашальчинского месторождения) и для НГДУ "Альметьевнефть" (продуктивный турнейский пласт залежи Ромашкинского месторождения).

Особенностью бурения горизонтального ствола в скважине малого диаметра является отсутствие запасного диаметра, который проектируют при бурении традиционным диаметром. При бурении традиционных скважин потенциальные зоны осложнений закрываются эксплуатационной колонной, а затем, уже в отсутствии рисков осложнений, бурение горизонтального ствола по продуктивной части продолжается долотом меньшего диаметра.

Для минимизации рисков осложнений при бурении скважин были реализованы предложенные проектной лабораторией ТатНИПИнефть современные буровые технологии: геонавигация; буровой раствор, укрепляющий стенки скважин; шламокаротаж; бурение одной компоновкой секции набора кривизны и секции горизонтального ствола.

Проведенный во время бурения ствола каротаж позволил определить кровлю продуктивных отложений без остановки бурения. Забойная информация геонавигации по специальной компьютерной программе в режиме реального времени поступала по каналам связи на компьютеры геологической службы НГДУ, где оперативно обрабатывалась специалистами.

Полевые инженеры навигационной службы по рабочей команде геологов определили набор кривизны горизонтального ствола относительно нефтеносной части пласта. Бурение продолжалось без смены компоновки. Ориентиром верного курса траектории служили сведения шламокаротажа, по которым определялась насыщенность нефтью выбуренной породы.

После достижения проектного забоя было проведено обсаживание скважины 114 мм эксплуатационной колонной, оснащенной заколонным пакером (для предотвращения проникновения цементного раствора в продуктивный горизонтальный ствол). Цементирование эксплуатационной колонны проведено с подъемом цементного раствора на устье скважины. Продуктивный пласт оставлен для эксплуатации открытым горизонтальным забоем.

Работы по бурению скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием ствола выполнены буровой бригадой ООО "Татнефть-ЛениногорскРемСервис", по геонавигации - специалистами ООО "ТНГ-Групп".