Спосіб попередження викривлення ствола сведловини

Изобретение относится к бурению скважин и может использоваться преимущественно при бурении вертикальных скважин. Известен способ предупреждения искривления скважин, включающий выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК), в состав которой включают утяжеленные бурильные трубы возможно большего диаметра, спуск собранной компоновки с долотом в скважину и регулирование нагрузки на долото в процессе бурения согласно условию, чтобы ее величина не превышала критическую нагрузку первого порядка, при которой происходит первый продольный изгиб утяжеленных бурильных труб (УБТ). Указанные КНБК относятся к типу маятниковых компоновок. Однако данный способ имеет ограниченное применение, а именно: для скважин, естественные углы искривления (стабилизации) которых не превышают 3 - 5град. Угол стабилизации искривления скважины равен по величине углу залегания пластов. С увеличением угла залегания пластов растет угол стабилизации и маятниковые компоновки не выполняют свою функцию - не предупреждают искривление. Кроме того, при использовании маятниковых компоновок нагрузку на долото ограничивают, что снижает показатели бурения скважины. Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ предупреждения искривления ствола скважины, включающий установку в КНБК нескольких центрирующих устройств на расчетном расстоянии от долота, спуск компоновки с центраторами в скважину и регулирование в процессе бурения режимных параметров. Недостатком способа является его недостаточная эффективность в случаях, когда КНБК с центраторами эксплуатируется в нарушенной части ствола скважины. Эти случаи возникают при прохождении неустойчивых разрезов, а также при низкой скорости бурения при одновременно слабой устойчивости пород. В таких случаях одно или несколько центрирующих устройств в зависимости от их количества и места установки в КНБК расположены в уширенной части скважины. В таких случаях увеличивается крутящий момент на роторе или момент сопротивления на забойном двигателе и нагрузку на долото уменьшают. Увеличивается время нахождения центрирующих устройств в области каверн, увеличивается разрушающее действие лопастей центратора на стенки скважины. Кавернозность ствола увеличивается и центраторы уже не выполняют своей задачи по обеспечению заданного направления ствола скважины. Цель изобретения повышение эффективности работы компоновки низа бурильной колонны в неустойчивой горной породе. Поставленная цель достигается тем, что в способе предупреждения искривления ствола скважины, включающем установку в КНБК центрирующих устройств на расчетном расстоянии от долота, спуск КНБК с долотом в скважину с регулированием осевой нагрузки на долото, дополнительно периодически измеряют диаметр ствола скважины, например геофизическим прибором, и по результатам измерений определяют длину устойчивой части ствола от забоя скважины. Сравнивают длину компоновки от долота до верхнего центрирующего устройства с длиной устойчивого участка ствола скважины и, если длина компоновки превышает длину устойчивого участка ствола, увеличивают нагрузку на долото или уменьшают длину компоновки или осуществляют указанные операции совместно. Достижение поставленной цели позволяет повысить эффективность предупреждения искривления скважины, уменьшить аварийность с долотами и элементами КНБК, увеличить показатели работы долот, сократить время на подготовку ствола скважины к спуску обсадных колонн за счет более качественного формирования ствола скважины в процессе бурения. Центрирующие устройства имеют, как правило, небольшую опорную поверхность. В случае, когда длина направляющего участка КНБК, расположенного от долота до верхнего центратора, превышает длину устойчивого участка скважины в призабойной зоне, верхний центратор (или несколько верхних центраторов) находится в процессе бурения в кавернозной части ствола скважины, диаметр которого может значительно превышать номинальный диаметр скважины. За счет увеличения прогиба КНБК в кавернозной части ствола увеличиваются изгибающий момент и сила давления верхнего центратора на стенки скважины. В результате стенки скважины еще больше разрушаются под воздействием повышенных контактных нагрузок со стороны верхнего центратора. Эффективность направляющего участка КНБК, отвечающего за предупреждение искривления и формирование качественного ствола скважины, снижается. По предлагаемому способу достигается полная вписываемость направляющего участка КНБК в устойчивую часть ствола скважины (участок номинального или близкого к нему диаметра скважины) в процессе бурения. Это достигается двумя способами: уменьшают длину направляющего участка КНБК или увеличивают нагрузку на долото при бурении. В первом случае активного воздействия на длину устойчивой части ствола не происходит и вписываемость направляющего участка КНБК в номинальный диаметр ствола достигается путем изменения компоновки, а именно: уменьшают расстояние между долотом и верхним центратором. Во втором случае увеличение нагрузки на долото позволяет увеличить скорость бурения, а следовательно, увеличить длину устойчивой части ствола скважины. Если указанные операции не позволяют обеспечить вписываемость направляющего участка КНБК в устойчивую часть ствола скважины, их осуществляют совместно. При полной вписываемости направляющего участка КНБК в устойчивую часть ствола скважины достигается наибольшая эффективность работы КНБК как по предупреждению искривления скважины, так и по формированию эффективного ствола, обеспечивающего проходимость обсадных колонн. За счет уменьшения контактного давления центрирующих устройств на стенки скважины уменьшается крутящий момент на бурильной колонне, улучшаются условия ее работы и работы долота. Пример. Бурение скважины диаметром 295,3мм осуществляют компоновкой, которая включает УБТ диаметром 229мм и четыре спиральных калибратора (КЛС) диаметром 295мм. Первый КЛС установлен над долотом, второй - на 9,5м выше долота, третий - на расстоянии 87,6м от долота. Нагрузку на долото при бурении поддерживают в пределах 160 - 200кн. При забое 2750м с помощью моментомера было отмечено увеличение крутящего момента на роторе и до конца долбления бурение осуществлялось с повышенным крутящим моментом. Принимают решение о проведении геофизических работ по измерению диаметра скважины. После подъема долота проводят кавернометрию и по ее результатам определяют, что длина участка ствола скважины от забоя с номинальным диаметром составляет 71м, а выше этого участка начинаются каверны. Для увеличения длины ствола с номинальным диаметром дальнейшее бурение скважины осуществляют с нагрузкой на долото 280 - 300кн, что дает расчетное увеличение скорости бурения на 30 - 35% и на такую же величину увеличение длины ствола с номинальным диаметром. Повторные каротажные измерения показали, что при данной нагрузке на долото обеспечивается полная вписываемость направляющего участка КНБК в ствол с номинальным диаметром. Ниже глубины 3240м ожидается неустойчивый разрез с интенсивным кавернообразованием. При забое 3300м проводят кавернометрические работы, по данным которых определяют, что длина ствола от забоя с номинальным диаметром составляет 42м. Принимают решение уменьшить длину направляющего участка КНБК. Собирают КНБК с тремя КЛС, первый из которых устанавливают над долотом, второй - на 5м и третий - на 17м выше долота. С использованием данной компоновки продолжают бурение скважины. При выборе КНБК используют известные типы компоновок и методики их расчета, выбирая в конкретном случае ту из них, которая позволяет обеспечить вписываемость ее направляющего участка в ствол с номинальным диаметром. При увеличении нагрузки на долото контролируют, чтобы ее величина не превышала допустимой для данного типа долота.