Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, из-за того, что значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку.

В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов - переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Особенно важно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.

Горизонтальная скважина (ГС) - это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80-100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при доработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.

Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.

Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3-5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2-3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1-1,5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС раза выше, чем для ВС.

Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1,5-2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС.

При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного коэффициента нефтеизвлечения,

равного 60-80%, за счет следующих факторов:

- ГС могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания коллекторов;

- при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов;

- для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4-5 раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др.

В технологических схемах разработки 45 месторождений Татарстана рассмотрены варианты с использованием ГС, предложено бурение около 1600 добывающих и 190 нагнетательных горизонтальных скважин. Подавляющее количество скважин предусмотрено на башкирские и турнейские отложения.

Геологические условия Татарстана позволяют рекомендовать широкое применение горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Ромашкинское месторождение располагается на востоке Республики Татарстан в пределах большей части Альметьевского района, частично захватывая Лениногорский и Сармановский районы.

Геологопоисковые работы на территории месторождения проводились в течение длительного времени, начиная с 1933 г. К 1948 г. был выявлен целый ряд поднятий, входящих в систему Сокско-Шешминских дислокации. С 1947 г. проводились структурно-картировочное и одновременно разведочное бурение. В 1948 г. скв. 3, заложенная в своде нижнепермского Ромашкинского поднятия, которое было выявлено структурно-геологической съемкой и изучено структурным бурением, дала приток нефти из песчаников пашийского горизонта франского яруса девона. В 1949 г. мощные фонтаны девонской нефти были получены из скв. 10 и 11. В дальнейшем было доказано, что контур промышленной нефтеносности девонских отложений выходит далеко за пределы локальных поднятий перми и карбона, на которых были заложены первые разведочные скважины. Разведка была в основном завершена к 1955 г. В результате ее была доказана промышленная нефтеносность в крупном интервале разреза девона и карбона на обширной территории с основной залежью в терригенных пластах пашийского горизонта. В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.

Месторождение представляет собой очень пологую обширную складку. Продуктивные отложения терригенного девона повторяют очертания структуры фундамента, сложенного докембрийскими отложениями. В пределах структуры вырисовываются отдельные купола с небольшими амплитудами поднятия, не превышающими 20-30 м. Наиболее обширными поднятиями являются Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское и Азнакаевское. Наибольшие углы падения пластов девонских отложений наблюдаются на западном крыле структуры (1,5-2 град.). На других крыльях падение измеряется минутами.

Промышленная нефтеносность в пределах Ромашкинского месторождения в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона; меньшие по размерам залежи располагаются в карбонатных коллекторах девона и карбона. Промышленные притоки получены из отложений старооскольского горизонта живетского яруса, пашийского и кыновского горизонтов



Рис. 1.1. Тектоническая схема расположения районов Ромашкинского месторождения с аномальными частотами прецессии.

1 - разломы кристаллического фундамента; 2 - линии равных частот прецессии, 3 - номер скважины с аномальными частотами прецессии; участки с аномальными частотами прецессии: 4 - выявленные, 5 - предполагаемые. Площади Ромашкинского месторождения: К - Куакбашская, ЗК - Зай-Каратайская, M - Миннибаевская, Ал - Альметьевская, САл -Северо-Альметьевская, Б - Березовская, С - Сармановская, T - Тишлиярская, Ч - Чишминская, Алк - Алькеевская, Аз - Азнакаевская, ВС - Восточно-Сулеевская, Абд -Абдрахмановская, П - Павловская, У - Уральская, ЮР - Южно-Ромашкинская, 3 - Зеленогорская, X - Холмовская, ЗЛ - Западно-Лениногорская, ВЛ - Восточно-Лениногорская, Kp - Кармаринская франского яруса, из карбонатных коллекторов фаменского и турнейского ярусов, из песчаников и алевролитов яснополянского надгоризонта и, наконец, из известняков башкирского и верейского горизонтов.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении залежей 302-303 принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая

мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Каменноугольная система - С

В пределах 302-303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел - С1

Серпуховский ярус - С1srp

В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.

Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными.

Продуктивная часть серпуховского яруса - протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.

В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.

Среднекаменноугольный отдел - С2

Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.

Башкирский ярус - С2bsch

По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микро-

зернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении основным структурным элементом, контролирующим в современном плане закономерности распределения промышленных скоплений нефти на площадях Ромашкинского месторождения является Южный купол Татарского свода - структура первого порядка. Купол представляет собой крупное платообразное поднятие изометрической формы размером около 100100 км.

Структурный план отложений нижнего карбона

По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупная структура второго порядка - Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550-555 м - это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18-20 км, ширина изменяется от 1,5 до 6,0 км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры. Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60 м находится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче западного.

С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское. Размеры их колеблются от 60 до 15 метров. Последние в свою очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий и прогибов.

Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Она относительно небольшая (2,51,5 км), малоамплитудная (15 м).

Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530 м приобретает в плане вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5 -8,0 км, шириной 1,5 - 3,0 км. Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486-490 метров.

Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выхолаживается до 15 и менее метров.

Сортоводское поднятие занимает южную часть Куакбашской структуры, по изогипсе 530 метров объединяет ряд более мелких приподнятых участков. Размер поднятий 7,02,0 км, амплитуда до 20 метров. На юге намечается пологая зона перехода Соратоводской структуры в Шугуровскую.

В пределах Куакбашской структуры в пределах изогипсы 530-540 метров выделяют два замкнутых приподнятых участка с размером (3,0 - 3,5)(0,5 - 2,0) км, и амплитуда 10 - 15 метров.

Рассмотренные поднятия отделены друг от друга и вышеописанной Сартоводской структуры широтными зонами прогибания с отметками более 535-540 метров.

Далее на север в приклинной части вала в пределах изогипсы 540 - 545 метров выделяется ряд мелких мелкоамплитудных (5-10 м), куполовидных локальных участков.

В пределах Зай - Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м выделяются малоамплитудные (5-10 м) поднятия широтного простирания с размерами 4,20,22 км.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных пластов

В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980 г. было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта - отложений нижнего и среднего карбона.

В нижне- и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы - Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении

Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.

Нефтеносность отложений нижнего карбона (залежь 303)

Серпуховский ярус

Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 г. на Шугуровском месторождении. В

дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.

Залежь в серпуховских отложениях до 1981 г. опробовали в 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 - нефть с водой и в 3 скважинах - вода.

Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.

Нефтеносность отложений среднего карбона (залежь 302)

Башкирский ярус

В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирского яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания - Шугуровско-Куакбашским валом.

Большинство положений по особенностям распределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.

Таблица 1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Наименование	Залежь
	302	303
Средняя глубина, м	875	892
Тип залежи	Массивная
Тип коллектора	Порово-трещинный-кавернозный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	256938	152454
Общая толщина средняя, м	10,2	17,2
Средне взвешанная нефтенасыщенная толщина, м	5	8,8
Пористость, доли ед.	0,124	0,141
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	0,758	0,788
Проницаемость нефтенасыщенная, мкм2	0,086	0,145
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,596	0,663
Коэффициент расчлененности, доли ед.	3186	5100
Начальное пластовое давление, МПа	7,1	7,4

Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках -540,1 м (скв. 410) в северной части и -540,0 м (скв. 533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543 м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 м. Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи - 6,4 м, по 303 - 12 м. Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях. Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в табл. 1.



1.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.

Башкирский ярус

Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,4МПа, газосодержание - 5,9 м3/т, объемный коэффициент - 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПас. Плотность пластовой нефти - 877 кг/м3, пластовая температура - 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей - плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3.

По содержанию серы - 3,11%, парафина - 3,0%, нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 °С составляет 109,9 мПас.

По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0-1180,0 кг/м, вязкость 1,03-1,84мПас. (табл. 2)

Таблица 2. Физические свойства пластовых вод 302 залежи

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м/т	0,13	0,13
в т.ч. сероводорода, м/т	0,006	0,006
Вязкость, мПас	1,03-1,8	1,1
Общая минерализация, г/л	7,5587-158,605	56,689
Плотность, кг/м	1005-1180	1040



Состав газа - азотный. Газонасыщенность 0,08-0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент - 1,0001.

Серпуховский ярус

Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,3 МПа, газосодержание - 4,72 м3/т, объемный коэффициент - 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПас. Плотность пластовой нефти -883,8 кг/м, в поверхностных условиях - 906,8 кг/м3, пластовая температура 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей - плотность в поверхностных условиях составляет 917,3 кг/м3. По содержанию серы - 2,6%, парафина - 5%, нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 109,4 мПас. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми.

Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6-1175,0 кг/м, вязкость 1,03-1,8 мПас. (табл. 3)

Таблица 3. Физические свойства пластовых вод 303 залежи

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м/т	0,14	0,14
в т.ч. сероводорода, м/т	0,008	0,008
Вязкость, мПас	1,03-1,8	1,1
Общая минерализация, г/л	17,775-229,0226	47,105
Плотность, кг/ м	1009-1175	1036

Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа - азотный. Газонасыщенность 0,09-0,12 м3/т. объемный коэффициент - 1,0003.

Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в табл. 3-6, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.

Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г/л, удельный вес - с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.

Таблица 4. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
CL	55,16-4141,8	893,21
SO	0,0-81,51	37,53
HCO	0,4-13,4	5,39
Ca	9,9-677,3	83,21
Mg	1,55-168,02	38,48
KNa	93,82-3144,15	731,72

Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
CL	164,58-3982,5	694,42
SO	0,03-90,89	50,41
HCO	0,0-14,26	5,76
Ca	13,06-600	66,44
Mg	11,29-162,13	34,84
KNa	218,26-3092,74	601,32

Таблица 6. Свойства пластовой нефти

Наименование	Серпуховский ярус	Башкирский ярус
	Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа	1,3	1,4
Газосодержание, м3/т	4,72	5,9
Плотность, кг/м3	в пластовых условиях	883,8	877
	сепарированной нефти	906,8	898,7
	в поверхностных условиях	917,3	908,6
Вязкость, мПас	52,87	43,62
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц	1,032	1,034
Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т	0,008	0,006
Пластовая температура, °С	23

Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.

Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.

1.6 Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения

Вступление основных нефтяных месторождений Татарстана в завершающую стадию разработки заставляет прибегнуть к бурению горизонтальных скважин. Горизонтальные участки ствола длиной 300 -- 450 м бурили в пластах толщиной 6 -- 18 м, залегающих на глубине 900--1300 м. Переход от вертикальных к горизонтальным участкам производили по средним радиусам (573--114 м), интенсивность набора зенитного угла составляла 1 -- 5°/10 м.

Для вскрытия горизонтальными скважинами были рекомендованы два типа залежей:

массивные, приуроченные к карбонатным коллекторам нижнего и среднего карбона;

пластовые, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных глинистых перемычек, приуроченные к отложениям нижнего карбона и девона.

Скважины сооружали с использованием серийного оборудования, за исключением некоторых элементов компоновок бурильного инструмента, изготавливаемых в мастерских буровых предприятий.

Первоначально конструкция скважины состояла из 324-мм кондуктора, спущенного на глубину 250 -- 300 м, и 245-мм технической колонны, спускаемой до кровли продуктивного горизонта. Все эти колонны цементировались до устья. Горизонтальный ствол бурился долотами диаметром 215,9 мм и в зависимости от свойств пород, слагающих продуктивный пласт, заканчивался открытым забоем или оборудовался фильтром. Однако анализ проводки таких скважин показал, что основные затраты времени и средств приходились на бурение скважины до вскрытия продуктивного горизонта, поэтому от этого варианта конструкции скважины в дальнейшем отказались. В настоящее время конструкция скважины включает в себя 245-мм кондуктор, спускаемый на глубину 250 -- 300 м, и 168-мм обсадную колонну, спускаемую до кровли продуктивного пласта, с установкой заколонного пакера ПДМ для манжетного цементирования. Скважины на карбонатные коллекторы заканчиваются, как правило, открытым забоем или спуском фильтра диаметром 146 мм без цементирования.

На первом этапе спускали фильтры со щелевыми отверстиями, что не позволяло производить эффективную обработку скважин перед освоением, промывку зафильтрованного пространства и целенаправленную обработку

призабойной зоны. Этого недостатка лишены используемые в настоящее время фильтры с кислоторастворимыми заглушками.

Скважины на терригенные коллекторы бобриковского горизонта обсаживаются до забоя с последующим цементированием. С целью снижения репрессии на пласт цементирование осуществляется в две ступени с использованием муфт ступенчатого цементирования. В интервале продуктивного пласта колонна комплектуется фильтром с кислоторастворимыми заглушками.

Профиль скважины на башкирский ярус состоит из пяти интервалов: вертикального участка, участка набора зенитного угла, участка стабилизации вскрытия пласта и условно-горизонтального участка. Угол входа в продуктивный пласт 65-70°.

Профиль скважины на турнейский ярус состоит из семи интервалов: вертикального участка, двух участков набора зенитного угла, двух участков стабилизации, участка вскрытия продуктивного пласта и условно-горизонтального участка. Угол входа в продуктивный пласт 70 ? 80°. Набор зенитного угла до входа в продуктивный пласт с интенсивностью 1,5 ?2,0°/10 м осуществляется серийными турбинными отклонителями; при большей интенсивности используются винтовые забойные двигатели диаметром 172 мм. Вскрытие продуктивного горизонта с интенсивностью 4 ? 5°/10 м осуществляется укороченными забойными двигателями ДЗ-172.

Контроль положения ствола скважины и геофизические исследования в скважинах до достижения зенитного угла 50 ? 55° проводятся по обычной технологии, используемой при строительстве вертикальных и наклонно направленных скважин с помощью серийных приборов. При зенитных углах более 55° для этих целей применяются телеметрические системы ЗИС-4; АТ-3, СТЭ и комплексы АМК "Горизонт" и "Горизонталь".

Промывка скважин до зенитного угла 50 ? 55° осуществляется технической водой; при больших зенитных углах, с целью обеспечения эффективного выноса шлама скважина переводится на промывку буровым раствором. Рецептура бурового раствора подбирается исходя из условий качественного вскрытия пласта, максимального сохранения его коллекторских свойств. Для вскрытия и бурения карбонатного продуктивного пласта используются полимерные и полимермеловые растворы, для терригенных коллекторов разработаны и успешно применяются полимерглинистые растворы.

С целью уменьшения негативного влияния избыточного давления на продуктивный пласт и сохранения коллекторских свойств пласта на скв. 3560 Бавлинской площади проведены опытные работы по вскрытию пласта и бурению горизонтального участка с использованием аэрированной жидкости, показатели свойств которой обеспечили вскрытие и бурение продуктивного пласта в условиях равновесия системы скважина -- пласт.

На некоторых скважинах проведены работы по отбору керна в горизонтальном стволе, а также испытания различных участков продуктивного пласта пластоиспытателем, спускаемым на трубах, с целью уточнения характеристик пласта.

Анализ работы горизонтальных скважин показывает, что они в основном выполняют свое предназначение -- обеспечивают увеличение дебита при одновременном снижении обводненности продукции.

Основная часть горизонтальных скважин дает безводную нефть или нефть с незначительным (до 20 %) содержанием воды, меньшая часть скважин дает нефть с содержанием воды до 60 % и только в некоторых скважинах обводненность продукции составляет более 80 %.

Дебиты горизонтальных скважин превышают дебиты соседних, наклонно направленных, в среднем в 2,32 раза при увеличении затрат на их строительство менее чем в 2 раза. При анализе работы скважин с горизонтальным участком ствола в карбонатных коллекторах замечено, что дебит ГС, пробуренных с использованием различных буровых растворов, в том числе и аэрированного бурового раствора в режиме депрессии, отличается незначительно.

Практика разбуривания скважин на Ромашкинском месторождении показывает, что экономически целесообразно вертикальный участок бурить ротором. Опыт ранее пробуренных скважин показывает, что скважины на данной площади лучше бурить турбинным способом, следовательно для проводки ствола скважины на участках набора, стабилизации и падения зенитного угла выбран турбинный способ.

Для бурения предварительно выбираем следующие компоновки:

для бурения вертикального участка Д295,3 - 3ТСШ-240 - УБТ178- СБТ

для бурения участка набора зенитного угла Д295,3 - Т12М3Б - 240 - КП - УБТ178- СБТ 127

для бурения участка стабилизации зенитного угла Д215,9 - К(Ц) - 3ТСШ 1 -195 СБТ - ЛБТ

для бурения участка снижения зенитного угла Д215,9 - 3ТСШ1-195 - УБТ - СБТ - ЛБТ



2. РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ текущего состояния разработки

Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности

По состоянию на 1.01.10 г. по залежам 301-303 пробурено 679 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д1 и С1вв) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено в эксплуатацию 6 нефтяных скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины - 5,6 т/сут по нефти, 7,9 т/сут по жидкости, обводнённость 29,3%.

C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.

В отчетном году по скважинам верей - башкир - серпуховских отложений добыто 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302-303.

Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/сут, по жидкости 7,1 т/сут.

Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.

Таблица 7. Характеристика фонда скважин

Расшифровка фонда	1.01.2009	1.01.2010
1. Действующий фонд в том числе: а) фонтан б) ЭЦН в) СКН	508 0 24 484	518 0 28 490
2. Бездействующий фонд	51	38
3. В ожидании освоения	0	0
Расшифровка фонда	1.01.2009	1.01.2010
4. Эксплуатационный фонд	559	556
5. Нагнетательный фонд в том числе: а) нагнет. действующ б) нагн. бездейств в) ожид. освоения	28 27 0 1	29 28 0 1
6. Контрольные в том числе: а) наблюдательные б) пьезометрические	37 5 32	49 5 44
7. В консервации	22	20
8. Ожидающие ликвидации	0	1
9. Ликвидированные	25	25
10 Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1)	151	154
11. Всего скважин на данном объекте	670	679

Анализ выработки пластов

По состоянию на 1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. м3 воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 73%.

В 2009 г. с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. м3 воды.

Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24 т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 7,2 и 5,7 МПа.

В продуктивные пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г. равен 29.

Динамика основных показателей разработки

Динамика основных показателей разработки залежей 302-303 приведены в табл. 8.

Таблица 8. Состояние разработки залежей 302, 303

Год	Показатели
	Qн, тыс. т	Qж, тыс. т	В, %	Рпл, атм	Рзаб, атм	Темп отбора от НИЗ, %	Темп отбора от ТИЗ, %	Отобрано от НИЗ, %	Отобрано от НБЗ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
2000	76,3	254,6	70	70,3	57,1	0,26	0,28	7,2	1,6
2001	99,1	306,6	67,7	70,8	56,7	0,34	0,36	7,6	1,65
2002	139,3	479,5	70,9	71,3	56,9	0,47	0,52	8	1,75
2003	182,0	603,7	69,8	70,1	56,3	0,62	0,51	8,55	1,86
2004	233,8	773,5	69,7	72,4	58,8	0,79	0,87	9,5	2,1
2005	303,6	1125,3	73	70,6	58,7	1,03	1,13	10,5	2,3
2006	342,9	1881,6	81,8	71,8	57,3	1,16	1,27	11,6	2,5
2007	371,1	2416,8	84,6	71,8	57,3	1,26	1,42	12,9	2,8
2008	411,8	2783,3	85,2	71,6	56,6	1,40	1,6	14,3	3,1
2009	352,0	2674,0	86,8	71,4	56,8	1,19	1,34	15,5	3,4

Динамика добычи нефти и жидкости показана на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Динамика добычи нефти и жидкости

Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 2.2.



Рис. 2.2. Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ

Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и % от НБЗ показаны на рис. 2.3.

Рис. 2.3. Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и % от НБЗ

пласт флюид месторождение скважина

2.2 Обзор применяемых горизонтальных технологий на объекте разработки

Основные нефтяные месторождения РФ вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти: доля трудноизвлекаемых запасов достигла 80% против начальных 37%, высокая обводненность продукции - 83%.

При применении традиционных технологий около 75% остаточных запасов разрабатываемых месторождений и 80% еще не введенных в эксплуатацию залежей не могут рентабельно разрабатываться.

Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементов которой является широкое использование горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин наряду с перевооружением и реорганизацией служб бурения, капитального ремонта, повышения нефтеотдачи, стимуляции работы скважин и, что особенно важно, обязательным налоговым стимулированием разработки трудноизвлекаемых запасов. Бурение и эксплуатация горизонтальных, многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин, проводка горизонтальных стволов из старых, получившие на Западе общее название «горизонтальные технологии», являются одним из ярких и перспективных достижений в нефтегазовой индустрии за последние два десятилетия.

Общепризнано, что применение горизонтальной технологии с соблюдением вполне четко определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.

Горизонтальные скважины (ГС) в большей степени, чем вертикальные, позволяют разрабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях, близких к начальному. Как известно, значительное превышение пластового давления над первоначальным приводит к более высоким темпам обводнения скважин, к уменьшению охвата пласта процессом вытеснения вследствие ускоренного прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям продуктивного пласта. Вследствие вышеизложенного, бурение и эксплуатация горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин в мире стали одним из важнейших направлений научно - технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений, вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти.

Можно отметить, что месторождение Альба в Северном море является первым месторождением, освоение которого запланировано исключительно с помощью горизонтальных скважин.

К настоящему времени в мире пробурено более 26000 ГС, более 1300- в России, в том числе около половины - в Татарстане и Башкортостане. На месторождениях Татарстана объектами применения ГС являются:

- залежи пластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных глинистых прослоев, приуроченных к отложениям нижнего карбона и девона.

- залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона;

Освоение горизонтальной технологии в республике было начато в 1976-1978 гг. бурением семи ГС на турнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений (НГДУ «Ямашнефть»). Две из них (№1990 и 1092) относительно быстро обводнились вследствие проведения при их освоении большеобъемных кислотных обработок. По скважинам 1093,1094,1095 накопленная добыча нефти составила 9,2-13,5 тыс. т, дебиты скважин в 1,3-1,7 раз превышали дебиты окружающих вертикальных скважин (ВС). Скважины 1918 и 1947 Сиреневского месторождения оказались наиболее продуктивными: накопленная добыча нефти по ним составила 35,9 тыс. т и 40,2 тыс. т при средних дебитах более 6 т/сут, что в 2-2,2 раза выше средних дебитов соседних ВС. Горизонтальная скважина 1990 в 1986 г. была переведена под закачку, на что ГС 1918 и 1947 отреагировали стабильным увеличением дебитов. Так впервые была реализована определенная система заводнения на участке залежи, разрабатываемой группой горизонтальных и вертикальных скважин.



Рис. 2.4. Пример размещения ГС в трехрядной системе

Бурение ГС в Татарстане возобновилось в 1991 г., в основном, на малопродуктивные турнейские и башкирские отложения небольших месторождений и залежей. В последние годы пробурен ряд ГС на бобриковский (НГДУ «Бавлынефть» и «Нурлатнефть»), данково-лебедянский (НГДУ «Азнакаевскнефть»), башкирский и серпуховский горизонты. В настоящее время по месторождениям Татарстана выполнено более 50 проектных документов разработки нефтяных месторождений, в которых запроектировано бурение более 2000 ГС.

На рис. 2.4 приведен типичный пример размещения скважин на месторождениях Татарстана.

Наиболее часто применяемая система разработки - трехрядное заводнение с веерным (лучевым) размещением горизонтальных добывающих скважин. Так как приемистость нагнетательных скважин в большинстве случаев достаточно высокая, они проектируются как вертикальные или наклонно-направленные.

На начало 2010 г. в Татарстане пробурено 575 горизонтальных скважин, из них 550 освоены, эксплуатируются или были в эксплуатации. Их средний дебит в настоящее время составляет 7,2 т/сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2,2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 8844 тыс. т нефти. Здесь представляет интерес сравнить аналогичные данные по республике Башкортостан, где в действии находятся 295 ГС, средний дебит которых в 2009 г. составил около 6 т/сут, накопленная добыча нефти 3322 тыс. т.

Рис. 2.5. Профили скважин 14076 и 23535 с БГС

Как показывают результаты освоения и эксплуатации ГС, их продуктивность значительно ниже теоретически возможной. Одной из важнейших причин недостаточной эффективности ГС, очевидно, являются особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, особенно, длительное время воздействия промывочной жидкости на пласт, несимметричность воздействия на призабойную зону различных химических агентов и т.д. другой, не менее важной, причиной недостижения ожидаемых результатов эксплуатации ГС является отставание организации поддержания пластового давления.

Хотя в Татарстане накоплен определенный опыт применения ГС - проектирования, проводки, каротажа, крепления, освоения и эксплуатации, тем не менее, резервы дальнейшего повышения эффективности горизонтальной технологии еще далеко не исчерпаны.

На практике часто имеет место недостаточно точное определение гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт. Вследствие этого вместо рекомендуемой преимущественно нисходящей формы условно горизонтального участка в действительности получаются синусоидальные, v-образные и другие почти случайные конфигурации наиболее ценного и важного участка ствола ГС практически вне связи с геологическими условиями.

Чрезвычайная сложность управления процессом бурения ГС без надежной информации о продуктивном пласте, фактическом геологическом положении бурового инструмента относительно кровли пласта, ВНК или ГНК приводит к снижению эффективности ГС.

Особое внимание следует уделять проблеме восстановления бездействующего фонда скважин. Одним из способов решения этой проблемы является забуривание вторых стволов из эксплуатационных колонн.

Профили скважин, в которых были пробурены боковые горизонтальные стволы, представлены на рис. 2.5.

На залежах 302-303 пробурены 109 горизонтальных скважин, 8 разветвленно-горизонтальных скважин и в одной скважине был забурен боковой горизонтальный ствол.

2.3 Анализ эффективности применяемых горизонтальных технологий в условиях рассматриваемого объекта разработки

На 1.01.2010 г. на залежах 302-303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения - 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 10,0 тыс. т нефти. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 9,44 тыс. т нефти.

Средний текущий дебит составляет 6,3 т/сут, этот показатель ниже дебита для ГС, пробуренных в терригенные отложения, но бурение таких скважин в зонах со значительными запасами на 1 скважину (не менее 20 тыс. т) позволяет успешно применять ГС в этих условиях.

Рассматривая скважины, введенные из бурения с 2001 г. видно, что вертикальных скважин было пробурено в 1,95 раза больше, чем горизонтальных, отработанное время соответственно тоже в два раза больше. Дебит на 1 м вскрытой толщи на горизонтальных скважинах на порядок ниже. Несмотря на вышеперечисленное, 109 горизонтальных скважин добыли нефти больше, чем 213 вертикальных. И если провести расчет добычи нефти 1 скважиной на одинаковое отработанное время то получается, что горизонтальная скважина добыла в 2,5 раза больше нефти, чем одна вертикальная. Даже при практически сопоставимых расстоянию до ВНК, вертикально вскрытой нефтенасыщенной толщине. Сравнительные характеристики работы ГС и вертикальных скважин приведены в табл. 9

Таблица 9. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных в эксплуатацию на залежах 302-303 в период с 2001 г.

Показатели	Вертикальная	Горизонтальная
Скважин	213	109
Отработанное время, дни	325417	186687
Средняя стоимость 1 скважины	7,5	13
Накопленный отбор, т	813544	1079250
Добыто нефти на 1 скв., т	3819,5	9901,4
Добыто на 1 млн. рублей затрат, т	509,3	761,6
Средний дебит нефти, т/сут	2,5	6,3
Средний дебит на 1 м перфорированной толщины, т/сут/м	0,38	0,04

В результате проделанного анализа видно, что, несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование горизонтальных технологий является высокоэффективным мероприятием и позволяет рекомендовать его дальнейшее развитие на 302-302 залежах Ромашкинского месторождения.

2.4 Техника и технология горизонтального и наклонно-направленного бурения скважин

Существуют два способа горизонтального бурения на нефть и газ. Первый (распространён в США) представляет собой прерывистый процесс проводки скважин с использованием роторного бурения (применяется с начала 20 века). При этом способе с забоя скважины долотом меньшего диаметра, чем диаметр ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы (рис. 2.6) с помощью съёмного или несъёмного клинового либо шарнирного устройства (рис. 2.7, рис. 2.8).



Рис. 2.6. Схема бурения клиновым устройством.

Рис. 2.7. Клиновой отклонитель.

Рис. 2.8. Шарнирный отклонитель.

Полученное таким образом направление углубляется и расширяется. Дальнейшее бурение ведётся долотом нормального диаметра с сохранением направления с помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащённой стабилизаторами.

Второй способ, предложенный P. A. Иоаннесяном, П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым и M. T. Гусманом в начале 40-x гг. 20 в., основан на использовании турбобура либо др. забойного двигателя. Этот способ представляет собой непрерывный процесс набора искривления и углубления скважины долотом нормального диаметра. При этом способе для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила). B этом случае весь процесс наклонно-направленного бурения сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте. Создание отклоняющей силы может осуществляться различными путями. Если турбобур односекционный, то для получения необходимой отклоняющей силы достаточно иметь над турбобуром переводник с перекошенными резьбами, либо искривлённую бурильную трубу (рис. 2.9).

Рис. 2.9. Турбинный отклонитель с искривлённой бурильной трубой.



При пропуске турбобура в скважину изогнутая часть компоновки над турбобуром за счёт упругих деформаций стремится выпрямиться, а в сечении изгиба возникает момент силы. Отклоняющая сила в этом случае равняется моменту силы, разделённому на расстояние от сечения изгиба до долота. Интенсивность набора угла искривления при описанной выше компоновке будет невысокой, а предельный угол искривления - менее 30°. Для более интенсивного набора искривления сечение изгиба, где возникает момент упругих сил, переносят ближе к долоту. Для этой цели применяются специальные шпиндели и турбобуры. Так как при таких шпинделях резко увеличивается отклоняющая сила, то интенсивность набора угла искривления и предельная величина искривления существенно увеличиваются.

На интенсивность набора угла искривления влияет также частота вращения долота и скорость подачи бурильной колонны в процессе бурения. Чем выше частота вращения долота и чем меньше скорость подачи бурильной колонны, тем интенсивнее, под действием отклоняющей силы, происходит фрезерование стенки скважины и тем интенсивнее искривление. Наибольшая интенсивность искривления может быть получена при применении в нижней части турбобура эксцентричного ниппеля, который позволяет выводить ствол скважины в горизонтальное положение.

Прямолинейные наклонные участки ствола скважины бурятся с компоновками, оснащёнными стабилизаторами. Ориентирование отклоняющей силы в нужном азимуте может осуществляться визирным спуском бурильной колонны либо с помощью инклинометра при установке над турбобуром диамагнитной трубы и магнитным устройством, расположенным в плоскости действия отклоняющей силы. Указанные методы ориентирования отклоняющей силы должны учитывать угол закручивания бурильной колонны, возникающий из-за реактивного момента турбобура, что в некоторой степени отражается на точности ориентирования. B 80-x гг. распространяются системы телеконтроля, позволяющие в процессе бурения контролировать направление действия отклоняющей силы. За рубежом при наклонно-направленном бурении интервалы набора искривления и выправления кривизны осуществляются в основном турбобурами либо объёмными двигателями, прямолинейные интервалы ствола бурятся роторным способом.

Отклонители

Назначение отклоняющих устройств -- создание на долото отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением.

В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробурении -- в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении -- отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Рассмотрим некоторые отклонители.

Кривой переводник (рис. 2.10) -- это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении горизонтальных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1...40 нарезают в основном на ниппеле, в отдельных случаях -- на муфте. Кривой переводник в сочетании с УБТ длиной 8... 24 м крепят непосредственно к забойному двигателю. Отклонитель Р-1 (рис. 2.11) выполняется в виде отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Отклонитель Р-1 предназначен для набора зенитного угла до 90° и выше, изменения азимута скважины, зарезки нового ствола с цементного моста и из открытого ствола.



Рис. 2.10. Кривой переводник

Отклонитель с накладкой -- это сочетание кривого переводника и турбобура, имеющего на корпусе накладку. Высота накладки выбирается такой, чтобы она не выдавалась за габаритные размеры долота. Отклонитель с накладкой при применении односекционных турбобуров обеспечивает получение больших углов наклона скважины. Его рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником необходимо установить трубы малой жесткости (немагнитные или обычные бурильные трубы).

Рис. 2.11. Отклонитель Р-1

Отклоняющее устройство для секционных турбобуров представляет переводник, соединяющий валы и корпуса верхней и нижней секции турбобура под углом 1,5...2,0°, причем валы соединяются с помощью муфты.

Турбинные отклонители (ТО) конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов -- через специальный шарнир. Серийно выпускаются турбинные отклонители (рис. 2.12) и шпиндели-отклонители (ШО).

Рис. 2.12. Турбинный отклонитель ТО-2: 1 -- турбинная секция; 2 -- шарнирное соединение; 3 -- шпиндельная секция

Турбинные отклонители имеют следующие преимущества:

· кривой переводник максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя;

· значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.