Технология бурения горизонтального участка скважины

Добавил пользователь Евгений Кузнецов
Обновлено: 19.09.2024

Российские нефтегазовые компании в последнее время интенсивно осуществляют разработку месторождений с использованием систем горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют увеличить площадь контакта пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по месторождению. В некоторых случаях преимущественное использование горизонтальных скважин связано с технологическими факторами (разработка нефтяных оторочек и других месторождений с контактными запасами), в других – с экономическими (оффшорные проекты, удаленные месторождения). Несмотря на существенное развитие технологий бурения (на данный момент существует возможность бурить скважины с большим отходом от вертикали и значительной проходкой по пласту-коллектору), все еще существует довольно широкий спектр вопросов, связанных со строительством и заканчиванием горизонтальных скважин. К таким вопросам относятся контроль выноса песка, использование заколонных пакеров в компоновках, выбор и правильное применение устройств контроля притока, оборудование заканчивания для разработки месторождений с контактными запасами.

Контроль выноса песка с помощью противопесочных проволочных фильтров.

Больше 90% скважин в мире проведены в терригенных коллекторах, большая часть которых характерна значительным выносом песка. Некоторым карбонатным месторождениям также присущи проблемы, связанные с выносом мехпримесей. Вынос песка из скважины при добыче влечет за собой массу самых разнообразных проблем, связанных не только с необходимостью выделения песка из продукции на промысловых объектах и его последующей утилизацией, но и эрозией подземного и устьевого оборудования, потерей контроля за работой скважины. Если в результате пескопроявления выходят из строя лифтовые трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести не только к снижению добычи, но и к потерям, связанным с неоправданно высокими затратами на зарезку бокового ствола или повторного бурения скважины.

Одним из самых критичных моментов при заканчивании горизонтальных скважин является использование заколонных пакеров. К такому решению постепенно приходят практически все нефтяные компании, использующие горизонтальные скважины. Существует несколько видов заколонных пакеров – например, разбухающие, гидравлические и гидромеханические пакера. Разбухающие пакера представляют собой специальную резину, которая разбухает до определенных размеров при контакте либо с водой, либо с нефтью. В случае возможных проблем с обводненностью скважины, рекомендуется ставить такие пакера попарно на каждую зону. К недостаткам таких пакеров следует отнести достаточно долгое время их разбухания до момента, когда они достигнут стенок ствола скважины и смогут держать необходимое дифференциальное давление. Особенно это касается месторождений нефти и газа с невысокой пластовой температурой. Также существует значительный риск повреждения резины разбухающих пакеров при спуске в горизонтальные скважины со значительной интенсивностью искривления ствола. Всех вышеперечисленных недостатков лишены гидравлические и гидромеханические заколонные пакера. Посадка таких пакеров осуществляется созданием избыточного давления в колонне заканчивания. Таким образом, скважина будет готова к эксплуатации или стимуляции сразу же после спуска заканчивания и посадки пакеров.

Во время дизайна заканчивания скважины, места расстановки заколонных пакеров следует выбирать, опираясь на литологию и данные каверномера. Рекомендуется устанавливать заколонные пакера напротив так называемых “плотняков”, для предотвращения перетоков пластового флюида за ними по пласту. Также необходимо проверять ствол скважины на наличие каверн, размытости и потенциально нестабильных пород.

Существует несколько факторов, объясняющих растущую популярность использования данного оборудования. В случаях, когда ствол скважины проведен по хорошо сцементированным или карбонатным породам (при заканчивании горизонтальной скважины тем или иным видом противопесочного фильтра или перфорированной трубой) значительная часть потока пластового флюида может протекать в затрубном пространстве между стенкой скважины и внешним диаметром трубы. Соответственно, данный объем пластового флюида будет попадать внутрь фильтра только в пяточной части горизонтальной скважины. Таким образом, при прорыве воды или газа в добывающую скважину, законченную без использования заколонных пакеров, определить интервал прорыва по результатам промыслово-геофизических исследований не представляется возможным. Также практически невозможно будет провести эффективные ремонтно-изоляционные работы по устранению интервала прорыва воды или газа путем закачки различных тампонажных и изолирующих растворов (в виду их перетока в другие зоны по затрубному пространству). Использование заколонных пакеров и сегментация с помощью них ствола скважины на несколько зон позволит не только точно выявить проблемный интервал с помощью ПГИ, но и в последующим эффективно изолировать данный интервал прорыва газа или воды. При этом появляется возможность решить проблему не только с помощью закачки тампонажных или других изолирующих растворов, но и с помощью установки моста из глухих труб и заколонных пакеров внутрь текущего заканчивания скважины. Также использование заколонных пакеров позволяет отсечь глухими трубами интервалы глин. Это необходимо для предотвращения массивной миграции глинистых частиц по затрубному пространству и последующему засорению противопесочных фильтров. Еще одним из применений заколонных пакеров является их использование в системах заканчивания с устройствами контроля притока (о которых пойдет речь ниже) или скважин с многостадийным ГРП.

Использование устройств контроля притока

За последние несколько лет в России на различных месторождениях было проведено несколько опытно-промышленных работ и началось внедрение пассивных систем контроля притока зарубежных производителей для оптимизации работы законченных открытым стволом скважин. Данные системы представляют собой противопесочные фильтра с установленными на них устройствами контроля притока (ICD). Эти устройства создают дополнительные перепады давления (либо за счет трения, либо гидравлически, либо их комбинацией) по длине скважины [1]. Устройства устанавливаются один раз на все время работы скважины и не могут заменяться в процессе ее эксплуатации. Таким образом, в различных участках скважины можно установить различные сопротивления потоку из пласта в скважину. С помощью разделения скважины заколонными пакерами на сегменты стараются добиться отсутствия перетоков между ними (Рис 1).

При разработке месторождений горизонтальными скважинами большой длины, а также при значительных дебитах, существенным становится влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления за счет трения могут достигать значения величины депрессии, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к значительной разнице в депрессии на пласт в зонах пятки и носка скважины. Такая разница может приводить к прорывам подошвенной воды в пяточной области скважины в случае водоплавающей залежи, или газа при разработке подгазовой зоны. Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока [2]. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность “прижать” высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды [3].

На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа устройств контроля притока, производимых зарубежными компаниями, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта, - трубочно-винтовой и штуцерный. В работе [4] приводится описание принципов работы и характеристики данных систем, анализируются их преимущества и недостатки, а также проводится сравнительная оценка надежности работы в условиях крупного месторождения в Восточной Сибири для последующего обоснования выбора оборудования, использующего тот или иной способ создания сопротивления потоку. В качестве основных недостатков трубочно-винтовых систем контроля притока указывается высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов. Основным же недостатком штуцерных систем контроля притока является то, что поток флюида, проходя через штуцер, приобретает очень большую скорость, что, в свою очередь, значительно повышает риск эрозии оборудования. Расточка штуцеров в результате эрозии может привести к быстрому снижению способности оборудования создавать сопротивление потоку, что, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели работы скважины. Для устранения вышеописанных проблем возникла задача о создании системы заканчивания скважин нового поколения, которая учитывала бы недостатки существующих систем контроля притока.

Новое поколение устройств контроля притока

Все пассивные устройства контроля притока должны настраиваться в зависимости от распределения фильтрационных свойств. Это несет в себе определенные риски, связанные с возможными ошибками в геологической модели, неверной интерпретации геофизических данных, риском недоспуска компоновки заканчивания до намеченной глубины, а также изменением характера притока с течением времени эксплуатации скважины. Это особенно характерно для разработки месторождений с контактными запасами горизонтальными скважинами. Здесь критичным становятся ранние прорывы газа или воды, которые практически невозможно предотвратить. Как показывает опыт внедрения зарубежных систем контроля притока, при разработке нефтяных оторочек с массивной газовой шапкой (ярким примером является Ванкорское месторождение и месторождение имени Ю. Корчагина в Каспийском море) удается лишь отсрочить время прорыва газа на определенный период [2]. Через непродолжительное время газ прорывается в скважины. К сожалению, ни штуцерные, ни трубочно-винтовые системы контроля притока не позволяют ограничить приток газа, вследствие чего, приходится снижать депрессию на пласт (тем самым снижая дебит скважины), либо производить периодические остановки скважины, либо окончательно выводить скважины из добывающего фонда. Данный фактор имеет особое значение при разработке удаленных месторождений (когда требуется утилизация попутного газа) или морских месторождений (в этом случае нередко существуют ограничения по газокомпрессорному оборудованию на платформе).

Таким образом, АСРП дает возможность не только выравнивать профиль притока и откладывать прорыв газа в скважину, но и ограничивать расход по газу на заданном уровне в зоне прорыва (из-за разницы вязкости продуктивность интервалов прорыва газа резко возрастает), позволяя скважине работать еще долгое время без значительного увеличения газового фактора. В случае, если подвижность воды намного больше, чем подвижность нефти (например, значения вязкостей отличаются в разы, либо из-за значений фазовых проницаемостей), данная система может работать и как ограничитель по воде. Результаты лабораторно-промышленного испытания АСРП показаны на (Рис 4).

Через систему фильтровался газ при постепенном увеличении перепада давления в 10 раз. В полевых условиях такое увеличение депрессии должно привести к увеличению дебита газа, по крайней мере, в 100 раз. Последовательное срабатывание клапанов АСРП позволило увеличить сопротивление в системе, тем самым сохранив запланированный расход газа через систему на уровне 700 литров в минуту (с отклонением +-13%).

Таким образом, заканчивание горизонтальных скважин с помощью противопесочных фильтров, оснащенных АСРП и заколонными пакерами (Рис 1) может использоваться для решения широкого круга задач разработки месторождений. В том числе: выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, решение проблемы конусообразования в районе пятки горизонтальной скважины, ограничение притока из суперколлектора (зон с повышенной проницаемостью или трещиноватостью). Система позволяет ограничивать приток из интервала на определенном уровне, что решает проблему прорывов воды и газа. Также АСРП позволяет компенсировать ошибки при анализе геологических данных, интерпретации геофизики и устранять риск неправильной установки оборудования при спуске системы заканчивания.

Использование АСРП позволит значительно продлить время эксплуатации скважины, увеличить КИН месторождения и существенно улучшить экономические показатели разработки (возможно, сделав привлекательной разработку некоторых месторождений с контактными запасами, находящимися на грани рентабельности).

1. Brekke K., Lien S.C.: “New Simple Completion Methods for Horizontal Wells Improve Production Performance in High-Permeability Thin Zone” // SPE Drilling and Completion. – 1994. –V.9. –P. 205-209.

2. M. Chertenkov, Lukoil; S.V. Deliya , D.A. Semikin, G.A. Brown, A. Bayanova, E. Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster: "Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil's Korchagina Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors" // SPE 159581, 2012

Что касается России, то крупное месторождение сланцевой нефти, Баженовская свита, находится в Западной Сибири. По прогнозам экспертов нефтяной отрасли, свита может принести стране до 400 млн. тонн углеводородов, но добыча обойдется недешево, поскольку на практике будут применяться сложные технологии, одна из которых – бурение горизонтальных скважин.

Суть метода

Горизонтальная технология позволяет пробиться к коллекторам низкого качества, а также разработать зрелые месторождения, которые расположены в земле горизонтально.

Горизонтальная скважина состоит из трех профилей:

2. Участок, где бур набирает нужный угол.

3. Прямолинейный участок, который доходит до перспективного пласта.

В зависимости от сложности разрабатываемого участка, количество профилей может увеличиться, включив дополнительные отрезки, необходимые для коррекции искривления скважины. Нужный угол задается приданием головке бура отклоняющей силы, по сути – перекосом, который контролируется оператором телеметрической системы.

Преимущества:

· Большая зона дренирования. В условиях, когда насыщенный нефтью пласт слишком мал для извлечения привычным методом, горизонтальная скважина добирается до пласта под нужным углом и позволяет собрать больше углеводородов.

· Количество вышек. Бурение горизонтальных скважин позволит существенно сократить общее количество вышек.

КУЛЬЧИЦКИЙ Валерий Владимирович,

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Назрела потребность обсудить со специалистами актуальные проблемы строительства наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных скважин.
Представляем мнение профессионалов по этой весьма актуальной теме.
В успешной проводке горизонтальных скважин немало слагаемых, пренебрежение любым из которых может осложнить или погубить процесс. Но все-таки самое главное в этой технологии – системы геонавигации, каротажа и телеметрии. И поэтому мы начали наш опрос именно с вопроса о качестве применяемого оборудования.

КОЛБИН Сергей Викторович,

– повышенные требования к безопасности бурения, эксплуатации и ликвидации скважин на море;
– очень высокие финансовые затраты требуют максимального сокращения времени строительства, что невозможно без использования надежного и высокотехнологичного оборудования мирового уровня;

– на суше разведочных (вертикальных) скважин довольно много, поэтому геологическая и эксплуатационная модель весьма надежная. На море разведочных скважин мало, поэтому при строительстве эксплуатационных скважин дополнительно решается задача доразведки горизонтальными скважинами месторождения.
Мы ведем бурение на Севере Каспия, поэтому ответы на другие вопросы будут связаны с бурением на море.
Геонавигация на наших месторождениях осуществляется удаленно небольшим коллективом, в который входят: геонавигатор, интерпретатор ГИС (петрофизик), геомеханик и супервайзерская служба Закзазчика. Для геонавигации используются сейсмические данные, данные ГТИ и ГИС-бурения (MWD&LWD), поступающие в реальном времени при бурении.

Оборудование ГИС-бурения (MWD&LWD) при бурении на море играет очень важную роль. Кроме получения стандартной информации для определения литологии, пористости и характера насыщения надеемся на дополнительные данные, поэтому на море все шире начинаем использовать специальные методы ГИС-бурения (MWD&LWD): ГДК с отбором проб, ЯМК.
А.В. МИХАЙЛОВ, компания Халлибуртон. Бурение скважин, в частности горизонтальных, всегда связано с большими перегрузками и вибрационным воздействием вследствие несовершенства качества ствола, больших пространственных интенсивностей, разниц диаметров внутрискважинного оборудования и бурильного инструмента. Нужно также учитывать факт влияния бурового раствора, больших давлений и температуры. Безусловно, к качеству оборудования ННБ и каротажа во время бурения (LWD) всегда предъявлялись высокие требования. Так как любой отказ данного оборудования всегда влечет за собой незапланированные смены КНБК и спуско-подъемные операции, что в целом влияет на срок строительства скважин, тем самым увеличивая затраты компаний-операторов.
Любое оборудование ННБ должно пройти определенный цикл проверок и тестов на стадии разработки. Оно подвергается всем возможным механическим тестам, таким, как проверка на изгиб, кручение; проходит испытания на вибрационном и гидравлическом стенде. После чего уже имеет право проходить полевые испытания. Только после полевых испытаний оборудование получает сертификат или паспорт, подтверждающие работоспособность в сложных горно-геологических условиях.

ЛЯГОВ Илья Александрович,

РАКИТИН Михаил Владиславович,

Отдельно ставятся задачи по геофизическим и петрофизическим измерениям во время бурения. В данный момент минимальный набор LWD-приборов включает в себя гамма-каротаж и каротаж УЭС, которые в большинстве случаях позволяют решать задачи геонавигации и получать минимальный набор геофизичесих данных.
Большинство компаний-операторов стараются заменить ГИС на кабеле оборудованием LWD, которое не уступает по качеству данных и в некоторых случаях показывает более реальную картину. Поэтому сейчас распространены такие методы, как акустический каротаж, гамма-гамма плотностной и нейтронный каротажи, боковой каротаж.

– Системы MWD/LWD требуют высокой квалификации пользователей. Где и как учатся, проходят тренинги буровики, способные с ювелирной точностью проводить стволы в определенную геологами точку или провести протяженный ствол по продуктивному пласту, особенно если он маломощный?
С.В. КОЛБИН. Обучение инженеров, ремонтирующих и эксплуатирующих телесистемы, на начальном этапе проводилось в учебных центрах производителей оборудования. Сейчас, в основном, обучение проводится на рабочих местах, в телеметрических партиях и лаборатории по ремонту телесистем силами ведущих специалистов инженерно-телеметрической службы. Квалификацию наших специалистов можно оценить как очень высокую.

А.В. МИХАЙЛОВ. В нашей компании существует большое количество курсов для повышения квалификации, как с инструкторами в учебных центрах США и России, так и онлайн, которые можно пройти в свободное время из любой точки мира, имея только Интернет. Данные курсы являются обязательным требованием для развития персонала в компании. Еще один эффективный способ повысить квалификацию – обмен опытом на проектах других локаций компании. Это позволяет увидеть новые грани и особенности работы сервисных компаний на других континентах, с разным менталитетом и подходом к работе. Такой опыт позволяет привнести что-то новаторское на российских проектах.
Халлибуртон уделяет большое внимание обучению и повышению квалификации своих сотрудников, так как понимает, что любая ошибка и непрофессионализм могут вылиться для Заказчика в непроизводительное время (НПВ), отказ оборудования ННБ или MWD/LWD, недостижение геологических целей Заказчика.

В связи с тем, что общий фонд скважин в России вступает в период падающей добычи, необходимость будет подталкивать к масштабной разработке баженовской свиты, территория которой распространяется в Западной Сибири на площади около 1 млн км 2 с огромными запасами – до 140 млрд тонн нефти. Поскольку баженовская свита отличается низкой проницаемостью коллекторов, то и разбуривать ее необходимо горизонтальными скважинами с последующим гидроразрывом пластов (опыт США, Канады и других стран).

– Готовы ли мы, на ваш взгляд, технически и технологически к освоению этих природных богатств, особенно в условиях санкций?
В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ. Керогенносодержащая порода баженовской свиты является неколлектором, ее основу слагают силициты, перемеживающиеся с пропластками глин. Напряженное состояние массива пород подтверждается выпучиванием и растрескиванием кернового материала. Следовательно, техногенным воздействием возможно освобождать энергию горной породы и запускать механизм трещинообразования в околоскважинном пространстве направленной разгрузкой пласта (НРП) в сочетании с ГРП в горизонтальных скважинах с большой площадью охвата искусственно созданной в породе разветвленной системой трещин, которая и будет выполнять функции коллектора в БС. Структура предмета воздействия как единичного микропространства – сложная и методы воздействия на него должны быть многообразными, в т. ч. и с геонавигационными технологиями, обеспечивающими охват залежи боковыми стволами сообразно законам ее формирования. При многообразии вторичных методов воздействия (термические, химические, физические) главным является максимальное приближение и позиционирование траектории ствола скважины с учетом структурно-текстурных характеристик отложений БС.
Эффективное извлечение нефти в промышленном масштабе из нефтематеринских горных пород БС, обладающх большими геологическими запасами, представляется невозможным без применения геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры в сочетании с термическими методами.
Идея разработки технологий, ускоряющих процессы выделения ОВ в нефть, заключается в создании соответствующих термодинамических условий посредством скважинного сооружения сложной пространственной архитектуры – подземного реактора.
Авторским коллективом (Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Гутман И.C., Фомкин А.В., Боксерман А.А., Саакян М.И.) создан способ разработки многопластовой неоднородной залежи баженовской свиты с целью повышения нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку пропластков-неколлекторов нефтематеринской толщи БС [Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Патент на изобретение RU № 2567918 от 02.12.2014]. На примере запатентованной скважины-геореактора показано, что эффективное извлечение нефти в промышленных масштабах из нефтематеринских отложений БС организацией на большой площади охвата процесса пиролиза без геонавигационных технологий строительства скважин сложной пространственной архитектуры представляется невозможным. Геореактор – природно-техногенное сооружение для термического освобождения нефти из автохтонных углеводородов, генетически связанных с исходным органическим веществом и находящихся в запечатанных порах нефтематеринских горных пород, образованных при переходе части твердой органики в жидкую.

МИХАЙЛОВ Александр Владимирович,

Это метод, когда необходимо проложить определенные коммуникации, не нарушая целостности поверхностного слоя земли, путем направленного бурения скважин под землей в горизонтальном направлении с дальнейшим прокладыванием в них труб. Такая технология имеет все преимущества в условиях тесного проживания людей, когда необходимо оставить нетронутым ландшафт или нанести минимальный урон местам проживания людей. О всех этапах ГНБ и их кратком описании вы сможете узнать далее.

Общее описание технологий

Процесс ГНБ делится на три этапа:

Бурение пилотной скважины малого диаметра в заданном направлении;
Расширение скважины до требуемых размеров для установки трубопровода;
Прокладывание трубопровода.

Как происходит горизонтально направленное бурение

Горизонтальное бурение происходит при помощи специально устроенной буровой головки, имеющей технологический скос для разрушения породы и посадочное место под излучатель. Буровая головка соединена с подвижным приводным стержнем, позволяющим задавать нужное направление движения бура, с возможностью обхождения препятствий.Со старта бурения к основанию бура, через конструктивные отверстия, подается специальный раствор. Смешиваясь в скважине с измельченным грунтом, раствор образует суспензию, которая уменьшает трение стержня с головкой, охлаждает бур и укрепляет стенки скважины, снижая риск обрушения. Также буровой раствор нужен для промывания скважины от шлама.Двигаясь по заданной траектории, буровая головка достигает запланированной точки выхода на поверхность.

Рекомендованная услуга – Медно-графитовая смазка. Используется для защиты и герметизации резьбовых соединений.

Машины и рабочее оборудование

Оборудование, используемое для прокладки коммуникаций методом ГНБ, разделяется:

Машины для совершения горизонтального бурения; , применяемые для координации позиционирования буровой головки;
Вспомогательные инструменты для ГНБ установок.

Установка ГНБ FORWARD OS-10 снабжена лучшими комплектующими от известных и надёжных брендов, что в свою очередь хорошо отражается на приятном использовании оборудования.

Машины для ГНБ

Все работы проводятся дорогостоящими профессиональными комплексами. Машины могут иметь разную конфигурацию, но основные части у них общие:

Рама;
Дизельный двигатель (ДВС);
Силовая часть (гидронасосы распределители).

По классу машины разделяются на мини, миди и макси. Где мини – самые простые облегченные малотоннажные установки. Такая машина обладает небольшими размерами, и применяется при работе с трубами малого диаметра и ограниченной длиной трассы.

Более крупные буровые установки характеризуются средними и максимальными диаметрами труб и увеличиной длиной бурения. Также нужно обращать внимание на величину расхода буровой смеси и допустимый радиус изгиба буровых штанг, который является критерием способности изменять траекторию бурения во время работы ГНБ установки.

Навигация для ГНБ

Так как во время бурения головка находится в невидимой зоне, то контролировать процесс помогает система локации. Она состоит из излучателя, расположенного в буровой головке, и принимающего локатора, который выдает полученную информацию на дисплей, для визуального мониторинга траектории бурения и своевременного реагирования на возможные преграды.

Вспомогательные инструменты

К ним относятся: буровой инструмент ГНБ, вертлюги, серьги, фиксаторы для протяжки ПВХ обсадных элементов трубопровода. Также насосы для выкачивания буровых растворов, электрогенераторы, расширители и переходники.

Поэтапное выполнение

Подготовительные работы

До начала работ проводится обследование трассы: исследуется грунт, свойства и его состав, расположение возможных коммуникаций. Делаются расчеты по навигации и оформляется нормативно-техническая документация на исполнение работ. При необходимости зондируются сложные участки будущей трассы на предмет пересечения с имеющимися подземными инженерными коммуникациями. В результате разрабатывается оптимальная траектория бурения. Уделяется пристальное внимание технике безопасности работников буровой машины и людей, которые могут оказаться поблизости.

На подготовительном этапе формируется площадка, на которой будет располагаться буровая установка, производятся земельные работы. Ее размеры и положение зависят от габаритов бурового комплекса, диаметра и глубины залегания скважины, ее протяженности.

Пилотная скважина

Когда подготовительные работы закончены, можно начинать построение пилотной скважины. Это основной этап в разработке, от которого зависит достижение конечной цели.

Перемещение буровой головки контролируется при помощи локатора, принимающего сигнал от излучателя, расположенного в ней. Информация о нахождении бура передается на монитор оператора буровой машины, по которой определяется соответствие заданной траектории маршрута бурения. По окончании построения пилотной скважины, буровая головка выходит на поверхность или на финишную проектную точку.

Расширение бурового отверстия

Далее следует этап расширения пилотной скважины. Буровая головка заменяется на другой тип насадок для горизонтального бурения – риммер. Конструктивный элемент, представляющий собой лопасти, закрепленные на одной оси, с режущими зубцами, который вращаясь и двигаясь в обратном направлении, увеличивает диаметр скважины. Если необходим большой размер отверстия, таких челночных проходов может быть несколько, с последовательной заменой риммеров, до достижения нужного диаметра.

Прокладывание трубопровода

На обратной от буровой машины стороне к последнему риммеру, при помощи вертлюга, гасящему вращательное движение буровых штанг, и скоб, прикрепляют элементы трубопровода и прокладывают в скважину.

После завершения строительства трубопровода, исполнитель сдает заказчику отчетную документацию, где указывается действительное положение трубопровода, с обозначениями координат местности.

Плюсы и минусы технологии

Тип почвы, ландшафт и его строение, присутствие водоемов не препятствуют процессу горизонтального бурения. Скученность городских построек, загруженность автомобильных дорог или охраняемые природные и культурные территории – такой способ прокладывания коммуникаций не навредит их состоянию;
Меньше времени и сил тратится на получение разрешений для проведения работ, так как не нужно перекрывать движение автомобильного и железнодорожного транспорта;
Снижаются расходы на привлечение тяжелой техники и рабочих для проведения масштабных земельных работ;
За счет привлечения профессиональных исполнителей и высокотехнологичных установок, минимизируются сроки монтажных работ;
Автономность буровых комплексов исключает зависимость от внешних источников питания;
ГНБ может успешно проходить при высоком залегании грунтовых вод. На скорость и продолжительность работ они не влияют;
Про ГНБ можно заключить, что это минимальный вред природе и человеку.

Но есть и ограничения в применении технологии ГНБ

Экономическая целесообразность. При глубине закладки труб менее 1,5 метров и отсутствии сооружений на территории работ – выгоднее прокладывать трубопровод обычным траншейным способом.

Заметно, что плюсов у технологии горизонтального бурения больше, чем минусов. Преимущества и перспективы развития очевидны. По мнению аналитиков отрасли применение комплексов бестраншейного способа прокладки коммуникаций будет увеличиваться с каждым годом.

Читайте также: