Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М., Салихов Р.Г., Янгиров Ф.Н. Расчеты при бурении наклонных и горизонтальных скважин

Pic_04.dwg

Pic_03.dwg

Pic_21_1.dwg

Pic_13.dwg

Pic_20.dwg

Pic_25.dwg

Pic_15.dwg

Pic_07.dwg

Pic_10.dwg

Pic_14.dwg

Pic_22.dwg

Pic_20_1.dwg

Pic_11.dwg

Pic_13_1.dwg

Pic_06.dwg

Pic_02.dwg

Pic_17.dwg

Pic_12.dwg

Pic_01.dwg

Pic_05.dwg

Pic_09.dwg

Pic_23.dwg

Pic_24.dwg

Pic_19.dwg

Pic_21.dwg

Pic_18.dwg

Pic_08.dwg

оконч Расчеты при бурении наклон и гориз скв - 3.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Расчеты при бурении наклонных
и горизонтальных скважин
Т.О. Акбулатов Л.М. Левинсон Р.Г. Салихов Ф.Н. Янгиров
Расчеты при бурении наклонных и горизонтальных скважин: Учебное пособие. — Уфа: Изд–во УГНТУ 2005.
Излагаются методики и примеры решения задач возникающих при проектировании и проводке наклонных и горизонтальных скважин.
Учебное пособие предназначено для студентов специальности 0909 "Бурение нефтяных и газовых скважин" слушателей ИПК а также для ИТР буровых предприятий.
Рецензенты:Самигуллин В.Х. к.т.н. с.н.с.
Зинатуллин Р.С. главный технолог Уф.УБР
© Уфимский государственный нефтяной технический университет 2005
Проектирование проводки наклонно–направленных скважин включает в себя составление схемы куста построение проектного профиля выбор компоновок бурильной колонны и т.п. В процессе бурения скважины фактический профиль ее неизбежно отклоняется от проектного что обусловливает постановку задачи прогноза попадания ствола скважины в круг допуска и принятия в случае необходимости мер по корректировке параметров кривизны скважины.
Примеры и алгоритмы решения указанных задач даны в настоящем пособии. Кроме того показаны конструкции нижней части бурильной колонны (КНБК) применяемые в различных нефтяных регионах характеристики наиболее распространенных отклонителей.
Пособие предназначено для студентов специальности 09.09 и слушателей курсов и факультетов повышения квалификации ИТР буровых предприятий.
Построение схемы (плана) куста
Планом куста называется схематическое изображение горизонтальных проекций стволов всех скважин разбуриваемых с данной кустовой площадки.
План куста включает схему расположения устьев скважин на кустовой площадке очередность их бурения направление движения станка (НДС) проектные азимуты и смещения забоев скважин.
Задача состоит из следующих этапов:
)построение схемы расположения устьев скважин на кустовой площадке;
)определение очередности бурения скважин;
)определение длин вертикальных участков проектных азимутов и смещений забоев скважин;
)построение схемы куста.
Исходные данные для решения задачи:
)схема размещения забоев скважин разбуриваемого участка (сетка скважин) и кустовой площадки;
)требования накладываемые техникой безопасности условиями монтажа буровых установок эксплуатации и ремонта скважин на расположение устьев скважин;
)конструкция скважин;
)допустимая точность проводки вертикальных и наклонных участков ствола скважины.
Требования к плану куста:
–должна обеспечиваться возможность одновременного бурения ремонта и эксплуатации скважин куста;
–площадь кустовой площадки должна быть по возможности минимальной;
–вероятность пересечения стволов соседних скважин должна быть сведена к минимуму;
–пробуренные скважины должны как можно быстрее передаваться в эксплуатацию;
–стоимость строительства скважин в кусте должна быть минимальной.
1 Построение схемы расположения устьев скважин
Минимальные расстояния между устьями скважин в кусте определяются условиями монтажа буровых установок (БУ) требованиями по эксплуатации и ремонту скважин а также требованиями по недопущению пересечений стволов скважин.
При использовании БУ передвигаемых на тяжеловозах минимальное расстояние между устьями соседних скважин равно 4–5м (рис.1).
Рисунок1 — Схема расположения бурового станка после перемещения на новую точку в кусте.
— устье пробуренной скважины; 2 — вышечный блок БУ; 3 — ротор;
– проектное расположение устья следующей скважины; 5 – тяжеловоз ТК40 (ТК60).
Для БУ предназначенных для кустового бурения типа ЭУК передвижение которых в пределах куста производится по специальным направляющим это требование отпадает.
Из условий эксплуатации и ремонта скважин на кустовой площадке удобства обслуживания скважин возможности размещения агрегатов для ремонта скважин и т. д. расстояние между устьями соседних скважин не может быть меньше 5–6м.
Минимальное расстояние между устьями скважин определяется также требованиями по недопущению пересечения стволов скважины. Если при бурении вертикального участка возможно его искривление до 1° то при расстоянии между устьями соседних скважин равном 5м возможна встреча стволов (рис.2) на глубине 125м. Учитывая возможные ошибки в измерения зенитных и азимутальных углов считается что фактически ствол скважины может быть на расстоянии r=0015L от расчетного положения. С учетом этого минимальное расстояние между устьями соседних скважин находится из выражения:
гдеhв – длина вертикального участка м;
αв – максимальный зенитный угол получаемый на данной площади при бурении вертикального участка рад.
Если число разбуриваемых скважин в кусте больше 8–10 то целесообразно их разделить на группы по 4–6скважин с расстоянием между крайними скважинами в группах 15–40м с тем чтобы при бурении следующей группы скважин возможно было начать ввод в эксплуатацию скважин предыдущей группы. При этом следует иметь в виду что во время выполнения на бурящейся скважине опасных и ответственных работ (ликвидация аварии перфорация ликвидация нефтегазопроявлений и т.п.) все работы в радиусе не менее 50м прекращаются. Исходя из этих требований разработаны типовые схемы расположения устьев скважин на кустовой площадке [7].
2 Определение очередности бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков
Наиболее просто задача решается если кустовая площадка расположена в центре разбуриваемого участка. Под углом 60°*) к направлению движения станка (НДС) проводят четыре линии разбивающие план куста на четыре сектора (рис.3). Сначала бурят скважины сектора I направления которых противоположны движению станка. Затем скважины расположенные в секторах IIа и IIб причем желательно чередовать скважины в этих секторах. В последнюю очередь бурят скважины проектные направления которых находятся в секторе III.
Рисунок3 — Схемы симметричного (а) и асимметричного (б) расположения кустовой площадки.
Рисунок4 — Схема расположения кустовой площадки вне разбуриваемого участка.
Из скважин I-го сектора первыми бурят скважины с большими зенитными углами (большими отходами) а затем с меньшими. При этом длину вертикального участка первой скважины выбирают минимальной. Для каждой очередной скважины этого сектора глубина зарезки увеличивается в соответствии со следующим правилом: расстояние по вертикали между точками зарезки наклонных участков двух скважин одного сектора должно быть не менее 30м если разница в азимутах забуривания менее 10°; не менее 20м — если разница азимутов составляет 10–20°; не менее 10м — если азимуты отличаются более чем на 20°.
При бурении скважин секторов IIа и IIб глубины зарезки должны увеличиваться. Однако на практике этого не всегда можно добиться. Поэтому если разность в азимутах соседних скважин составляет 20° и более то допускается зарезка последующей скважины с меньшей глубины. Для скважин сектора III очередность обратная: сначала бурят скважины с меньшим отходом с максимальным вертикаль ным участком в последнюю очередь — скважины с максимальным отходом глубина зарезки для каждой последующей скважины выбирается меньше чем для предыдущей.
Если кустовая площадка расположена на краю разбуриваемого участка на плане куста выделяются три сектора (рис.3б). При разбуривании прибрежных морских месторождений возможны случаи когда кустовая площадка расположена за пределами разбуриваемого участка (рис.4). При этом направление движения станка выбирается таким чтобы углы между ним и стволами большинства скважин были как можно ближе к 90°.
Задача завершается построением схемы куста и таблицы в которой приводятся проектные азимуты всех скважин длины вертикальных участков смещения и другие данные. Схемы кустов некоторых месторождений Башкортостана и Западной Сибири приведены в приложении 1.
На многих предприятиях имеются программы для построения схемы кустов на ЭВМ содержащие вышеуказанные требования и ограничения и учитывающие местные условия.
Расчет и построение профиля наклонной скважины
)выбор типа профиля;
)выбор компоновок для бурения отдельных интервалов скважины;
)собственно расчет профиля скважины.
Исходными данными для расчета являются:
–глубина скважины и глубина кровли пласта по вертикали – Hc Hкр;
–отход (смещение точки входа в пласт по горизонтали) — A;
–интервал установки ЭЦН (для нефтяных скважин) по вертикали;
–длина вертикального участка —
–конструкция скважины;
–проходка на долото в интервале набора зенитного угла hд;
–известные закономерности изменения зенитного угла и азимута обусловленные геологией месторождения;
–ограничения на кривизну отдельных участков ствола скважины обусловленные технологией бурения и требованиями эксплуатации;
–угол входа в пласт.
1 Выбор типа профиля
Наклонная скважина должна иметь по возможность минимальную стоимость и обеспечивать достаточно надежную работу применяемого насосного оборудования т.е. дополнительные ограничения на технологию бурения и эксплуатацию скважины связанные со спецификой наклонного бурения должны быть минимальными. Для этого ствол скважины должен иметь минимальное количество перегибов и минимальную длину.
Указанным требованиям наиболее полно отвечает трехинтервальный профиль состоящий из участков: 1) вертикального 2) набора зенитного угла 3) наклонно-прямолинейного — расположенных в вертикальной плоскости проходящей черед устье и проектный забой скважины. Однако бурение наклонно-прямолинейного ствола требует применения жестких компоновок что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того в наклонном стволе особенно с большим зенитным углом затруднено центрирование обсадной колонны что снижает качество ее крепления. Поэтому на практике наряду с трехинтервальным достаточно широко применяется четырехинтервальный профиль включающий кроме трех вышеназванных еще участок естественного спада величины зенитного угла.
Трехинтервальный профиль (с наклонно-прямолинейным участком) применяется на газовых месторождениях севера Тюменской области.
Большая часть нефтяных скважин бурится по четырехинтервальному профилю.
Если проектный зенитный угол невозможно набрать за одно долбление (проходка на долото меньше длины участка либо на участке набора зенитного угла происходит смена диаметра долота) целесообразно бывает использовать профиль включающий два участка набора зенитного угла. Ориентируемой компоновкой формируется участок с достаточно высокой интенсивностью искривления на котором набирается зенитный угол ≥5°. Затем при помощи прямой неориентируемой компоновки набирается необходимый зенитный угол.
Рисунок5 — Наиболее часто применяемые профили скважин.
Если отход невелик и зенитный угол в конце участка набора зенитного угла не превышает 15–20º возможно применение трехинтервального профиля без участка стабилизации.
Скважины с горизонтальным окончанием (ГС) чаще всего проводятся по пятиинтервальному профилю включающему 1) вертикальный участок 2) первый участок набора зенитного угла 3) участок стабилизации (наклонно-прямолинейный) 4) второй участок набора зенитного угла 5)горизонтальный участок. Перечисленные типы профилей показаны нарис.5.
2 Требования к кривизне наклонных скважин (ограничения на интенсивность искривления)
На величину кривизны наклонных скважин накладываются определенные требования связанные с обеспечением проходимости по стволу скважины забойных двигателей УБТ обсадных труб при строительстве скважины и нормальной работы насосного оборудования (ЭЦН ШГН) при ее эксплуатации. Подробно об этом говорится в [6]. В Башкортостане интенсивность искривления не должна превышать 15°10м на участке набора зенитного угла и 3°100м в интервале установки ЭЦН [8].
В Западной Сибири эти нормы практически такие же — 15°10м в интервале набора зенитного угла 3° по зенитному и 4° по азимутальному углам на 100м в интервале стабилизации 5° на 100м на участке уменьшения зенитного угла [4].
Следует отметить что норматив предельного изменения азимута без указания величины зенитного угла не имеет смысла.
Радиус кривизны пространственно искривленного участка определяется по формуле:
гдеΔα Δφ — соответственно изменение зенитного угла и азимута на отрезке Δ
— средний зенитный угол на участке L.
Из следует что при малых зенитных углах даже существенное изменение азимута практически не влияет на кривизну.
В случае отсутствия изменения азимута при бурении на определенном интервале радиус кривизны определяется по формуле:
Для того чтобы найти связь интенсивности изменения зенитного угла на определенном участке и соответствующего радиуса кривизны этого участка необходимо воспользоваться определением интенсивности.
Под интенсивностью i изменения зенитного угла скважины понимается изменение зенитного угла при проходке участка скважины длиной 1м. Формульно эта зависимость выражается
откуда следует что зависимость интенсивности изменения зенитного угла от радиуса имеет вид:
На практике обычно используют значения углов выраженных в градусах. Связь между изменением зенитного угла выраженного в радианах () и в градусах ('):
Интенсивность изменения зенитного угла в связи с ее небольшой величиной принято выражать в градусах на 10м (i10) или в градусах на 100м (i100). При расчетах радиуса искривления необходимо не забывать об этом а также учитывать :
Ограничения на интенсивность искривления скважин на различных участках можно выразить через радиусы кривизны этих участков:
) на участке набора зенитного угла
) на участке уменьшения зенитного угла
) в интервале установки насосного оборудования (ЭЦН)
3 Выбор компоновок для бурения наклонных скважин
3.1 КНБК для бурения вертикальных участков
КНБК применяемые для бурения вертикальных участков должны обеспечивать достаточную вертикальность ствола скважины исключающую возможность встречи стволов соседних скважин и свободное прохождение обсадных колонн. Это достигается применением отвесных или
Диаметр обсадных труб мм
жестких компоновок включающих наддолотные элементы соответствующих размеров (табл.1).
Кроме того жесткость элементов КНБК должна быть не менее жесткости опускаемых обсадных труб (табл.2и3).
Данные о жесткости обсадных труб
Данные о жесткости УБТ и забойных двигателей
забойных двигателей мм
Подробнее о КНБК для бурения вертикальных участков см. в [1 2].
Компоновки бурильных колонн для бурения вертикальных участков ствола скважины
Компоновка бурильной колонны
Долото диаметром 490 мм; КЛС 3937390 2 шт.; УБТ279 – 8 м;
Ц390360; УБТ229 – 8 м; УБТ203 – 25 м; УБТ178 – 50 м; БТ
Долото диаметром 3937 мм; КЛС3937 или КЛС2953 — 2 шт.;
УБТ279248 – 8 м; Ц393370; УБТ229 – 8 м; УБТ203 – 25 м; УБТ178 – 50 м; БТ
Долото диаметром 3937 мм; КЛС2953; КЛС2953;
ТСШ240; Ц393370; УБТ203 – 25 м; УБТ178 – 50 м; БТ
Долото диаметром 2953 мм; УБТ254229 – 8 м
УБТ203 – 25 м; УБТ178 – 50 м; БТ
Долото диаметром 2953 мм; 3ТРХ240 (3ТСШ240); УБТ203 – 25 м;
Долото диаметром 2159 мм; УБТ178 – 120 м; БТ
Долото диаметром 2159 мм; 3ТРХ195 (3ТСШ1–195); УБТ178 – 50 м; БТ
Состав некоторых КНБК применяемых в Западной Сибири и рекомендуемых в [2] приведены в табл.4.
Следует отметить что при небольшой длине вертикального участка (50 100 150м) можно использовать более простые КНБК без опорно-центрирующих элементов или с меньшим их количеством.
3.2 КНБК для участков набора зенитного угла
Набор зенитного угла может быть осуществлен как ориетрируемыми (искривленными) так и неориентируемыми (прямыми) компоновками.
3.2.1 Ориентируемые компоновки
Они включают в себя как правило узел искривления на концах которого резьба нарезана с перекосом. Ориентируемые компоновки используются для бурения участка набора зенитного угла и для исправления параметров кривизны если фактический профиль скважины значительно отличается от проектного. Применение этих компоновок требует их ориентировки относительно сторон света или апсидальной плоскости.
Могут также использоваться компоновки в которых на нижнем конце забойного двигателя устанавливается накладка обеспечивающая создание отклоняющей силы на долото.
В зависимости от места установки узла искривления все отклоняющие компоновки можно разделить на две группы:
– компоновки в которых узел искривления устанавливается над забойным двигателем;
– компоновки в которых узел искривления устанавливается между шпинделем и двигателем.
Компоновки первой группы — это односекционные турбобуры с установленным над ними кривым переводником (КП). Они характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча отклонителя (расстояние от торца долота до узла искривления) в пределах 8–11м и большим углом перекоса резьб КП — 2–35º. В то же время в них используются обычные серийные турбобуры.
Практика бурения показала что при использовании отклонителей первой группы (односекционные турбобуры с кривым переводником) большие масса и длина нижнего плеча проводят к тому что при наборе зенитного угла отклонитель под действием силы тяжести как бы выпрямляется. В результате по мере увеличения зенитного угла интенсивность искривления ствола постепенно уменьшается а радиус кривизны возрастает.
Для Западной Сибири зависимость изменения интенсивности искривления от величины зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником выражается в виде [4]
a — зенитный угол град;
k b — эмпирические коэффициенты приведенные в табл.5.
Хотя в [4] не указана погрешность при использовании данной формулы она очевидно не меньше 20%.
Показатели турбинных отклонителей с кривым переводником
Угол перекоса кривого
Предельный зенитный угол град
Для удобства расчетов при проектировании профилей наклонных скважин в табл.6 приведены средние значения интенсивности искривления и радиуса кривизны для различных интервалов увеличения зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником.
Компоновки второй группы — турбинные отклонители (ТО) турбобуры с шпинделем-отклонителем (ШО) электробуры с механизмом искривления (МИ)— должны иметь специальную муфту соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать крутящий момент и осевое усилие обусловленное перепадом давления в двигателе от вала двигателя к валу шпинделя. В отклонителях ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия что обеспечивает больший межремонтный период работы данных отклонителей. Отклонители данной группы имеют сравнительно небольшую длину нижнего плеча (15–25м) и меньший угол в узле искривления (1–2º чаще 15º) что обеспечивает при прочих равных условиях больший темп искривления и лучшую проходимость по прямолинейному стволу. Кроме того при использовании двухтурбинных секций данные отклонители позволяют создавать на долоте больший крутящий момент и тем самым большие нагрузки на долото.
Средняя интенсивность увеличения зенитного угла i10 (град10м) и средний радиус искривления R (м) в зависимости от угла перекоса кривого переводника
Угол перекоса переводника град
Интервал изменения зенитного угла град
Отклонители второй группы имеющие значительно меньшую длину нижней секции меньше деформируются и обеспечивают более равномерное искривление ствола скважины.
Параметры турбинных отклонителей
Коли-чество турбинных секций
Длина нижнего плеча м
Масса нижнего плеча кг
Продолжение таблицы 7
В то же время в отклонителях первой группы магнитный переводник и немагнитные трубы позволяющие в процессе бурения контролировать положение отклонителя азимут и зенитный угол ближе расположены к забою чем в двухсекционных отклонителях второй группы. Это позволяет более точно прогнозировать параметры кривизны на забое и тем самым более точно управлять искривлением скважины.
Геометрические размеры отклонителей приведены в табл.7–9.
Параметры отклонителей на основе объемных двигателей с регулируемым перекосом резьб
Заходность рабочих органов zрzст
Углы искривления между секциями град.
Расход промывочной жидкости лс
Частота вращения обс
Продолжение таблицы 8
Геометрические размеры электробуров с МИ
Длина нижнего плеча мм
Примечание. Все длины в табл.7–9 даны без учета размеров долот и опорно-центрирующих элементов (калибраторов центраторов переводников) устанавливаемых между долотом и отклонителем.
3.2.2 Определение расчетной интенсивности
искривления ствола скважины при использовании
турбинных (электро-) отклонителей
Для отклонителей второй группы имеющих как было сказано выше относительно небольшую длину нижнего плеча и угол искривления между секциями расчетный радиус искривления находится по формулам:
γ — угол перекоса осей отклонителя;
— угол наклона оси нижней секции к хорде на длине
— угол наклона оси верхней секции к хорде на длине
Рисунок6 — Схема расположения ТО в искривленном стволе скважины без деформаций.
DС — диаметр скважины;
DО — диаметр отклонителя;
DУ — диаметр верхнего плеча отклонителя в месте касания со стенкой скважины.
Рисунок7 — Различные схемы предельной вписываемости отклоняющих компоновок в искривленном стволе скважины без деформаций.
Данная формула выведена из предположения что отклонитель шарнирно соединен с бурильными трубами и вписывается в искривленный ствол скважины без деформаций.
Последнее возможно если длина верхнего плеча
для схемы а (рис.7);
для схемы б (рис.7).
Значения l2кр для наиболее распространенных размеров долот и отклонителей приведены в табл.10.
Если длина верхней секции l2>lкр отклонитель вписывается в искривленный ствол скважины с деформацией (рис.8). В этом случае в формулы и следует подставлять вместо l2 ее критическую длину определяя ее методом итераций.
Очевидно что на интенсивность искривления кроме размеров отклонителя влияют свойства разбуриваемых пород вооружение применяемых долот режим бурения и т.д. Учесть эти факторы не представляется возможным. В табл.12 приведены расчетные и фактические интенсивности искривлений при использовании различных компоновок на газовых месторождениях севера Тюменской области.
Для обеспечения большей интенсивности ствола скважины могут использоваться отклонители с двумя узлами искривления устанавливаемыми над двигателем и между двигателем и шпинделем. Плоскости искривления обоих узлов естественно должны совпадать.
В последние годы в связи с развитием горизонтального бурения стали применяться отклонители с регулируемым углом перекоса резьб что позволяет одним забойным двигателем бурить как прямолинейные так и искривленные участки ствола скважины причем с различной интенсивностью искривления. В табл.11 приведена характеристика отклонителя ДР176М а в табл.13 расчетные значения интенсивности искривления при бурении электробурами с механизмом искривления (МИ).
Рисунок8 — Схема расположения ТО в искривленном стволе скважины с деформацией верхнего плеча.
Расчетные значения радиуса кривизны ствола скважины R и интенсивности искривления i при бурении двигателем ДР176М с долотом диаметром 1905 мм
Радиус кривизны скважины R м
искривления iград10 м
Расчетные и фактические параметры искривления скважин отклонителями на месторождениях севера Западной Сибири
Компоновка отклонителя
ТО240 (α=15º; LC1=265м; LС2=835м);
УОО5–195 (05м); АБТ147 (LC3=125м)
ТО240 (α=15º; LC1=265м; LС2=137м);
УОО5195 (05м); АБТ147 (LC3=125м)
Долото 2953; ТО240М (α=15º; LC1=265м;
LС2=685м + 35м (Д195) = 1035м);
Долото 2159; К215+214;
ТО195 (α=15º; LC1=255м; LС2=800м);
УОО5; АБТ147 (LC3=125м)
ОК; 3ТС172 (LC3=73м)
Продолжение таблицы 12
ТО195 (α=15º; LC1=328м; LС2=787м);
ОК; 3ТС172 (LC3=759м)
Долото 2159; К215; ШО195+
+2ТРГ195 (α=15º; LC1=28м; LС2=173м);
ТО195М (α=15º; LC1=255м; LС2=616м);
КП (γ=1º); Д195 (29м);
ОК; 3ТС172 (LC3=104м)
Д195 (α=15º; LC1=315м; LС2=49м);
ОК; 3ТС172 (LC3=75м)
Д195 (α=125º; LC1=315м; LС2=49м);
Д172 (α=175º; LC1=33м; LС2=54м);
Д172 (α=225º; LC1=285м; LС2=58м);
ОК (04м); 3ТС172 (LC3=73м)
Д172 (α=25º; LC1=26м; LС2=58м);
Интенсивность искривления ствола скважины при использовании электробуров с механизмами искривления
Интенсивность искривления град10м
Д3937; Э250–8; МИ; СТЭ; БТ
Д3492; Э250–8; МИ; СТЭ; БТ
Д2953; Э250–8; МИ; СТЭ; БТ
Д2953; Э240–8; МИ; СТЭ; БТ
Продолжение таблицы 13
Д2699; Э240–8; МИ; СТЭ; БТ
Д2699; Э215–8М; МИ; СТЭ; БТ
Д2159; Э185–8М; МИ; СТЭ; БТ
Д1905; Э170–8М; МИ; СТЭ; БТ
3.2.3 Неориентируемые компоновки для увеличения (донабора) зенитного угла
Если с помощью отклоняющих устройств произведено забуривание в нужном направлении (азимуте) но зенитный угол недостаточен дальнейшее увеличение зенитного угла можно обеспечить с помощью прямой компоновки включающей полноразмерный центратор (калибратор) над долотом и турбобур (электробур УБТ) над центратором. За счет сил тяжести создается момент способствующий фрезерованию долотом верхней стенки скважины (рис.9). Центратор в данном случае действует как опора рычага.
Рисунок9 — Схема действия сил в прямой компоновке для увеличения зенитного угла.
Несколько таких компоновок приведены в табл.14 и приложении2.
Неориентируемые компоновки для увеличения зенитного угла.
Интенсивность увеличения зенитного угла град10 м
Д2953; К2953; Э240; СТЭ; УБТ; БТ
Д2953; К2953 (1–25м)*);
Д2953; К2953 (1м); К2953 (22м);
Д2953; К2953 (03м); 3ТСШ1-195; БТ
Д2159; К2159; Э185; СТЭ; УБТ; БТ
Д2159; К2159; 3ТСШ1–195; БТ
Д2159; К214; 3ТСШ1–195; БТ
Д2159; К213; 3ТСШ1–195; БТ
Д2159; К2159 (09м); К2159 (15м);
Д2953; К292; УБТ229 – 5м;
Ц292; УБТ178 – 10м; БТ
Д2699; Ц262; УБТ229 – 5м;
Ц262; УБТ178 – 140м; БТ
*) Место установки от торца долота.
3.3 Компоновки для бурения участка стабилизации (прямолинейно-наклонного)
Стабилизация зенитного и азимутального углов наклонной скважины достигается при использовании жестких компоновок включающих несколько центрирующих элементов. Однако в ряде регионов успешно используются компоновки имеющие один наддолотный центратор или калибратор диаметром несколько меньшим диаметра долота. Ряд таких компоновок показан в приложении 3. Следует иметь в виду что в большинстве случаев упрощенные компоновки не позволяют добиться достаточно полной стабилизации и при их использовании несколько изменяется и азимут и зенитный угол скважин.
Роторные компоновки также должны включать 2–3 опорно-центрирующих элемента (ОЦЭ) например
Д; УБТ – 152 м; КЛС; УБТ – 810 м; КЛС; УБТ; БТ
Д; КЛС; УБТ – 3 м; КЛС; УБТ – 3 м; КЛС
3.4 Компоновки для уменьшения зенитного угла
При использовании КНБК без центрирующих элементов или с центраторами (калибраторами) диаметром существенно меньшим диаметра долота под действием силы тяжести УБТ или забойного двигателя долото фрезерует нижнюю стенку скважины что естественно приводит к уменьшению зенитного угла. Интенсивность уменьшения зенитного угла зависит от типа долота (его фрезерующей способности) свойств горных пород а также и от величины зенитного угла.
При использовании компоновки Д2159—3ТСШ195ТЛ—УБТ178 – 12–24м — ТБПВ-127 в Западной Сибири изменение зенитного угла в среднем определяется уравнением
гдеα — зенитный угол град;
a b — коэффициенты зависящие от типа долота (табл.15).
Интенсивность искривления и радиус кривизны скважины рассчитанные по формуле приведены в табл.16.
Интенсивность уменьшения зенитного угла и радиус кривизны при использовании компоновок без центраторов
Закономерности уменьшения зенитных углов при использовании других компоновок приведены в табл.17.
Закономерности уменьшения зенитных углов при использовании различных компоновок
Средняя интенсивность изменения
зенитного угла град100 м
Средняя интенсивность изменения азимута
Д2159; УБТ178 – 1м; П 05м;
Д2159; 3ТСШ1–195; БТ;
Д2159; МЗГВ; П (0305м);
ТСШ1–195; УБТ 178 – 12м; БТ
Д2159; МЗГВ; П (065м);
ТСШ195; УБТ 178 – 12м; БТ
Д2159; МЗГВ; ТБПВ 127 (12м);
Д; УБТ (93м); Ц; УБТ (186м);
Ц; УБТ (273м); УБТ; БТ
Д; УБТ (135м); Ц; УБТ; БТ
Д; УБТ (18м); Ц; УБТ; БТ
Примечание. G — нагрузка на долото т.; П — переводник.
Из приведенных данных следует что с увеличением расстояния от долота до забойного двигателя или до центратора интенсивность падения зенитного угла увеличивается.
3.5 Компоновки позволяющие бурить различные участки наклонной скважины
При бурении наклонных скважин зачастую возникают случаи когда бурение данного участка закончено инструмент необходимо поднимать для смены компоновки а долото еще не изношено. Отсюда возникла необходимость разработки компоновок которые по команде с поверхности могли бы изменять угол перекоса в узле искривления от нуля до γmax.
Оригинальное решение разработано в некоторых предприятиях Западной Сибири. Под кондуктор бурят компоновкой включающей ШО. Вращая инструмент ротором от аварийного привода бурят вертикальный участок. Затем выключив ротор и сориентировав компоновку бурят участок набора кривизны. После достижения проектной величины зенитного угла вновь включают ротор и бурят наклонно-прямолинейный ствол до глубины спуска кондуктора.
Для этих же целей могут использоваться ТО с регулируемым углом перекоса в узле искривления о которых говорилось в разделе 2.3.2.2.
4 Расчет профилей наклонно-направленных скважин
Наклонно-направленные скважины чаще всего бурятся по трёх– и четырехинтервальным плоским профилям.
Рассмотрим расчет и построение профилей:
– трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла (п.2.4.1);
– трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла (п.2.4.2);
– четырехинтервального профиля (п.2.4.3).
4.1 Расчет трехинтервального профиля с участком
стабилизации зенитного угла
– глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта;
– отход A по кровле пласта;
– длина вертикального hв участка;
– радиус искривления на участке набора зенитного угла R;
– конструкция скважины;
– интервал установки насосного оборудования (ЭЦН).
Значения Hкр Hп A обычно задаются геологической службой НГДУ.
Значение радиуса искривления R определяется выбранным типоразмером отклонителя и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.
Максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) рассчитывается по формуле:
Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл.18.
Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла
Hкр=1750м Hп=1800м; A=1100м hв=150м.
Интервал установки ЭЦН: 1100–1500м.
Конструкция скважины:
– направление Dн=324 на глубину 30м Dд=394мм;
– кондуктор Dк=245мм на глубину 450м Dд=295мм;
– техническая колонна Dтк=168мм на глубину 1750м Dд=2159мм;
Для бурения выбираем следующие компоновки:
– вертикальный участок: Д2953—3ТСШ1-240—Ц—УБТ178–25м—БТ
– участок набора зенитного угла: Д2953—1ТСШ-240—КП—УБТ178–25м—БТ
– наклонно-прямолинейный участок: Д2159—Ц—3ТСШ1-195—УБТ—БТ.
Если при бурении под кондуктор не удается набрать нужный зенитный угол возможны следующие решения:
) кондуктор опустить на проектную глубину а дальнейшее увеличение зенитного угла осуществлять неориентируемой компоновкой;
) кондуктор спустить ниже проектной глубины — до глубины окончания участка набора зенитного угла;
) использовать для набора зенитного угла другой турбобур с другими параметрами — большей интенсивностью искивления за счет чего участок набора зенитного угла закончится на меньшей глубине а кондуктор спускать до этой глубины.
Для данного примера в качестве неориентируемой компоновки можно использовать компоновку Д2159МЗГВ—КСИ2159—3ТСШ1-195—УБТ—БТ.
Набор зенитного угла предполагается начать с глубины 150м т.е. hв=150м. На участке набора зенитного угла предполагается использовать компоновку Д2953—1ТСШ-240—КП—УБТ178–25м—БТ.
На первом этапе расчета определяется радиус искривления на участке набора зенитного угла. Как было указано выше он определяется выбранным типоразмером отклонителя и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.
Выбранная компоновка для набора зенитного угла представляет собой турбобур с кривым переводником для которого в связи с особенностью соотношений масс и длин его частей по мере увеличения зенитного угла интенсивность искривления ствола постепенно уменьшается и соответственно возрастает радиус кривизны ствола скважины. Использование напрямую формулы для итерационного (пошагового) расчета затруднительно и осуществимо лишь с применением ЭВМ. Цель данного пособии заключается не в обучении составления учащимся программ а в достаточно быстром и надежном способе расчета и построения профилей наклонно-направленных скважин. Поэтому участок набора зенитного реально представляющий собой достаточно сложную кривую с изменяющимся радиусом искривления заменяется на дугу среднего радиуса который определяется по данным таблицы6 учитывая необходимые ограничения на радиус искривления (см.п.2.2).
Порядок расчета радиуса кривизны участка набора зенитного угла
Вычисляется вспомогательный угол 1 считая его зенитным углом наклонно-прямолинейного участка в предположении что участок набора зенитного угла отсутствует:
Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) ор будет больше 1. Для удобства расчетов ор обычно выбирают кратным пяти или десяти примем ор=40°.
По таблице6 выбирается кривой переводник угол перекоса резьб которого позволяет достичь необходимого ориентировочного максимального зенитного угла ор. Для данной компоновки угол перекоса резьб кривого переводника должен быть больше 2° иначе невозожно достичь зенитного угла в 40°. Выбор кривого переводника с =375° нецелесообразен т.к. на начальном участке (до 10°) достигается интенсивность искривления i10=165град10м что выше допустимой величины iдоп=15град10м (см. п.2.2). Принимаем =3°.
Из таблицы6 получаем что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составит R=570м.
Интервал установки ЭЦН приходится на наклонно-прямолинейный участок что соответствует ограничениям (см. п.2.2) на выбор компоновок.
После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных ai и вертикальных hi проекции по формулам приведенным в табл.18.
Из приведенных вычислений следует что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине Hнаб=h1+h2=150+3517=5017м что превышает проектную глубину спуска кондуктора (450 м).
Использование первого решения данной задачи (см. выше) для Западной Сибири может оказаться нерациональным т.к. проходка на долото после спуска кондуктора составляет 800–1000м а интервал бурения приведенной выше неориентиремой компоновкой вряд ли превысит 200 м.
Второй вариант также нерационален т.к. кондуктор придется спускать на глубину превышающую расчетную на 517 м.
Принимаем третье решение. Используем для набора зенитного угла турбобур Т12МЗБ-240 с углом перекоса резьб кривого переводника °Из таблицы6 получаем что средний радиус искривления при использовании компоновки с таким турбобуром в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составит R=505м.
Максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) рассчитывается по формуле :
Из приведенных вычислений следует что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине Hнаб=h1+h2=150+3082=4582м что неплохо согласуется с проектной глубину спуска кондуктора (450 м). Поэтому кондуктор спустим до глубины 4582м.
Итого по кровле пласта:
После чего заполняем табл.19.
Применяемая компоновка
–150 м:Д 2953; 3ТСШ1-240; Ц;
Д 2953; 1ТСШ-240; КП;УБТ 178–25 м; БТ
Д2159; Ц; 3ТСШ1-195; УБТ; БТ
Итого по кровле пласта
Схема трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла построенного по результатам расчета показана на рис.10.
4.2. Расчет трехинтервального профиля с участком
падения зенитного угла
Данный профиль представляет собой частный случай рассматриваемого в п.2.4.3 четырехинтервального профиля у которого отсутствует наклонно-прямолинейный участок (участок стабилизации зенитного угла).
– радиусы искривления на участке набора зенитного угла R1 и на участке падения зенитного угла
– интервал установки ЭЦН.
Значения радиусов искривления R1 R2 определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.
Максимальный зенитный угол рассчитывается по формуле:
Зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта:
Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:
Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл.20.
Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла
Hкр=1750м Hп=1800м; A=700м hв=150м.
– вертикальный участок: Д2953—3ТСШ1-240—Ц—УБТ178–25м—БТ;
– участок набора зенитного угла: Д2953—1ТСШ-240—КП—УБТ178–25м—БТ;
– участок снижения зенитного угла: Д2159СГН—3ТСШ1-195—УБТ—БТ.
Определим вспомогательный угол 1 считая его зенитным углом наклонно-прямолинейного участка в предположении что участок набора зенитного угла отсутствует:
Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) ор будет больше 1. Для удобства расчетов ор обычно выбирают кратным десяти примем ор=30°.
По таблице6 выбирается кривой переводник угол перекоса резьб которого позволяет достичь необходимого ориентировочного максимального зенитного угла ор. Выбор кривого переводника с =375° нецелесообразен т.к. на начальном участке (до 10°) достигается интенсивность искривления i10=165град10м что выше допустимой величины iдоп=15град10м (см. п.2.2). Принимаем =3°.
Из таблицы6 получаем что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 30° составит R=500м.
Угол входа в пласт обычно составляет
Используя вместо максимального зенитного угла ориентировочный максимальный зенитный угол ор=30° получим:
Выберем угол вхождения в пласт кр.ор=20°. По табл.16 определяем средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 30° до 20° для компоновки Д 2159 СГН—3ТСШ1-195—УБТ—БТ:
Данный средний радиус кривизны удовлетворяет требованиям на изменение интенсивности зенитного угла на участке его уменьшения. Он также удовлетворяет условию на искривление при установке ЭЦН.
Максимальный зенитный угол рассчитывается по формуле :
Вычисленный максимальный зенитный угол =397° явно не соответствует ориентировочному ор=30°. Примем ориентировочный угол ор=40°. Вычислим также ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта:
Вычисленный ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта кр =94° также не соответствует ориентировочному кр.ор=20°. Примем ориентировочный угол кр.ор=10°.
По табл.16 вновь определим средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла уже от 40° до 10°:
Определим вновь максимальный зенитный угол :
Вычисленный максимальный зенитный угол =366° достаточно хорошо согласуется с ориентировочным ор=40°. Вычислим также ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта:
Вычисленный ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта кр=134° также соответствует ориентировочному кр.ор=10°.
Вычислим зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:
После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальные ai и вертикальные hi проекции по формулам приведенным в табл.20.
Из приведенных вычислений следует что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине Hнаб=h1+h2=150+3397=4897м что превышает проектную глубину спуска кондуктора (450 м).
Использование первого решения данной задачи (см.п.2.4.1) может оказаться нерациональным.
Воспользуемся вторым вариантом решения — спустим кондуктор до глубины 4897м. Это решение возможно также являясь нецелесообразным приводится в целях рассмотрения всех возможных способов решения поставленной задачи.
После чего заполняем табл.21.
Д 2953; Т12МЗБ-240; КП;УБТ 178–25 м; БТ
Д2159 СГН—3ТСШ1-195—УБТ—БТ
Схема трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла построенного по результатам расчета показана на рис.11.
4.3 Расчет четырехинтервального профиля
Значения радиусов искривлений R1 и R2 определяется выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.
Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл.22
Формулы для расчета четырехинтервального профиля
Продолжение таблицы 22
– участок снижения зенитного угла: Д2159 СГН—3ТСШ1-195—УБТ—БТ.
Набор зенитного угла предполагается начать с глубины 150м т.е. hв=150м.
Вычисляем вспомогательный угол 1 считая его зенитным углом наклонно-прямолинейного участка в предположении что участок набора зенитного угла отсутствует:
Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) ор будет больше 1. Для удобства расчетов ор обычно выбирают кратным десяти примем ор=40°.
На участке набора зенитного угла как показано в п.2.4.1. целесообразнее в компоновке Д2953—1ТСШ-240—КП—УБТ178–25м—БТ использовать вместо турбобура 1ТСШ-240 турбобур Т12МЗБ-240 с углом перекоса резьб кривого переводника °
Из таблицы6 получаем что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составит R=505м.
Используя вместо максимального зенитного угла ориентировочный максимальный зенитный угол ор=40° получим:
Выберем угол вхождения в пласт кр.ор=30°. По табл.16 для компоновки Д2159 СГН—3ТСШ1-195—УБТ—БТ определяем средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 40° до 30°:
Данный средний радиус кривизны удовлетворяет требованиям на изменение интенсивности зенитного угла на участке его уменьшения. Он также удовлетворяет условию на искривление при установке ЭЦН. Интервал установки ЭЦН приходится на наклонно-прямолинейный участок что соответствует ограничениям (см. п.2.2) на выбор компоновок.
Максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) рассчитывается по формулам:
После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных ai и вертикальных hi проекции по формулам приведенным в табл.22.
После чего заполняем табл.23.
Схема четырехинтервального профиля построенного по результатам расчета показана на рис. 12.
5 Расчет профиля скважины с горизонтальным окончанием
Скважины с горизонтальным окончанием (ГС) могут иметь различную конфигурацию.
5.1 Устье ГС находится в одной плоскости
с горизонтальным окончанием
В этом случае профиль плоский и состоит чаще всего из 5 участков: вертикального двух участков набора зенитного угла наклонно-прямолинейного и горизонтального участков.
– отход (расстояние по горизонтали от устья до точки входа в пласт) A;
– глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта по вертикали;
– длина вертикального h1 и горизонтального
– радиусы искривления на первом R1 и втором R2 участках набора зенитного угла;
– азимут скважины φпр;
Значения A Hкр Hп φпр lг обычно задаются геологической службой НГДУ.
Значения радиусов искривлений R1 R2 R3 определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления. На первом участке набора зенитного угла используют обычные турбинные (электро-) отклонители дающие искривление большого радиуса.
На втором и третьем участках набора зенитного угла как правило используют забойные двигатели с регулируемым углом искривления между секциями позволяющие в достаточно широком диапазоне менять интенсивность искривления а также бурить прямолинейные участки (см. п.2.3.5).
Угол входа в пласт αкр во многом зависит от толщины продуктивного пласта. Для того чтобы выйти при переходе к горизонтальному участку приблизительно на середину продуктивного пласта угол входа в пласт должен быть равен:
гдеhп = Hп – Hкр — толщина пласта.
Расчетный зенитный угол (ЗУ) на наклонно-прямолинейном участке (участке стабилизации ЗУ) находится из выражения:
Зависимости для выбора вертикальных hi горизонтальных ai проекций участков профиля и их длин li приведены в табл.24.
Формулы для расчета плоского профиля скважин с горизонтальным окончанием
Зачастую согласно конструкции ГС предусматривается спуск в кровлю пласта технической колонны. В этом случае добор зенитного угла до 90º в продуктивном пласте осуществляется другой компоновкой чем при проводке скважины на участке 4а и обеспечивающей на участке 4б искривление по радиусу R3. В этом случае:
Hп=1960м Hкр=1950м A=750м lг=300м hв=330м.
Интервал установки ЭЦН 1300–1400м.
– кондуктор Dк=245мм на глубину 300м Dд=295мм;
– техническая колонна Dтк=168мм на глубину 1950м Dд=2159мм;
– потайная колонна Dх=127мм Dд=146мм.
Набор зенитного угла (ЗУ) предполагается начать с глубины 330м т.е. hв=330м. На первом участке набора ЗУ предполагается использовать ТО2-195 на втором участке набора ЗУ:
– при бурении под техническую колонну ДР195;
– при бурении под потайную ДР127.
ТО2–195 обеспечивает радиус искривления:
Поскольку получаемая этим отклонением интенсивность искривления γ=15º).
Расчет показывает что эта компоновка обеспечивает искривление ствола радиусом R=450м (i=128град10м). Таким образом R1=450м.
Для ДР195 ( γ=15º) R2=180м.
Для ДО127 ( γ=15º) R3=135м.
Найдем угол входа в пласт
После чего заполняем табл.25.
–300 м:Д2953; 3ТСШ1-240; Ц;
0–330 м:Д2159; 3ТСШ1-195; УБТ178-50м
Д2159; К215; ШО195; 2ТСШ1-195; НУБТ; БТ
Д2159; Ц210–212; 3ТСШ1-195; УБТ; БТ
Д2159; К2154; Ц212; 3ТСШ1-195; УБТ; БТ
Д2159; К2159; ДР195 (γ=15°); ТС; БТ
Продолжение таблицы 25
Д146; К146; ДР127; ТС; БТ
Рисунок 13 — Схема профиля скважины с горизонтальным окончанием
5.2 Устье не лежит в плоскости горизонтального ствола
Чаще всего конфигурация таких стволов состоит из двух плоских участков OBCD и DEFK (рис.14) в пределах которых азимут поддерживают постоянным.
– координаты точки входа в пласт XE
– длина вертикального hв и горизонтального
– радиусы на всех участках искривления;
– азимут горизонтального участка ;
Расчет профиля производится в следующем порядке.
Определяются координаты точки D:
Величина зенитного угла на III участке находится из уравнения
Формулы для определения длины всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл.26.
Формулы для расчета элементов профиля ГС состоящего из двух плоских участков
Расчет координат характерных точек профиля ГС производится по следующим зависимостям:
Hп=1960м; Hкр=1950м;
координаты точки входа в пласт XE=300м YE=50м г;
азимут горизонтального ствола г=230°.
– потайная колонна Dх=127мм Dд=146мм;
На первых двух искривленных участках предполагается использовать отклоняющую компоновку Д2159–К215–ШО195–ТСШ1–195–БТ обеспечивающую искривление ствола как показано в разделе 2.5.1 с радиусом 450м т.е. R1=R2=450м. На V участке набор ЗУ предполагается осуществлять с помощью ДР195 обеспечивающего R3=180м.
Дальнейшее искривление в продуктивном пласте предполагается осуществлять с помощью ДР127 (R4=135м).
Угол входа в пласт как и в п.2.5.1 равен кр=7436°
Длина горизонтальной проекции участка OD:
Зенитный угол на участке стабилизации:
После чего заполняем табл.27.
0–330 м:Д2159; 3ТСШ1-195;
Д2159; К215; ШО195; ТСШ1-195; БТ
Д146; Ц144; ДР127; ТС; БТ
Проектные координаты характерных точек профиля скважины приведены в табл.28.
Проектные план и профили ГС в соответствии с проведенными расчетами показаны на рис.14.
Рисунок14 — План (а) и профили ГС в плоскостях OD (б) и DEK (в)
Построение фактических плана и профиля скважины
Планом наклонной скважины называется проекция ее оси на горизонтальную плоскость. Профилем наклонной скважины называется проекция ее оси на вертикальную плоскость.
Исходными данными для построения являются данные инклинометрических измерений представляющие собой значения зенитного и азимутального углов измеренных через определенные расстояния по стволу скважины и координаты начальной точки.
Для построения плана и профиля необходимо вычислить длины вертикальных H и горизонтальных a проекций участков ствола скважины между точками замеров.
где – длина участка ствола скважины между точками
– средние значения зенитного и азимутального углов соответственно на i–м участке.
Откладывая последовательно отрезки ai под соответствующими углами i строят план а откладывая отрезки li под углами i строят профиль скважины. Однако такой способ построения неудобен. Во-первых построение углов транспортиром недостаточно точно во-вторых допущенная где-либо ошибка влияет на всё последующее построение. Поэтому целесообразнее строить план и профиль скважины по координатам X Y H которые рассчитываются по следующим формулам:
гдеп – проектный азимут скважины;
– средние азимут и зенитный угол на i–м участке.
В указанных формулах принято что ось X направлена по проектному азимуту а ось Y — под 90° к оси X вправо.
Программа для расчета координат ствола скважины по данным инклинограммы на ЭВМ приведена в приложении 5. Истинное смещение забоя (расстояние между проекциями забоя и устья на горизонтальную плоскость) равно
Построить план и профиль скважины по данным инклинограммы приведенной в табл.29.
Инклинограмма скважины
Глубина по стволу скважины L м
Зенитный угол градмин
Координаты начальной точки
X329399м Y32773м H321722м
Проектный отход (смещение забоя)
Расчеты проводим по формулам . Результаты их приведены в табл.30.
В соответствии с полученными данными строим план и профиль скважины (рис.15)
Рисунок15 — Построение плана и профиля скважины по данным инклинометрии и прогноза:
План и профиль скважины построенные по данным инклинометрии.
План и профиль скважины построенные по данным прогноза с использованием различных компоновок.
Желательное направление скважины для попадания в круг допуска
Прогноз попадания ствола наклонно-направленной
скважины в круг допуска
В процессе проводки наклонной скважины фактический профиль по различным причинам отличается от проектного. Отсюда естественно рано или поздно возникает необходимость определить попадает ли скважина в круг допуска при использовании проектной компоновки или необходимо сменить компоновку (или даже провести исправительные работы).
– координаты проектного положения оси скважины по кровле продуктивного пласта: Hпр Xпр Yпр;
– радиус круга допуска [R];
– координаты забоя скважины X0 Y0 H0 на момент прогноза;
– параметры кривизны на забое 0 0;
– закономерности изменения азимутального и зенитного углов при использовании проектной компоновки в интервале H0Hпр:
Чаще всего эти зависимости описываются линейными уравнениями типа
коэффициенты которых определяются на основе анализа промысловых данных.
Значения коэффициентов a1 и b1 для некоторых компоновок приведены в табл.15.
Расчеты целесообразно проводить в соответствии с блок–схемой (рис.16). Программа решения задача прогноза приведена в приложении 5.
Из предыдущей задачи имеем: X09399м; Y0773м; H01722м; 0275°; 06975°; Hпр2000; п60°; Yпр050м; Xпр1150м; [R]60м. Для дальнейшего бурения предполагается использовать компоновку Д2159— СГН—3ТСШ1–195—СБТ–127×9 для которой согласно [1 2] a1–0007; b1–000038; b20.
Определить попадает ли скважина в круг допуска.
Рисунок16 — Блок–схема расчета прогноза попадания скважин в круг допуска
Результаты расчета сводим в табл.31.
Xk10656м; Yk1058м; R1353м
Как видно из приведенных расчетов и построения по этим данным профиля и плана скважина (рис.15 линия 1) при использовании компоновки Д2159СГН—3ТСШ1–195 не попадет в круг допуска из-за увеличения азимута и уменьшения зенитного угла по сравнению с проектом. Необходимо по-видимому проведение исправительных работ.
Проектирование работ по исправлению параметров кривизны наклонно-направленной скважины
Если прогноз показывает что при использовании запроектированной серийной компоновки скважина не попадает в круг допуска необходимо применение специальных компоновок или корректировка параметров кривизны с помощью ориентируемых (отклоняющих) компоновок.
Исходными данными для решения задачи являются:
– проектные и фактические план и профиль скважины;
– параметры кривизны и координаты забоя: 0 0 X0 Y0
– характеристики имеющихся специальных неориентируемых
– характеристики имеющихся турбинных отклонителей или механизмов искривления электробуров.
Этапы решения задачи:
) определение величины корректировки азимута и зенитного угла;
) исследование возможности корректировки параметров кривизны путем использования неориентируемых компоновок;
) расчет корректировки параметров кривизны с помощью ориентируемых компоновок.
1 Определение величины корректировки азимута
Определение необходимой величины изменения азимута и нового значения зенитного угла 3 производится на основании построенных плана и профиля скважины.
Для этого на плане соединяют прямой линией текущий и проектный забой и определяют необходимое изменение азимута (рис.15).
Для нахождения требуемой величины зенитного угла на профиле откладывают проектную точку забоя (ее координаты Hпр и X0aк). Угол между вертикалью и линией соединяющей проектный и текущий забои на профиле дает необходимое значение зенитного угла 3.
Эти углы можно найти и аналитически:
Для рассмотренного в разделе 4 примера имеем (рис.15):
X09399м; Y0773м; H01722м; 0275°; 06975°;
Hпр2000м; Xпр1150м; Yпр0; пр60°;
2 Корректировка направления ствола скважины
неориентируемыми компоновками
На практике достаточно широко с помощью неориентируемых компоновок управляют изменением зенитного угла. Для увеличения зенитного угла как было сказано выше используют компоновки с наддолотным калибратором. Темп набора зенитного угла регулируется изменением диаметра калибратора и расстояния между ним и долотом.
Влияние диаметра наддолотного калибратора на темп увеличения зенитного угла (по объединению "Татнефть")
Д2159 ТКЗ ЦВ–10 КСИ
ТСШ1-195–ЛБТ12м–СБТ127
По данным [4] установка между долотом и калибратором удлинителя (переводника) длиной 05м снижает темп набора зенитного угла с 0075±002градм до 0050±0015градм.
Бурение компоновками содержащими тяжелый низ (забойный двигатель УБТ) при отсутствии центрирующих элементов над долотом или на шпинделе забойного двигателя как было показано выше приводит к уменьшению зенитного угла с интенсивностью от 001 до 003градм в зависимости от величины зенитного угла. Установка центратора в месте касания турбобура (УБТ) со стенкой скважины а также удлинителя (переводника УБТ БТ) между забойным двигателем и долотом способствует росту темпа падения зенитного угла.
Корректировка азимута прямыми неориентируемыми компоновками производится значительно труднее в связи с большим влиянием на этот процесс геологических факторов (анизотропия пород угол напластования и т.п.) а также слабой изученностью вопроса.
Согласно [3] установка между долотом и забойным двигателем двух центраторов СН–212 с левой спиралью позволяет уменьшать а с правой спиралью — увеличивать азимут с интенсивностью соответственно до 002градм и 003градм.
В ряде регионов для управления искривлением скважины начинают применять шарнирные компоновки содержащие в своем составе шарнирную муфту Ш–170 (рис.18). Закономерности изменения зенитного угла и азимута полученные при использовании этих компоновок в Западной Сибири даны в табл.33.
Изменение азимута и зенитного углов при использовании шарнирных компоновок
Диаметр калибратора d1 мм
Диаметр второго калибратора
Диаметр центратора dц мм
Принцип действия шарнирных компоновок при изменении зенитного угла показан на рис.17.
Из схемы видно что уменьшая длину направляющей штанги можно существенно повысить темп изменения зенитного угла. Механизм воздействия шарнирных компоновок на изменение азимута не вполне ясен.
На некоторых предприятиях испытывается способ управления изменением азимута и зенитного угла путем периодического подкручивания бурильной колонны ротором вправо или наоборот позволяя бурильной колонне периодически проворачиваться на определенный угол влево под действием реактивного момента. При этом утверждается что такой разворот бурильной колонны вправо приводит к увеличению а разворот влево — к уменьшению азимута ствола скважины (табл.34). По–видимому при таком развороте бурильной колонны меняется расположение волн сжатой части низа бурильной колонны относительно апсидальной плоскости что и приводит к изменению азимута и зенитного угла. Следует однако отметить что необходимый угол поворота бурильной колонны для заданного изменения азимута должен зависеть от профиля скважины трения колонны труб о стенки скважины и ряда других факторов. Если же этого не учитывать а руководствоваться жесткой тактикой управления приведенной в табл.34 очевидно будут иметь место нестабильные результаты изменения азимута и зенитного угла.
Рисунок18 — Шарнирные компоновки
– долото 2 – калибратор спиральный 3 – центратор 4 – направляющая штанга 5 – шарнирная муфта 6 – турбобур.
Регулирование зенитного угла и азимута поворотом бурильного инструмента
Угол проворота инструмента град
Изменение зенитного угла град100м
Изменение азимута град100м
Примечание к табл.34. Частота проворота инструмента — через каждые 3м проходки.
При решении поставленной задачи из имеющихся в наличии прямых компоновок выбирается та которая обеспечивает среднюю интенсивность изменения зенитного угла и азимута :
Выбрав соответствующую компоновку с помощью программы "Прогноз" проверяют обеспечивает ли эта компоновка попадание в круг допуска.
Пример. Определить не обеспечивает ли в предыдущем примере попадание в круг допуска применение компоновки включающей два центратора СН–212 с левой спиралью и обеспечивающей как было показано выше разворот азимута влево со средней интенсивностью и увеличение зенитного угла с интенсивностью .
Имеем H01722м; X0939м; Y076м; 0275°; 06975°;
Hпр2000м; Xпр1150м; Yпр00;
a2–002;b20a1005 b10.
Расчеты по формулам и дают следующие результаты:
Прогноз проводки скважины компоновкой Д2159–СН212– СН–212Л–3ТСШ–195
Как видно из приведенных данных при использовании и этой компоновки не обеспечивается попадание скважины в круг допуска. Собственно говоря это было очевидно и без расчета т.к. минимальная интенсивность изменения азимута должна быть:
Компоновка с двумя центраторами обеспечивает уменьшение азимута с интенсивностью 002градм.
3 Корректировка параметров кривизны
с помощью ориентируемых компоновок
Если применением различных неориентируемых компоновок невозможно добиться попадания скважины в круг допуска необходимо провести корректировку параметров кривизны ориентируемыми компоновками. Поскольку корректировку проводят как правило на глубинах свыше 1000м где твердость пород относительно высока и требуется достаточно высокая мощность на долоте для корректировки используется ТО–2 2-3–секционные турбобуры с ШО электробуры с механизмами искривления (МИ). Следует иметь в виду что корректировка параметров кривизны не может проводиться до и в интервалах возможной установки глубинного насосного оборудования (ЭЦН).
При проектировании исправительных работ ориентируемыми компоновками необходимо определить угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости y длину интервала исправительных работ l2.
При y0° и y180° происходит соответственно увеличение или уменьшение зенитного угла без изменения азимута. При y90° и y270° имеет место максимальное изменение (соответственно увеличение и уменьшение) азимута при минимальном изменении (увеличении) зенитного угла.
Существуют аналитический и графический методы определения y и l2.
При аналитическом методе используются формулы:
гдеq2 — пространственный угол изменения направления оси скважины за время работы отклонителя необходимый для изменения азимута на величину а зенитного угла от 1 до 2.
i — интенсивность искривления достигаемая данным отклонителем.
Графический метод несколько менее точен но более нагляден и прост. При этом на листе бумаги (рис.19) откладывают отрезок ОА пропорциональный численной величине 1. Под углом к отрезку OA откладывают в том же масштабе отрезок AC пропорциональный величине угла 3. Тогда отрезок CO даст нам в принятом масштабе величину угла 2 а угол DOC будет характеризовать угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости Y обеспечивающий заданное изменение азимута с одновременным изменением зенитного угла от 1 до 3.
Пример. Как было показано выше при H01722м X09399м Y0773м 0275° 06975° Hпр2000м Xпр1150м Yпр0м пр60° прямые компоновки не обеспечивают попадания скважины в круг допуска. Для корректировки параметров кривизны решаем использовать ШО–195 обеспечивающий радиус кривизны R570м откуда i01градм. Дальнейшее бурение до проекта предполагается вести компоновкой Д2159 СГН–3ТСШ–195–ЛБТ147×11–25м–СБТ127×9.
В разделе5.1 было показано что для попадания в круг допуска необходимо иметь
Однако следует учесть что данные значения и 3 получены при соединении текущего забоя с проектным прямой линией. При использовании же компоновки Д2159 СГН–3ТСШ1–195 как показано в разделе4 зенитный угол уменьшился на 65° а азимут увеличился на 8°. С учетом этого примем:
По формулам получаем
Рисунок19 — Графический метод проектирования работ по корректировке параметров кривизны
Определяем y l2 и 2 графическим способом. Из графика13 следует что y739° 2238° l22i23801238м.
Как видим совпадение результатов аналитического и графического решения задачи достаточно хорошее.
Найдем координаты забоя в конце интервала работы отклонителем. Весь интервал корректировки разобьем на 3 участка по 80м так чтобы в пределах каждого участка изменение угла не превышало 10°.
Из формул выразим 3 и :
Рассчитаем 3 и в конце каждого участка по формулам .
В конце первого участка:
В конце второго участка:
В конце работы отклонителя:
После этого по уравнениям рассчитываем координаты ствола в интервале работы отклонителя.
Координаты ствола скважины в интервале работы отклонителя
Рассчитаем по программе "Прогноз" попадает ли скважина в круг допуска при использовании вышеуказанной прямой компоновки Д2159СГН–3ТСШ1–195 после корректировки кривизны. Весь оставшийся интервал разобьем на 2 участка по 52м. Результаты расчета приведены в табл.37 и на рис.15 (линия 3).
Как видно из приведенных данных корректировка параметров кривизны проведена достаточно точно. Ствол скважины должен попасть в круг допуска на расстоянии 31м от его центра. Из построения следует что для попадания ближе к проектной точке необходимо было при корректировке и 3 взять несколько большими.
Ориентирование отклоняющих компоновок
Отклоняющие компоновки применяются при зарезке наклонного участка из вертикального ствола и при изменении параметров кривизны наклонного ствола. В вертикальном стволе отклоняющая компоновка ориентируется относительно сторон света а в наклонном — относительно апсидальной плоскости.
Известны три метода ориентирования отклоняющих компоновок:
– прямой с использованием меток на бурильных трубах;
– косвенный (забойный) с помощью спускаемых внутрь бурильной колонны приборов;
– телеметрический с передачей сигналов забойного прибора по кабелю или другому (гидравлическому) каналу связи. В промышленных масштабах применяется также телеметрическая система с использованием кабеля электробура.
В первых двух методах ориентирование отклонителя производится до начала бурения. Вследствие этого при ориентировании приходится учитывать угол на который закрутится бурильная колонна под действием реактивного момента забойного двигателя при бурении.
При использовании телеметрических систем ориентирование производится в процессе бурения и учитывать угол закручивания бурильной колонны под действием реактивного моменте нет необходимости.
1 Определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя
Угол закручивания одноразмерного стержня под действием приложенного момента как известно из курса "Сопротивление материалов" определяется по формуле:
гдеM — крутящий момент;
G — модуль упругости материала второго рода;
J — полярный момент инерции сечения стержня.
Для бурильной колонны которая закручивается под действием реактивного момента забойного двигателя эта формула принимает вид:
гдеM — переменный по длине колонны крутящий момент.
Однако применение этой зависимости для расчета угла закручивания бурильной колонны не представляется возможным так как как правило не известны ни реактивный момент забойного двигателя ни распределение момента по длине бурильной колонны.
Реактивный момент забойного двигателя равен моменту на долоте. Величина последнего зависит от свойств пород типоразмера долота параметров режима бурения и массы других факторов. Распределение момента по длине бурильной колонны зависит от профиля скважины свойств пород слагающих стенки скважины наличия и свойств фильтрационной корки режима бурения и т.п.
Поскольку многие параметры и сам вид этих зависимостей большей частью неизвестны угол закручивания (p) бурильной колонны определяется на практике по эмпирическим формулам.
В [4] предлагаются следующие зависимости:
Для компоновки Д2953–ТСШ–240–КП–УБТ178–12м–МП–ЛБТ147×11–36м–ТБПВ127×9
Для компоновки Д2159–TО–195–МП–ЛБТ147×11–36м–ТБПВ127×9–500м–ЛБТ147×11 приводится таблица данные которой аппроксимируются уравнением
В Суторминском УБР для компоновки Д 2159–TО–195–СБТ 127×9–ЛБТ 129×11 используют зависимость:
гдеLСБТ LАБТ — соответственно длина стальных и алюминиевых труб м.
2 Ориентирование при прямом методе
Из прямых методов в настоящее время используется метод меток наносимых на бурильные трубы. Вследствие значительной трудоемкости и возможных погрешностей он применяется для ориентирования отклоняющих компоновок на небольших глубинах как правило не более 500–600м.
Проектное положение отклонителя по после спуска должно быть:
гдепс — проектный азимут скважины.
При переносе меток на неподвижную часть ротора отклоняющая компоновка сразу устанавливается в направлении по это положение ее выдерживается в процессе спуска.
При переносе меток на бумажную ленту после окончания спуска бурильная колонна с приложенной лентой поворачивается так чтобы направление нулевой метки совпадало с по.
3 Ориентирование при косвенных методах
Оно включает в себя следующие операции:
– определение положения плоскости действия отклонителя относительно сторон света или апсидальной плоскости;
– определение угла поворота бурильной колонны;
– установку отклонителя в проектном направлении;
– контроль точности установки отклонителя.
В отличие от прямых методов забойное ориентирование позволяет убедиться в правильности установка отклонителя на забое скважины что существенно сокращает ошибки (промахи).
При ориентировании в вертикальном стволе над отклоняющей компоновкой устанавливается устройство ориентирования отклонителя (УОО–2 "Азимут") а в наклонном стволе — магнитный переводник. И УOO–2 и "Азимут" дают азимут отклонителя на забое от. Угол поворота бурильной колонны определяется по формуле
Если значение получается отрицательное или больше 360° то к нему соответственно прибавляется или из него вычитается 360°.
При использовании магнитного переводника угол поворота бурильной колонны
где — угол между апсидальной плоскостью и плоскостью действия отклонителя (показания инклинометре в МП);
y — необходимый угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости при бурении.
Угол установки отклонителя при бурении y отсчитывается от апсидальной плоскости вправо (по часовой стрелке) до плоскости действия отклонителя (реперной оси отклонителя). При 0y180° азимут скважины будет возрастать при 180°y360° азимут уменьшается.
После поворота бурильной колонны на угол новое показание инклинометра должно быть:
– в вертикальном стволе при использовании УОО–2 и "Азимут
– в наклонном стволе в магнитном переводнике
Пример. Проектный азимут скважины пс310°; набор кривизны осуществляется компоновкой Д2953–ТСШ–240–КП–УБТ178–12м–МП–ЛБТ147×11–36м–СБТ127×9 с глубины 400м.
Показания инклинометра в УОО–2 от40°.
Угол закручивания бурильной колонны по формуле равен р0045×40018°. Необходимый угол поворота бурильной колонны 310°18°–40°288°.
Показания инклинометра после поворота на 288°:
4 Ориентирование с помощью телеметрических систем
Телеметрическая система СТЭ применяется в электробурении (с некоторыми переделками может использоваться и при турбинном бурении) и включает в себя:
– блок глубинный телеметрической системы БГТС основным узлом которого является устройство глубинное измерительное УГИ;
– пульт наземный телеметрической системы ПНТС;
– устройство наземное измерительное УНИ;
– фильтр присоединительный.
Отклонитель в электробурении создается установкой между электродвигателем и шпинделем электробура или между редуктором–вставкой и шпинделем механизма искривления МИ представляющего собой (рис.20) кривой переводник со встроенными в него зубчатыми муфтами и коротким промежуточным валом работающими в масляной среде.
УГИ (рис.21) состоит из корпуса и блока датчиков включающего датчик положения отклонителя (ДПО) относительно апсидальной плоскости датчика азимута (ДА) и датчика угла наклона (ДН).
Метка "0" УГИ наносится на верхней образующей корпуса горизонтально расположенного УГИ при нулевом показании прибора "отклонитель". Перпендикуляр к оси УГИ проходящий через метку "0" называется реперной осью УГИ.
УГИ устанавливается над электро-(турбо-)буром. Угол между плоскостью действия отклонителя (механизма искривления — МИ) и реперной осью УГИ называется углом смещения который отсчитывается по часовой стрелке от метки МИ до метки "0" УГИ.
Рисунок20.— Схема механизма искривления электробура:
а — двигатель (редуктор–вставка)б — механизм искривленияв — шпиндель.
– вал двигателя;2 – муфты зубчатые;3 – уплотнение валов;4 – вал МИ;
– корпус МИ;6 – корпус шпинделя;
– вал шпинделя;y – угол перекоса резьб корпуса МИ.
4.1 Ориентирование отклонителя в вертикальном стволе
В вертикальном стволе вращающаяся рамка являющаяся ротором ДПО и статором ДА может занимать любое положение. Но сумма показаний приборов "Азимут" и "Отклонитель" как видно из рис.22 дает азимут реперной оси УГИ . Азимут отклонителя при этом будет равен
Необходимый угол поворота бурильной колонны
После поворота на угол сумма показаний приборов "Азимут" и "Отклонитель" должна быть равна проектному азимуту скважины плюс угол смещения:
Пример 1Проектный азимут скважины пс100° угол смещения — 170° показания "Азимут" 40° показания "Отклонитель" 30°. Определить угол поворота бурильной колонны.
Угол поворота бурильной колонны:
Поскольку вращение осуществляется только вправо
После поворота бурильной колонны на 200° сумма показаний приборов "Азимут" и "Отклонитель" должна составить:
Пример2. пс340°290°195°30°.
Решение: от290°195°30°455°95°
4.2 Ориентирование отклонителя в наклонном стволе
В наклонном стволе вращающаяся рамка УГИ устанавливается в апсидальной плоскости. При этом прибор "Отклонитель" покажет положение метки "0" УГИ относительно апсидальной плоскости. Положение реперной оси отклонителя относительно апсидальной плоскости (рис.22) будет определяться углом
угол поворота бурильной колонны
После поворота показания прибора "Отклонитель" должны быть равны y.
Рисунок21 — Схема блока датчиков
– ДПО;2 – вращающаяся рамка (ротор ДПО статор ДА);3 – корпус УГИ (статор ДОП);4 – грузы;5 – вертикаль;6 – метка "0" УГИ;7 – метка отклонителя;8 – срез апсидальной плоскости;9 – реперная ось отклонителя;10 – реперная ось УГИ.
Рисунок22 — Обозначение углов и направление их отсчета:
– статор ДПО (корпус УГИ);2 – ротор ДПО — статор ДА;
– ротор ДА;4 –магнитный меридиан;5 – след апсидальной плоскости;6 – метка отклонителя;7 – реперная ось отклонителя;8 – реперная ось УГИ;9 – метка "0" УГИ.
— зимут ствола скважины (показания ДА);
—угол между апсидальной плоскостью и реперной осью УГИ;
—азимут реперной оси УГИ;
Пример. Расчетный угол установки отклонителя y130° угол смещения 75°.
После спуска отклонителя в скважину показания прибора "Отклонитель" 190°.
Угол поворота бурильной колонны
Показания прибора "Отклонитель" после поворота бурильной колонны на 15°
Определение фактической интенсивности искривления скважины и угла закручивания бурильной колонны
при работе с отклоняющей компоновкой
Имеющиеся зависимости (24идр.) дают лишь ориентировочные значения радиуса (интенсивности) искривления и угла закручивания бурильной колонны поскольку значения большинства влияющих на них факторов (величины отклоняющей силы реактивного момента двигателя момента трения бурильной колонны о стенки скважины и т.д.) в конкретной скважине как правило неизвестны. В связи с этим необходимо уточнение этих величин в процессе бурения.
Определение интенсивности искривления.
При искривлении в вертикальной плоскости интенсивность определяется по формуле
где1 — зенитный угол в начале интервала;
— зенитный угол в конце интервала;
l — длина интервала.
При пространственном искривлении интенсивность находится из выражения
где — изменение азимута на участке;
— пространственный угол искривления скважины.
Можно использовать и более простую формулу
где — разность зенитных углов;
ср — средний зенитный угол.
Определение угла закручивания бурильной колонны.
При забуривании наклонного участка из вертикального ствола отклоняющая компоновка ориентируется относительно сторон света таким образом чтобы азимут плоскости её действия при бурении совпадал с проектным азимутом скважины на данном участке. С этой целью при ориентировании отклоняющая компоновка устанавливается в азимуте
гдепс — проектный азимут скважины на данном участке;
рр — расчетный угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента.
После бурения 40 50м когда диамагнитная труба вошла на 20 30м в искривленный участок производится спуск инклинометра в бурильную колонну и определяется фактический азимут пробуренного искривленного участка. Фактический угол закручивания бурильной колонны
При корректировке параметров кривизны наклонного ствола ориентирование отклонителя производится относительно апсидальной плоскости. После бурения 40–50м через бурильный инструмент производится измерение зенитного угла и азимута в диамагнитной трубе и определяется фактическое изменение азимута '. По полученным данным строится треугольник (см.рис.23) и находится фактический угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости уф. Разность yрyф будет поправкой выбранного угла закручивания. Уточненное значение угла закручивания:
Пример. Зенитный угол в начале интервала корректировки 110° азимут 1120° необходимый зенитный угол 3213° необходимый азимут — 160° расчетный угол закручивания бурильной колонны р90°. Расчетная ннтенсивность искривления iр018градм.
Графическим методом (треугольник OBA на рис.23) был определен расчетный угол установки отклонителя при бурении yр65° пространственный угол искривления 215° интервал бурения отклонителем l22ip100м.
При ориентировании отклонитель был установлен относительно апсидальной плоскости под углом 0отyрр65°90°155°. После бурения двухсекционным отклонителем 50м был произведен замер инклинометром через бурильную колонну. Показатели инклинометра в АБТ на расстоянии 30м после первоначального забоя составили: азимут 1398° зенитный угол '314° изменение азимута '1398°120°198°.
Строим треугольник OB'A. Из него следует что фактический угол установки отклонителя при бурении был равен yфCOB'57° отсюда фактический угол закручивания бурильной колонны:
Таким образом фактическая интенсивность искривления:
Рисунок23 — Определение фактической интенсивности искривления
Определение значений зенитного угла и азимута на забое скважины при контрольном замере в трубах АБТ
После бурения определенного интервала производится контрольный замер в АБТ расположенной над отклонителем. При этом определяются зенитный угол 3' и азимут АБТ в точке расположенной выше забоя на длину отклоняющей компоновки (15 25м). Значения зенитного угла и азимута на забое естественно будут отличаться от измеренных в АБТ. Определение зенитного угла и азимута на забое скважины удобно производить графическим способом (рис.23).
На вертикальной линии откладывают отрезок OA длиной пропорциональной величине начального зенитного угла 1. В точке А строят угол OAB' равный разности АБТ1 откладывается отрезок AB' равный в принятом масштабе 3'. Соединяют точки B' и O. Длина отрезка B'O характеризует пространственный угол искривления ствола скважины на участке от начального забоя до точки замера в АБТ — 2'. Находится фактическая интенсивность искривления:
гдеlАБТ — расстояние от начального забоя до точки замера в АБТ.
Рассчитывается пространственный угол искривления на всем участке бурения с отклонителем:
гдеl — длина интервала работы с отклонителем.
На графике откладывается отрезок ОВ" равный в принятом масштабе углу 2. Точку B" соединяем с А.
В полученном треугольнике длина отрезка B"A характеризует зенитный угол на забое а угол OAB" — общее изменение азимута.
Пример. Начальный зенитный угол 110° начальный азимут 1120°. После бурения 50м был произведен замер в АБТ (на 20м выше забоя) и получены следующие данные: 3'14°'1398°'198°.
Строим треугольник OAB'. Фактическая интенсивность искривления iф019°градм. На всем участке работы с отклонителем:
Строим треугольник OAB". Величина зенитного угла на забое (пропорциональная длине отрезка AB") равна 3167°. Общее изменение азимута OAB"26°. Азимут на забое 1658°.
Совместное решение задачи по корректировке параметров кривизны и прогноза попадания скважины в круг допуска
При решении указанных задач зачастую выясняется что скважина хотя и попадает в круг допуска но достаточно далеко от центра.
Рисунок24 — Решение задачи корректировки параметров кривизны и задачи прогноза попадания в круг допуска в два этапа:
— изменение азимута и новое значение зенитного угла на первом этапе расчета;
' 3' — то же на втором этапе расчета;
AC AC1 — план и профиль скважины (расчетные) на первом этапе (линия прицеливания AB);
AC' AC1' — план и профиль скважины (расчетные) на втором этапе (линия прицеливания AD);
–1–2–3 — план и профиль скважины на участке работы ТО;
–4–5–6 — план и профиль скважины на участке работы прямой компоновкой.
Это связано с двумя обстоятельствами. Угол изменения азимута и новое значение зенитного угла определяются по линии соединяющей проектную и текущую точки забоя (рис.24). Тем самым предполагается что во-первых разворот скважины осуществляется мгновенно в точке A. Во-вторых предполагается что при дальнейшем бурении прямой компоновкой параметры кривизны не изменяются. На самом деле изменение параметров кривизны отклоняющими компоновками производится на участке l2 проекции которого на плане и профиле имеют вид дуг. Кроме того большая часть компоновок применяемых при бурении нижнего интервала скважины уменьшает зенитный угол. При этом может изменяться и азимут.
Задача попадания ствола скважины как можно ближе к центру круга допуска может решаться в два этапа. На первом — по существующей методике определяются 3 и и рассчитывается участок корректировки параметров кривизны (линия 0–3 на рис.24). Затем рассчитывается участок бурения выбранной прямой компоновкой (линия 3–4–5–6) и определяется прогнозная точка забоя C. Из рис.24 следует что из-за падения зенитного угла и ухода вправо при бурении прямой компоновкой скважина должна удалиться достаточно далеко от проектной точки B. Соединим на плане точки B и C и на продолжении ее отложим отрезок DBBC.
На профиле отложим AdAD. Соединив A с D и A' с D' найдем новые значения ' и 3' которые обеспечат попадание скважины достаточно близко к центру круга допуска (линия AB).
Рисунок 25 — План куста №109 (Западная Сибирь)
Компоновки инструмента рекомендуемые для малоинтенсивного увеличения зенитного угла
Диаметр и секционность забойного двигателя ммшт.
Центратор на турбобуре
Ожидаемая интенсивность увеличения зенитного
Удлинитель из УБТ146 длиной 2–3 м
Удлинитель из ПК 127×9 Д 3
Компоновки инструмента рекомендуемые для стабилизации параметров кривизны
Примечание. В случаях применения забойных двигателей меньшей секционности в КНБК включить УБТ
Интенсивность искривления град10 м
Для стабилизации параметров кривизны
Для уменьшения зенитного угла
Продолжение таблицы 41
Для увеличения (малоинтенсивного) зенитного угла
Программа "Круг" прогноза попадания скважины в круг допуска
procedure Gr2Rad (var
dZe cZe dAz cAz k R :
Writeln ('Введите текущее положение забоя H(м) X(м)'
' Y(м) S(м) Ze(град) Az(град)');
Writeln ('Введите проектное положение забоя Hp Xp Yp'
Writeln ('Введите коэффициенты a1(градм) b1(1м)'
' a2(градм) b2(1м) >');
'; Ze='Ze:0:2'; Az='Az:0:2);
Wr Xp='Xp:0:2'; Yp='Yp:0:2
'; Azp='Azp:0:2'; Rp='Rp:0:2);
'; a2='a2:0:2'; b2='b2:0:2);
st := '--------------------------------------------'+
Writeln (lst' Hм xм Yм '
Gr2Rad (Ze); Gr2Rad (Az); Gr2Rad (Azp);
Gr2Rad (a1); Gr2Rad (a2);
dZe := dL * (a1+b1*Ze) (1-0.5*b1*dL);
while dze > 5rad then begin
X := X+ Y := Y+ H := H+ S := S+
Writeln (lst' 'H:8:2' 'X:8:2' 'Y:8:2
' 'S:8:2' 'Ze*rad:8:2' 'Az*rad:8:2' ');
X := X+k* Y := Y+k* H := H+k* S := S+k*
Ze := Ze+k* Az := Az+k*
Writeln (lst' 'H:8:2' 'X:8:2' 'Y:8:2' '
S:8:2' 'Ze*rad:8:2' 'Az*rad:8:2' ');
R := Sqrt (Sqr(Xp-X) + Sqr(Yp-Y));
then st := 'Вы НЕ попали в круг допуска'
Акбулатов Т.О. Левинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонных скважин. — Уфа: УГНТУ 1994.
Инструкция по бурению наклонно-направленных и горизонтальных скважин на севере Тюменской области: РД00158–758–217. — Тюмень 2001.
Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин в Башкирии: СТО03–144–85. — Уфа 1985.
Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири: РД 39–014870–6.027–86. — Тюмень: СибНИИНП 1986.
Инструкция по технологии бурения электробурами нефтяных и газовых скважин. — М.: ВНИИБТ 1974.
Калинин А.Г. Григорян Н.А. Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник. — М.: Недра 1990.
Технологические требования для проектирования оптимального профиля и определения количества насосных наклонно-направленных скважин на кусте нефтяного месторождения: РД39–0147276–246–88Р. — Уфа: БашНИПИнефть 1988.
Технологический регламент на проводку наклонных скважин по проектному профилю: РД39–0147276–512–78Р. — Уфа: БашНИПИнефть 1987.
Построение схемы (плана) куста3
1 Построение схемы расположения устьев скважин4
2 Определение очередности бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков6
Расчет и построение профиля наклонной скважины7
1 Выбор типа профиля8
2 Требования к кривизне наклонных скважин (ограничения на интенсивность искривления)9
3 Выбор компоновок для бурения наклонных скважин11
3.1 КНБК для бурения вертикальных участков11
3.2 КНБК для участков набора зенитного угла13
3.2.1 Ориентируемые компоновки13
3.2.2 Определение расчетной интенсивности искривления ствола скважины при использовании турбинных (электро-) отклонителей17
3.2.3 Неориентируемые компоновки для увеличения (добора) зенитного угла23
3.3 Компоновки для бурения участка стабилизации (прямолинейно-наклонного)24
3.4 Компоновки для уменьшения зенитного угла25
3.5 Компоновки позволяющие бурить различные участки наклонной скважины26
4 Расчет профилей наклонно-направленных скважин27
4.1 Расчет трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла27
4.2 Расчет трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла34
4.3 Расчет четырехинтервального профиля41
5 Расчет профиля скважины с горизонтальным окончанем47
5.1 Устье ГС находится в одной плоскости с горизонтальным окончанием47
5.2 Устье не лежит в плоскости горизонтального ствола53
Построение фактических плана и профиля скважины60
Прогноз попадания ствола наклонно-направленной скважины в круг допуска63
Проектирование работ по исправлению параметров кривизны наклонно-направленной скважины65
1 Определение величины корректировки азимута и зенитного угла66
2 Корректировка направления ствола скважины неориентируемыми компоновками66
3 Корректировка параметров кривизны с помощью ориентируемых компоновок71
Ориентирование отклоняющих компоновок75
1 Определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя75
2 Ориентирование при прямом методе76
3 Ориентирование при косвенных методах77
4 Ориентирование с помощью телеметрических систем78
4.1 Ориентирование отклонителя в вертикальном стволе79
4.2 Ориентирование отклонителя в наклонном стволе80
Определение фактической интенсивности искривления скважины и угла закручивания бурильной колонны при работе с отклоняющей компоновкой.83
Определение значений зенитного угла и азимута на забое скважины при контрольном замере в трубах АБТ над отклонителем85
Совместное решение задачи по корректировке параметров кривизны и прогноза попадания скважины в круг допуска86