vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

		Производительность насосов
	К общ =	N ходов поршня
		N оборотов дизеля
	Q = Q за хлд поршня N оборотов дизеля К общ (л/мин)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кодирование износа шарошечных долот (ВНИИБТ)

В – износ вооружения (хотя бы одного венца):

В1 – уменьшение высоты зубьев на 0,25;

В2 – то же, на 0,50; В3 – то же, на 0,75;

В4 – то же, на 1,00 (полностью).

С - наличие скола зубьев, выпадения или скола твёрдосплавных зубков; их число (в %) записывается в скобках.

П – износ опоры (хотя бы одной шарошки):

П1 – радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром менее 216 мм – 0 ÷ 2 мм, более 216 мм – 0 ÷ 4 мм; П2 – то же, для долот диаметром менее 216 мм - 2÷ 5 мм,

более 216 мм - 4÷ 8 мм;

П3 – то же, для долот диаметром менее 216 мм – более 5 мм, свыше 216 мм – более 8 мм; «заедание» шарошки при вращении;

П4 – разрушение тел качения или их выпадение; возникновение трещин и «лысок» на шарошках.

К – заклинивание шарошек, их число указывается в скобках.

А – аварийный износ:

А1 – поломка и оставление вершины шарошки; А2 – поломка и оставление шарошки; А3 – поломка и оставление лапы.

Число оставленных вершин, шарошек и лап указывается в скобках.

Д – уменьшение диаметра долота (мм).

Примеры

1.Вооружение сработано на 0,5 (по высоте зуба), около 40 % зубьев на первой шарошке имеют сколы; отклонение торца шарошки от оси цапфы долота 215,9 Т – В ≈ 4 мм, диаметр долота уменьшился на 4 мм: В2С (40) П2Д4.

2.Вооружение сработано на 0,10 (по высоте твёрдосплавного зубка), 30 % твёрдосплавных зубков на третьей шарошке выкрошено и она заклинена, первая шарошка оставлена в скважине, отклонение торца шарошки от оси цапфы долота

295,3 СЗ – ГВ – 3 мм: А2 (1).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА МОРЕ.

Содержание

1.Краткая история развития бурения.

2.Понятие о скважине.

1.КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ БУРЕНИЯ

В1803 году впервые в мире бакинец Гаджи Гасымбек Мансурбеков начал добывать нефть из двух скважин, расположенных на море, в бухте Биби-Эйбат в 18 и 30 м от берега.

Первая морская залежь была разрушена в 1825 г. в результате сильного шторма на

Каспийском море.

В 1846 году в Баку, на Биби-Эйбате

по предложению члена совета Закавказского областного управления Василия Семенова в целях нефтяной разведки была пробурена первая в мире нефтяная скважина глубиной 21 м, т.е. впервые в мире буровая работа дала положительный результат. Работа проводилась под руководством директора Бакинских нефтяных промыслов, майора Алексеева.

В 1847 году 8–14 июля наместник

Кавказа князь Михаил Воронцов в своих документах официально подтвердил факт бурения первой в мире нефтяной скважины на побережье Каспийского моря (Биби-Эйбат) и его положительного результата.

В1877 году по заказу Людвига Нобеля впервые в мире в городе Мотала (Швеция) был построен нефтеналивной пароход «Зороастр», изготовленный из стального корпуса. Для нагрева парохода использовались остатки нефти.

В1897 году Впервые в мире на Каспийском море появился двухлопастной танкер «Аслан Дадашов».

В1903-1904-е гг. строительство первых в мире крупных дизельных танкеров – теплоходов

«Вандал» и «Сармат» под руководством Эммануэля Нобеля. Впервые в мире глубина теплохода «Вандал» (1903) достигала 74,5 м; его грузоподъемность составляла 75 тонн, скорость превышала 7,4 морские мили (1 миля = 1,852 км в час); здесь были установлены нереверсивные трехцилиндровые дизели, постоянно приводимые в движение с помощью генератора электрического тока.

В1923 году Бакинский инженер Матвей Капелюшников изобрел первый в мире одноступенчатый редукторный турбобур (буровая машина).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В1924 году 1. В порту Ильич, из первой в мире скважины, установленной на деревянных сваях островного типа, была добыта морская нефть промышленного значения. 2. Матвей Капелюшников пробурил в Сураханах турбобуром (буровая машина) первую в мире нефтяную скважину глубиной приблизительно 600 м.

В1933-1934-е годы братья Хубенцовы первыми в мире предложили конструкцию

плавучего основания в форме затопленного деревянного понтона. С этого основания впервые была пробурена нефтяная разведочная скважина глубиной 365 м, а первая плавучая буровая установка была задействована в Каспийском море с сентября 1934 года.

В1936 году 1. Впервые в мире группой советских инженеров (Петр Шумилов, Эйуб Тагиев и др.) создается многоступенчатый безредукторный турбобур.

2.Впервые в мировой геологической практике инженер A.M.Победин составил

структурную карту толщи Каспийского моря в поселке Мардакян и Апшеронском проливе для проведения структурного бурения с целью разработки морских нефтяных месторождений.

В1940 году на месторождении Гала было пробурена скважина электробурными конструкциями Островского, Александрова и т.д.

В1941 году Впервые в мире на Баилово турбинным способом была пробурена наклонная скважина глубиной 2000 м.

В1948 году в Европе и СССР мастером Алиюллой в октябре в Сураханах была пробурена весьма глубокая скважина глубиной 3800 м (№ 1308) и забил нефтяной фонтан.

В1949 году впервые в истории мировой нефтяной индустрии 24 августа на Апшеронском шельфе началась разведка уникальных морских месторождений – Нефтяных камней и здесь были установлены стальные морские основания. Спустя месяц на данном месторождении была пробурена первая скважина, при достижении глубины 1000 метров забил нефтяной фонтан.

В1958 году на всемирной выставке,

проводимой в Брюсселе, с привезенным оборудованием была продемонстрирована двухлопастная буровая установка. Авторскому коллективу данной установки, руководимому профессором Эйубом Тагиевым, была присуждена Золотая медаль.

В1971 году со времени начала добычи нефти в Азербайджане 28 марта был добыт 1 миллиард тонн нефти.

В1976 году в декабре на нефтяных месторождениях СССР «Башнефть», «Удмуртнефть» и «Пермнефть») успешно прошла испытание высокопрочная, глубоко высасывающая буровая штанга из новых стальных марок, которая по своей прочности и надежности опережала национальные и мировые стандарты.

В1994 году 20 сентября Президент Азербайджана Гейдар Алиев подписал международный контракт по эксплуатации месторождений «Азери-Чираг-Гюнешли» -

«Контракт века», ратифицированный парламентом республики 2 декабря, этот контракт вступил в силу 12 декабря. Сумма контракта оценивалась в 13 миллиардов долларов США.

В2005 году в мае в Баку, на Сангачальском нефтяном терминале президенты Азербайджана, Турции, Грузии и Казахстана дали старт заполнению нефтяного трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан с мировым значением.

На данный момент морское бурение ведется почти в 70 странах и охватывает шельфы всех континентов. К 2000 г. открыто более 3000 морских нефтяных и газовых месторождений.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Морское бурение развито в Мексиканском заливе, у берегов Западной Африки, в Бразилии, в Норвегии.

Глубокое морское бурение осуществляется в основном на нефть и газ, реже на каменный уголь и каменную соль.

Активное морское бурение в Мексике осуществляется вдоль Тихоокеанского побережья в районе Бапа-дель - Бискаино, на западном берегу и в акватории Калифорнийского залива,

а также в Мексиканском заливе и на побережье штата Веракрус. Техника морского бурения за последнее десятилетие была значительно

усовершенствована. Бурение с поверхности воды в США возникло вначале на озерах и заливах штата Луизиана, где первые буровые установки были смонтированы на стоящих в воде или на болоте платформах, поддерживаемых деревянными сваями. В настоящее время бурение с водной поверхности производится в открытом море.

Районом интенсивного морского бурения, где применяются новейшие достижения в буровой технике и технологии проходки скважин, является побережье Мексиканского залива. Самая крупная в мире флотилия морских буровых работает в Мексиканском заливе, у берегов штата Луизиана, и этот район по размерам добычи нефти и газа на море занимает первое место в мире.

Развитие морского бурения скважин связано с поисками и освоением месторождений нефти и газа под дном морей и океанов. Большое внимание уделяется выбору и направлению конструктивных разработок в области установки противовыбросового оборудования.

2. ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной

называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Нефтяная платформа — сложный инженерный комплекс, предназначенный для бурения скважин и добычи углеводородного сырья, залегающего под дном моря, океана либо иного водного пространства.

Типы:

Стационарная нефтяная платформа;

Морская нефтяная платформа, свободно закреплённая ко дну;

Полупогружная нефтяная буровая платформа;

Мобильная морская платформа с выдвижными опорами;

Буровое судно;

Плавучее нефтехранилище, которое может или просто хранить нефть или хранить

иотгружать на берег (Плавучее нефтеналивное хранилище) или хранить, отгружать

идобывать (Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти);

Нефтяная платформа с растянутыми опорами (плавучее основание с натяжным вертикальным якорным креплением).

Буровая платформа – сложное техническое сооружение, предназначенное для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на

расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Проектирование профиля Пример №1

Имя цели	Смещение на	Смещение на	Глубина по
	север, м	восток, м	вертикали,
Т1	565.2	618.5	1550
Т3	915.2	1184.5	1567

Ввод объектов бурения

Для ствола скважины создаем объекты бурения (цели). Для каждой цели необходимо нажать кнопку «Добавить объект» и в поля ввести исходные данные (локальные координаты). Зенитный угол входа в объект для Т1 зададим 82 град., для Т3 90 град. В конце ввода параметров необходимо нажать кнопку «Расчет координат».

Для определения азимута горизонтального участка профиля (азимута входа в Т1и Т3) необходимо:

1.В правой нижней части интерфейса выбрать объект, от которого ведется отсчет. В нашем случае – Т1.

2.Отметить поле «Совместить азимуты».

3.Нажать кнопку «Расчет координат».

Врезультате расчета появляются значения в полях: «Азимут входа в объект», «Смещение от объекта», «Азимут смещения от объекта». В нашем случае соответственно 58.27 град., 665.47 м, 58.27 рад.

Азимут входа в объект 58.27 град. необходимо скопировать для объекта Т1 и нажать кнопку «Расчет координат».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Проектирование ствола скважины

Далее проводим построение профиля скважины. В основном окне задачи нажимаем кнопку «Проектирование». В новом окне начинаем проектирование. Создадим вертикальный участок длиной 130 метров. Для этого встаём на второй строку, в методах выбираем «Участок стабилизации», ставим галочку длина участка, вводим значение 130 метров и нажимаем кнопку «Расчёт».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Далее методом «Дуга-Прямая-Дуга» проектируем ствол на объект Т1. Встаём на третий участок и выбираем метод «Дуга-Прямая-Дуга». Выбираем в списке целей Т1, задаём пространственные интенсивности на участках искривления равными 1 и 2 град/10 м соответственно и нажимаем кнопку «Расчёт».

Далее создадим с помощью обратного проектирования участок стабилизации длиной 50 при входе на цель Т1. Для этого встаём на участок 3-5 и на методе «Дуга-Прямая-Дуга» нажимаем кнопку «Обратное проектирование». Задаём в параметрах обратного проектирования длину участка равную 50 метров и интенсивность по зениту равную 0

град/10 м (азимут будет равен азимуту входа на цель Т1) и нажимаем кнопку «Расчёт».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Далее необходимо создать участок стабилизации для установки НКО на глубине 1350 – 1450 метров, с зенитным углом не более 45 градусов. Для этого встаём на участок 3-5 и на методе «Дуга-Прямая-Дуга» нажимаем кнопку «Обратное проектирование». Задаём в параметрах обратного проектирования глубину по вертикали равную 1450 метров и интенсивность по зениту равную 2 град/10 м (азимут будет равен азимуту входа на цель Т1) и нажимаем кнопку «Расчёт».

Потом обратно встаём на участок 3-5 и на методе «Дуга-Прямая-Дуга» нажимаем кнопку «Обратное проектирование». Задаём в параметрах обратного проектирования глубину по вертикали равную 1350 метров и интенсивность по зениту равную 0 град/10 м (азимут будет равен азимуту входа на цель Т1) и нажимаем кнопку «Расчёт».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Далее выводим ствол на глубину 1567 метров с зенитным углом 90 градусов. Для этого встаём на 9 участок и выбираем метод «Плоская дуга на направление». Выбираем в параметрах глубину по вертикали и задаём значение равное 1567 метрам. Задаём значения зенитного и азимутального углов 90 и 58.27 градусов соответственно и нажимаем кнопку «Расчёт».

Далее выводим ствол на цель Т3. Для этого встаём на 10 участок и выбираем метод «Плоская дуга на точку». В параметрах выбираем координаты цели и из списка загружаем параметры цели Т3 и нажимаем кнопку «Расчёт».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Закрываем текущее окно. При закрытии подтверждаем сохранение введенных параметров. В результате получим следующий профиль

Вертикальная проекция (развёртка)

Глубина по вертикали, м

	0
	50
	100
	150
	200
	250
	300
	350
	400
	450
	500
	550
	600
	650
	700
	750
	800
	850
	900
	950
	1 000
	1 050
	1 100	Начало участка НКО
	1 150
	1 200
	1 250	Конец участка НКО
	1 300
	1 350
	1 400	Выход на цель Т1
	1 450
	1 500	Выход на цель Т3
	1 550

-600	-400	-200	0	200	400	600	800	1 000	1 200	1 400	1 600	1 800	2 000
						Отклонение от устья, м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Смещение на север, м

950

900

850

800

750

700

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Горизонтальная проекция

T3

Выход на цель Т3

Т1

Конец участка НКО

Начало участка НКО

Выход на цель Т1

-200	-100	0	100	200	300	400	500	600	700	800	900	1 000	1 100	1 200	1 300	1 400
							Смещение на восток, м

Профиль в 3D виде

0

100

200

300

400
м
500
,
повертикали800
600
700
Глубина
900
1 000
1 100
1 200
1 300	Начало участка НКО
1 400	Конец участка НКО
1 500	Выход наТ1цель Т1
-800	Выход наT3цель Т3
-600
-400		1 800
-200		1 700
		1 600
0		1 500
		1 400
200		1 300
		1 200
		1 100
400		1 000
		900
600		800
		700
Смещение на восток		600
800	500
	400	Смещение на север, м
1 000	300
	200

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Пример №2

Имя цели	Смещение на	Смещение на	Глубина по
	север, м	восток, м	вертикали,
Т1	-814,46	522,86	1722,29
Т3	-964,56	98,97	1735

Ввод объектов бурения

Для ствола скважины создаем объекты бурения (цели). Для каждой цели необходимо нажать кнопку «Добавить объект» и в поля ввести исходные данные (локальные координаты). Зенитный угол входа в объект для Т1 зададим 87.26 град., для Т3 90 град. В конце ввода параметров необходимо нажать кнопку «Расчет координат».

Для определения азимута горизонтального участка профиля (азимута входа в Т1и Т3) необходимо:

4.В правой нижней части интерфейса выбрать объект, от которого ведется отсчет. В нашем случае – Т1.

5.Отметить поле «Совместить азимуты».

6.Нажать кнопку «Расчет координат».

Врезультате расчета появляются значения в полях: «Азимут входа в объект», «Смещение от объекта», «Азимут смещения от объекта». В нашем случае соответственно 250.5 град., 449.68 м, 250.5 град.

Азимут входа в объект 250.5 град. необходимо скопировать для объекта Т1 и нажать кнопку «Расчет координат».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Проектирование ствола скважины

Далее проводим построение профиля скважины. В основном окне задачи нажимаем кнопку «Проектирование». В новом окне начинаем проектирование. В этом примере уже существует профиль до глубины (по стволу) 1510 м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Далее методом «Дуга-Прямая-Дуга» проектируем ствол на объект Т1. Встаём на 96 участок и выбираем метод «Дуга-Прямая-Дуга». Выбираем в списке целей Т1, задаём пространственные интенсивности на участках искривления равными 1.25 и 2.5 град/10 м соответственно и нажимаем кнопку «Расчёт».

Далее создадим с помощью обратного проектирования участок стабилизации длиной 20 при входе на цель Т1. Для этого встаём на участок 96-98 и на методе «Дуга-Прямая-Дуга» нажимаем кнопку «Обратное проектирование». Задаём в параметрах обратного проектирования длину участка равную 20 метров и интенсивность по зениту равную 0

град/10 м (азимут будет равен азимуту входа на цель Т1) и нажимаем кнопку «Расчёт».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Возможны варианты, когда при создании новых точек с помощью обратного проектирования метод «Дуга-Прямая-Дуга» уже не может быть построен с текущими параметрами, тогда программа предложит новые регулирующие параметры. В нашем случае вместо пространственной интенсивности на участках искривления равными 1.25 и 2.5 град/10 м программы предложила 1.329 и 2.656 соответственно. Однако при дальнейшем добавлении точек с помощью обратного проектирования можно проверить возможность построения метода «Дуга-Прямая-Дуга» со старыми параметрами.

Далее необходимо создать участок стабилизации для установки НКО с зенитным углом равным 60 градусов. Для этого встаём на участок 96-98 и на методе «Дуга-Прямая-Дуга» нажимаем кнопку «Обратное проектирование». Задаём в параметрах обратного проектирования зенитный угол равный 60 град. и интенсивность по зениту равную 3

град/10 м (азимут будет равен азимуту входа на цель Т1) и нажимаем кнопку «Расчёт».

Проверяем возможность построения метода «Дуга-Прямая-Дуга» со старыми параметрами (пространственная интенсивность на участках искривления равна 1.25 и 2.5 град/10 м).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Потом обратно встаём на участок 96-98 и на методе «Дуга-Прямая-Дуга» нажимаем кнопку «Обратное проектирование». Задаём в параметрах обратного проектирования длину участка стабилизации равную 100 метров и интенсивность по зениту равную 0

град/10 м (азимут будет равен азимуту входа на цель Т1) и нажимаем кнопку «Расчёт».

Далее выводим ствол на глубину 1735 метров с зенитным углом 90 градусов. Для этого встаём на 102 участок и выбираем метод «Плоская дуга на направление». Выбираем в параметрах глубину по вертикали и задаём значение равное 1735 метрам. Задаём значения зенитного и азимутального углов 90 и 250.5 градусов соответственно и нажимаем кнопку «Расчёт».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

При текущих параметрах дальнейший вывод ствола на цель Т3 не возможен (горизонтальная проекция дуги больше расстояния между Т1 и Т3). Тогда вместо метода «Плоская дуга на направление», необходимо использовать метод «J-профиль». Встаём на 102 участок и вместо метода «Плоская дуга на направление» выбираем метод «J- профиль». Выбираем в списке целей Т3 и фиксируем длины обоих участков стабилизации. Задаем интенсивность по зениту 2 град. и зенитный угол в конце профиля 90 град. В отклонение необходимо подставить отклонение от объекта Т1 равное 449.68 (рассчитано при вводе объектов) и нажимаем кнопку «Расчёт».

Закрываем текущее окно. При закрытии подтверждаем сохранение введенных параметров. В результате получим следующий профиль

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глубина по вертикали, м

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Вертикальная проекция (развёртка)

Начальнай точка проектирования

Кровля пласта Т1

Т3

-600	-400	-200	0	200	400	600	800	1 000	1 200	1 400	1 600	1 800	2 000	2 200	2 400
							Отклонение от устья, м

Горизонтальная проекция

Смещение на север, м

50
0
-50
-100
-150
-200
-250
-300
-350			Начальнай точка проектирования
-400
-450
-500
-550
-600
-650
-700
-750				Кровля пласта Т1
-800				T1
-850
-900			Т3
-950			T3
-1 000
-1 050
-400	-200	0	200	400	600	800	1 000	1 200
				Смещение на восток, м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Профиль в 3D виде

0
100
200
300
400
500
м
600
,
вертикали	700
	800
по	900		Начальнай точка проектирования
Глубина
1 000
	1 100
	1 200			1 000
				900
				800
	1 300			700
				600
				500
				400
	1 400	T3Т3	КровляT1пласта Т1	300
				200
	1 500			100
				0
				-100
	1 600			-200
				-300
				-400
	1 700			-500 Смещение на север, м
				-600
				-700
				-800
				-900
		-1 000		-1 000
		-500		-1 100
				-1 200
		0		-1 300
				-1 400
		500		-1 500
				-1 600
		Смещение на восток

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

РАСЧЕТЫ

ПРИ БУРЕНИИ

НАКЛОННЫХ

И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ

СКВАЖИН

Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию

в качестве учебного пособия для подготовки дипломированных специалистов

по специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления 130500 Нефтегазовое дело*

Санкт-Петербург • Недра • 2012

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Авторы:

Т.О. АКБУЛАТОВ, Л. М. ЛЕВИНСОН, Р. Г. САЛИХОВ,

Ф.Н. ЯНГИРОВ

Рецензенты:

канд. техн. наук, с. н. с. В. X. Самигуллин; главный технолог Уфимского управления буровых работ

Р. С. Зинатуллин

Расчеты при бурении наклонных и горизонтальных Р17 скважин: Учеб.пособие / Т. О. Акбулатов, Л. М. Левинсон, Р. Г. Салихов, Ф. Н. Янгиров - СПб.: ООО «Недра», 2012119 с.

Изложены методики и примеры решения задач, возникающих при проектировании и проводке наклонных и горизонтальных скважин.

Для студентов, обучающихся по специальности "Бурение нефтяных и газовых скважин", ,бакалавров и магистров, слушателей курсов и факультетов повышения квалификации, а также для ИТР буровых предприятий.

© Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2012

© Оформление. ООО «Недра»,2012

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ВВЕДЕНИЕ

Внастоящее время нефтяные и газовые скважины преимущественно являются наклонно направленными. В последние 1520 лет постоянно растет количество скважин с горизонтальным окончанием (ГС). Во многих регионах России используют кустовое строительство скважин, когда устья их располагают на кустовой площадке (или буровой платформе) достаточно небольших размеров.

Вэтих условиях неизбежно встают вопросы обеспечения попадания забоя каждой скважины в заданную "точку" (область) продуктивного пласта с целью недопущения пересечения стволов соседних скважин куста.

Кроме того, профили наклонных скважин должны быть экономичными, как с точки зрения бурения, так и с точки зрения эксплуатации скважин (не иметь резких перегибов ствола, иметь участок стабилизации зенитного угла и азимута для установки глубинных насосов и т. п.).

Все это обусловливает необходимость решения специфических задач: по проектированию схем разбуривания кустов скважин, профилей наклонных и горизонтальных скважин, по прогнозу попадания ствола скважины в круг допуска, по корректировке (исправлению параметров кривизны) при существенном отклонении фактического профиля (плана) скважины от проектного, по выбору оптимальных компоновок и т. д.

Все эти задачи и рассмотрены в настоящем пособии. Приведены алгоритмы их решения и, в ряде случаев, примеры. В таблицах приложения даны компоновки, используемые в разных регионах РФ, и закономерности изменения параметров кривизны скважин при их использовании.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Г л а в а 1

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:

1)построение схемы расположения устьев скважин на кустовой площадке;

2)определение очередности бурения скважин;

3)определение длин вертикальных участков, проектных азимутов и смещений забоев скважин;

4)построение схемы куста.

Исходные данные для решения задачи:

1)схема размещения забоев скважин разбуриваемого участка (сетка скважин) и кустовой площадки;

2)требования, обусловленные техникой безопасности, условиями монтажа буровых установок, эксплуатации и ремонта скважин на расположение устьев скважин;

3)конструкция скважин;

4)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;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-пробуренные скважины должны как мо жно быстрее передаваться в эксплуатацию;

-стоимость строительства скважин в куст е должна быть минимальной.

1.1.ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ УСТЬЕВ СКВАЖИН

Минимальные расстояния между устьями скважин в кусте определяются условиями монтажа буровых установок (БУ), требованиями по эксплуатации и ремонту сква жин, а также требованиями по недопущению пересече ний стволов скважин.

При использовании БУ, передвигаемых на тяжеловозах, минимальное расстояние между устьями сосе дних скважин равно 4-5 м (рис. 1).

Для БУ, предназначенных для кустового бурения типа ЭУК, передвижение которых в пределах куста производится по специальным направляющим,

Рис. 1. Схема расположения бурового станка после перемемещениянановую точку в кусте:

1-устье пробуренной; 2- вышечный блок БУ; 3- ротор; 4- проектное расположения устья следующей скважины; 5- тяжеловоз ТК 40 ( ТК 60)

это требование отпадает.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 бы ть меньше 5-6 м.

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 5 м, возможна встреча стволов (рис. 2) на глубине 125 м. Учитывая возможные ошибки в измерении зенитных и азимутальных углов, считают, что фактически ствол скважин ы может быть на расстоянии г = 0,0151 от расчетного положения. С учетом этого минимальное расстояние между устья ми соседних скважин находят из выражения:

(1)

где — длина вертикального участка, м;

— максимальный зенитный угол, получаемый на данной площади при бурении вертикального участка, рад.

Рис. 2. Определение минимального расстояния между скважинами в кусте

Если число разбуриваемых скважин в кусте больше 8-10, то целесообразно их разделить на группы по четыре-шесть скважин, с расстоянием между крайними скважинами в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

группах 1520 м, 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 50 м прекращают. Исходя из этих требований, разработаны типовые схемы расположения устьев скважин на кустовой площадке [7].

1.2. 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 На иIIб, причем желательно чередовать скважины в этих секторах. В последнюю очередь бурят скважины, проектные направления которых находятся в секторе III.

Из скважин сектора I 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 глубину зарезки увеличивают в соответствии со следующим правилом: расстояние по вертикали между точками зарезки наклонных участков двух

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважин одного сектора должно быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания менее 10°; не менее

Рис. 3. Схемы симметричного (а) и асимметричного (б) расположения кустовой площадки

20 м — если разница азимутов составляет 10-20°; не менее 10 м - если азимуты отличаются более чем на 20°.

При бурении скважин секторов Па иIIб гл убина зарезки должна 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 вертикальным участком, в последнюю очередь — скважины с максимальным отходом, глубину зарезки для каждой последующей скважины выбирают меньше, чем для предыдущей.

Если кустовая площадка расположена на краю разбуриваемого участка, на плане куста выделяют три сектора (рис. 3, б). При разбуривании прибреж ных морских

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

месторождений возможны случаи, когда кустовая площадка расположена за пределами разбуриваемого уч астка (рис. 4). При этом направление движения станка выбирают таким, чтобы углы между ним и стволами большинства скважин были как можно ближе к 90°.

Задачу завершают построением схемы куста и таблицы, в которой приводят проектные азимуты всех скважин, длины верти-

Рис. 4. Схема расположения кустовой площадки вне разбуриваемого участка

кальных участков, смещения и другие данные. Схемы кустов некоторых месторождений Башкортостана и Западной Сибири приведены в приложении 1.

На многих предприятиях имеются про граммы для построения схемы кустов на ЭВМ, составленн ые с учетом вышеуказанных требований и ограничений и учитывающие местные условия.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Г л а в а 2

РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЯ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ

Задача состоит из следующих этапов: 1)выбор типа профиля;

2)выбор компоновок для бурения отдельных интервалов скважины; 3)собственно расчет профиля скважины.

Исходными данными для расчета являются:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

— глубина скважины и глубина кровли пласта по вертикали — HС ,HКР

—отход (смещение точки входа в пласт по горизонтали) —

А;

—интервал установки ЭЦН (для нефтяных скважин) по вертикали;

—длина вертикального участка — hi.

—конструкция скважины;

—проходка на долото в интервале набора зенитного

углаhД'

—способ бурения;

—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.

2.1. ВЫБОР ТИПА ПРОФИЛЯ

Наклонная скважина должна иметь по возможности 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 четырехин-тервальный 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.

. Большую часть нефтяных скважин бурят 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 формируют участок с достаточно высокой интенсивностью искривления, на котором набирается зенитный угол ≥ 5°. Затем при помощи прямой неориентируемой компоновки набирают необходимый зенитный угол.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 5. Наиболее часто применяемые профил и скважин

Если отход невелик и зенитный угол в конце участка набора зенитного угла не превышает 15-20°, возможно применение трехинтервального профиля без участка стабилизации.

Скважины с горизонтальным окончанием (ГС) чаще всего проводят по пятиинтервальному профилю,

включающему:

1) вертикальный участок; 2) первый уча сток набора зенитного угла; 3) участок с табилизации (наклонно-прямолинейный); 4) второй участок набора зенитного угла; 5) горизонтальный участок. Пер ечисленные типы профилей показаны на рис. 5.

та на отрезке ∆ (рад);

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.2. ТРЕБОВАНИЯ К КРИВИЗНЕ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН (ОГРАНИЧЕНИЯ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ИСКРИВЛЕНИЯ)

При определении кривизны наклонных скважин необходимо учитывать 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 это изложено в [6]. В Башкортостане интенсивность искривления не должна превышать 1,5°/10 м на участке набора зенитного угла и3°/100 м в интервале установки ЭЦН [8].

В Западной Сибири эти нормы практически такие же — 1,5°/ 10 м в интервале набора зенитного угла, 3° по зенитному и 4° по азимутальному углам на 100 м в интервале стабилизации, 5° на 100 м 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

									(2)
			∆				∆
				∆		∆
где	∆			,	∆		— соответственно, изменение зенитного угла и

азиму-

—средний зенитный угол на участкеL.

Из (2) 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

( ∆∆ 0 радиус кривизны определяется поформуле

∆ ∆ (3)

Для того чтобы найти связь интенсивности изменения зенитного угла на определенном участке и соответствующего радиуса кривизны этого участка, необходимо воспользоваться определением интенсивности.

Под интенсивностьюiизменения зенитного угла скважины понимают изменение зенитного угла при проходке участка

скважины длиной 1 м. Эта зависимость выражается формулой
∆∆	(4)

откуда следует, что зависимость интенсивности изменения зенитного угла от радиуса имеет вид:

∆∆	∆		(5)
	∆

На практике обычно используют значения углов, выраженные в градусах. Связь между∆ изменением∆зенитного угла, выраженного в радианах ( ) и в градусах ( ):

∆ ∆ ∆."(6)

Интенсивность изменения зенитного угла в связи с ее небольшой величиной принято выражать в градусах на 10 м (i10) или в градусах на 100 м (i100). При расчетах радиуса искривления необходимо не забывать об этом, а также учитывать (5):

рад⁄м трад,"⁄м *+" *++"

(7)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ограничения на интенсивность искривления скважин на различных участках можно выразить через радиусы кривизны этих участков:

1)на участке набора зенитного угла

, - " 382 м

. ;

2) на участке уменьшения зенитного угла

, - 57305 1146 м

3)в интервале установки насосного оборудования

(ЭЦН)	5730
	, - 3	1910 м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.3. ВЫБОР КОМПОНОВОК ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

- 2.3.1. КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ (КНБК) ДЛЯ БУРЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ

При бурении вертикальных участков необходимо обеспечить достаточную вертикальность ствола скважины, исключающую возможность встречи стволов соседних скважин. Это достигается применением отвесных или жестких компоновок, включающих наддолотные элементы соответствующих размеров (табл. 1).

Кроме того, жесткость элементов КНБК должна быть не менее жесткости опускаемых обсадных труб (табл. 2 и 3).

Подробнее о КНБК для бурения вертикальных участков см. в [1, 2].

Состав некоторых КНБК, применяемых в Западной Сибири и рекомендуемых в [2], приведен в табл. 4.

Следует отметить, что при небольшой длине вертикального участка (50,100,150 м) можно использовать более простые КНБК без опорно-центрирующих элементов или с меньшим их количеством.

Таблица 1

КНБК, применяемые в Западной Сибири

	Диаметр долота, мм		490	393,7	295,3	269,9
	Диаметр обсадных труб, мм		426	323,9	244,5	219
	Наддолотн	Минимальный	387	281	220	200
	ый	диаметр, мм
	элемент	Минимальная	3,7	2,5	1,0	1,0
		длина, м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

													Таблица 2
			Данные о жесткости обсадных труб
Диаметр
обсадных	426		323,9		44,5		219,1		66,3		39,7		27
труб,мм
Толщина	1	112	99	112	77	114	77	114	77	113	66	112	66	99
стенки,мм	10
Жесткость	660,	772,	223,	330,	77	113,	77,	113,	22,	44,0	11,	22,	00,9	11,2
,М Н · м 2	7	6	4	4	,8	4	8	4	4		2	1

Таблица 3

2.3.2. КНБК ДЛЯ УЧАСТКОВ НАБОРА ЗЕНИТНОГО УГЛА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Набор зенитного угла может быть осуществлен как ориентируемыми (искривленными), так и неориентируемыми(прямыми) компоновками.

2.3.2.1. 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. При применении этих компоновок требуется их ориентировка относительно сторон света или апсидальной плоскости.

Можно также использовать компоновки, в которых на нижнем конце забойного двигателя устанавливают накладку, обеспечивающую 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 устанавливают над забойным двигателем;

—компоновки, в которых узел искривления устанавливают 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 — 2-3,5°. В то же время в них используются обычные серийные турбобуры.

Практика бурения показала, что при использовании отклони-телей первой группы (односекционные турбобуры с кривым переводником) большие масса и длина нижнего плеча приводят к тому, что при наборе зенитного угла отклонитель под действием силы тяжести как бы выпрямляется. В результате, по мере увели-

чения 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]

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
		789 : ; <=>, (8)	α —
где	10	— интенсивность увеличения зенитного угла, град/10 м;

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 %.

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 со шпинделем-отклонителем (ШО), электробуры с ме-

КП

	Диамет		Угол			Предельн
			перекоса
	р	Тип				ый
			кривого	k	Ь
	долота,	турбобура				зенитный
			переводни
	мм		ка, град			угол, град
			3,75	1,6	0,0005	56
		1ТСШ-24	3,0	1,35	0,0005	52
			2,5	1,2	0,0005	49
	295,3	0
			2,0	1,0	0,0005	45
			3,0	1,56	0,0005	56
		Т12МЗБ-2	2,5	1,38	0,0005	52
	295,3		2,0	1,2	0,0005	49
		40
	П

СРЕДНЯЯ ИНТЕНСИВНОСТЬ УВЕЛИЧЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛАI10

vk.com/club152685050(ГРАД/10 М) И|СРЕДНИЙvk.com/id446425943РАДИУС ИСКРИВЛЕНИЯR(М) В

ЗАВИСИМОСТИ ОТ УГЛА ПЕРЕКОСА КРИВОГО ПЕРЕВОДНИКА

							Интервал изменения
			зенитного угла, град
омпоновка	гол	−10			−20			−30			−40
	перекоса
		10			10
	переводн			R,м			R			R		R , м
	ика, град					,м		10	,м		10
295,3;	,75	,57		60	,50	80		,40	10		,27	50
ТСШ-240;	,00	,33		30	,27	50		,18	90		,05	50

ханизмом искривления (МИ) — должны иметь специальную муф-. соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать крутящий момент и осе-уеилие, обусловленное перепадом давления в двигателе, от вала двигателя к валу шпинделя. В отклонителях ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия, что обеспечивает лыдий межремонтный период работы данных отклонителей. Отклонители данной группы имеют сравнительно небольшую длину нижнего плеча (1,5-2,5 м) и меньший угол в узле искривления (1-2°, чаще 1,5°), что обеспечивает, при прочих равных условиях, больший темп искривления и лучшую проходимость по прямолинейному стволу. Кроме того, при использовании двух-гурбинных секций данные отклонители позволяют создавать на долоте больший крутящий момент и, тем самым, большие нагрузки на долото.

Отклонители второй группы, имеющие значительно меньшую длину нижней секции, меньше деформируются и обеспечивают более равномерное искривление ствола скважины.

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 двухсекционныхотклонителях второй группы. Это позволяет более точно прогнозировать

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943							Таблица 7
		Количе-	Наружны			Угол
	Тип	ство		Длина	Длина		Масса
			й			перекоса
	отклонител	турбин-		отклони-	нижнего		нижнего
			диаметр,			резьб,
	я	ных	мм	теля, м	плеча, м		плеча, кг
		секций				град
	ТО-172	1	172	ИЛ	2,03	1-2	350
	2ТО-172	2	172	18,1	2,03	1-2	350
	ТО2-195	1	195	10,5	2,05	1-2	410
	2ТО2-195	2	195	17,5	2,05	1-2	410
	ТО2-240	1	240	10,6	2,4	1-2	440
	2ТО2-240	2	240	18,3	2,4	1-2	440
	1ТСШ-195;	1	195	13,0	2,5	1-2	430
	ШО-195
	2ТСШ-195;	2	195	21,0	2,5	1-2	430
	ШО-195
	1ТСШ-240;	1	240	13,1	2,34	1-2	440
	ШО-240
	2ТСШ-240;	2	240	20,8	2,34	1-2	440
	ШО-240
	Т12МЗБ-24	1	240	8,0	8,8	2-3,75	2060
	КП
	1ТСШ-240;	1	240	10,6	10,6	2-3	2550
	КП
	Т12МЗБ-19	1	195	9,5	9,5	2-3	1550
	КП
	Т12МЗБ-17	1	172	8,8	8,8	2-3	1150

параметры кривизны на забое и, тем самым, более точно управлять искривлением скважины.

Геометрические размеры отклонителей приведены в табл. 7-9.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943											Таблица 8
		Параметры отклонителей на основе объемных двигателей с
				регулируемым перекосом резьб
			Наруж-	Заход-			Углы		Расход
	Тип			ностьр	Длина	Длина	искрив-			Момент		Частота
			ный	або-чи	откло-н		ления		промы-			враще-
	откло-ни		диа-			нижнего			вочной	на валу,
				х	ителя,		между					ния,
	теля		метр,			плеча, м			жидко-	кН • м
			мм	органо	м		секциям		сти, л/с			об/с
				в			и, град.
	ДР-240	240		7/8	8,5	4,1	0 - 3		30-50	10-14		1,2-2,2
	Д1-240	240		7/8	7,4	3,5	0	- 1	30-50	10-14		1,2-2,2
	ЛР-195	195		9/10	8,25	3,0	0 - 3		25-35	10-12		1,4-2,0
	ДГ-195	195		9/10	7,2	3,4	0 - 2		25-35	8-10		1,5-1,9
	ДР-176М	176		9/10	5,6	1,86	0 - 2,5		25-35	10-12		1,8-2,5
	ДГ1-172	172		6/7	4,7	2,0	0	- 3	25-35	4-5		2,5-4,0
	ДГЗ-127	127/136		7/8	5,9	1,9	0	- 3	10-20	4-5,5		0,9-1,8
	ДО-127	127		9/10	6,1	2,7	0	- 3	12-20	3-4,5		1,8-3,0

						Таблица 9
Геометрические размеры электробуров с МИ
Параметр			Шифр электробура
	Э 250-8	Э 240-8	Э 215-8	Э 185-8	Э 170-8М	Э 164-8М
Наружный
диаметр, мм	250	240	215	185	170	164
Общая длина, мм	13667	14050	14573	13047	12808	12975
Длина нижнего
плеча, мм	2902	2883	2818	2572	2765	2765
Уголискривления в
МИ, град	1-2	1-2	1-2	1-2	1,0-1,5	1,0-1,5

Примечание. Все длины в табл. 7-9 даны без учета размеров долот опорно-центрирующих элементов (калибраторов, центраторов, певодников), устанавливаемых между долотом и отклонителем,

2.3.2.2. 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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

искривления между	секциями, расчетный радиус
искривления находят	по формулам

где			длина нижнего плеча от торца долота до места
		— искривления отклонителя;
	— длина верхнего плеча отклонителя (рис. 6);
?	—>угол перекоса осей отклонителя;
	@	— угол наклона оси нижней секции к хорде на длине
			(угол ABD на рис. 6, а);
	@>	— угол		наклона оси верхней секции к хорде на длине	>
			(угол ВСЕ на рис. 6, б);
	DB		— диаметр скважины;
			— диаметр отклонителя;
	DC— диаметр верхнего плеча отклонителя в месте касания со
	DD		стенкой скважины.
	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

l2<l2Kp=2 E2DC G D ,

для схемыа (рис. 7);

l2<l2Kp=√2 (EDC G DO+EDC G DO);

для схемы б (рис. 7).

Значения l2Kp для наиболее распространенных размеров долот и отклонителей приведены в табл. 10.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7. Различные схемы предельной вписываемости откл оняющих компоновок в искривленном стволе скважины без дефор маций

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10

Значения критической длины верхнего плеча l2кр,

					Dy,									R, м
							200				300			400				500				600
	c,		o,
					мм		а		б		a	б		а		б		а		б		а		б
	295,		240		229		9,4		9,9		11,5 12,1			13,3		13,9		14,9		15,6		16,3		17,1
	269,		240		203		6,9		8,6		8,5 10,6			9,8		12,2		10,9		13,6		12,0		14,9
	215,		195		178		5,8		6,8		7,1 8,3			8,2		9,6		9,1		10,7		10,0		11,8
	190		172		159		5,4		6,2			6,6 7,6		7,6		8,8		8,5		9,8		9,3		10,7
							Если длина верхней секции l2>lкр, отклонитель
	вписывается в искривленный ствол скважины с деформацией (рис. 8). В
	этом случае в формулы (9) и (11) следует подставлять вместо l2 ее кри-
														тическую длину, определяя ее
														методом итераций.
																Очевидно, что на интен-
														сивность 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 ис-
														кривлений при использовании
														различных компоновок на
														газовых месторождениях севера
														Тюменской области.
																Для обеспечения большей
	Рис. 8. Схема расположения то в													интенсивности ствола скважины
	искривленном стволе скважины с													можно использовать
	деформацией верхнего плеча:1 —													отклонители с двумя узлами

	долото; 2 — нижнее плечо отклонителя; 2'—	искривления, уста-
	верхнее плечо; 3— БТТаблица 6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 11

Расчетные значения радиуса кривизны ствола скважиныRи интенсивности искривления при бурении двигателем ДР-176М с долотом диаметром 190,5 мм

Уголискривления		Радиус кривизны скважины	Интенсивность
междусекциями, град		R, м	искривления , град/10 м
0°39'		674	0,85
0° 57'		290	1,98
1° 15'		185	3,10
1°31'		139	4,12
1°46'		113	5,05
1° 59'		98	5,84
2° 10'		87	6,55
2° 19'		81	7,12
2° 25'		76	7,49
2° 30'		74	7,79

Таблица 12

Расчетные и фактические параметры искривления скважин отклонителями на месторождениях севера Западной Сибири

			Интенсивность
	Компоновка отклонителя		искривления, град/10 м			Интервал
			расчетная	фактическая		бурения, м
Долото 295,3;			1,64	1,40	180 -1000
Т0240 (α=1,5°; LC1- 2,65 м;LC2= 8,35 м); У005-195				1,00	1900-2650
	(0,5 м); АБТ147 (LC3=12,5 м)
Долото 295,3;			1,10	0,78	2235 — 2398
2ТО-240 (α=1,5°; 1С1 = 2,65 м;LC2= 13,7 м);
У005-195 (0,5 м); АБТ147 (LC3= 12,5 м)
Долото295Д Т0-240М (α= 1,5°; LC1= 2,65 м;			1,58	1,53	2100-3700
LC2 =6,85 м + 3,5 м (Д 195) = 10,35 м);
ЗТС-195 (LC3= 9,2 м)
Долото 215,9; К 215 214;			2,39	2,40	580-920
ТО-195 (α=1,5°;LC1- 2,55 м; LC2= 8,00 м);
У005; АБТ 147 (LC3 =12,5 м)
Долото 215,9; К 215;			2,39	1,73	1610 -1740
ТО-195 (α=1,5°; LC1= 2,55 м;LC2=8,00 м); OK;
ЗТС-172(LC3= 7,3 м)
Долото 215,9; К 214; ТО-195 (α=1,5°;			2,36	1,36	1750 -1840

LC1 = 3,28 м; LC2 = 7,87 м); ОК; ЗТС-172 (LC3 = 7,59 м)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Окончание табл. 12

Компоновка отклонителя	Интенсивность		Интервал
	искривления, град/10 м		бурения, м
	расчетная	Факти-ч
		еская
Долото 215,9; К 215; ШО-195,	1,27	1,66	1400-1650
2ТРГ195 (α=13°; LC1= 2,8 м; LC2=17,3 м);
ЗТС-172 (LC3=7,3 м)
Долото 215,9; К 213;	2,57	1,79	2922-3007
ТО-195М (α=1,5°; LC1=2,55 м;LC2- 6,16 м);
КП 1°); Д-195 (2,9 м);
ОК; ЗТС-172 ( LC3=10,4 м)
Долото 215,9;	3,25	2,02	3037-3080
Д-195 (α=1,5°; LC1=3,15 м;LC2=4,9 м);
ОК; ЗТС-172 ( LC23=7,5 м)
Долото 215,9; К 213;	2,85	1,54	3050-3115
Д-195 (α=1,25°; LC1=3,15 м;LC2=4,9 м);
ОК; ЗТС-172( LC3=7,5 м)
Долото 215,9; К 215;	3,06	1,81	3030-3154
Д-172 (α=1,75°; LC1=3,3 м; LC2=5,4 м);
ОК; ЗТС-172 ( LC3=7,3 м)
Долото 215,9;	4,67	2,45	2870-2990
2Д-172 (α=2,25°; LC1=2,85 м; LC2=5,8 м);
ОК (0,4 м); ЗТС-172 ( LC3= 7,3 м)
Долото 215,9;	5,25	3,18	2910-3120

2Д-172 (α= 2,5°;LC1=2,6 м; LC2=5,8 м); OK; ЗТС-172 (LC3= 7,3 м)

навливаемыми над двигателем и между двигателем и шпинделем. Плоскости искривления обоих узлов, естественно, должны совпадать.

В последние годы в связи с развитием горизонтального бурения стали применять 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 ДР-176М, а в табл. 13 — расчетные значения интенсивности искривления при бурении электробурами с механизмом искривления (МИ).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943				Таблица 13
	Интенсивность искривления ствола скважины
	при использовании электробуров с механизмами искривления
	Компоновка отклонителя	Интенсивность искривления, град/10
		МИ-1°	МИ-1,5°	МИ-2°
	Д 393,7; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ	—	0,72	0,85
	(L1= 2,9 м; L2= 10,7 м)
	Д 349,2; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ	−	0,73	1,47
	(L1= 2,8 м; L2=10,76 м)
	Д 295,3; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ	0,79	1,53	2,27
	(L1 - 2,8 м; L2 - 10,76 м)
	Д 295,3; Э 240-8; МИ; СТЭ; БТ	0,63	1,34	2,05
	(1L12,8 м; L2= 11,23 м)
	Д 269,9; Э 240-8; МИ; СТЭ; БТ	0,99	1,70	2,40
	(L1=2,8 м;L2 = 11,23 м)
	Д 269,9; Э 215-8М; МИ; СТЭ; БТ	0,61	1,29	1,98
	(L1 =2,82 м;L1= 11,75 м)
	Д 215,9; Э185-8М; МИ; СТЭ; БТ	1,0	1,77
	( L1= 2,57 м; L2= 10,47 м)
	Д 190,5; Э170-8М; МИ; СТЭ; БТ	1,23	2,00	—
	(L1 = 2,76 м; L2 = 10 м)

2.3.2.3. Неориентируемые компоновки для увеличения (донабора) зенитного угла

Если с помощью отклоняющих устройств произведено забу-ривание 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).Центраторв данном случае действует как опора рычага.

Несколькотакихкомпоновокприведенывтабл.14и приложении 2.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 9. Схема действия сил в прямой компоновке для

увеличения зенитного угла

		Таблица 14
	Компоновка	Интенсивность увеличения
		зенитного угла,град/10 м
	Д 295,3; К295,3; Э 240; СТЭ; УБТ; БТ	1 ± 0,15
	Д 295,3; К295,3 (1-2,5 м)*);	0,1 + 0,2
	3(2)ТСШ-240; БТ
	Д 295,3; К295,3 (1 м); К295,3 (2,2 м);	0,2 0,4
	ЗТСШ-240; БТ
	Д 295,3; К295,3 (0,3 м); ЗТСШ1-195; БТ	0,2
	Д 215,9; К215,9; Э 185; СТЭ; УБТ; БТ	1,5 ±0,15
	Д 215,9; К215,9; ЗТСШ1-195; БТ	0,75 ± 0,2
	Д 215,9; К214; ЗТСШ1-195; БТ	0,4 ± 0,1
	Д 215,9; К213; ЗТСШ1-195; БТ	0,25 ± 0,08
	Д 215,9; К215,9 (0,9 м); К215,9(1,5 м);	0,12 + 0,14
	ЗТСШ1-195; БТ
	Д 295,3; К292; УБТ 229 -5 м;	0,1
	Ц 292; УБТ 178 - 10 м; БТ
	Д 269,9; Ц 262; УБТ 229 -5 м;	0,14
	Ц 262; УБТ 178 - 140 м; БТ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	2.3.3. КОМПОНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ УЧАСТКА СТАБИЛИЗАЦИИ
	(ПРЯМОЛИНЕЙНО-НАКЛОННОГО)
СТАБИЛ	СТАБИЛИЗАЦИИ ЗЕНИТНОГО И АЗИМУТАЛЬНОГО

УГЛОВ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ ДОСТИГАЮТ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЖЕСТКИХ КОМПОНОВОК, ВКЛЮЧАЮЩИХ НЕСКОЛЬКО ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ. ОДНАКО В РЯДЕ РЕГИОНОВ УСПЕШНО ИСПОЛЬЗУЮТ КОМПОНОВКИ, ИМЕЮЩИЕ ОДИН НАД-ДОЛОТНЫЙ 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 ИЗМЕНЯЮТСЯ И АЗИМУТ, И ЗЕНИТНЫЙ УГОЛ СКВАЖИН.

РОТОРНЫЕ КОМПОНОВКИ ТАКЖЕ ДОЛЖНЫ ВКЛЮЧАТЬ ДВА-ТРИ

ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТА (ОЦЭ), НАПРИМЕР, Д; УБТ - 1,5 + 2 М; КЛС; УБТ - 8 + 10 М; КЛС; УБТ; БТ Д; КЛС; УБТ - 3 М; КЛС; УБТ - 3 М; КЛС

2.3.4. КОМПОНОВКИ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА

ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ КНБК БЕЗ ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ИЛИ С ЦЕНТРАТОРАМИ (КАЛИБРАТОРАМИ) ДИАМЕТРОМ, СУЩЕСТВЕННО МЕНЬ- ШИМ ДИАМЕТРА ДОЛОТА, ПОД ДЕЙСТВИЕМ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ УБТ ИЛИ ЗА- БОЙНОГО 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 Д 215,9; ЗТСШ-195ТЛ; УБТ 178 — 12f24 М; ТБПВ-127 В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ИЗМЕНЕНИЕ ЗЕНИТНОГО

УГЛА В СРЕДНЕМ ОПРЕДЕЛЯЕТСЯ УРАВНЕНИЕМ

I100 = bα + a,(14)

ГДЕ α— ЗЕНИТНЫЙ УГОЛ, ГРАД; а, b— КОЭФФИЦИЕНТЫ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТТИПА ДОЛОТА (ТАБЛ. 15).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 15

Тип долота	b,1/100 м	a, град/100 м
МЗГВ	-0,06	-1,0
СГН	-0,078	-0,3

Интенсивность искривления и радиус кривизны скважины, рассчитанные по формуле (14), приведены в табл. 16.

Таблица 16

Интенсивность уменьшения зенитного угла и радиус кривизны при использовании компоновок без центраторов

Зенитный	Д215,9ЗГВ;		Д215,9СГН;ЗТ		Д215,9;
угол а,	ЗТСШ-195Т		СШ-195ТЛ		Э 185
град
			,		,
	град/100	R3,м	град/100	R3,м	град/100	R3,м
	м		м		м

	40	3,5	1640	3,3	1730	7,5
	35	3,2	1850
				3,0	1910	6,5	±3,2	880
	30	2,8	2050	2,6	2200	5,5	± 2,7	1040
	25	2,5	2290	2,2	2605	4,5	± 2,3	1270
	20	2,2	2600	1,8	3180	3,6	± 1,8	1590
	15	13	3180	1,5	3820	2,75 ± 1,4		2080
	10	1,5	3820	1,1	5210	1,8	± 0,4	3180
	5	1,2	4780	0,7	8200	0,75 ± 0,3		7700

Закономерности уменьшения зенитных углов при использовании других компоновок приведены в табл. 17.

Из приведенных данных следует, что с увеличением расстояния от долота до забойного двигателя или до центратора интенсивность падения зенитного угла увеличивается.

Результаты применения различных неориентируемых компоновок в ООО "Тюменбургаз" приведены в приложении3.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 17

Закономерности уменьшения зенитных углов при использовании различных компоновок

	Средняя интенсив		Средняя интен
КНБК	ность изменения		сивность измене
	зенитного	угла,	ния азимута, град/100
	град/100 м		м
Д 215,9: Э 185: БТ	-2 ± 0.3		-7±1
Д 215,9; УБТ 178 - 1 м; П 0,5 м;	-4 ±0,5		-7±1
Э 185: БТ
Д 215,9; ЗТСШ1-195; БТ;	-(14-1,5)		-
(7= 17—18т
Д 215,9; ЗТСШ 1-195; БТ;	-(2 + 2,5)		-
(7- 12-14 т
Д 215,9; МЗГВ; П (0,3 Щ 0,5 м);	-(1,5 + 2)		-
ЗТСШ1-195: УБТ 178 - 12 м: БТ
Д 215,9; МЗГВ; П (0,65 м);	43 + 4)		-
ЗТСШ-195: УБТ 178 - 12 м; БТ
Д 215,9; МЗГВ; ТБПВ 127 (12 м);	i S-0,4а		-
ЗТСШ 1-195: УБТ 178 - 12 м: БТ
Д; УБТ (9,3 м); Ц; УБТ (18,6 м);	-0,5		-
IX; УБТ (27,3 м); УБТ; БТ
Д; УБТ (13,5 м); Ц; УБТ; БТ	-2,3		-
Д; УБТ (18 м); Ц; УБТ; БТ	-5		-

Примечание.G— нагрузка на долото, т.; П — переводник.

2.3.5. 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.34 Отсюда возникла необходимость разработки компоновок, которые по команде с поверхности могли бы изменять угол перекоса в узле искривления от нуля до уmах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оригинальное решение разработано в некоторых предприятиях Западной Сибири. Подкондуктор бурят компоновкой, включающей ШO. 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 можно использовать ТО с регулируемым углом перекоса в узле искривления (п. 2.3.2.2).

2.4. РАСЧЕТ ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Наклонно направленные скважины чаще всего бурят по трех- и четырехинтервальным плоским профилям. Рассмотрим расчет и построение профилей:

5)трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла (п. 2.4.1);

6)трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла (п. 2.4.2);

7)четырехинтервального профиля (п. 2.4.3).

2.4.1.РАСЧЕТ ТРЕХИНТЕРВАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ

СУЧАСТКОМ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗЕНИТНОГО УГЛА

Исходными данными для расчета являются: -глубина35 кровли Нкр и подошвыНц пласта; -отход А по кровле пласта;

-длина вертикальногоhBучастка;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-радиус искривления на участке набора зенитного углаR; -конструкция скважины; -интервал установки насосного оборудования (ЭЦН).

ЗначенияНкр,Нц, А обычно задаются геологической службой НГДУ

Значение радиуса искривленияR определяется выбранным

типоразмером	отклонителя			и
имеющимися	ограничениями	на	интенсивностьность
искривления.
Максимальный зенитный		угол	а (зенитный	угол

наклонно-прямолинейного участка) рассчитывается по формуле

α JKLM N O	PQ* R* Q* SR PSR*	T,
	Q* R*		(15)

где H1=Hкр-hв, A=A-R

Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 18.

Пример расчета

Нкр = 1750 м, Нп = 1800 м; А= 1100 м, hв =150 м.

Интервал установки ЭЦН: 1100-1500 м.

Конструкция скважины:

8)направлениеDu = 324 на глубину 30 м, Dд = 394 мм

9)кондукторDK = 245 мм на глубину 450 м, Dд = 295мм

			Таблица 18
Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком
36	стабилизации зенитного угла
№ участка	аi	hi	li
1	а1=0	h1=hв	l1=hв
2	а2=R(1-cosα)	h2=Rsinα	l2=R*α/57.3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3a		a3’=A-a			h3’=Hкр-(hкр-h2)		l’3=h’3/cosα
Итогопокровлепласта				U J		U W		U
	6	’’	’’	V	’’	V		V
3		a3	=h3	tgα	h3	= Hп-Hкр	l3’’=	XY
Итого по скважине				UV J		UV W		[\]
								UV

— техническая колонна DТК = 168 мм на глубину 1750 м, DД =215,9 мм.

Для бурения выбираем следующие компоновки:

—вертикальный участок: Д 295,3; ЗТСШ 1-240;Ц; УБТ178-25м; БТ

—участок набора зенитного угла: Д 295,3; 1ТСШ-240; КП-УБТ 178-25;БТ

—наклонно-прямолинейный участок: Д 215,9; Ц; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ.

Если при бурении подкондуктор не удается набрать нужный зенитный угол, возможны следующие решения:

1)кондуктор опустить на проектную глубину, а дальнейшее увеличение зенитного угла осуществлять неориентируемой компоновкой;

2)кондуктор спустить ниже проектной глубины — до глубины окончания участка набора зенитного угла;

3) использовать для набора зенитного угла другой

37

турбобур с другими параметрами — большей интенсивностью искривления, за счет чего участок набора зенитного угла

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

закончится на меньшей глубине, а кондуктор спускать до этой глубины.

Для данного примера в качестве неориентируемой компоновки можно использовать компоновку Д 215,9 МЗГВ; КСИ 215,9; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ.

Набор зенитного угла предполагается начать с глубины 150 м, т. е. hn = 150 м. На участке набора зенитного угла предполагается использовать компоновку Д 295,3; 1ТСШ-240; КП; УБТ 178-25 м; БТ.

На первом этапе расчета определяют 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 мереувеличения зенитного угла интенсивность искривления ствола постепенно уменьшается, и, соответственно, возрастает радиус кривизны ствола скважины. Использование напрямую формулы (8) для итерационного (пошагового) расчета затруднительно и осуществимо лишь с применением ЭВМ. Цель данного пособия заключается не в обучении составлению учащимся программ, а в достаточно быстром и надежном способе расчета и построения профилей наклонно направленных скважин. Поэтому участок набора зенитного угла, реально представляющий собой достаточно сложную кривую, с изменяющимся радиусом искривления, заменяют на

дугу среднего радиуса, который определяют по данным табл. 6,

38

учитывая необходимые ограничения на радиус искривления (см. п. 2.2).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Порядок расчета радиуса кривизны участка набора зенитного угла:

1. Вычисляют вспомогательный угол α, считая его зенитным углом наклонно-прямолинейного участка в предположении, что участок набора зенитного угла отсутствует:

JKL^_ `QкрRSX b JKL^_ S=34,5

2.Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) (αор будет больше α1. Для удобства расчетов аор обычно выбирают кратным пяти или десяти, примем αop= 40°.

3.По табл. 6 выбирают кривой переводник, угол перекоса резьб которого у позволяет достичь необходимого ориентировочного максимального зенитного угла αop Для данной компоновки угол перекоса резьб кривого переводника должен быть больше 2°, иначе невозможно достичь зенитного угла в 40°. Выбор кривого переводника с γ — 3,75° нецелесообразен, так как на начальном участке (до 10°) достигается интенсивность искривления

i10 = 1,65 град/10 м, что выше допустимой величины iдоп= 1,5 град/10 м (см. п. 2.2). Принимаем γ = 3°.

4. Из табл. 6 получаем, что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения

зенитного угла от 0 до 40° составитR = 570 м.
Интервал	установки	ЭЦН	приходится		на
наклонно-прямоли-нейный		участок,	что	соответствует
39

ограничениям (см. п. 2.2) на выбор компоновок.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Максимальный	зенитный		угол		(зенитный				угол наклонно-
прямолинейного	участка)		рассчитывается по формуле
				α
	PQ*R* Q* SR PSR*				T=
α JKLM N O		Q* R*
=arcsin d e " dEe S d S "						b	=38,1	°	,
`	e "

где H1=Hкр-hв=1750-150=1600м;

A1=A-R=1100-570=530м.

После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных αi вертикальных hi проекций по формулам, приведенным в табл. 18.

1-й участок:

a1=0, h1 =hB =150м, l1 = hВ =150 м. 2-йучасток:

a=R(l-cosa)=570* (l-cos38,l°)=121,4 м,

h2 = Rsina = 570• sin38,1°=351,7 м,

l 2 = R •α / 5 7 . 3 = 5 7 0 •38.1/5 7 . 3 = 379,0 м.

Из приведенных вычислений следует, что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине Hнаб= h 1 + h 2 =150 + 351,7 = 501,7 м, что превышает проектную глубину

спуска кондуктора (450 м).

37

Использование первого решения данной задачи (см. выше) для Западной Сибири может оказаться нерациональным, так как проходка на долото после спуска кондуктора составляет 800 - 1000 м, а интервал бурения приведенной выше неориентируемой компоновкой вряд ли превысит 200 м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Второй вариант также нерационален, так как кондуктор придется спускать на глубину, превышающую расчетную на 51,7 м.

Принимаем третье решение. Используем для набора зенитного угла турбобур Т12МЗБ-240 с углом перекоса резьб кривого переводника γ= 3°. Из табл. 6 получаем, что средний радиус искривления при использовании компоновки с таким турбобуром в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составит R = 505 м.

Максимальный зенитный угол а (зенитный угол наклоннопрямолинейного участка) рассчитывается по формуле (15)

		PQ*R* Q* SR PSR*			T=
		α JKLM N O	Q* R*
=arcsin	`	d e g dEe S d S g		b	=37,6	°
		e g

гдеH1=Hкр-hв=1750-150=1600м; A1=A-R=1100-505=595м.

После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных аi, и вертикальных hi,- проекций по формулам, приведенным в табл. 18.

1-й участок:

a1=0, h1 =hB =150м, l1 = hВ =150 м. 2-йучасток:

a=R(l-cosa)=505* (l-cos37,6°)=104,9 м,

h2 = Rsina = 505• sin37,6°=308,2 м,

l 2 = R •α / 5 7 . 3 = 5 0 5 •37.6/5 7 . 3 = 331.5 м.

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Из приведенных вычислений следует, что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине Hнаб –h1 +h2 = 150 +

+308,2 = 458,2 м, что неплохо согласуется с проектной глубиной спуска кондуктора (450 м). Поэтому кондуктор будет спущен до глубины 458,2 м.

З-й участок:

a3’ = А-а2 =1100-104,9=995,1 м,

h3’ =Hкр- (h1		+ h2) =1750 - (150 + 308,2)=1291,8 м,
l3’= h’i	=8mn8,o
jkl =		jkl =

Итого по кровле пласта:

∑" J =a1+a2+a’3=0+104,9+995,1=1100,0 м,

V

∑" W = h1+h2+h3’=150+ 308,2+1291,8=1750,0 м,

V

∑" =l1+l2+l’3=150+331,5+1630,6=2112,1 м.

V

3б -йучасток:

h’’3=Hп-Hкр=1800-1750=50 м; a3'' = h’’3tga = 50tg37,6° = 38,5 м,

l3’=[\]q’" =[\]" ,e

Итого по скважине:

∑" J =a1+a2+a’3+a3’’=1100,0+ 38,5=1138,5 м,

V

38

Таблица 19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Результатырасчетатрехинтервальногопрофиля участком стабилизационного угла

№ участка	аi м	hi м	li м	Применяема
				я
				компановка
1	0	150	150	0-30	м:
				Д394;УБТ
				30-150м:Д29
				5,3;3ТСШ1-
				240;Ц;
				УБТ	178-25
				м; БТ
2	104.9	308.2	331.5	Д295,3;
				1ТСШ-240;
				КП;УБТ
				178-25 м; БТ
3a	995.1	1291.8	1630.6	Д 215 ,9; Ц;
				ЗТСШ1-195;
				УБТ; БТ
Итого по	11	1750.0	2112.1
кровле пласт	1100
36	38.5	50	63.1	Д 215 ,9; Ц;
				ЗТСШ1-195;
				УБТ; БТ
Итого по		1800.0	2175.2
скважине	1138.5

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.4.2 РАСЧЕТ ТРЕХИНТЕГРАЛЬНОГО 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). Исходными данными для расчета являются:

• глубина кровли НКР и подошвы НП пласта;

• отходА по кровле пласта;

• длина вертикального Wv участка;

• радиусы искривления на участке набора зенитного угла и на участке падения зенитного угла >;

• конструкция скважины;

• интервал установки ЭЦН.

Значения НКР, НП, А обычно задаются геологической службой НГДУ.

Значение радиусов искривления , > определяются выбранными типоразмерами

отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления. Максимальный зенитный угол α рассчитывается по формуле

JKLM N w	x> ; ; 2 >						|	16
	2 ; >		· x		z ; JKLL{M ` x b,
где Н НКР G Wv,	x |> ; } G >.
Зенитный угол при достижении скважиной кровли пласта
КР JKLM N w		; >		· sin G |			z,	17
				>
Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта
П JKLM N `sin •‚ G			|П	G НКР		b,		18
				>

Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в таблице 20.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример расчета

НКР 1750 м, Нп 1800 м; … 700 м, WВ 150 м.

Таблица 20

Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла

№ участка		‡
1				v			v
2	>		>			> · 57,3
		а" А G J>	W" |•‚ G W ; W>			/	W"
Итого		V	V			" cos
пласта						V
по кровле		U	U W			U
	а" > · cos П G cos КР		W" |П G НКР		/	>	•‚ П
					"		57,3
Итого		UV	UV W			UV
по скважине

Интервал установки ЭЦН: 110-1500 м. Конструкция скважины:

•направление DН = 324 на глубину 30 м, DД = 394 мм;

•кондуктор DК = 245 мм на глубину 450 м, DД = 295 мм;

•техническая колонна DТК = 168 мм на глубину 1750 м, DД = 215,9 мм; Для бурения выбираем следующие компоновки:

•вертикальный участок: Д 295,3; ЗТСШ1 – 240; Ц; УБТ 178 – 25 м; БТ;

•участок набора зенитного угла: Д 295,3; 1ТСШ – 240; КП; УБТ 178 – 25 м; БТ;

•участок снижения зенитного угла: Д 215,9 СГН; 3ТСШ1 – 195; УБТ; БТ.

Набор зенитного угла предполагается начать с глубины 150 м, т.е. hB = 150 м. На участке набора зенитного угла предполагается использовать компоновку Д 295,3; 1ТСШ – 240; КП; УБТ 178 – 25 м; БТ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Определим вспомогательный угол α1, считая его зенитным углом наклонно – прямолинейного участка в предположении, что участок набора зенитного угла отсутствует:

}b JKL^_ ` 700 b 23,6°.

|•‚ G Wv 1750 G 150

2.Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно – прямолинейного

участка) αОР будет больше α1. Для удобства расчетов αОР обычно выбирают кратными десяти, примем αОР = 300.

3.По таблице 6 выбираем кривой переводник, угол перекоса резьб которого γ позволяет

достичь необходимого ориентировочного максимального зенитного угла αОР. Выбор кривого переводника с γ = 3,750 нецелесообразен, так как на начальном участке (до 100) достигается

интенсивность искривления i10 = 1,65 град/10м, что выше допустимой величины iДОП = 1,5 град/10м (см.п.2.2). Принимаем γ = 30.

4.Из таблицы 6 получаем, что средний радиус искривления при использовании данной

компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 30˚ составит R = 500 м.

Угол входа в пласт обычно составляет:

КР G 10° ; 15° .

Используя вместо максимального зенитного угла ориентировочный максимальный
зенитный угол ОР 30°, получим:	30° G 10° • 15° .
КР.ОР ОР G 10° • 15°
Выберем вхождение в пласт КР.ОР 20°.	По таблице 16 определим средний радиус

кривизны на участке падения зенитного угла от 30 до 20˚ для компоновки Д 215,9 СГН; 3ТСШ1 –

	195; УБТ; БТ:	2200 ; 3180
	>			2690 м.
		2
	Данный средний радиус кривизны		удовлетворяет требованиям на изменение

интенсивности зенитного угла на участке его уменьшения, а также условию на искривление при

установке ЭЦН.
Максимальный зенитный угол α рассчитывается по формуле (16)
x> ; ; 2 >	|
JKLM N w 2 ; > · x	z ; JKLL{M ` x b	b 39,7°,
JKLM N w1612,5> ; 500 · 500 ; 2 · 2690 z ; JKLL{M ` 1600
2 · 500 ; 2690 · 1612.5	1612,5
где Н НКР G Wv 1750 G 150 1600 м,

x |> ; } G > E1600> ; 700 G 500 > 1612,5 м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вычисленный максимальный зенитный угол α = 39,7˚ явно не соответствует
ориентировочному ОР 30°. Примем ориентировочный угол			ОР 40°.	Вычислим также
ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта:
; >	· sin G |	500 ; 2690	· sin 39,7° G 1600		z 9,4°.
КР JKLM N w	>	z JKLM N w	2690

Вычисленный ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли

пласта КР 9,4° также не соответствует ориентировочному КР.ОР 20°. Примем ориентировочный угол КР.ОР 10°.

Из таблицы 6 получаем, что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40˚ составит R = 570 м.

По таблице 16 вновь определим средний радиус кривизны на участке падения зенитного

	угла уже от 40 до 10˚:	1730 ; 5210
	>			3470 м.
		2
	Данный средний радиус кривизны		удовлетворяет требованиям на изменение

интенсивности зенитного угла на участке его уменьшения. Он также удовлетворяет условию на искривление при установке ЭЦН.

Определим вновь максимальный зенитный угол α:

|

x> ; ; 2 >

JKLM N w

2 ; > · x

z ; JKLL{M ` x b

1600

b 36,6°,

JKLM N w1605,3> ; 570 ·

570 ; 2 · 3470 z ; JKLL{M `

2 · 570 ; 3470

· 1605,3

1605,3

где Н НКР G Wv 1750 G 150 1600 м,

x |> ; } G > E1600> ; 700 G 570 > 1605,3 м.

Вычисленный максимальный зенитный угол α = 36,6˚ достаточно хорошо согласуется с

ориентировочным

ОР 40°.

Вычислим

также

ориентировочный

зенитный угол при

пересечении скважиной кровли пласта:

570 ; 3470

· sin 36,6° G 1600

КР JKLM N w

; > · sin G |

z JKLM N w

z 13,4°.

>

3470

Вычисленный ориентировочный зенитный угол при пересечении скважиной кровли

пласта КР 13,4°

также соответствует ориентировочному КР.ОР 10°.

Вычислим зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:

П JKLM N `sin •‚ G

|П G НКР

b JKLM N `sin 13,4° G

1800 G 1700

b 12,6°.

>

13470

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

После чего находим длины участков ствола скважины и их горизонтальные и
вертикальные W проекции по формулам, приведенным в таблице 20.
1-й участок:	J 0, W Wv 150 м, Wv 150 м.
2-й участок: J> · 1 G cos		570 1 G cos 36,6° 112,2 м,
	W> · sin 570 · sin 36,6° 339,6 м,
		36,6
	> · 57,3 570 · 57,3 363,7 м.

Из приведенных вычислений следует, что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине Ннаб W ; W> 150 ; 339,7 489,7 м, 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 – кондуктор спущен до глубины 489,7 м. Это решение, возможно, также являющееся нецелесообразным, приводим в целях рассмотрения

всех возможных способов решения поставленной задачи.
3а	– участок:	а"/ А G J> 700 G 112,2 587,8 м,
	W"/ |•‚ G W ; W>			1750 G 150 ; 339,6 1260,4 м,
		/	W"/	1260,4
		" cos cos 36,6° 1569,3 м.
Итого по кровле пласта:
	∑"V J J ; J> ; J"= 0+112,2+587,8=700,0 м,
	∑"V W W ; W> ; W"			=150+339,6+1260,4 = 1750,0 м,
	∑"V ; > ; "= 150+ 363,7+1569,3 = 2083,0 м.

Зб-й участок:

a3’’=R2(cosαп-cosαкp)=3470(cosl2,60-cosl3,40)=ll,6 м,

W" =Hп - Hкр =1800-1750 = 50 м,

" >	."	,"	51,3
	крS п	=3470 ",‘S >,e		м.

Итого по скважине:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

=700,0+11,6=711,6 м,

=1750,0+50=1800,0 м,

=2083,0+51,3=2134,3 м.

Таблица 21

Результаты расчета трехинтервального профиля с участком паде ния зенитного угла

№ участка |	ai,м	hi, м	li ,м	Применяема я компоновка
1	0,0	150,0	150,0	0-30 м:Д 394; УБТ
				30-150 м: Д 295,3; ЗТСШ1-240 ; Ц;
				УБТ 178 — 25 м; БТ
2	1122	389,6	363,7	Д2953; Т12МЗБ-240; КЦУБТ178—25 м; БТ
За	587,8	1260,4	15693	Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195; УБТ; БТ
Итого	700,0	1750,0	2083,0
по кровле
пласта
Зб	11,6	50,0	513	Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195; УБТ; БТ
Итого
по скважине	711,6	1800,0	2134,3

После чего заполняем табл. 21.

Рис. 11. Схема трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Схематрехинтервального профиля с участком падения зенитного угла построенного по результатам расчета, показана на рис. 11.

2.4.3. РАСЧЕТ ЧЕТЫРЕХИНТЕРВАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ

Исходными данными для расчета являются:

—глубина кровли Нкр и подошвы Нп пласта;

—отход А по кровле пласта;

—длина вертикальногоhBучастка;

—радиусы искривления на участке набора зенитного угла и на участке падения зенитного углаR2;

—конструкция скважины;

—интервал установки ЭЦН.

ЗначенияНкр, Нп ,А обычно задаются геологической службой НГДУ.

Значения радиусов искривленийRt иR2 определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.

Максимальный зенитный угол α (зенитный угол наклоннопрямолинейного участка) рассчитывается по формуле

’ JKLM N O	P* P Q*SR Q* R*“ P* P R ”				T	(19)
			Q* R
гдеА1=А + R2(1 – cosαкр,);
A2=(R1+R2)-A1;
Н1 = (Hкр– hв) + R2sinкp.
Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта
’п JKLM N •M N ’крG		P		–
		QП НКР				(20)

Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 22.

Формулы для расчета четырехинтервального профиля

№ участка

ai

hi

li

1

>

a1 = 0

>

h1 =hB

l1 =hВ

3

> M N ’

a3=h3tgα

2

"

"

кр

>

"

a

‘

>

кр

‘

; W‘

‘ >

M N ’

Итого по

>

кр

˜

57,3

4

—M N ’ GM N ’

пласта

U J

U W

U

кровле

V

V

V

4

б

П

кр

кр п

‘

>

П

‘

Итого по

U J

G L{M ’кр

U W

‘

>

57,3

скважине

U

V

V

V

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример расчета

Hкр = 1750 м,Hп = 1800 м; А = 1100 м, hв = 150 м. Интервал установки ЭЦН: 1100-1500 м.

Конструкция скважины:

-направление Dн= 324 на глубину 30 м,Dд = 394 мм;

-кондукторDK = 245 мм на глубину 450 м, Dд = 295 мм;

-техническая колоннаDTK =168 мм на глубину 1750 м, Dд=215,9 мм; Для бурения выбираем следующие компоновки:

-вертикальный участок: Д 295,3; ЗТСШ1-240; Ц; УБТ 17825 м; БТ;

-участок набора зенитного угла: Д 295,3; 1ТСШ-240; КП; УБТ 178-25 м; БТ;

-наклонно-прямолинейный участок: Д 215,9; Ц; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ;

-участок снижения зенитного угла: Д 215,9 СГН; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ. Набор зенитного угла предполагается начать с глубины 150 м, т. е.hB= 150 м.

1.Вычисляем вспомогательный угол α1 ,считая его зенитным углом

наклонно-прямолинейного участка в предположении, что участок набора зенитного угла отсутствует:

’ JKL^_ w } z JKL^_ ` 1100 b 34,5™|кр G Wv 1750 G 150

2.Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) αop будет больше α1. Для удобства расчетов αop обычно выбирают кратным десяти, примем αop = 40°.

3.На участке набора зенитного угла, как показано в п.2.4.1, целесообразнее в компоновке Д 295,3; 1ТСШ-240; КП; УБТ 17825 м; БТ использовать вместо турбобура 1ТСШ-240 турбобур Т12МЗБ-240 с углом перекоса резьб кривого переводника γ = 3°.

4.Из табл. 6 получаем, что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составит R = 505 м.

Угол входа в пласт обычно составляет

’кр ’ G 10о • 15о

Используя вместо максимального зенитного угла ориентировочный максимальный зенитный угол αop = 40°, получим:

aкрop= αop (10° ÷ 15°) = 40° - (10° ÷ 15°) = 30°÷ 25°.

Выберем угол вхождения в пласт aкрop = 30°. По табл. 16 для компоновки Д 215,9 СГН; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ определяем средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 40 до 30°:

1730 ; 2200 1965 м.

>2

Данный средний радиус кривизны удовлетворяет требованиям на интенсивность изменения зенитного угла в интервале установки ЭЦН (i100< 3°). Интервал установки ЭЦН приходится на наклонно-прямолинейный участок, что соответствует ограничениям (см. п. 2.2) на выбор компоновок.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Максимальный зенитный угол α (зенитный угол наклоннопрямолинейного участка) рассчитывается по формуле

JKLM N O

P* P Q*SR

Q* SR “ P* P R ”

T=

Q* R

JKLM N ›

505 ; 1965 · 2582,5 G 1106,7E2582,5> G 1363,3 · “ 505 ; 1965 ; 1106,7”

œ

38,3™

2582,5> ; 1106,7>

Где } } ; > 1 G L{M ’ КР

1100 ; 1965 ·

1 G L{M30™

1363,3 м,

}> ; >

G }

505 ; 1965 G 1393,3 1106,7 м,

| |КР G Wv ; >M N КР 1750 150 ; 1965 · M N30О 2582,5 м

Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта

п JKLM N •M N кр G

P

–

•M N30™ G

ge

– 28,3™

QпSНкр

=arcsin

S

После чего находим длины участков ствола скважины /, и их горизонтальных щ и вертикальных /г, проекций по формулам, приведенным в табл. 22.

1-й участок:

a1= 0,h1 = hB - 150 м, l1 =hb = 150 м.

2-йучасток:

		а2 = R1(1 - cosα) = 505 (1 - cos 38,3°) = 108,9 м,
			h2 = R1 sin α = 505 sin 38,8° = 313,2 м,
					570 ·	38,3
4а-йучасток:			> 57,3			57,3 337,9.
J‘	>—L{M кр		G L{M ˜ 1965 L{M30о G L{M38,3о 160,5 м,
W‘	>—M N G M N кр˜ 1965•M N38,3о					G L{M30о– 160,5 м,
			— G кр˜	1965	38,3 G 30		285,9 м.
3-й участок:		‘ >	57,3		57,3
		W" |кр G W ; W> ; W‘ = 1750-(150+313,2+236,4) = 1050,4 м,
			a3=h3tga = 1050,4tg38,3° = 830,7м,
			"	W"	1050,4™ 1339,1 м.
				L{M	L{M38,3

Итого noкровлепласта:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

		=150+313,2+1050,4 + 236,4 = 1750,0 м,
		=150+337,9+1339,1 + 285,9=2 112,9 м
4б-й участок:
(cosαn -cos	)=1965 • (cos28,3° - cos30°)=27,9 м,
			=1800-1750 = 50 м,

Итого по скважине:

4

=1100,0+27,9=1127,9 м,

Рис. 1 . Схема четырехинтервального профи я

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

∑‘V W W ; W ; W ; W‘ ; W‘ = 1750,0+.50= 1800,0 м, ∑‘V ; > ; " ; ‘ ; ‘ =2112,9+57,3 = 2170,2 м.

После чего заполняем табл. 23.

Таблица23

Результаты расчета четырехинтервального профиля

№ участка				Применяемая компоновка
1	0,0	150,0	150,0	0-30 м:Д 394; УБТ
				30-150 м: Д 295,3; ЗТСШ 1-240; Ц;
				УБТ 178 - 25 м; БТ
2	108,9	313,2	337,9	Д 2953; 1ТСШ-240; КП;УБТ 178 - 25 м; БТ
3	830,7	1050,4	1339,1	Д 215,9; Ц; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ
4а	160,5	236,4	285,9	Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195; УБТ; БТ
Итого	1100,0	1750,0	2112,9
по кровле
пласта
4б	27,9	50,0	573	Д 215,9 СГН; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ
Итого по	1127,9	1800,0	2170,2

скважине

Схема четырехинтервального профиля, построенного по результатам расчета, показана на рис. 12.

2.5. РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Скважины с горизонтальным окончанием (ГС) могут иметь различную конфигурацию.

2.5.1. УСТЬЕ ГС НАХОДИТСЯ В ОДНОЙ ПЛОСКОСТИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

В этом случае профиль плоский и состоит чаще всего из пяти участков: вертикального, двух участков набора зенитного угла, наклонно-прямолинейного и горизонтального участков.

Исходными данными для расчета являются:

—отход (расстояние по горизонтали от устья до точки входа в пласт) А;

—глубина кровли Якр и подошвы Я„ пласта по вертикали;

—длина вертикального h1 и горизонтального lг участков;

—радиусы искривления на первом и втором R2 участках набора зенитного угла;

—конструкция скважины;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

—азимут скважины φкр;

— интервал установки ЭЦН.

Значения А, НКР}НП,φпр, lг обычно задаются геологической службой НГДУ.

Значения радиусов искривленийRB 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 а,ф 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:

кр JKLM N •1 G Xп –

>P (21)

гдеhn = Нп -Нкр — толщина пласта.

Расчетный зенитный угол (ЗУ) на наклонно-прямолинейном участке (участке стабилизации ЗУ) находят из выражения:

=•žŸŸ ¡ •¢mS¢8– G £,

ž(22)

Где φ=arcsin•¤¥– , K E¦> ; §>

¦ } ; >L{M кр G , § |кр G >M N кр G Wv

Зависимости для выбора вертикальных hi, горизонтальных ai проекций участков профиля и их длин li приведены в табл. 24.

Таблица 24

Формулы для расчета плоского профиля скважин с горизонтальным окончанием

№ участка

ai

hi

li

1

a1=0

h1=hB

l1=hB

2

>

h2=R1sinα

> 57,3

3

"

>

‘

W" |кр G `

>

b

кр

;W‘

" M N

4a

‘

>

кр

"

>

кр

— кр

G ˜

Итого по

‘ >

57,3

кровле

UV J

UV W

UV

пласта

4б

‘

>

кр

‘

>

кр

‘ >

кр

5

а5=lг

H5=0

l

5=lг57,3

Итого по

U J

U

скважине

W

V

UV

V

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Зачастую, согласно конструкции ГС предусматривают спуск в кровлю пласта технической колонны. В этом случае добор зенитного угла до 90° в продуктивном пласте осуществляют другой компоновкой, чем при проводке скважины на участке 4а, и обеспечивающей на участке 4б искривление по радиусу R3 В этом случае:

		кр JKLM N •1 G >PXпY–			(23)
J‘ "L{M кр	,	W‘ "—1 G M N кр˜	,	‘ "	—g S кр˜
					,"

Пример расчета

Hп=1960 м, Нкр= 1950 м, А = 750 м, lг = 300 м, hB = 330 м. Интервал установки ЭЦН 1300-1400 м.

Конструкция скважины:

—направление DH = 324 на глубину 30 м Dд = 394 мм;

—кондуктор Dк = 245 мм на глубину 300 м, Dд = 295 мм;

—техническая колонна Dтк = 168 мм на глубину 1950 м, Dд=1215,9 мм;

—потайная колонна Dx = 127 мм, Dд = 146 мм.

Набор зенитного угла (ЗУ) предполагается начать с глубины 330 м, т. е. hB = 330 м. На первом участке набора ЗУ предполагает¬ся использовать Т02-195, на втором участке набора ЗУ:

—при бурении под техническую колонну — ДР 195;

—при бурении под потайную — ДР 127.

; >			©д G ©™		0,216 G 0,195	™
При применении Т02-195 радиус искривления
	2M N ? G @	¨@ JKLM N `	2	b JKLM N `	2 · 2,55	b 0,24 ¨
2,55 ; 8,0			240 м.
	2sin 1,5 G 0,24

Поскольку получаемая этим отклонением интенсивность искривления i = 57,3/R = 0,24 град/м больше максимально допустимой i = 0,15 град/м, используем компоновку Д 215,9; К 215; ШО-195; ТСШ1-195 (l1 = 2,8 м; l2 = 17,3 м; у= 1,5°).

Расчет показывает, что эта компоновка обеспечивает искривление ствола радиусом R = 450 м (i = 1,28 град/10 м). Таким образом, R1 = 450 м.

Для ДР-195 (l1 = 3,6 м; l1 + l2 = 8,25 м; γ = 1,5°), R2 = 180 м Для ДО-127 (l1 = 2,7 м; l1 + l2 = 6,1 м; γ = 1,5°), R3 = 135 м. Найдем угол входа в пласт

кр JKLM N •1 G –

>· " = 74,36°,

p=A + R2cosαкр –R1=750+180·cos74,36° - 450 = 348,5 м,

q=Нкр – R2 sinαкр – h2 = 1950 - 180 • sin 74,36° - 330 = 1446,7 м,

KE¦> ; §> E348,5> ; 1446,7> 1488,1 м,JKLM N •§K– JKLM N `1446,71488,1b 76,45™

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

JKLL{M ` > G b G JKLL{M `180 G 450b G 76,45™						24,00
1-й участок:	K		1488,1
	a1=0, h1 =hB=330 м, l1=hB =330 м.
2-йучасток:
	a2 = R1(l - cosα)=450 (1 - cos24,00°) = 38,9 м,
	h2 = R2sin a = 450 sin 24,00° = 183,0 м,
	l2=		=450	>‘,	=188,5 м.
3-й участок:		,"	,"

a3 = A + R1(cosα - l)+R2(cosaKp - cosa)= 750+450 • (cos24,00° - 1)+180 • (cos74,36° - cos24,00°)=595,2 м,

h3 =HKp - (hB+R1 sina+R2 (sin aKp- sina)) = = Hкр - (hB + R2sinaкрsina+(R1- R2 )sin a) = =1950

- (330+180 • sin74,36°+(450-180)·sin 24,00°) = 1336,8 м

"

J"

595,2 1463,4 м.

4a-йучасток:

M N

M N24,00

J‘= R2 (cosa - cosакр ) = 180·(cos24,00° - cos74,36°) = 116,0 м,

W‘

>

(sinакр

- sina) = 180 · (sin 74,36° - sin 24,00°) = 100,1 м,

‘ >

— кр

G ˜ 180 · 74,36

G 24,00

158,2 м.

Итого no кровле

57,3

57,3

пласта:

∑‘V J =0+38,9+595,2+116,0 = 750,1 м,

∑‘V

W = 330 + 183,0 + 1336,8 +100,1 = 1949,9 м,

4б –й участок:

∑‘V

= 330+188,5+1463,4 + 158,2 = 2140,1 м.

J‘ "L{M кр= 135 · cos74,36° = 36,4 м,

—90 G кр˜

90 G 74,36

W‘ "—1 G M N кр˜=135 · (1 - sin74,36°) = 5,0 м,

5 –й участок:

‘

"

57,3

135 ·

57,3

36,8

J

/5 G J

= 300 - 36,4 = 263,6 м, h5 = 0,

г= /г ‘- < = 300 - 36,4 = 263,6 м.

Итого по скважине:

750,1 ; 36,4 ; 263,6 1050 м,

U J

V

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	U W 1949,9 ; 5,0 ; 0 1954,9 м,
	V
UV	2140,1 ; 36,8 ; 263,6 2440,5 м.

После чего заполняем табл. 25.

Таблица 25

Результаты расчета плоского профиля скважины с горизонтальным окончанием

№	Oj,м	hi, м	4м	Применяемая компоновка
участка
1	0	330	330	0-30 м: Д 394; УБТ
				30-300 м: Д 295,3; ЗТСШ1-240; Ц;
				УБТ 178 — 50 м; БТ 300-330м: Д 215,9;
				ЗТСШ1-195; УБТ 178 - 50м
2	38,9	183,0	188,5	Д 215,9; К 215; ШО-195; 2ТСШ1-195;
				НУБТ; БТ
3	595,2	1336,8	1463,4	Д 215,9; Ц 210-212; ЗТСШ1-195; УБТ; БТ
				или
				Д 215,9; К 215,4; Ц 212; ЗТСШ1-195; УБТ;
4а				БТ
	116,0	100.1	158,2	Д 215,9; К 215,9; ДР 195 (у- 1,5°); ТС; БТ
Итого
по кровле
пласта	750,1	1949,9	2140,1
4б	36,4	5,0	36,8	Д 146; К146; ДР 127; ТС; БТ
5	263,6	0	263,6 Д146; К146; ДР 127; ТС; БТ
Итого
по
скважине	1050	1954,9	2440,5

ТС — телесистема

2.5.2. УСТЬЕ НЕ ЛЕЖИТ В ПЛОСКОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА

Чаще всего конфигурация таких стволов состоит из двух плоских участковOBCD иDEFK (рис. 13), в пределах которых азимут поддерживают постоянным.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Pис. 13. Схема проф иля скважины с горизонтальным окончанием

Исходными данными для расчета являются:

—координаты точки входа в пласт ХE,YE;

—глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта;

—длина вертикального ha и горизонтального lГучастков;

—радиусы на всех участках искривления;

—конструкция скважины;

—азимут горизонтального участка φ;

—интервал установки ЭЦН.

Расчет профиля производят в следующем порядке. Определяют координаты точки D: XD = XE - a5cosφг, YD=YE - a5sinφг , HD= Hкр – h5.

Азимут участка OD

Угол входа в пласт

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кр JKLM N `1 G |п2G ‘|крb

Величинузенитного угла на III участке находят по уравнению

JKLM N › ; > | G W> G ; > G } E | G W> > G }“2 ; > G }”œ| G W> > ; ; > G } >

Где} E«> ; ->, H1=HD

¬ ¬

Формулы для определения длины всех участков и их гори¬зонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 26.

Координаты характерных точек профиля ГС рассчитывают по следующим зависимостям: ХА =0; YA = 0, НА = hB; aA = 0;

XB= a2 cosφ1 ;YB = a2sinφ1; HB = hB+h2;

Xc = Хв +a3cosφ1;Yc=YB +a3 sinφ1;Hc= HB +h3;

Таблица 26

Формулы для расчета элементов профиля ГС, состоящего из двух плоских участков

№ участка	ai		hi		li
1	ai =0	h3	h1 =hB	L1=hB
3	a3 = h3tga		= HD-(h1 + h2+h4)	> 57,3
2	а2 =R1(1 - cos а)		h2 = R1sin a
				"			"
4	а4=R2(1-соsа)		h4 = R2sina			L{M
точкеD	‘		U W		‘		57,3
Итого в	U J		V	U
			‘	‘ >
	V			V
5	a5 =R3(l-cosaKp)		h5 = R3sinaкр				кр
6	a6 =R4cosaKp	h6 =R1(l – sinaкр)		" 57,3
				e ‘			кр
7	a7=lг		H7=0	l7= l57,3г
Итого по	U J		U W	U
скважине	V		V	V

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

«¬ «® ; J‘L{M ; -¬ -® ; J‘M N ; |¬ |® ; W‘;

«¯ «° ; JeL{M г; -¯ -° ; JeM N г; |¯ |v ; We;

Пример расчета

Hп =I960 м; Hкр = 1950 м; l1 = 500 м, hв = 330 м;

—координаты точки входа в пластXE= 300 м,YE = 50 м, г;

—азимут горизонтального ствола φг = 230°

Интервал установки ЭДН 1300-1400 м.

Конструкция скважины:

—направление DH = 324 на глубину 30 м, Dд = 394 мм;

—кондуктор DK = 245 мм на глубину 300 м, Dд = 295 мм;

—техническая колонна DTK = 168 мм на глубину 1950 м, DД = 215,9 мм;

—потайная колонна Dx = 127 мм, Dд =146 мм.

На первых двух искривленных участках предполагается использовать отклоняющую компоновку Д 215,9; К 215; ШО-195; ТСШ1-195; БТ, обеспечивающую искривление ствола, как пока¬зано в п. 2.5.1, с радиусом 450 м, т. е. R1 = R2 = 450 м. На участке V набор ЗУ предполагается осуществлять с помощью ДР 195, обес-печивающегоRз = 180 м.

Дальнейшее искривление в продуктивном пласте предполагается осуществлять с помощью ДР 127 (R4 = 135 м).

Угол входа в пласт, как и в п. 2.5.1, равен αкр = 74,36°. Координаты точки D:

а5 = R3 (1 -cosαKp)=180·(1 - cos74,36°)=131,5 м,

384,5 м,

«¬ «° G J L{M г 300 G 131,5 · L{M230

-¬

-°

G J M N г 50 G 131,5 · M N230 150,7 м,

W "M N кр 180 · M N74,36 1776,7 м,

|¬

|кр

G W 1950 G 173,3 1776,7 м.

Азимут участка OD:

-¬

150,7

JKL^_ `«¬b JKL^_ `384,5b 21,4

Длина горизонтальной проекции участка OD:

¬

¬

E

Зенитный угол наE«участке; -

стабилизации384,5 ; 150,7

>=413 м.

A=a1+a2+a3+a4=

>

>

=

>

JKLM N `

P* P

Q*SX S P* P SR E Q*SX SR“> P* P SR”

=

Q*SX

P* P SR

b

JKLM N ›

450 ; 450 1776,7 G 330 G 450 ; 450 G 413 E 1776,7 G 330

> G 413 · “2 450 ; 450 G 413”

œ

1776,7 G 330 >

; 450 ; 450 G 330

>

17,5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1- й участок:

J 0,

W Wv 330 м,Wv 330 м.

2- й участок:

а2 = R1(1 - cosa) = 450· (1 - cosl7,5°)=20,9 м,

h2 = R1 sinа=450· sin 17,5°=135,5 м,

> 57,3 450 · 17,557,3 137,6 м.

3- й участок:

D

B

=11175,7 м,

W"

|¬ G W ; W> ; W"

H

- (h

+ (R + R2)sina) = 1776,7 - (330 + (450 + 450) · sin 17,5°)

аз = h3tga = 1175,7 · tgl7,5°=371,2 м,

4- йучасток:

l3=

±™XY

±™ ,, +=1232,9 м.

a4 =R2 (1 - cosa)=450 ·(1 - cosl7,5°) = 20,9 м,

h4 = R2 sin a = 450 sin 17,5°=135,5 м,

17,5

Итого в точкеD

‘ > 57,3

450 · 57,3 137,6 м.

∑7V8² •7=0+ 20,9+371,2+ 20,9= 413,0 м,

∑‘V W =330+135,5+1175,7+135,5=1776,7 м,

5-й участок:

∑‘V =330+137,6+1232,9+137,6=1838,2 м.

a5=R3(1–cosaкр)=180(l - cos74,36°)= 131,5 м,

W

"M N кр= 180 - sin74,36°=173,3 м,

"

" ," 180

,"

6-

й участок:

кр

‘,"e

=233,6 м.

a6=R4cosaKp = 135· cos74,36°=36,4 м,

61 h6

= R4(1 -sin aкр)=135(1 - sin 74,36°)=5,0 м,

e ‘

90 G кр

135

90 G 74,36

36,9 м.

57,3

57,3

7- й участок:

а7 = lг = 500 м, h7=0,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

l7=lг=500 м.

Итого по скважине:∑ J

∑V W =413,0+131,5+36,4+500 = 1080,9 м, ∑V = 1776,7+173,3+ 5,0+ 0=1955,0 м,

V = 1938,2+ 233,6+ 36,9+ 500 = 2608,6 м. После чего заполняем табл. 27.

Проектные координаты характерных точек профиля скважины приведены в табл. 28. Проектные план и профили ГС в соответствии с проведенными расчетами показаны на

рис. 14.

Таблица 27

Результаты расчета элементов профиля ГС,

состоящего из двух плоских участков

№ участка	aiм	hi, м	li,м	Применяемая компоновка
1	0	330	330	0-30 м: Д 394, УБТ
				30-300 м: Д 295,3; ЗТСШ1-240;Ui
				УБТ 178 — 50 м; БТ 300-330 м: Д 215,9;
				ЗТСШ1-195; УБТ 178 - 50 м
2	20,9	135,5	137,6	Д 215,9; К 215; ШО-195; ТСШ1-195; БТ
3	371,2	1175,7	1232,9	Д 215,9; Ц 210+212; ЗТСШ1-195; УБТ; БТ или
				Д 215,9; К 215,4; Ц 212; ЗТСШ1-195; УБТ; БТ
4	203	135,5	137,6	Д 215,9; К 215,9; ДР195 (γ=15°); ТС; БТ
Итого
в точкеD	413,0	1776,7	1838,2
5	131,5	173,3	233,6	Д 146; К 146; ДР 127; ТС; БТ
6	36,4	5,0	36,9	Д 146; К146; ДР 127; ТС; БТ
7	500	0	500	Д 146; Ц144; ДР 127; ТС; БТ
Итого
по
скважине	1080,9	1955,0	2608,6

	Координаты характерных точек профиля скважины					Таблица 28
Точки	X	Y	Н
профи				α	φ
ля
О	0	0	0	0	—
А	0	0	330	0	—
В	19,4	7,6	465,5	17.5	21,4
С	365,1	143,1	1641,2	17,5	21,4
D	384,5 62	150,7	1776,7	0	--
Е	300	50	1950	74,36	230
F	276,6	22,1	1955,0	0	230
К	-44,8	-360,9	1955,0	0	230

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 14. План (а) и профили ГС в плоскостях OD (б) и DEK (в) 68

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Г л а в а 3

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 ∆Н и

горизонтальных Да,- проекций участков ствола скважины между точками замеров.

∆∆Н{ =∆∆licosāM NJi,

где

∆Li = Li+1-Li — длина участка ствола скважины между точками замеров;

´³

µ µ¶*

, ´³

µ µ¶*

средние

значения

зенитного и азимутального

углов

>

>

Gсоответственно на г-м участке.

Откладывая последовательно отрезки щ под соответствующими углами

, строят

план, а откладывая отрезки , под углами

, — профиль скважины.

Однако

такой

Во¸ -первых, построение¸

углов транспортиром недостаточно

способ построения неудобен.∆l

∆α

точно, во-вторых, допущенная где-либо ошибка влияет на все последующее построение.

Поэтому целесообразнее строить план и профиль
где	— проектный азимут	∆« ∆l sin ´ cos ´ G
скважины по координатам X, Y, Я, которые рассчитывают по следующим формулам:
´ , ´		скважины;	¸	³	³	п
п— средние азимут и зенитный угол наi-м участке.
³ В³	указанных формулах принято, что ось X направлена по проектному азимуту, а осьY—

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

A=√«> ; ->.

Пример

Построить план и профиль скважины по данным инклинограммы, приведенной в табл.

29.

Расчеты проводим по формулам (24), (25). Результаты их приведены в табл. 30.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 29

Инклинограмма скважины

Номер точек замера	28	29	30	31		32
Глубина по стволу
скважины
| м	1600	1700	1800	1900		2000
Зенитный угол а,	33°30'	32°00'	30°30'	29°15'		27°30'
град/мин
Азимут ф, град/мин	6310*	65°15'	66°30'	68°30'		69°45'
Координаты
начальной
точки	X32	= 939,9 м,Y32 = 77,3 м,				H32= 1722 м
Проектный азимут		φп=60°
Проектный отход
(смещение
забоя)		Апр=1150 м

Рис. 15. Построение плана и профиля скважины по данным инклино - метрии и прогноза:

1 — план и профиль скважины, построенные по данным прогноза с использов анием различных компоновок; 3 — желатель ное направление скважины для попадания в к руг допуска

2 — план и профиль ск важины, построенные по данным инклинометрии;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Результаты расчета плана и профиля скважины по данным инклинометрии

№	L,	α ,	φ,	град	град³	м					м
п/п	м	град	град				м		м			м		м
28	1600		33,5063,1764,2132,7554,0				4,0		84,1		738,054,0			1378
29	1700		32,0065,2565,8831,2551,6				5,3		85,5		792,058,0			1462
30	1800		30,5066,5067,5029,8849,4				6,5		86,7		843,663,3			1548
31	1900		29,2568,5069,1328,3846,9				7,5		88,0892,969,8					1634
32	2000	27,5069,75									939,977,3			1722

В соответствии с полученными данными строим план и профиль скважины (рис. 15).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Г л а в а 4

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).

Исходными данными для расчета являются:

— координаты проектного положения оси скважины по кровле продуктивного пласта:

Hпр,ХП Р,Упр;

—радиус круга допуска [R];

—координаты забоя скважиныX0, Y0, H0на момент прогноза;

—параметры кривизны на забое α0, φ0;

—закономерности изменения азимутального и зенитного углов при использовании

проектной компоновки в интервале H - H :

¹¹ 0ºпр, ¹¹ » .

¹ ¹

Чаще всего эти зависимости описываются линейными уравнениями

¹ J ; ¼ , ¹ J> ; ¼>

коэффициенты которых определяются на основе анализа промысловых данных.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 16 - Блок-схема расчета прогноза попадания сква жин в круг допуска

Значения коэффициентов а1 и b1для некоторых компоновок приведены в табл. 15. Расчеты целесооб разно проводить в соответствии с блок-схемой (рис. 16). Программа

решения задачи прогноза приведена в приложении 5.

Пример
Из предыдущей задачи имеем: Х0= 939,9 м; Y0 = 77,3 м; Н0 = 1722 м;	α0 = 27,5°; φ0

= 69,75°; Нпр = 2000; φп= 60°; Yпр = 0,50 м; Xпр = 1150 м; [R] = 60 м. Для дальнейшего бурения предполагается использо вать компоновку Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195; СБТ 127 x 9, для

которой, согласно [1, 2],	а1 = - 0,007;	b1 = - 0,00038; а2= 0,0 2; b2= 0.
Определим, попадает ли скважина в круг допуска.
Принимаем ∆l = 1	00.

=27,5 - 0,5*1,71 = 26,64°,

=69,75 + 0,5*100*0,02 = 70,75°,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

∆Х = 100sin26,64°cos10,75° = 44,06 м,

∆Y = 100sin26,64osin10,75° = 8,36 м,

∆H = 100cos26,64° = 89,4 м.

Результаты расчета сводим в табл. 31.

Таблица 31

Результаты расчета прогноза попадания скважины в круг допуска

∆Х, м	∆Y, м	∆H, м	Х,м	Y,м	H,м	α, град	φ, град
44,1	8,4	89,4	989,9	85,7	1811,7	25,8	71,75
41,2	9,3	90,7	1025,1	95,0	1902,3	24,1	73,75
38,3	10,1	91,8	1063,4	105,1	1994,1	22,6	75,75
35,5	10,7	92,9	1098,9	115,8	2087,0	21,0	77,75
		Хk= 1065,6 м;Yk =105,8 м;R = 135,3 м

Как видно из приведенных расчетов и построения по этим данным профиля и плана, скважина (рис. 15, линия 1) при использовании компоновки Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195 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: α0, φ0, X0, Y0, H0;

-характеристики имеющихся специальных неориентируемых компоновок;

-характеристики имеющихся турбинных отклонителей или механизмов искривления электробуров.

Этапы решения задачи:

1) определение величины корректировки азимута и зенитного угла;

2) исследование возможности корректировки параметров кривизны путем использования неориентируемых компоновок;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ КОРРЕКТИРОВКИ АЗИМУТА И

ЗЕНИТНОГО УГЛА

Определение необходимой величины изменения азимута ∆φ и нового значения зенитного угла α3 производят на основании построенных плана и профиля скважины.

Для этого на плане соединяют прямой линией текущий и проектный забой и определяют необходимое изменение азимута ∆φ (рис. 15).

Для нахождения требуемой величины зенитного угла на профиле откладывают проектную точку забоя (ее координаты Hпри Х0 + ак). Угол между вертикалью и линией, соединяющей проектный и текущий забои на профиле, дает необходимое значение зенитного угла α3.

Эти углы можно найти и аналитически:

	∆φ = φп - φ0 – arctg¾¿À½+S¾+,
	α3 = arctg							.
					—¾¿ÀS¾+˜ —½¿ÀS½+˜				(27)
					Q¿ÀSQ+
Для рассмотренного в главе 4 примера имеем (рис. 15):
Х0 = 939,9 м; Y0= 77,3 м; H0 = 1722 м; α0 = 27,5°; φ0 = 69,75°;
Hпр = 2000 м; Хпр= 1150 м; Yпр = 0; φпр = 60°;
	∆φ = 60o - 69,8o - arctg Sg"g,g," = -30,0о,
	α3 = arctg	E	Sg"g,g S			,"		38, 8™.
					> S >>
5.2.	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 регулируют изменением диаметра калибратора и расстояния между ним и долотом (табл. 3.2).

По данным [4], установка между долотом и калибратором удлинителя (переводника) длиной 0,5 м снижает темп набора зенитного угла с 0,075 ± 0,02 до 0,050 ± 0,015 град/м.

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 0,01 до 0,03 град/м в зависимости от величины зенитного угла. Установка центратора в месте касания

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

турбобура (УБТ) со стенкой скважины, а также удлинителя (переводника, УБТ, БТ) между забойным двигателем и долотом способствует росту темпа падения зенитного угла.

Корректировку а зимута прямыми неориентируемыми компоновками произвести значительно труднее в с вязи с большим влиянием на этот процесс геологических факторов (анизотропия пород, угол напластования и т. п.), а также слабой из ученностью вопроса.

Согласно [3], уст ановка между долотом и забойным дви гателем двух центраторов СН-212 с левой спиралью позволяет уменьшать, а с правой спиралью — увеличивать азимут с интенсивностью, соответственно, до 0,02 и 0,03 град/м.

Рис. 17. Шарнирные компоновки:

1 — долото; 2 — калибратор спиральный; 3 — центратор;

4 — направляющая штанга; 5 - шарнирная муфта; 6 — турбобур В ряде регионов для управления искривлением скважи ны начинают применять

шарнирные компоновки-, содержащие в своем составе шарнирную муфту Ш-170 (рис. 17). Закономерности изменения зенитного угла и азимута, получ енные при использовании

этих компоновок в Западной Сибири, даны в табл. 33.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

						Таблица 33
	Изменение азимута и зенитного углов при использовании
			шарнирныхкомпоновок
		Диаметр	Диаметр	Диаметр
Ком-		калибра-	второго		dα/dl,	dφ/dl,
	L, м			центрато-
поновки		тора	калибра-		град/м	град/м
				ра,du, мм
		d1, мм	тора d2, мм
1	5,2	214,5	_	213	-0,008	0,04 ± 0,01
2	5,2	215,9	214,5	213	+0,005	0,04 + 0,01
3	7,0	—	—	—	0,04 + 0,01	0,0
4	7,0	213	—	—	-0,05 ±	-0,03 + 0,01
					0,01

Принцип действия шарнирных компоновок при изменении зенитного угла показан на рис. 18. 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 испытывают 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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

				Таблица 34
Регулирование зенитного угла и азимута поворотом
	бурильного инструмента
	Интервал	Угол проворота	Изменение	Изменение
Компоновка		инструмента,	зенитного	азимута,
	бурения, м
		град	угла, град/100 м	град/100 м
Д 215,9; МЗГВ-2	5000-	+50	6-8	0,0
Ф7ПЗ	1000	+ 140	0,0	30-40
ТБПВ-127х9- 12 м		+230	-(8-9)	0,0
УБТ 178 - 10 м		-40	0,0	-(30-40)
ЛЕТ 147x11 -60 м	1500-	+ 110	-(9-10)	0,0
ТБПВ 127x9 - 800 м	1900	+200	0,0	40-50
ЛБТ 147x11		+290	-(9-10)	0,0
		+20	0,0	-(40-50)

РисРис.18.. Принцип18.Принципдействия шарнирныхдействия компоновокшарнирных Д 215,9; К 215; ШО-195; ТСШ1-195

При решении поставленной задачи из имеющихся в наличии прямых компоновок

выбирается та, которая обеспечивает среднюю

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

интенсивность изменения зенитного угла dα/dl и азимута dα/dl:
									Á		,
								dα/dl ≥ >YS+
где			Ä		>	Ä	>	dφ/dl ≥ >ÂÁ ,
								Ä		>
			—« G « ˜			; —- G - ˜		; —| G | ˜

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 создающей, как было показано выше, разворот азимута влево со средней интенсивностью

dφ/dl = -0,02±0,005 и увеличение зенитного угла с интенсивностью dα/dl = 0,05 + 0,015.

Имеем Н0= 1722 м; Х0 = 939 м; F0 = 76 м; α0 = 27,5°; φ0 = 69,75°; Нпр = 2000 м; Хпр = 1150 м; Yпр = 0,0; а2 = -0,02; b2= 0; а1= 0,05; b1 = 0. Расчеты по формулам (25) и (26) дают

следующие результаты (таблица 35).

Как видно из приведенных данных, при использовании и этой компоновки не обеспечивается попадание скважины в круг допуска. Это было очевидно и без расчета, так как

минимальная интенсивность изменения азимута должна быть:
		dα/dl ≥						> " , S> ,				град
				E Sg‘				S	> S >> 0,06				м .			Таблица 35
			Прогноз проводки скважины компоновкой
			Д 215,9; СН 212; СН-212Л; ЗТСШ-195
Н, м	Х, м	Y,м	φ,			α,		α,	φ,	∆Х,м		∆У,м			∆Н, м
			град			град		град	град
1722	940	77,3	69,75			27,5		30	68,75	49,4		7,6			87
1809	989	84,9	67,75			32,5		35	66,75	57,0		6,7			82
1891	1046	91,7	65,75			37,5		40	64,75	64,1		5,3			77
1967	1110	97,0	63,75			42,5
2000	1142,8	98,6	R= 99 м *

Компоновка с двумя центраторами обеспечивает уменьшение азимута с

интенсивностью 0,02 град/м.

5.3. КОРРЕКТИРОВКА ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ С ПОМОЩЬЮ

ОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК

Если применением различных неориентируемых компоновок невозможно добиться

попадания скважины в круг допуска, необходимо провести корректировку параметров

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кривизны ориентируемы ми компоновками. Поскольку корректиро вку проводят, как правило, на глубинах свыше 1000 м, где твердость пород относительно высо ка и требуется достаточно высокая мощность на долоте, для корректировки используют ТО-2, 2-3-секционные турбобуры с ШО, электробуры с механизмами искривления (МИ). Следует иметь в виду, что корректировку параметров кривизны нельзя проводить до и в интервалах возможной установки глубинного насосного оборудования (ЭЦН).

При проектировании исправительных работ ориентируемыми компоновками необходимо определить угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости αv, длину интервала исправительных работ l2.

При αу = 0° и αу = 180° происходит соответственно увеличение или уменьшение зенитного угла без измен ения азимута. При αу = 90° и αу = 270° и меет место максимальное изменение (соответствен но увеличение и уменьшение) азимута пр и минимальном изменении (увеличении) зенитного угла.

Существуют анали тический и графический методы определения αу и l2. При аналитическом методе используют формулы:

θ2 = arccos(cos∆φ*sinα1*sinα3 + cosα1 * cosα3),

(28)

l2 = θ2/i,

где θ2 — пространственный угол изменения направления оси с кважины за время работы отклонителя, необходим ый для изменения азимута на величину ∆φ , а зенитного угла— от до

l2 — интервал работы с отклонителем;

i— интенсивность искри вления, достигаемая данным отклонител ем.

Графический метод проектирования работ корректировке параметров кривизны

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Графический метод несколько менее точен, но более нагляден и прост. При этом на листе бумаги (рис. 19) откладывают отрезок OA, пропорциональный численной величине .

Под углом ∆φ к отрезку OA откладывают в том же масштабе отрезок АС, пропорциональный величине угла α3. Тогда отрезок СО даст нам в принятом масштабе величину угла θ2, а угол DOC будет характеризовать угол установки отклонителя относительно апсидальной

плоскости α , обеспечивающий заданное изменение азимута с одновременным изменением

у

зенитного угла от до α3. Х

Пример. Как было показано выше, при H0 = 1722 м, 0= 939,9 м, Y0 = 77,3 м, = 27,5°, φ0 = 69,75°, Нпр= 2000 м, Хпр = 1150 м, Упр = 0 м, φпр = 60° прямые компоновки не обеспечивают попадания скважины в круг допуска. Для корректировки параметров кривизны решаем использовать ШО-195, обеспечивающий радиус кривизны R = 570 м, откуда i= 0,1 град/м. Дальнейшее бурение до проекта предполагается вести компоновкой Д 215,9 СГН; ЗТСШ-195; ЛБТ 147x11 -25 м; СБТ 127x9.

В п. 5.1 было показано, что для попадания в круг допуска необходимо иметь ∆φ = - 30,0°, α3 = 38,8°

Однако следует учесть, что данные значения ∆φ и α3 получены при соединении текущего забоя с проектным прямой линией. При использовании же компоновки Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195, как показано в главе 4, зенитный угол уменьшился на 6,5°, а азимут увеличился на 8°. С учетом этого примем:

∆φ = -30,0 - 0,5 * 8 = -34,0° и α3 = 38,8 + 0,5 * 6,5 = 42,05°: По формулам (28) получаем

θ2 = arccos(cos(-34,0°) • sin 27,5° • sin42,05°+cos27,5° • cos42,05°) = 23,8°, αy= arccos[(cos27,5°cos23,8o-cos42,05o)/(sin27,5osin23,8°)] = 68,2o,

l2 = θ2/i = 23,8 / 0,1 = 238 м.

Определяем αу, l2 и θ2 графическим способом. Из построения (рис. 19) следует, что αу = 73,9°, θ2 = 23,8°, l2 = θ2/i= 23,8/0,1 = 238 м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 36

Координаты ствола скважины в интервале работы отклонителя

Н, м	Х, м	Y,м	φ,	α, град	α, град	φ,	∆Х,м	∆У,м	∆Н, м
			град			град
1722	940	77,3	69,75	27,5	29,4	62,5	39,2	1,74	69,7
1792	979	79,1	55,3	31,3	33,8	49,8	43,8	-7,9	66,5
1859	1023	71,1	44,2	36,4	39,3	39,9	47,6	-17,4	61,9
1920	1071	53,7	35,6	42,2

Таблица 37

Координаты ствола скважины в интервале работы прямой компоновкой Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195

Н, м	Х, м	Y,м	φ,	α, град	α, град	φ,	∆Х,м	∆У,м	∆Н, м
			град			град
1920	1071	53,7	35,6	42,2	41,6	36,1	31,6	-14,0	38,9
1959	1102	39,7	36,6	41,0	40,5	37,1	31,1	-13,1	39,6
1999	1133	26,6	37,6	39,9
2000	1134	26,2				R = 31м

Как видим, совпадение результатов аналитического и графического решения задачи

достаточно хорошее.

Найдем координаты забоя в конце интервала работы отклонителем. Весь интервал корректировки разобьем на три участка по 80 м так, чтобы в пределах каждого участка

изменение угла не превышало 10°.

Из формул (28) выразим α3 и ∆φ:
α3	= arccos(cosα1*cos (l2i) - cos αy * sin α1*sin (l2i)),
	JKLL{M •	]¸Æ *Å]¸Æ Y	–
		[\] [\] *Å[\] Y		(29)

Рассчитаем α3 и ∆φв конце каждого участка по формулам (29). В конце первого участка:

α3 = arccos[cos27,5° • cos(80 • 0,1) - cos68,2° • sin27,5° • sm(80 • 0,1)] = 31,3°,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

JKLL{M wcos 80 Å 0,1 G cos 27, 5™ Å cos 31, 3™z 14, 4™. sin 27, 5™ Å sin 31, 3™

Вконцевторогоучастка:

α = arccos[cos27,5o * cos(160*0,l) – cos 68,2o*sin27,5o *sin(160*0,l)] = 36,4°

3 JKLL{M wcos 160 Å 0,1 G cos 27, 5™ Å cos 36, 4™z 25, 6™. sin 27, 5™ Å sin 36, 4™

В конце работы отклонителя:

α = агссоs[cos27,5о*сos(240*0,1) – сos68,2о*sin 27,5о*sin(240*0,1)]=42,2°,

3 JKLL{M wcos 240 Å 0,1 G cos 27, 5™ Å cos 42, 2™z 34, 2™. sin 27, 5™ Å sin 42, 2™

После этого по уравнениям (25) рассчитываем координаты ствола в интервале работы

отклонителя.

R = E 1134 G 1150 > G 26> 31 м.

Рассчитаем по программе "Прогноз", попадает ли скважина в круг допуска при использовании вышеуказанной прямой компоновки Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195 после корректировки кривизны. Весь оставшийся интервал разобьем на два участка по 52 м. 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 31 м от его центра. Из построения следует, что для попадания ближе к проектной точке необходимо было при корректировке ∆φи α3 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 отклоняющую компоновку ориентируют 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.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В первых двух методах ориентирование отклонителя производят 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 производят в процессе бурения, и учитывать угол закручивания бурильной колонны под действием реактивного моменте нет необходимости.

6.1. 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:

αкр = ML/GJ, (30)

где М — крутящий момент;

L— длина стержня;

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:

Ä ÇÌ ÈÉÊË (31)

где М — 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 (ар) бурильной колонны определяется на практике по эмпирическим формулам.

В [4] предложены следующие зависимости:

Для компоновки Д 295,3; ТСШ-240; КП; УБТ-178 - 12 м; МП; ЛБТ-147х11 - 36 м; ТБПВ-127х9

αр =(0,04 + 0,05)L. (32)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для компоновки Д215,9; ТО-195; МП; ЛБТ-147х11 - 36 м; ТБПВ-127x9 - 500 м; ЛБТ-147x11 приведена таблица, данные которой аппроксимируются уравнением

αр = -17(±3) + 0,072(±0,003)L. (33)

В Суторминском УБР для компоновки Д215,9; ТО195; СБТ-127x9; ЛБТ-129x11 используют зависимость:

αр = 0,04LСБТ + 0,081АБТ, (34)

где LCBT, LЛБТ - соответственно длина стальных и алюминиевых труб, м.

6.2. 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 500-600 м.

Проектное положение отклонителяφпо после спуска должно быть: φпо = φпс + αp, (35)

где пс— проектный азимут скважины.

При переносе меток на неподвижную часть ротора отклоняющую компоновку сразу устанавливают в направлении φпо, это положение ее выдерживают в процессе спуска.

При переносе меток на бумажную ленту после окончания спуска бурильную колонну с приложенной лентой поворачивают так, чтобы направление нулевой метки совпадало с φпо.

6.3. 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 установки отклонителя на забое скважины, что существенно сокращает ошибки (промахи).

При ориентировании в вертикальном стволе над отклоняющей компоновкой устанавливают устройство ориентирования отклонителя (УОО-2, "Азимут"), а в наклонном стволе — магнитный переводник. И УОО-2, и "Азимут" дают азимут отклонителя на забое φот. Угол поворота бурильной колонны определяется по формуле

0 = φпс + αp - φот (36)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если значение θ п олучается отрицательное или больше 360°, то к нему соответственно прибавляют или из него в ычитают 360°.

При использовании магнитного переводника угол поворота бурильной колонны θ = β+αр+αу, (37)

где β— угол между апси дальной плоскостью и плоскостью действия отклонителя (показания инклинометра в МП); αу— необходимый угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости при

бурении. Угол установк и отклонителя при бурении αу отсчитывается от апсидальной плоскости вправо (но часовой стрелке) до плоскости действия отклонителя (ренерной оси отклонителя). При 0 < αу <180° азимут скважины будет возрастать, при 180° < αу<360° азимут уменьшается.

После поворота бурильной колонны на угол новое показа ние инклинометра должно

быть:

— в вертикальном стволе при использовании УОО-2 и "Азим ут" β/ =φпо = φпс + αр (±360); (38)

— в наклонном стволе в магнитном переводнике β/ = - αр - αу (±360). (39)

Пример. Проектный азимут скважины φпс = 310°; набор кривизны осуществляют компоновкой Д 295,3; ТСШ-240; КП; УБТ 178-12 м; МП; ЛБТ 1 47x11-36 м; СБТ 127x9 с глубины 400 м.

Рис. 20. Схема механизма искривления электробура:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а — двигатель (редуктор-вставка); б — механизм искривления; в — шпиндель;

1 — вал двигателя; 2 — муфты зубчатые; 3 — уплотнение валов; 4 — вал МИ;

5 — корпус МИ; 6 — корпус шпинделя; 7 — вал шпинделя; у — угол перекоса резьб корпуса МИ

По показаниям инклинометра в УОО-2 φот = 40°.

Угол закручивания бурильной колонны по формуле (32) равен αp = 0,045 • 400 = 18°. Необходимый угол поворота бурильной колонны θ = 310° + 18° - 40° = 288°.

Показания инклинометра после поворота на 288°: β/= 310°+ 18° = 328°.

6.4. ОРИЕНТИРОВАНИЕ С ПОМОЩЬЮ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Телеметрическая система СТЭ, которую применяют в электробурении (с некоторыми переделками можно использовать и при турбинном бурении), 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; —кабель; —фильтр присоединительный.

Отклонитель в электробурении создают 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).

Метку "0" УГИ наносят 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 устанавливают над электро-(турбо-)буром. Угол между плоскостью действия отклонителя (механизма искривления — МИ) и реперной осью УГИ называют углом смещения у, который отсчитывают по часовой стрелке от метки МИ до метки "0" УГИ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 21. Схема блока датчиков:

1 - ДПО; 2 — вращающая ся 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

6.4.1. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ В ВЕРТИКАЛЬНОМ СТВОЛЕ

В вертикальном стволе вращающаяся рамка, являющаяся рот ором ДПО и статором ДА, может занимать любое по ложение. Но сумма показаний приборов "Азимут" и "Отклонитель", как видно из рис. 22, дает азимут реперной оси УГИ ∑1 = φ + αφ = φ2. Азимут отклонителя при этом будет равен

φот = φ + αф – у ± 360°. (40) Необходимый уго л поворота бурильной колонны

θ = φпс - φот = φпс - φ - αφ + y ± 360°. (41)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 22. Обозначение углов и направление их отсчета:

1 — статор ДПО (корпус УГИ); 2 — ротор ДПО — статор ДА; 3 — ротор ДА;

4 — магнитный меридиан; 5 — след апсидальной плоскости; б — метка отклонителя; 7 — реперная ось отклонителя; 8 — реперная ось УГИ;

9 - метка "0" УГИ После поворота н а угол θ сумма показаний приборов " Азимут" и "Отклонитель"

должна быть равна проектному азимуту скважины плюс угол смещения: ∑2 = φпс+ у ± 360°. (42)

Пример 1. Проектный азимут скважины φпс = 100°, угол см ещения — 170°, показания "Азимут" φ = 40°, показа ния "Отклонитель" αφ = 30°. Определить угол поворота бурильной колонны.

Азимут отклонителя φот = 40° + 30° -170° = -100° = -100° + 360° = 260°.

Угол поворота бурильной колонны:

θ = φпс - φот = 100° - 260° = 160°. Поскольку вращение осуществляется только вправо,

θ = -160° + 360° = 200°.

После поворота бурильной колонны на 200° сумма показаний приборов "Азимут" и "Отклонитель" должна со ставить:

∑2 = φпс + у =100° +170° = 270° или 630°.

Пример 2. φпс = 340°, φ = 290°, αφ = 195°, у = 30°. Решение: φот = 290° + 195° - 30° = 455° = 95°,

84

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

θ = 340° - 95° - 245°,

∑2 = 340° + 30° = 370° или 10°.

6.4.2. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ В НАКЛОННОМ СТВОЛЕ

В наклонном стволе вращающуюся рамку УГИ устанавливают 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

αот = αφ * у (43) Угол поворота бурильной колонны

θ = αу - αот = αу - αφ + у. (44)

После поворота показания прибора "Отклонитель" должны быть равны αу + у. α — азимут ствола скважины (показания ДА); αу — угол между апсидальной плоскостью и реперной осью УГИ; φ2— азимут реперной оси УГИ; у — угол смещения.

Пример. Расчетный угол установки отклонителя αу = 130°, угол смещения у = 75°. После спуска отклонителя в скважину по показаниям прибора "Отклонитель" αφ = 190°. Угол поворота бурильной колонны

θ = 130° - 190° + 75° = 15°.

Показания прибора "Отклонитель" после поворота бурильной колонны на 15°. αφ' = 130° + 75° = 190° + 15° = 205°.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ ИНТЕНСИВНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ

СКВАЖИНЫ И УГЛА ЗАКРУЧИВАНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ РАБОТЕ С ОТКЛОНЯЮЩЕЙ КОМПОНОВКОЙ

Имеющиеся зависимости 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.

1. Определение интенсивности искривления. При искривлении в вертикальной плоскости интенсивность определяют по формуле

i = (α3 – α1)/l

где α1 — зенитный угол в начале интервала; α3 — зенитный угол в конце интервала;

85

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

l — длина интервала.

При пространственном искривлении интенсивность находят из выражения

i = θ2/l = (1/l)arccos(cosα1*cosα3 + sinα1 * sinα3 * cosΔφ), (46)

где Δφ — изменение азимута на участке; θ2 — пространственный угол искривления скважины.

Можно использовать и более простую формулу

i = (1/l) > ; — Å M N ±Ä˜>, (47)

где — разность зенитных углов;

±Ä G средний зенитный угол.

2. Определение угла закручивания бурильной колонны.

При забуривании наклонного участка из вертикального ствола отклоняющую компоновку ориентируют относительно сторон света таким образом, чтобы азимут плоскости ее действия при бурении совпадал с проектным азимутом скважины на данном участке. С этой целью при ориентировании отклоняющую компоновку устанавливают в азимуте

φот= φпс+ αРP (48)

где φпс — проектный азимут скважины на данном участке;

αРP — расчетный угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента. После бурения 40-50 м, когда диамагнитная труба вошла на 20-30 м в искривленный

участок, производят спуск инклинометра в бурильную колонну и определяют фактический азимут пробуренного искривленного участка. Фактический угол закручивания бурильной колонны

αРФ = φот- φ = αРР + φпс – φ, (49)

При корректировке параметров кривизны наклонного ствола ориентирование отклонителя производят относительно апсидальной плоскости. После бурения 40-50 м через бурильный инструмент измеряют зенитный угол и азимут в диамагнитной трубе и определяют фактическое изменение азимута Δφ. По полученным данным строят треугольник (см. рис. 23) и находят фактический угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости αуф. Разность αур – αуфбудет поправкой выбранного угла закручивания. Уточненное значение угла закручивания:

αРФ = αРР + αу– αуф. (50)

86

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 23. Опр еделение фактической интенсивности искривления

Пример. Зенитн ый угол в начале интервала корректировки α1= 10°, азимут φ1 = 120°, необходимый зенитный угол α3 = 21,3°, необходимый азимут — 160°, расчетный угол закручивания бурильной колонны αр= 90°. Расчетная интенсивность искривления ip = 0,18 град/м.

Графическим мето дом (треугольник ОБА на рис. 23) был определен расчетный угол установки отклонителя при бурении αур = 65°, пространственный угол искривления α2= 15°, интервал бурения отклонителемl2 = θ2/ip = 100 м.

При ориентирова нии отклонитель был установлен от носительно апсидальной плоскости под углом αо т0 = αур + αр= 65° + 90° = 155°. После бурения двухсекционным отклонителем 50 м был произведен замер инклинометром через бурильную колонну. Показатели инклинометра в АБТ на расстоянии 30 м после первона чального забоя составили: азимут 139,8°, зенитный угол α3= 14°, изменение азимута Δφ/= 139,8° - 120° = 19,8°.

Строим треуголь ник ОВ'А. Из него следует, что фак тический угол установки отклонителя при бурени и αуф = СОВ' = 57°, отсюда фактический угол закручивания бурильной колонны:

αрф =90°+ 65°-57° = 98°, θ2 = OS' = 5,7°.

Таким образом, фактическая интенсивность искривления: i = θ2//0,19 = 5,7/30 = 0,19 град/м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ЗЕНИТНОГО УГЛА И АЗИМУТА НА ЗАБОЕ

СКВАЖИНЫ ПРИ КОНТРОЛЬНОМ ЗАМЕРЕ В ТРУБАХ АБТ НАД ОТКЛОНИТЕЛЕМ

После бурения определенного интервала производят контрольный замер в АБТ, расположенной над отклонителем. При этом определяют зенитный угол α3 и азимут φАБТв

точке, расположенной выше забоя на длину отклоняющей компоновки (15-25 м). 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 OAдлиной, пропорциональной величине начального зенитного угла αур. В точке А строят угол ОАВ', равный разности φАБТ_φ1

откладывают отрезок АВ', равный в принятом масштабе α3. Соединяют точки В' и О. Длина отрезка В'О характеризует пространственный угол искривления ствола скважины на участке от начального забоя до точки замера в АБТ — θ'2. Находят фактическую интенсивность искривления

i = θ2/lАБТ

где lАБТ - расстояние от начального забоя до точки замера в АБТ.

Рассчитывают пространственный угол искривления на всем участке бурения с отклонителем

θ2 = iф *l

где l — длина интервала работы с отклонителем.

На графике откладывают отрезок ОВ", равный в принятом масштабе углу θ2. Точку В"

соединяют с А.

В полученном треугольнике длина отрезка В"А характеризует зенитный угол на забое, а угол ОАВ" — общее изменение азимута.

Пример. Начальный зенитный угол α1= 10°, начальный азимут φ1 = 120°. После бурения 50 м был произведен замер в АБТ (на 20 м выше забоя) и получены следующие данные: α3 = 14°, φ' = 139,8°, ∆φ' = 19,8°.

Строим треугольник ОАВ'. Фактическая интенсивность искривления iф= 0,19 град/м. На всем участке работы с отклонителем:

θ2 = iфl= 0,19*50 = 9,5°.

Строим треугольник ОАВ". Величина зенитного угла на забое (пропорциональная длине отрезка АВ") равна α3 = 16,7°. Общее изменение азимута ∆φ = <ОАВ" = 26°. Азимут на забое φ = 165,8°.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

Это связано с двумя обстоятельствами. Угол изменения азимута ∆φ и новое значение зенитного угла определяют по линии, соединяющей проектную и текущую точки забоя (рис. 24). Тем самым предполагают, что, во-первых, разворот скважины осуществляется мгновенно в точке А, во-вторых, что при дальнейшем бурении прямой компоновкой параметры кривизны не изменяются. На самом деле изменение параметров кривизны отклоняющими компоновками производят 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 быть решена в два этапа. На первом — по существующей методике определяют α3 и ∆φ и рассчитывают участок корректировки параметров кривизны (линия 0-3 на рис. 24). Затем рассчитывают участок бурения выбранной прямой компоновкой (линия 3-4-5-6) и определяют прогнозную точку забоя С. 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 В. Соединим на плане точки В и С и на продолжении ее отложим отрезок DB

= ВС.

На профиле отложим Ad = AD. Соединив A с D и A' с D/найдем новые значения ∆φ/ и

∆α3, которые обеспечат попадание скважины достаточно близко к центру круга допуска

(линия АВ).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 24. Решение задачи корректировки параметров кривизн ы и задачи прогноза

п опадания в круг допуска в два этапа:

∆φ, α3 — изменение азимута и новое значение зенитного угла на первом этапе расчета; ∆φ, α3 — то же на втором этапе расчета; АС, АС — план и профиль скважины (расчетные) на первом этапе (линия прицеливания АВ); АС, АС1 — план и профиль скважины (расчетные) на втором этапе (линия прицеливания AD ); 0- 1-2-3 — план и профиль скважины на участке работы ТО; 3-4-5-6 — план и профиль скважины на участке работы прямой компоновкойзабоя С. 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 в. Соединим на плане точки В и С и на продолжении ее отложим отрезок DB = ВС.

На профиле отложим Ad = AD. Соединив А с Dи Л' с D', найдем новые значения ∆ϕ' и ∆ которые обеспечат попадание скважины достаточно близко к центру круга допуска (линия АВ).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 25. План куста № 109 (Западная

Приложение 1

План куста № 109

											Таблица 38
	№	№	Пере-	Ази-	Сме-			±X	-ŠÍ	Цель
		сква-				Hв	Hкр,				Забой,
	п/	жин	меще-	мут,	шение,		м	мин		бурени	м
	п		ние	град	м	м		Град	град	я
		ы
	1	7804	5	103,4	845	40	2490	1845	25	Эксп.	2735
	2	6431	5	75,3	445	70	2490	1015	20	Нагн.	2631
	3	7803	5	136,3	535	90	2490	1215	20	Эксп.	.2649
	4	7795	15	6,3	420	110	2490	930	20	То же	2626
	5	7814	5	160,1	935	40	2490	2030	30	»	2767
	6	6430	5	183,7	75	80	2490	145	20	Нагн.	2991
	7	7802	5	186,4	575	110	2490	1300	20	Эксп.	2658
	8	7794	15	300,7	455	130	2490	1015	20	Тоже	2633
	9	7813	5	186,1	845	100	2490	2315	30	»	2819
	10	7801	5	213,5	907	70	2490	2000	30	»	2756
	1	6429	5	238,9	505	40	2490	ИЗО	20	Нагн.	2643
	1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приложение 2

Таблица 39

Компоновки инструментов, рекомендуемые для

малоинтенсивного увеличения зенитного угла

№	Диаме	Диаметр и	Первый		Второй			Центратор на		Ожидаемая
КНБ	тр	секционн	калибратор		калибратор			турбобуре		интенсивнос
К	долот	ость								ть
			Диаметр	Место	Диаме		Место	Диаметр	Место
	а, мм	забойного	, мм	установ	тр, мм		установ	, мм	установ	увеличения
		двигателя,		ки от			ки от		ки от	зенитного
		мм/шт.		торца			торца		торца	угла,
				долота,			долота,		долота,	град/10м.
				мм			мм		мм
1	215,9	195/3	213,5-21 1,00-2,		Удлинитель из			——	—	0,80-0,90
			4,0	00	УБТ 146		длиной
					2-3 м
2	215,9	172/1	215,9	0,25	—		—	УБТ178	7,5-8,0	0,40-0,80
										0,20-0,40
3	215,9	195/3	215,0-21	0,60	—		—	—	—	0,60-0,10
			3,0
4	295,3	240/3-2	295,3	0,80-2,	—		—	—	—	0,10-0,20
				30
5	295,3	195/3	295,3	0,30	—		—	—	—	0,20
6	295,3	195/3	286,0	0,60	—		—	—	—	0,30-0,40
7	215,9	195/3	215,9	0,90	215,9		1,5	—	—	0,20-
										0,40
8	215,9	195/3	215,9	0,25	215,9		2,2	—	—	0,20-,040
9	215,9	195/3	215,9	0,25	215,9		0,7	—	—	0,20-,040
10	295,3	240/3	295,3	1,00	295,3		2,2	—	—	0,20-0,40
11	215,9	195/3	215,9	0,25	215,9		0,7	213,0	1,3-1,5	0,10-0,25
12	215,9	195/3	215,9	0,25	215,9		0,7	215,9	1,9-2,0	0,20-0,30
13	215,9	195/3	215,9	0,25	—		—	212,0-21 1,5-1,8		0,15-0,20
								4,0
14	295,3	240/3	295,3	0,30	—		—	290,0-29 1,5-1,8		0,15-0,20
								3,0	и
									20,0-22
									,0
15	215,9	195/1-3	215,9	0,50	Удлинитель из ПК 127×9 Д3					1,00-2,00

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приложение 3

Таблица 40

Компоновки инструмента, рекомендуемые для стабилизации

параметров кривизны

№	Диамет	Диаметр и	Калибратор		Первый центратор		Центратор на
КНБ	р	секционност					турбобуре
К	долота,	ь забойного
			Диаметр	Место	Диаметр	Место	Диаметр	Место
	мм	двигателя,	, мм	установк	, мм	установк	, мм	установк
		мм/шт.		и от		и от		и от
				торца		торца		торца
				долота,		долота,		долота,
				мм		мм		мм
1	215,9	195/3	213-215	0,95	—	—	—	—
2	215,9	195/3	—	—	212-214	1,8-2,5	—	—
3	295,3	240/3	285-287	1,50	—	—	—	—
4	295,3	240/3	290-292	0,30-0,50	—	—	—	—
5	295,3	240/3	—	—	282-286	3,0-4,5	—	—
6	215,9	172/3	215,9	1,20	213	7,5	—	—
7	215,9	172/3	215,9	0,25	208-210	1,5-1,2	—	—
8	215,9	195/3	215,9	0,25	212-214	2,0-1,5	—	—
9	215,9	195/3	215,9	0,25	212-214	5,0-4,0	—	—
10	215,9	195/3	213-214	0,70	212	1,4	—	—
11	295,3	240/3	295,3	0,30	275-280	3,5-3,0	—	—
12	295,3	240/3	295,3	0,30	291-293	8,0-7,0	—	—
13	215,9	195/3	—	—	214	1,5	210	12-13
14	295,3	240/3	—	—	280	3,5	270	24
15	139,7	105(127)/3	—	—	137-138	1,0-1,5	135	12-13
16	215,9	195/3	215,9	0,25	212-214	1,5-1,8	212-214	12-14
17	295,3	240/3	295,3	0,30	290-293	1,5-2,0	290-293	12-14
18	139,7	105(127)/3	139,7	0,15	136-137	0,6-0,8	136-137	12-13

Примечание. В случаях применения забойных двигателей меньшей

секционности в КНБК включить УБТ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 41

Результаты применения фактических неориентируемых компоновок

инструмента в ООО «Тюменбургаз»

											Интенсивность
											искривления,
						Первый		Второй			град/10м,
				Калибратор							«+» -
			Тип			центратор		центратор
											возрастание
		Диам	забойн							Интер
	№										«—» -
		етр	ого							вал
	КН										убывание
		долот	двигат							бурен
	БК
					Место		Место		Место
		а, мм	еля,							ия, м
					устано		устано		устано
			УБТ			Диам		Диам			Зенитн
				Диамет	вки от		вки от		вки от			азим
						етр,		етр,			ого
				р, мм	торца		торца		торца			ута
						мм		мм			угла
					долот		долот		долот
					а, мм		а, мм		а, мм
				Для стабилизации параметров кривизны
		215,9	3ТРХ	214,5	0,76	—	—	—	—	2740-2	0,00	—0,2
			(ТН)							900		5
	1
			195							3855-3
		215,9		215,9	0,75	—	—	—	—		—0,25
			Д 172							961		+0,04
			УБТ	138-13		УБТ				2400-2
	2	139,7			1,00	121	—	—	—		+0,01	+0,13
			121	9						800
						80 М
	3	215,9	3ТРХ	213-21	0,25	210-2	1,20	—	—	906-15	0,00	+0,05
			195	5		12				00
	4	215,9	3ТРХ	215,4	0,76	212	1,50	—	—	2065-2	0,00	+0,13
			195							138
			3ТРХ
	5	295,3	240	293,5-2	1,30	288	2,50	—	—	2340-2	+0,05	—0,1
			(А9ГТ	95,3						708		0
			Ш)
			3ТРХ	213,9-2						1432-2		—0,0
	6	215,9	(ТН)		0,25	212	1,50	212	12		—0,01
				15,9						717		5
			195
					Для уменьшения зенитного угла
			3ТРХ							970-13
			195									—0,1
				—	—	—	—	—	—	35	—0,41
	7	215,9	3ТРХ									3
				—	—	—	—	—	—	1900-2	—0,37
			(ТН)									+0,15
										500
			195
	8	215,9	3ТРХ	210	0,25	—	—	—	—	1500-1	—0,20	+0,09

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

			195							700
	9	215,9	ТН 195	213	0,55	—	—	—	—	2740-3	—0,12	+0,06
										040
										Продолжение таблицы 41
	10	215,9	ТН 195	212	0,25	212	1,20	—	—	2940-3	—0,23	+0,10
										040
	11	295,3	3ТРХ	—	—	—	—	—	—	1624-2	—0,23	—0,2
			240							743		4
			3ТРХ			210-2				2413-2
	12	215,9	195	—	—		0,80	—	—		—0,22	+0,09
						12				527
			ТН 195
			3ТРХ
	13	295,3	240	—	—	288	1,00	—	—	2605-2	—0,20	—0,1
			(А9ГТ							824		0
			Ш)
	14	139,7	Д 105	—	—	137	0,65	115	4-5	2800-3	—0,21	0,00
										100
			Убт			Убт				2400-2		—0,2
	15	139,7		139	0,15	121-	—	—	—		—0,31
			121							600		3
						80 м
				Для увеличения (малоинтенсивного) зенитного угла
			3ТРХ19							868-90
			5									0,00
										6	+0,13
	16	215,9	3ТРХ	215,9	0,25	—	—	—	—			—0,0
										1600-2	+0,28
			(ТН)									7
										900
			195
			3ТРХ							2420-2
	17	215,9	(ТН)	215,5	0,75	—	—	—	—		+0,19	0,00
										840
			195
	18	215,9	Д 195	215,3	0,75	—	—	УБТ	7,00	1940-3	+0,27	0,13
								178		320
	19	215,9	Д 172	215,3	0,25	—	—	УБТ	7,50	2340-2	+0,50	—0,2
								178		720		0
	20	295,3	3ТРХ	295	0,92	—	—	—	—	2535-2	+0,13	+0,13
			240							686
			3ТРХ
	21	295,3	240	293,0-2	0,30	—	—	—	—	2200-3	+0,15	+0,21
			(А9ГТ	95,3						700
			Ш)
		138,1	УБТ			УБТ				3000-3		—0,1
	22			139	0,15	121-	—	—	—		+0,27
		(РСА)	121							280		9
						80 М

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приложение 4

Программа "Прогноз" попадания скважины в круг допуска const

rad =180/Pi;

procedure Gr2Rad (var x: real); begin

x:=x/rad;

end; var

lst: text;

stud_info, st: string; H, X,Y, S, Ze,Az Hp, Xp, Yp, Azp, Rp, a1,a2, b1,.b2, dH,dX, dY,dS,dL,

dZe, cZe, dAz, cAz, k, R: real;

begin

Assign (lst,'prn');

Rewrite (lst);

Writeln(' Программа "Круг2'");

Writeln ('Введите группу, фамилию >'); Readln (stud_info);

Writeln ('Введите текущееположение забоя Н(м), Х(м),', 'Y(M), S(M), Ze(град), Аz(град)');

Writeln ('где S - отход забоя от устья по горизонтали'); Writeln (' Ze - зенитный угол, AZ- азимут');

Readln (H,X,Y,S,Ze,Az);

Writeln ('Введите проектное положение забоя Hp, Xp, Yp,', ' Azp, Rp>'); Readln (Hp,Xp,Yp,Azp,Rp);

Writeln ('Введите коэффициенты а1(град/м), b1(1/м),',

'а2(град/м), b2(1/м)>');

Readln (а1,b1,а2,b2);

Writeln (lst,' Группа и фамилия студента: ',studd_info); Writeln(lst,' ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ');

Writeln (lst,'H=',H:0:2,', Х=',Х:0:2,'; Y=', Y:0:2,'; S=',S:0:2, ';

Ze=',Ze:0:2,'; Az=',Az:0:2);

Writeln (lst,'Hp=',Hp:0:2,'; Xp=',Xp:0:2,'; Yp=',Yp:0:2, ';Azp=',Azp:0:2,'; Rp=',Rp:0:2);

Writeln (lst,'a1=',al:0:2,'; bl=',bl:0:2, '; a2=,,a2:0:2,'; Ь2=',Ь2:0:2);

Writeln (1st,' ПРОГНОЗ попадания забоя в круг допуска');

st:='--------------------------------------------	' +
Writeln (lst,st);

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Writeln (lst,'| Н,мI х,м | Y,M |',

' S,MI Ze,rpI Az,rp|'); Writeln (lst,st);

dL := Hp-H;

Gr2Rad (Ze); Gr2Rad (Az);

Gr2Rad (Azp); Gr2Rad (al); Gr2Rad (a2);

repeat

dZe := dL * (al+bl*Ze) / (l-0.5*bl*dL); while dze> 5/rad then begin

dL:= dL/2;

dZe:= dL * (al+bl*Ze) / (1-0.5*bl*dL); end;

cZe := Ze + 0.5*dZe; dAz := (a2+b2*cZe)*dL; cAz:=Az + 0.5*dAz;

dX := dL*Sin(cZe)*Sin(cAz); dY := dL*Sin(cZe)*Cos(cAz); dH:=dl*Cos(cZe);

dS:= dX*Sin(Azp) + dY*Cos(Azp);

X:=X+dX; Y:= Y+dY; H:= H+dH; S:=S+dS; Ze :=Ze+dZe; Az:- Az+dAz;

Writeln (lst, '| ',H:8:2, '| ',Х:8:2, '| 'Y:8:2,

'| ',S:8:2,'|',Ze*rad:8:2,' |',Az*rad:8:2,'|'); UNTIL H>=Hp;

k:=(Hp-H)/dH;

X:=X+k*dX; Y:= Y+k*dY; H := H+k*dH; S := S+k*dS; Ze:=Ze+k*dZe; Az:= Az+k*dAz;

Writeln (lst, ' | ',H:8:2,' | ',X:8:2,' | ',Y:8:2, ' |', S:8:2,' | ',Ze*rad:8:2,' | ',Az*rad:8:2,' |');

Writeln (lst,st);

R := Sqrt (Sqr(Xp-X) + Sqr(Yp-Y)); Writeln (lst,'R=',R:8:2);

ifR>Rp

thenst := 'Вы HE попали в круг допуска' elsest:= 'Вы попали в круг допуска'; Writeln (lst,st);

end.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Литература

1.Акбулатов Т. О., Левинсон Л. М. Расчеты при бурении наклонных скважин.- Уфа:

УГНТУ, 1994.

2.Инструкция по бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин на

севере Тюменской области: РД 00158-758-217.— Тюмень, 2001.

3.Инструкция по бурению наклонно направленных скважин в Башкирии: СТО

03-144-85.- Уфа, 1985.

4.Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных

месторождениях Западной Сибири: РД 39-014870-6.027-86 — Тюмень: СибНИИНП, 1986.

5.Инструкция по технологии бурения электробурами нефтяных и газовых скважин.-

М.: ВНИИБТ, 1974.

6.Калинин А. Г., Григорян И. А., Султанов Б. 3. Бурение наклонных скважин:

Справочник.— М.: Недра, 1990.

7.Технологические требования для проектирования оптимального профиля и

определения количества насосных наклонно направленных скважин на кусте нефтяного месторождения: РД 39-0147276-246-88P. Ввод. 01.03.88 - Уфа: БашНИПИнефть, 1988 - 25 с. с ил.

8.Технологический регламент на проводку наклонных скважин по проектному

профилю: РД 39-0147276-512-78P - Уфа: БашНИПИнефть, 1987.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СОДЕРЖАНИЕ

Введение………………………………………………………………………………………… 3

Глава 1. Построение схемы (плана) куста………………………………………...………......... 4 1.1 .Построение схемы расположения устьев скважин……….….…………………………….…5

1.2.Определение очередности бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков ……………………………………………………….………...7

Глава 2. Расчет и построение профиля наклонной скважины………………………….……….10

2.1.Выбор типа профиля…………………..………………………………………………….….11

2.2.Требования к кривизне наклонных скважин (ограничения на интенсивность

искривления)…………………………………………….… …...………..………………………12 2.3. Выбор компоновок для бурения наклонных скважин……………………………….….......15 2.3.1.Компоновка низа бурильной колонны (К Н БК ) для

бурения вертикальных у…….………………………………………………………….…15 2.3.2. КНБК для участков набора зенитного угла..…………………………...……………...….17 2.3.2.1. Ориентируемые компоновки ………………………………………………..………......17 2.3.2.2. Определение расчетной интенсивности искривления ствола скважины при исполь-

зовании турбинных (электро-) отклонителей………………………………………….…….…21 2.3.2.3. Неориентируемые компоновки для увеличе- ния (добора) зенитного угла……...…………………………………………………..…………27 2.3.3. Компоновки для бурения участка стабилизации

(прямолинейно-наклонного)………………………………………….………..…………...29 2.3.4. Компоновки для уменьшения зенитного угла…….……………………………….…......29 2.3.5. Компоновки, позволяющие бурить различные

участки наклонной скважины …………………………………………....31 2.4. Расчет профилей наклонно направленных скважин ……………………………..…..…...32 2.4.1. Расчет трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла……………………………………………….......………….….32

Пример расчета……………………………………………………………………….……….33 2.5. Расчет профиля скважины с горизонтальным окончанием………………………………………………....……………………..……...54 2.5.1. Устье ГС находится в одной плоскости с горизонтальным окончанием..….................................................................................................................54 Пример расчета................ ..……...……….………….…………………..…………….. 57 2.5.2. Устье не лежит в плоскости горизонтального ствола…………….. ……..…...60

Пример расчета…………………………………………….....................................…...63

Глава 3. Построение фактических плана и профиля скважин……………..….. 69

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пример………………………………………………………………….………….…... 70

Глава 4. Прогноз попадания ствола наклонно направленной.

скважины в круг допуск……………………………………………………….….......73 Пример...............................………………………………………………………….…...75

Глава 5. Проектирование работ по исправлению параметров кривизны наклонно направленной скважины..................…………………..…....76

5.1.Определение величины корректировки азимута и зенитного угла……………….77 5.2. Корректировка направления ствола скважины неориентируемыми компоновками……………………………………………………………….78

5.3.Корректировка параметров кривизны с помощью ориентируемых

компоновок………………………………. .. ……………………………………….83

Глава 6. Ориентирование отклоняющих компоновок..……………………………88

6.1.Определение угла закручивания бурильной колонны……………………….……88 под действием реактивного момента забойного двигателя……………….……….….89

6.2.Ориентирование при прямом методе………………..……………….………..…...90

6.3.Ориентирование при косвенных методах……………………………..…….……..91

6.4.Ориентирование с помощью телеметрических систем ........................................92

6.4.1.Ориентирование отклонителя в вертикальном стволе……………………...…..95

6.4.2.Ориентирование отклонителя в наклонном стволе………………………96

Глава 7. Определение фактической интенсивности искривления скважины и угла закручивания бурильной колонны

при работе с отклоняющей компоновкой………………………….……………….98

Глава 8. Определение значений зенитного угла и азимута на забое скважины при контрольном замере в трубах АБТ

над отклонителем…………………………………………………………….………...102

Глава 9. Совместное решение задачи по корректировке параметров кривизны и прогноза попадания скважины

в круг допуска………………………………………………….…………………………….…..104

Приложение 1………………………………………………………………….……….107 Приложение 2………………………………………………………...……………...…108 Приложение 3…………………………………………………………………………..109 Приложение 4…………………………………………………………………………..112

Литература………………………………………………………..…………………….115

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ

АкбулатовТимур Османович Левинсон Лев Михайлович Салихов Равиль Габдуллинович ЯнгировФаритНаилович

РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Зав. редакцией И. Н. Гольянова

Редактор Р. М. Манаева

Технический редактор Т. П. Плитпко

Корректор Ф. И. Ларинбаева

Компьютерная верстка М. В. Чепурнова

Техническое редактирование, корректура, верстка,

подготовка оригинал-макета выполнены

в ООО «Издательство научно-технической литературы"Монография"»

450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.: [phone].

Подписано в печать 17.05.2012. Формат 60 х 84

Гарнитура «PetersburgC». Усл. печ. л. 6.97. Уч.-изд. л. 6.5.

Тираж 500. Заказ 210.

ООО «Недра»

192141, Санкт-Петербург, ул. Фарфоровская, 18.

Тел.: [phone]

Отпечатано в полном соответствии с качеством предоставленных оригинал-макетов в ООО "ДизайнПолиграфСервис"

450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65, оф. 102; тел.: [phone],52-40-36

Почта: 450000, Уфа-центр, а/я 1535, ал почта: dizain

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект»

Программный комплекс «Инженерные расчеты строительства скважин»

(Руководство пользователя)

Москва

2009

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
	ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]
	Содержание
ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................		4
1. ГЛАВНАЯ ФОРМА............................................................................................		5
1.1. Ввод и редактирование месторождений, кустов, скважин.............................................		6
1.2. Копирование информации в базе данных. .......................................................................		6
1.3. Копирование информации из внешней базы данных. ....................................................		7
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ......................................................................................		8
2.1	Форма «Скважина»..............................................................................................................	8
2.2	Форма «Геология». ..............................................................................................................	8
2.3	Форма «Буровой раствор/Буровой насос». .....................................................................	10
2.4	Форма «Профиль». ............................................................................................................	11
2.4	Форма «Обсадная колонна». ............................................................................................	12
2.4	Форма «Рейсы/КНБК/Бурильная колонна». ...................................................................	13
3.1	Растворы. ...........................................................................................................................	15
3.2. Обсадные трубы................................................................................................................		15
3.3. Бурильные трубы..............................................................................................................		15
3.4. Двигатели. .........................................................................................................................		15
3.5. КНБК..................................................................................................................................		16
3.6. Каталог...............................................................................................................................		17
4. ПРОФИЛЬ..........................................................................................................		18
4.1. Загрузка формы «Проектирование профиля/Анализ сближения стволов» ................		18
4.2. Форма «Инклиномтрия». .................................................................................................		18
4.3. Форма «Объекты бурения»............................................................................................		18
4.4. Форма «Проектирование профиля»................................................................................		19
4.5. Форма «Анализ пересечений».........................................................................................		20
5. ОБСАДНАЯ КОЛОННА..................................................................................		22
5.1. Загрузка формы «Обсадная колонна» ............................................................................		22
5.2. Форма «Параметры расчета»...........................................................................................		22
5.3. Подбор конструкции обсадной колонны. ......................................................................		22
5.4. Форма «Эпюры» ...............................................................................................................		22
5.5. Форма «Результаты расчета» ..........................................................................................		22
5.6. Форма «Отчеты». ..............................................................................................................		23
6. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ......................................................................................		24
6.1. Загрузка формы «Цементирование»...............................................................................		24
6.2	Форма «Параметры цементирования». ...........................................................................	24
6.3	Форма «Скважина»............................................................................................................	24
6.3	Форма «Растворы».............................................................................................................	24
6.4. Расчет.................................................................................................................................		28
6.5. Результаты расчетов.........................................................................................................		28
7. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА ................................................................................		29
7.1. Загрузка формы «Бурильная колонна»...........................................................................		29
7.2	Форма «Проверочные расчеты для заданной глубины»................................................	29
7.3	Форма «Анализ нагрузок и моментов для всех глубин». ..............................................	35
7.4. Форма «Подбор состава бурильной колонны»..............................................................		37
7.5. Спуск обсадной колонны на бурильных трубах............................................................		37
7.6. Форма «Расчет проходимости». ......................................................................................		37
7.7. Форма «Турбобур-отклонитель».....................................................................................		39
7.8. Форма «Расчет прихвата». ...............................................................................................		39
		2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

8. ГИДРАВЛИКА ПРОМЫВКИ..........................................................................	40
8.1. Загрузка формы «Гидравлика промывки». ....................................................................	40
8.2 Форма «Скважина»............................................................................................................	40
8.3 Форма «Параметры расчета»............................................................................................	40
8.4. Форма «Результаты расчета». .........................................................................................	42
8.5. Форма «Отчеты». ..............................................................................................................	42
9. БУРОВАЯ УСТАНОВКА ................................................................................	43
10. ПОДЪЕМ/СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ..............................................	44
10.1. Загрузка формы «Подъем/Спуск обсадной колонны». ...............................................	44
10.2. Форма «Параметры расчета».........................................................................................	44
10.3. Форма «Эпюры/Скважина». ..........................................................................................	45
10.4. Форма «Расчет проходимости». ....................................................................................	45

\

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

ВВЕДЕНИЕ

Программный комплекс «Инженерные расчеты строительства скважин» представляет собой интегрированный пакет программных модулей, позволяющий решать инженерные задачи и задачи оперативного контроля процесса строительства скважин, оперативно анализировать процессы, протекающие в ходе строительства скважины, накапливать данные о построенных скважинах. В качестве методической базы программного комплекса используются утвержденные отечественные руководящие документы. В состав программного комплекса входят следующие модули:

Профиль. Обсадная колонна. Цементирование. Бурильная колонна.

Гидравлика промывки. Нормативно-справочная информация. Отчетность.

Модули «Обсадная колонна», «Бурильная колонна», «Гидравлика промывки» обладают возможностью проводить проектные расчеты и получать оптимизированные решения по конструкции обсадной колонны, компоновке колонны бурильных труб, программе промывки.

Комплекс проектных расчетов позволяет на базе Группового проекта провести проектные расчеты для индивидуальной скважины с учетом ее геологических и конструктивных особенностей.

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

1.ГЛАВНАЯ ФОРМА

Главная форма содержит элементы управления, позволяющие создавать и редактировать объекты расчета, копировать их в текущей базе данных и импортировать из внешний баз данных.

Вверхней части формы находятся три группы меню. Первая содержит элементы:

Справочники - вызывает формы ввода и редактирования справочников.

Импорт данных – позволяет импортировать данные из внешних баз данных.

Выход – выход из программы.

Вторая группа меню предназначена для вызова форм ввода и редактирования исходных и промежуточных данных программного комплекса и содержит элементы:

- «Скважина».

- «Геология».

- «Буровой раствор/Буровой насос».

- «Профиль».

- «Обсадная колонна».

- «Рейсы/КНБК/Бурильная колонна».

Третья группа меню вызывает модули расчетных задач:

Проектирование профиля и анализ сближения стволов.

Расчеты обсадной колонны.

Расчеты бурильной колонны.

Расчеты цементирования обсадных колонн.

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Гидравлические расчеты промывки и спуско-подъемных операций.

1.1.Ввод и редактирование месторождений, кустов, скважин.

1.Для ввода и редактирования месторождений необходимо в меню «Справочники» выбрать «Каталог» и в нем категорию «Месторождения».

2.Ввод и удаление скважин производится из меню иконками ;

редактирование через иконку - «Скважина».

3.Выбор куста для скважины осуществляется на форме ввода и редактирования данных скважины. Если необходимого куста в базе данных еще не существует, необходимо ввести его название в пустую строку меню.

4.Изменение названия куста производится на форме ввода и редактирования данных скважины для каждой принадлежащей ему скважины.

5.Изменение названия месторождения производится на форме ввода и редактирования данных скважины для каждой принадлежащей ему скважины.

6.Для того, чтобы удалить куст или месторождение, необходимо удалить все соответствующие скважины.

Важно! Каждая скважина в программном комплексе может иметь множество вариантов расчетов (проектные, фактические, допроектированные с учетом частично пробуренного ствола и так далее). Под понятием «ствол» в программном комплексе понимается такой вариант расчета. «Основной» ствол включается в анализ сближения стволов скважин.

Создание нового, удаление, редактирование названия ствола осуществляется с помощью иконок .

1.2. Копирование информации в базе данных.

При формировании исходных данных для расчетов скважины часто представляется удобным воспользоваться информацией по ранее введенным скважинам. На скважину переносится геология, на ствол – буровой раствор, профиль, обсадные колонны, рейсы КНБК (компоновка инструмента).

Для копирования геологии с одной скважины на другую необходимо:

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

1.В дереве скважин в левой части главной формы выбрать скважину, с которой требуется скопировать геологию и перейти к пункту «Геология»;

2.Перетащить иконку «Геология» в дерево скважин на любую скважину или вложенный элемент для этой скважины.

3.В появившемся окне «Копирование данных» выбрать необходимые пункты и нажать кнопку «Копировать».

Для копирования конструкции обсадных колонн (бурового раствора, профиля) с одного ствола на другой необходимо:

1.В дереве скважин в левой части главной формы выбрать скважину и ствол, с которого требуется скопировать обсадные колонны и перейти к пункту «обсадные колонны».

2.Перетащить иконку «Обсадные колонны» в дерево скважин на любой ствол или вложенный элемент для этого ствола.

3.В появившемся окне

«Копирование данных» выбрать необходимые пункты, в частности, необходимо ли копировать рейсы КНБК.

Можно, например, ввести новую, «пустую», скважину и сформировать все исходные данные, скопировав геологические данные из одной скважины, конструкцию обсадных колонн – из другой, профиль – из третьей.

1.3. Копирование информации из внешней базы данных.

Для импорта скважин из внешних баз данных необходимо:

1.Вызвать пункт меню «Копирование данных».

2.Выбрать базу данных, содержащую информацию для копирования. Программа автоматически сравнивает базы данных, и жирным шрифтом отмечает скважины, которые в текущей базе отсутствуют.

3.Отметить скважины, подлежащие копированию. Нажать кнопку «Импорт». Копироваться будут только скважины отсутствующие в текущей базе данных.

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

2.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

При эксплуатации программного комплекса необходимо учитывать, что результаты решения одной задачи могут являться исходными данными для других задач. И после изменения, например конструкции обсадных колонн, необходимо заново провести расчеты цементирования, бурильной колонны, гидравлики промывки с новыми исходными данными.

Исходные данные по геологии относятся ко всем вариантам расчета (стволам), остальные исходные данные принадлежат конкретному варианту расчета.

Для вызова форм ввода исходных данных можно воспользоваться пиктограммой в верхней части главной формы или дважды щелкнуть на соответствующем названии дерева левой части формы.

2.1 Форма «Скважина».

На форме «Скважина» вводятся и редактируются основные данные о скважине и ее координатах.

Координаты устья скважины вводятся в декартовых координатах в виде смещений от реперной точки. В случае, если известны координаты какой-либо скважины на том же кусте, можно ввести «Азимут смещения» (направление движения станка) и «Смещение по азимуту» (сдвижку) и рассчитать через них координаты вводимой скважины. На рисунке в правой части формы отображается взаимное расположение скважин куста.

2.2 Форма «Геология».

На форме находятся семь вкладок. Вкладки «Стратиграфия», «Нефтеносные пласты». «Газоносные пласты», «Водоносные пласты», «Поглощение бурового раствора» служат для ввода и редактирования данных, вкладки «Геология» и «Диаграммы» – для отображения введенных параметров. Для редактирования пласта необходимо дважды

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

по нему щелкнуть. Для ввода давлений и градиентов давлений существуют следующие правила:

1.По умолчанию градиент пластового давления соответствует водяному столбу, градиент давления гидроразрыва принимается равным 0.18 кг/см2/м.

2.Для каждого интервала должны быть заданы как значения давлений, так и значения градиентов давлений. Вводить же необходимо или давления или градиенты. Пересчет второго параметра инициализируется кнопками «Градиент->Давление» «Давление-> Градиент».

3.Градиент давлений на одном интервале (в одном пласте), как правило, имеет одно значение. Но может принимать различные значения, если сначала вводятся значения давлений, затем пересчитываются градиенты давлений. Например, на интервале давление задается одним значением,

градиенты давлений после пересчета будут иметь разные значения в начале и конце интервала.

4.В верхней части формы находятся кнопки для расчета давлений. Кнопка «Пластовое давление» инициализирует расчет пластового давления по высоте водяного столба, кнопка «Давление гидроразрыва» - расчет давления гидроразрыва по формуле Гаврилкевича.

5.Чаще всего встречается следующий алгоритм ввода данных по пласту: выбор пласта по наименованию или индексу или ввод индекса, ввод конечной глубины

пласта (начальная по умолчанию принимается равной окончанию предыдущего пласта), редактирование градиентов пластовых давлений и градиентов давлений гидроразрыва, пересчет давлений по кнопке «Градиент->Давление», редактирование коэффициента кавернозности (по умолчанию принимается равным 1.25).

При вводе геологии часто встречается следующая ситуация: данные скопированы с соседней скважины, и необходимо только поменять глубины залегания

пластов. Глубины изменяются непосредственно на вкладке «Стратиграфия». При этом происходит перерасчет давлений по известным градиентам давлений.

Если начинать ввод продуктивного пласта с вкладки «Стратиграфия» (кнопки «Добавить нефтеносный пласт», «Добавить газоносный пласт», «Добавить водоносный пласт», «Добавить поглощение бурового раствора), значения градиентов пластового

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

давления и давления гидроразрыва для нового пласта принимаются равными соотвтветствующим значениям активного стратиграфического пласта.

Важно! После ввода и редактирования данных необходимо нажать кнопку «Расчет».

2.3 Форма «Буровой раствор/Буровой насос».

При добавлении или редактировании бурового раствора можно воспользоваться справочником растворов. Загружаемые при этом реологические свойства растворов

(плотность, пластическую вязкость, ДНС) можно поменять непосредственно на форме.

Для задания глубины применения раствора

существуют следующие правила:
	начало	применения	раствора
	определяется как конец		интервала
	применения предыдущего раствора;
	глубина	раствора	может
	устанавливаться по стволу, вертикали,
	до забоя;

пересчет вертикальных глубин в ствольные и наоборот происходит автоматически по кнопке «Сохранить».

На форме отражается график введенной плотности раствора и предельных, рассчитанных с учетом п. 2.7.3.3 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Буровые насосы выбираются из справочника. В нижней части формы отражается расход и максимальное давление насоса для возможных диаметров поршня. В поле «Расход насоса, л/сек» можно пересчитать подачу насоса с учетом справочной нормы наполнения.

10

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

2.4 Форма «Профиль».

На форме осуществляется ввод и редактирование точек профиля с использованием трех параметров: глубины по стволу, зенитного угла, азимута. В левой части профиль представлен в табличном виде, в правой - в виде горизонтальной и вертикальной проекций, и трехмерной траектории. «Быстрый ввод данных» служит для ввода и

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

редактирования нескольких точек. Кроме того, в форму быстрого ввода легко вставить данные из буфера памяти компьютера, предварительно скопировав их, например из Excel или Word. При этом важно соблюдать последовательность столбцов: глубина по стволу, зенитный угол, азимут.

Важно! Для актуализации данных после ввода и редактирования необходимо воспользоваться кнопкой «Расчет».

2.4 Форма «Обсадная колонна».

Ввод конструкции обсадной колонны осуществляется в два этапа:

Задание типа, глубины спуска, внешнего диаметра колонны и диаметра долота, которым ведется бурение под колонну.

Задание секций, включая длину,

тип соединения, толщину стенки, группу прочности.

Для задания глубины остановки обсадной колонны существуют следующие правила:

глубина спуска колонны может устанавливаться по стволу, вертикали, до забоя;

пересчет вертикальных глубин в ствольные и наоборот происходит автоматически.

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

При вводе колонны можно назначить одну секцию на всю длину, задав тип соединения, толщину стенки и группу прочности.

Секции обсадной колонны выбираются из справочника. Длина секции может задаваться или рассчитываться автоматически до устья. Нормативные коэффициенты запаса прочности для каждой секции рассчитываются по «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», 1997г. в зависимости от диаметра колонны и типа соединения.

Важно! Для расчета цементирования хвостовиков необходимо, чтобы колонна была доведена до устья. Осуществляется за счет секций БК или НКТ, на которых хвостовик спускается и через которые осуществляется цементирование.

Порядок спуска секций колонн можно менять

стрелками .

По умолчанию для колонны (если заданы две ступени цементирования – для каждой ступени) задаются параметры растворов, применяемых в процессе крепления скважины. В модуле «Проверка ОК на прочность» по составному столбу этих растворов рассчитываются внешние давления на момент окончания цементирования. Кроме того, эти данные являются исходными для расчетов в модуле «Цементирование».

2.4 Форма «Рейсы/КНБК/Бурильная колонна».

Под рейсом понимается интервал одинаковой буримости, для которого применяются одинаковая компоновка буровой колонны и режимные параметры бурения.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Вавтоматизированном режиме рейсы формируются по кнопке «Сформировать рейсы по обсадным колоннам и буровым растворам» в зависимости от интервалов расположения обсадных колонн и применения буровых растворов.

Внижней части формы для каждого

рейса задается состав бурильной колонны и компоновка низа бурильной колонны. Форма поэлементного ввода и редактирования компоновки позволяет работать с различными типами оборудования, при этом в нижней части формы отражаются свойства, присущие конкретному типу.

Элемент панели управления позволяет менять очередность компонентов в конструкции колонны.

Элемент позволяет загрузить компоновку для текущего рейса из

справочника. Элемент позволяет сохранить компоновку текущего рейса в справочнике для дальнейшего использования.

В случае ввода (редактирования) бурильной трубы на форме ввода становятся доступными кнопки

для учета ее износа. Износ определяется согласно «Рекомендациям по эксплуатации и порядку разбраковки бурильных труб на предприятиях нефтегазодобывающего комплекса» 2000 г. При нажатии кнопок II или III толщина стенки бурильной трубы уменьшается согласно раздела 3.5. «Рекомендаций по эксплуатации и порядку разбраковки бурильных труб на

предприятиях нефтегазодобывающего комплекса» 2000 г. При нажатии кнопок I толщина стенки восстанавливается до номинального размера. Изменения геометрии бурильной колонны учитываются в дальнейшем при расчетах несущей способности.

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

3. СПРАВОЧНИКИ

При решении задач оптимального проектирования колонн обсадных труб, бурильных колонн, программы промывки алгоритм программы самостоятельно подбирает оборудование, применяемое в процессе бурения. Для того, чтобы оборудование участвовало в алгоритме автоматизированного подбора, необходимо отметить поле «Наличие» соответствующего справочника.

3.1 Растворы.

При вводе растворов указываются реологические свойства, которые участвуют в гидравлических расчетах. Кроме того, указывается в каком качестве может использоваться жидкость.

3.2. Обсадные трубы.

Структура и состав данных об обсадных трубах соответствует «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997г. Информация вводится в двух формах: «Типы соединений обсадных» и «Обсадные трубы».

3.3. Бурильные трубы.

Структура и состав данных о бурильных трубах соответствует «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997г. Форма «Типы бурильных труб» соответствует Приложению 1 «Обозначения труб, принятые в ИРБК». Форма «Группы прочности бурильных труб» соответствует Приложению 17 «Механические свойства материалов бурильных труб по ГОСТ Р 50278-92 / стандартам АНИ» и Приложению 18 «Механические свойства материалов бурильных труб по ГОСТ 631-75 (СБТ) и РД 39-013-90 (АБТ)». Форма «Группы прочности бурильных труб» соответствует Приложению 21 «Геометрические и прочностные характеристики бурильных замков по ГОСТ 528675» и Приложениям 23-25 «Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и крутящие моменты для замковых соединений…».

3.4. Двигатели.

Справочник двигатели содержит сведения о турбобурах, турбобурах-отклонителях, винтовых двигателях.

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

При вводе характеристик двигателей следует руководствоваться следующим:

1.Справочная величина «Перепад давления на турбине в рабочем режиме» рассчитывается для «Оптимального расхода» (рабочего расхода) и «Плотности бурового раствора». В задаче расчета промывки скважины перепад давления на турбодвигателе пересчитывается с учетом реальных расходов и плотности бурового раствора.

2.В случае ввода новых двигателей в первоисточнике могут отсутствовать параметры «Оптимальный расход» (рабочий расход) и «Плотность бурового раствора». В этом случае расход можно определять как среднее арифметическое между минимальным и максимальным расходом, а плотность бурового раствора принимать равной 1.2 г/см3.

3.5.КНБК.

Справочник содержит «стандартные» наборы элементов КНБК, применяющиеся для бурения (проработки) определенных интервалов одинаковой буримости. Формируются «стандартные» КНБК в модуле ввода данных «Рейсы/КНБК/Бурильная колонна».

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

3.6. Каталог.

Каталог содержит номенклатуру месторождений, типов операций, элементов, материалов и других списков, использемых в программном комплексе, в том числе и в справочниках.

Например, для ввода (редактирования) типов элментов, входящих в состав КНБК, необходимо выбрать категорию «Конструкция» и

группу «КНБК». Для ввода (редактирования) диаметров долот, необходимо выбрать категорию «Конструкция» и группу «Диаметр долота».

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

4.ПРОФИЛЬ

4.1.Загрузка формы «Проектирование профиля/Анализ сближения стволов»

После вызова задачи из главной формы программного комплекса появляется форма, в левой верхней части которой находятся элементы «Инклинометрия», «Объекты бурения», «Анализ пересечений», «Проектирование профиля», «Отчет», вызывающие соответствующие формы.

4.2. Форма «Инклиномтрия».

Загружается по умолчанию введенную ранее информацию о профиле. На вкладке «Табличные данные» приведены основные параметры, описывающие элементы профиля. В верхней части вкладок «Вертикальная проекция» и «Горизонтальная проекция» находятся поля «Глубина по вертикали», «Отклонение от устья (нарастающая)», «Смещение на север», «Смещение на восток», в которых отражается текущее положение курсора на рисунке. На вкладке «Вертикальная проекция» изображена развертка профиля скважины.

Иконки на вкладке «Трехмерный профиль» позволяют с использованием левой клавиши мышки производить следующие действия:

- выделяет на рисунке область и отображает ее на весь рисунок;

- вращение рисунка вокруг осей;

- перемещение рисунка по экрану;

- изменение масштаба рисунка; - изменение глубины рисунка.

4.3. Форма «Объекты бурения».

Объект бурения задает точку или площадь, расположенную, как правило, в пределах

границ продуктивного

пласта, на которую должен

быть нацелен профиль.

Отход объекта от устья в горизонтальной плоскости задается с использованием локальных, глобальных или полярных координат. Отчет локальных и полярных координат ведется от устья скважины. Для начала отсчета

глобальных координат берется реперная точка, от которой задавались «Смещение устья с-ю» и «Смещение устья з-в» при вводе параметров скважины.

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Параметры «Азимутальный угол входа в объект» и «Зенитный угол входа в объект» задаются, если известна ориентация траектории при входе в объект. По умолчанию они имеют нулевые значения.

4.4. Форма «Проектирование профиля».

На данной форме выполняются основные действия по проектированию и редактированию профиля скважин с использованием различных способов. Двухмерные профили скважин строятся как частные случаи трехмерных. Выбор способов осуществляется на вкладках в нижней части формы. В зависимости от сложности выбранного способа в таблице, описывающей траекторию появляется один или несколько однородных участков. Исходные данные для расчета интервала остаются доступными для редактирования в таблице. При установке курсора на интервал в таблице в нижней части открывается вкладка соответствующего способа построения.

Кнопка позволяет добавить строку снизу к построенному профилю, кнопка

- сверху от текущего положения курсора. Кнопки позволяют отменить и вернуться к операции построения профиля. В поле «Тип участка» таблицы отражается способ построения интервала. Для перерасчета профиля после редактирования активных полей необходимо воспользоваться кнопкой

.

Способ «Пространственная кривая».

Способ характерен для роторного бурения. Кривая не является плоской и находится на цилиндрической поверхности. Исходные данные задаются двумя составляющим интенсивности: по зениту и азимуту, и для этих значений строится пространственная кривая до достижения значения одного из параметров, заданного на форме:

глубина по стволу;

глубина по вертикали;

зенит;

азимут.

Способ «Плоская дуга на точку».

Способ характерен для турбинного бурения. Кривая является плоской, то есть располагается на поверхности шара. Исходные данные задаются интенсивностью искривления профиля и углом установки отклонителя. Для этих значений строится плоская кривая до достижения значения одного из параметров, заданного на форме:

глубина по стволу;

глубина по вертикали;

зенит;

азимут.

Кроме того, может быть задана цель, которую профиль должен достичь по плоской кривой. В этом случае интенсивность искривления профиля и угол установки отклонителя определяются автоматически.

Способ «Плоская дуга на направление».

Способ характерен для турбинного бурения. Кривая является плоской. Исходные данные задаются направлением касательной (азимутом и зенитным углом) к дуге в конечной точке. Для этих значений строится плоская кривая до достижения значения одного из параметров, заданного на форме:

глубина по стволу;

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

глубина по вертикали;

Или указывается интенсивность искривления, с которой должны быть достигнуты указанные азимут и зенитный угол.

Способ «Участок стабилизации».

Профиль продляется по направлению касательной в последней точке до заданной глубины по стволу или по вертикали.

Способ «Дуга-Прямая -Дуга».

Расчетным путем подбирается участок профиля до цели, состоящий из трех интервалов: плоской дуги, прямой, плоской дуги. Цель задается путем выбора из имеющихся объектов бурения или заданием координат цели и направления профиля при входе в цель («Вектор на цель»: Зенитный угол и Азимутальный угол). Параметры участка задаются одним из трех способов:

пространственная интенсивность каждой дуги;

вертикальные глубины начала и окончания прямолинейного участка;

длина прямолинейного участка (участка стабилизации).

4.5.Форма «Анализ пересечений».

На форме производится анализ сближения профиля текущей скважины с уже построенными и проектируемыми скважинами. Форма имеет три вкладки: «Табличные данные», «Диаграмма сближений», «Трехмерный профиль».

На первом шаге необходимо с помощью кнопки вызвать интерфейс для выбора скважин, участвующих в анализе.

В таблице отражаются скважины доступные для анализа. В их числа попадают те, устья которых отстоят от устья анализируемой скважины не более, чем на величину, указанную в поле «Радиус охвата». В поле «Наличие проектного профиля» и в поле «Наличие фактической инклинометрии» отражается одноименных данных в базе данных. Для выделения проектной и фактической инклинометрии из множества других, принадлежащих скважине, стволу при вводе присваивается статус «основной». Выбор скважин для анализа имеет следующую последовательность:

1.Редактируется поле «Радиус охвата» (по умолчанию имеет значение 4000м). После нажатия на кнопку «Обновить» меняется список скважин, участвующих в анализе.

2.Назначениями в одном из полей «Участие в анализе сближения» выбирается, какая инклинометрия: проектная или фактическая, будет участвовать в анализе. Если ни в одном из полей не стоит галочка, скважина в анализе не участвует.

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

3.Кнопкой «Сохранить» фиксируется номенклатура скважин, участвующих в анализе.

После закрытия интерфейса для выбора скважин на вкладке «Табличные данные» появляются три таблицы. В верхней части экрана отображаются данные по отдельным точкам анализируемого ствола. При установке курсора на определенную точку в двух нижних таблицах для отображаются расстояния от этой точки до отобранных скважин в горизонтальной плоскости и минимальное в пространстве (в последнем столбце). В остальных столбцах приведены пространственные параметры точек отобранных скважин, от которых отсчитываются расстояния.

Вкладка «Диаграмма сближений» предназначена для отображения минимальных расстояний в графическом виде. По оси абсцисс (горизонтальной) откладываются ствольные глубины анализируемой скважины, начиная от точки, отмеченной на вкладке «Табличные данные», до забоя. По оси ординат (вертикальной) откладываются минимальные расстояния между скважинами. Допустимое сближение между скважинами задается в поле «Допустимое сближение» и отображается на диаграмме зеленой линией.

На вкладке «Трехмерный профиль» отражаются профили выбранных для анализа скважин. Отметками в поле «Минимальное сближение в плоскости» и в поле «Минимальное сближение в пространстве» можно вывести точки, отмеченные на вкладке «Табличные данные».

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

5.ОБСАДНАЯ КОЛОННА

5.1.Загрузка формы «Обсадная колонна»

В левой верхней части формы, загружающейся при вызове задачи, находится элемент «Обсадная колонна», в который выбирает колонну, для которой проводятся расчеты. Ниже находится пункты меню «Эпюры», «Параметры расчета», «Подбор секций», «Результаты расчета», которые вызывают соответствующие формы.

5.2. Форма «Параметры расчета».

Форма «Параметры расчета» загружается при инициализации задачи и служит для формирования исходных данных расчета. В средней части формы отражается:

конструкция обсадной колонны;

геология;

буровой раствор;

параметры цементирования обсадной колонны.

Внижней части формы выводятся редактируемые нормативные коэффициенты запасов прочности. Значения коэффициентов принимаются согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997г. В верхней части формы приведены редактируемые параметры, участвующие в расчетах нагрузок на обсадную колонну. Расчет внешних избыточных давлений

производится как разность наружных и внутренних давлений или по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки (п. 2.16 «Инструкции по расчету обсадных колонн…»).

5.3.Подбор конструкции обсадной колонны.

По кнопке «Подбор секций» производится проектировочный расчет многосекционной обсадной колонны согласно раздела «Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн» «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин».

5.4. Форма «Эпюры»

На форме «Эпюры» результаты вычислений представлены в виде графиков. По кнопке «Расчеты» вычисляются эпюры наружных и внутренних давлений, на их основе эпюры наружных

ивнутренних избыточных давлений для различных этапов строительства и эксплуатации скважин. Сравнение избыточных давлений с нормативными позволяет построить эпюры коэффициентов запаса прочности. Растягивающая нагрузка в обсадной колонне на соответствующих эпюрах сравнивается с нормативной для растяжения в замках (по телу трубы)

идля работы в клиновом захвате.

5.5. Форма «Результаты расчета»

На форме «Результаты расчета» отражаются числовые значения эпюр давлений, а также нормативные и минимальные расчетные коэффициенты запаса прочности от всех нагрузок.

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

5.6. Форма «Отчеты».

Форма «отчеты» позволяет выбрать произвольную номенклатуру отчетов по исходным данным и результатам расчетов и вывести их в форме документа Word.

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

6.ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ

6.1.Загрузка формы «Цементирование»

В левой верхней части формы, загружающейся при вызове задачи, находится выпадающее меню «Обсадная колонна», в котором выбирают колонну, для которой проводятся расчеты. Ниже находится пункты меню «Параметры цементирования», «Скважина», «Растворы», «Анимация», «Отчет», «Результаты расчета», которые вызывают соответствующие формы.

6.2 Форма «Параметры цементирования».

Форма «Параметры расчета» служит для формирования исходных данных расчета для текущей обсадной колонны. Указывается количество ступеней для цементирования,

глубина	установки		муфты	для
двухступенчатого		цементирования,		высота
цементного		стакана,	нормативный
коэффициент		безопасности.		Под
коэффициентом		безопасности понимается
отношение	максимального		давления в
произвольной	точке открытого			ствола

скважины в процессе цементирования к давлению гидроразрыва в той же точке.

Если предполагается двухступенчатое цементирование, переход между ступенями осуществляется кнопками и .

6.3 Форма «Скважина».

Отражаемая на форме информация формируется по ранее введенным исходным данным и носит иллюстративный характер. В верхней части отражается гидравлический канал, по которому проходят жидкости в процессе цементирования. Цветами выделены участки внутри обсадной трубы, открытый ствол, затрубье в предыдущей колонне. В нижней части отражаются характеристики секций текущей обсадной трубы.

Важно! В случае расчета цементирования хвостовиков необходимо, чтобы колонна была доведена до устья. Осуществляется это в форме ввода «Обсадная колонна» за счет секций БК или НКТ, на которых хвостовик спускается и через

которые осуществляется цементирование.

6.3 Форма «Растворы».
Форма	загружается при инициализации задачи.
В верхней части формы		находится таблица
для	ввода и редактирования жидкостей,

участвующих в процессе цементирования. В нижней части формы находится таблица для формирования плана закачки.

Ввод и редактирование закачиваемых

жидкостей.

Жидкости можно выбирать из справочников. Размер порций можно вводить в виде объема с

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

последующим пересчетом на ствольные глубины или через интервал установки по стволу с последующим пересчетом на объемы.

Рекомендации по вводу глубин и расчёту объёмов:

Промывка: глубина «От» - 0 м, глубина «До» - глубина забоя, объём рассчитывается и всегда равняется объёму всей скважины (кнопка «Рассчитать по глубинам»).

Буфер, второй буфер: глубина «От» - 0 м, объём вводится вручную, глубина «До» рассчитывается (кнопка «Рассчитать по объёму» напротив поля «До, м»).

Гель-цемент, цемент: глубина «От» и «До» вводится вручную, объём рассчитывается (кнопка «Рассчитать по глубинам»). Для цемента к объёму автоматически добавляется объём цементного стакана (для первой ступени цементирования).

Продавочный буфер: Глубина «До» - глубина забоя, объём вводится вручную, глубина «От» рассчитывает (кнопка «Рассчитать по объёму напротив поля «От, м»). От объёма продавочного буфера автоматически отнимается объём цементного стакана. В случае использования продавочного буфера для продавки необходимо корректировать глубину «До».

Продавка: глубина «От» - 0 м, глубина «До» - глубина забоя, объём рассчитывается (кнопка «Рассчитать по глубинам»).

Для буфера, второго буфера и гель-цемента глубину «От» и «До» можно задать на любой момент времени, в который раствор полностью находится в затрубном пространстве. Конечное положение растворов определяется исходя из объёмов растворов, закачанных позже.

Втаблице отражаются результаты ввода. Следует иметь в виду, что в поле «От» и в поле «До» отражаются глубины расположения продавочной жидкости, цемента и гель-

цемента на момент окончания цементирования. Для остальных жидкостей эти значения относятся к другим, произвольным моментам времени. В поле «отклонение от расчетного объема» отражается разность объема интервала открытого ствола скважины и объема находящейся на этом интервале жидкости. Такая разность может образоваться, например, в результате следующих действий: задан цемент на интервале глубин, рассчитан его объем, после этого в результате изменения кавернозности поменялся объем скважины. Для устранения разности объемов необходимо в форме «Редактирование раствора» произвести пересчет объемов по глубинам или глубин по объемам. Можно также воспользоваться кнопкой «Рассчитать объемы растворов» и пересчитать объемы всех жидкостей в соответствии с интервалами их расположения.

Цементировочные агрегаты.

Для задания агрегатов для цементирования текущей обсадной колонны необходимо в форме, вызываемой по кнопке выбрать агрегат и втулку. В таблице в столбцах «Расход» и «Давление» отражаются диапазоны значений для выбранной втулки. Конкретные значения скорости агрегата и расхода подбираются при формировании плана закачки.

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Формирование плана закачки жидкостей.

План закачки формируется для всех жидкостей за исключением промывочной. Текущий план, отражаемый в таблице закачки относится к строке, выделенной в таблице жидкостей. При добавлении (редактировании) порции закачки объем порции можно задать следующими способами:

произвольный объем вручную

По кнопке Max – будет задан нераспределенный на ранее введенные порции объем жидкости.

По кнопке MAX – будет задан весь заданный при вводе объем жидкости.

С использованием характеристик цементировочных агрегатов. В

загружаемой по кнопке форме выбирается агрегат, втулка, скорость и двойным щелчком или кнопкой «Добавить расход» определяется расход, сумма которого отражается в поле «Суммарный расход».

По кнопке «Проверить на гидроразрыв» производится сравнение давлений в открытом стволе и давления гидроразрыва на момент окончания закачки анализируемой порции.

Отражение плана закачки.

Диаграмма в правой нижней части формы имеет две вкладки:

План закачки растворов.

План безопасной продавки.

План закачки растворов отражает сформированный план в координатах «РасходВремя».

План безопасной продавки предназначен для контроля правильности задания расходов продавочной жидкости и имеет следующее содержание. Известно, что наиболее опасным с точки зрения гидроразрава пласта в открытом стволе является окончание этапа закачки продавочной жидкости, когда основной объем цемента находится в затрубье. Кривая на плане выделяет область расходов без гидроразрыва, скорректированная с учетом коэффициента безопасности. План закачки продавочной жидкости не должен пересекать кривую. Для изменения последовательности порций закачки предназначены кнопки .

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

План безопасной продавки.

На форме, вызываемой кнопкой «Рассчитать план продавки», производится:

Автоматизированное формирование плана безопасной продавки.

Расчет расходов, обеспечивающих

замещение буферной жидкости цементом на турбулентном режиме.

Под планом безопасной продавки понимается план закачки продавочной жидкости, обеспечивающий гидродинамические давления в стволе не более, чем давления

гидроразрыва	умноженные	на
коэффициент безопасности.

Для автоматического назначения расходов всем жидкостям, кроме продавочной,

необходимо снять метку «Оставить план закачки растворов до продавки без изменений» и назначить один расход на все жидкости.

Колич

ество

порци й для продав ки задает ся от одной

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

до четырех. На каждую порцию, кроме первой, задается объем. Объем первой порции определяется автоматически.

По кнопке «Рассчитать план закачки» рассчитываются расходы, при которых максимальные гидродинамические давления для каждой порции отличаются от давления гидроразрыва на величину коэффициента безопасности и строится график безопасной продавки на вкладке «План безопасной продавки».

На вкладке «План закачки растворов» в графическом виде представлен полный план закачки растворов. Кроме того, приведен график рекомендуемых расходов жидкостей, обеспечивающий замещение буферной жидкости цементом на турбулентном режиме в открытом стволе. Начало графика соответствует выходу цемента в затрубье, конец - входу головной части цемента в предыдущую колонну или окончанию цементирования.

6.4. Расчет.

В ходе расчета производится детальное моделирование процесса цементирования. При установке метки «Ликвидировать отрыв» расчеты производятся из условий отсутствия отрыва, при этом определяется величина противодавления на выходе канала цементирования, необходимого для устранения отрыва.

6.5. Результаты расчетов.

Результаты моделирования представлены в виде графиков:

Объемы растворов.

Уровни растворов.

Давление в открытом стволе.

Закачанный объем.

Коэффициент вытеснения.

Давления.

Расход.

Скорости замещения.

Графики «Объемы растворов», «Уровни растворов», «Закачанный объем» строятся в зависимости от времени в секундах и минутах или от закачанного объема.

На графиках «Объемы растворов» и «Уровни растворов» по оси ординат снизу вверх откладывается канал, по которому проходит цементирование. Горизонтальная прямая на графике проводится на глубине забоя и отделяет участок в обсадной трубе от затрубья.

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

7.БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

7.1.Загрузка формы «Бурильная колонна».

. Модуль построен на методической основе «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин», 1997г., (принята взамен РД 39-0147014-0002-89).

Задачи инженерных расчетов бурильной колонны в программном комплексе разделены на четыре группы. Вызов групп задач производится из меню, которое находится в левой части загружаемой формы.

Алгоритмы «Проверочных расчетов для заданной глубины» детально анализируют нагрузки, напряжения и запасы пррочности для различных видов нагружения бурильной колонны, спущенной на заданную глубину.

При «Анализе нагрузок и моментов для всех глубин» с заданным шагом проводятся расчеты нагружения колонны для подъема без вращения и роторного бурения и на основе этих вычислений строятся диаграммы назрузок и запасов прочности для интервала глубин, относящегося к определенному рейсу.

В задачах «Расчета проходимости» проводятся расчеты спуска колонны с учетом жесткости колонны, анализируются силы сопротивления, возникающие при движении турбобура-отклонителя (кривого переводника) в искривленном стволе. На основании этих расчетов делаются выводы о возможности спуска колонны.

При «Расчете прихвата бурильной колонны» определяется место прихвата бурильной колонны и допустимые нагрузки на крюке и моменты на устье при страгивании колонны.

7.2 Форма «Проверочные расчеты для заданной глубины».

Форма загружается при инициализации задачи «Бурильная колонна». и служит для формирования исходных данных расчета. На форме находятся четыре вкдадки: «Параметры расчета», «Результаты расчета» (эпюры), «Результаты расчета» (таблицы), «Отклонения». В верхней части формы находятся поля, в которых выбирается глубина низа бурильной колонны, тип расчета, а также кнопки, запускающие расчет и вызывающие форму для создания отчетов.

По умолчанию расчет производится для максимальной глубины рейса. Для расчета на произвольной глубины бурения необходимо установить галочку «Произвольная глубина» и ввести значение в поле «Глуб.(ствол)». Меню «Тип расчета» позволяет выбрать режим функционирования БК, включая:

Подъем.

Подъем с вращением.

Спуск.

Спуск с вращением.

Вращение над забоем.

Бурение турбинное.

Бурение роторное.

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Вкладка «Параметры расчета» содержит три поля. В поле «Углубление скважины» производится выбор рейса (интервала глубин), для которого будут производиться расчеты. В поле «Конструкция КНБК/Бурильной колонны» отражаются данные, которые вводчтся и редактираются на форме ввода «Рейсы/КНБК/Бурильной колонны». В поле «Конструкция КНБК/Бурильной колонны» отражаются данные, которые вводятся и редактираются на форме ввода «Рейсы/КНБК/Бурильной колонны». В поле «Геология» отражаются

данные, которые вводятся и редактираются на форме ввода «Геология». При расчетах бурильной колонны данные геологии (коэффициенты кавернозности) необходимы для определения диаметров открытого ствола скважин. В поле «Параметры» часть данных формируется из ранее введенных, часть – принимается по умолчанию. Плотность бурового раствора соответствует введенной в форме «Буровой раствор/Буровой насос». Осевая нагрузка и момент на долоте вычисляются в зависимости от диаметра долота и твердости разбуриваемой породы. Скорость вращения долота, перепад давления бурового раствора на долоте, коэффициенты трения задаются по умолчанию. Коэффициент К (формулы 1 «Инструкции по расчету БК» учитывает влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным замеров в конкретных условиях бурения. При проектировочных расчетах ориентировочно можно принимать К=1,15).

30

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Вкладка «Результаты расчета» (эпюры) представляет результаты расчетов в виде графиков.

ДИАГРАММА НАГРУЗКИ.

Растягивающая нагрузка – нагрузка действующая в определенном сечении колонны.

Предельная нагрузка -

предельная (соответствующая пределу текучести) растягивающая нагрузка в сечении колонны. Значения нагрузок соответствуют приложениям 6-9 «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин».

Предельная с учетом изгиба и кручения - предельная (соответствующая пределу текучести) растягивающая нагрузка, рассчитанная с учетом того, что часть

несущей	способности		трубы
приходится		на изгиб и
кручение.	Данный		график
демонстрирует		предельно

возможную растягивающую нагрузку при текущих изгибных и крутящих нагрузках.

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Если нагрузка в колонне достигает «предельной нагрузки» предела текучести достигают напряжения растяжения. Даже если нагрузка меньше «предельной нагрузки», напряжения в колонне могут превзойти предел текучести от дополнительного воздействия изгиба и кручения. Если нагрузка в колонне достигает «предельной с учетом изгиба и растяжения», то суммарные напряжения от растяжения, изгиба и кручения в теле трубы (вычисляются по формеле 47 «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин») достигнут предела текучести с учетом нормативного коэффициента запаса прочности. Таким образом, график «Предельная с учетом изгиба и растяжения» демонстрирует предельно возможный крутящий момент для каждого сечения БК при текущих растягивающих и изгибных нагрузках и является более объективным показателем при анализе нагружения колонны.

Допустимая осевая для ЗС - допускаемые осевые растягивающие нагрузки для замковых соединений. Значения нагрузок соответствуют приложениям 23-25 «Инструкции…».

Критическая (синусоидальный изгиб) - сжимающая (отрицательная) нагрузка, при которой колонна теряет устойчивость по синусоидальной линии (Баклин-эффект). Критическая (винтовой изгиб) - сжимающая (отрицательная) нагрузка, при которой колонна теряет устойчивость по винтовой линии (Баклин-эффект).

Графики «Предельная нагрузка», «Предельная с учетом изгиба и растяжения», «Допустимая осевая для ЗС» формируются для двух значений коэффициента запаса прочности. Если флажок «Учитывать коэффициент запаса прочности» не установлен, значение коэффициента запаса прочности равно 1. Если флажок установлен, значение коэффициента запаса прочности принимает следующие значения:

∙1.4 - для подъема, спуска, бурения турбинного;

∙1.5 - для подъема и спуска с вращением, бурения роторного.

ДИАГРАММА МОМЕНТЫ.

Изгибающий момент – изгибающий момент, действующий в определенном сечении колонны. Расчитывается согласно раздела 3 «Инструкции…».

Изгибающий момент – изгибающий момент, действующий в определенном сечении колонны. Расчитывается согласно раздела 3 «Инструкции…».

Предельный крутящий момент - предельный (соответствующая пределу текучести) крутящий момент в сечении колонны. Значения моментов нагрузок соответствуют

приложениям

6-9

«Инструкции…».

Предельный крутящий момент с

учетом изгиба и растяжения -

предельный (соответствующая пределу текучести) крутящий момент, рассчитанная с учетом

того, что	часть	несущей
способности	трубы	приходится

на изгиб и растяжение. Данный график демонстрирует предельно возможный крутящий момент для каждого сечения БК при текущих

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

растягивающих и изгибных нагрузках.

Если нагрузка в колонне достигает «предельного крутящего момента», предела текучести достигают напряжения кручения. Даже если момент в сечении меньше «предельного крутящего момента», напряжения в колонне могут превзойти предел текучести от дополнительного воздействия изгиба и растяжения. Если нагрузка в колонне достигает «Предельного крутящего момента с учетом изгиба и растяжения», предела текучести достигают эквивалентные напряжения, расчитанные по формуле 47 «Инструкции…» и учитывающие совместное действие нагрузок растяжения, изгиба и кручения. Таким образом, график «Предельная с учетом изгиба и растяжения» демонстрирует предельно возможный крутящий момент для каждого сечения БК при текущих растягивающих и изгибных нагрузках и является более объективным показателем при анализе нагружения колонны.

Допустимый крутящ. момент для ЗС - допускаемые крутящие моменты для замковых соединений.

Значения	нагрузок соответствуют
приложениям		23-25
«Инструкции…».
Графики	«Предельный	крутящий

момент», «Предельный крутящий момент с учетом изгиба и растяжения», «Допустимый крутящ. момент для ЗС» формируются для двух значений коэффициента запаса

прочности.	Если	флажок
«Учитывать	коэффициент	запаса

прочности» не установлен, значение коэффициента запаса прочности равно 1. Если флажок установлен, значение коэффициента запаса прочности принимает следующие значения:

∙1.4 - для подъема, спуска, бурения турбинного;

∙1.5 - для подъема и спуска с вращением, бурения роторного.

ДИАГРАММА НАПРЯЖЕНИЯ.

Напряжение растяжения/сжатия – напряжение, расчитанное по формуле 2 «Инструкции…».

Напряжение изгиба – напряжение, расчитанное по формуле 28 «Инструкции…». Напряжение кручения – напряжение, расчитанное по формуле 25 «Инструкции…». Напряжение эквивалентное – напряжение, учитывающие совместное действие напряжений растяжения, изгиба и кручения и расчитанное по формуле 47 «Инструкции…».

Эпюра «Напряжения изгиба/кручения» отражает напряжения от нагрузок изгиба в искривленном стволе и при потере БК прямолинейной формы устойчивости в результате вращения растяжения (сжатия), а также касательные напряжения при вращении ротором или от реактивного момента забойного двигателя.

ДИАГРАММА КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ.

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

КЗ по статич. прочности (факт.)

– расчитывается соответствии с разделом 4 «Инструкции…» по эквивалнтным напряжениям.

КЗП по усталости (факт.) –

расчитывается соответствии с п.4.3 «Инструкции…».

КЗП нормативный- принят в соответствии с п.4.2 «Инструкции…» и составляет:

∙1.4 - для подъема, спуска, бурения турбинного;

∙1.5 - для подъема и спуска с вращением, бурения роторного.

Для расчетов по усталости КЗП согласно п.4.3 «Инструкции…» принимается равным 1.5.

Вкладка «Результаты расчета» (таблица) представляет результаты расчетов в табличном виде. Для каждой секции бурильной колонны приводятся напряжения, КЗП, наличие потери устойчивости. Если КЗП ниже нормативного, значение подкрашивается красным цветом.

Вкладка «Отклонения» отражает интервалы БК, на которых ниже допустимых значения КЗП по статической прочности, по усталости, больше допустимых значений нагрузки и моменты на замках или происходит потеря устойчивости БК

Форма «Отчеты» вызывается

по кнопке . На форме можно выбрать произвольную номенклатуру отчетов по исходным данным и результатам расчетов и вывести их в форме документа

Word.

В случае оперативных расчетов бурильной колонны

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

согласно «Инструкции по расчету БК» производится корректировка коэффициента К по данным замеров в конкретных условиях бурения. Откорректированный коэффициент используется в расчетах бурильной колонны при дальнейшем углублении и при расчете спуска обсадной колонны. Кнопка «Подбор К по весу на крюке» активируется после проведения расчетов спуска или подъема колонны. На появляющейся форме необходимо ввести фактический вес на крюке. При нажатии Enter будет расчитан К, обеспечивающий соответствие расчетных и фактических значений веса на крюке. Значение K можно сохранить для текущих расчетов.

7.3 Форма «Анализ нагрузок и моментов для всех глубин».

При «Анализе нагрузок и моментов для всех глубин» с заданным шагом проводятся расчеты нагружения колонны для подъема без вращения и роторного бурения и на основе этих вычислений строятся диаграммы назрузок и запасов прочности для интервала глубин, относящегося к определенному рейсу.

На форме находятся две вкдадки: «Параметры расчета» и «Результаты расчета». вкдадки: «Параметры расчета». Данные вкладки «Параметры расчета» на формах «Анализ нагрузок и моментов для всех глубин» и «Проверочные расчеты для заданной глубины» совпадают. В верхней части формы находятся поля в которых выбирается глубина низа бурильной колонны, находятся кнопки, запускающие расчет и вызывающие отчетные формы.

По умолчанию расчет производится для максимальной глубины рейса. Для расчета на произвольной глубины бурения необходимо установить галочку «Произвольная глубина» и ввести значение в поле «Глуб.(ствол)». Расчеты производятся с шагом, указаннном в поле «Шаг расчета» для следующих интервалов глубин:

при подъеме колонны - от устья до значения поля «Глуб.(ствол)»;

при роторном бурении - от низа предшествующей обсадной колонны - до значения поля «Глуб.(ствол)».

На вкладке «Результаты расчета» представляены результаты расчетов в виде графиков. 1. Эпюры «Нагрузки на крюке». На эпюре приведены зависимости нагрузок на крюке от глубины спуска колонны при подъеме без вращения и роторном бурении. Кроме того приведены зависимости допустимых нагрузок на крюке от глубины спуска колонны при подъеме без вращения и роторном бурении. Допустимая нагрузка для каждой глубины определяется по двум алгоритмам:

Поле «Учитывать изгиб и растяжение колонны» не активизировано. В качестве допустимой растягивающей нагрузки принимается предельная (соответствующие пределу текучести) растягивающие нагрузка, уменьшенная на

значение коэффициента запаса прочности. При превышении нагрузки на крюке значения, указанного на эпюре, коэффициент запаса прочности по растягивающей нагрузке в одном из сечений БК становятся меньше нормативного.

Поле «Учитывать изгиб и растяжение колонны» активизировано. Расчет производится с учетом нагрузок изгиба и кручения и значении нормативного коэффициента запаса прочности (1.5). На эпюре для каждой глубины спуска колонны указана нагрузка, при которой максимальные по телу бурильной колонны эквивалентные (вычисленные с учетом растяжения, изгиба и кручения)

35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

напряжения отличаются от предела текучести на величину нормативного коэффициента запаса прочности. При превышении нагрузки на крюке значения, указанного на эпюре, коэффициент запаса прочности в одном из сечений БК становятся меньше нормативного.

2. Эпюры «Моменты». На эпюрах приведены зависимости моментов на устье от глубины спуска колонны при вращении над забоем и роторном бурении. Момент на долоте для данных упюр вычисляется одним из двух способов:

Поле «Рассчитывать момент на долоте по твердости пород» не активизировано. Момент на долоте принимается равным значению, заданному на вкладке «Параметры расчета».

Поле «Рассчитывать момент на долоте по твердости пород»						активизировано.
Значение	момента на	долоте рассчитывается		с	учетом		твердости
стратиграфических пластов, заданной в исходных данных по геологии.
На эпюрах	также приведены	зависимости	допустимых	моментов на			устье от
глубины спуска колонны при		вращении	над забоем	и	роторном		бурении.
Допустимый момент для каждой глубины определяется					по	одному из двух
алгоритмов:

Поле «Учитывать изгиб и растяжение колонны» не активизировано. В качестве

допустимого момента принимается предельный (соответствующий пределу текучести) крутящий момент нагрузка, уменьшенный на значение коэффициента запаса прочности. При превышении момента на устье значения, указанного на эпюре, коэффициент запаса прочности по крутящему моменту в одном из сечений БК становятся меньше нормативного.

Поле «Учитывать изгиб и растяжение колонны» активизировано. Расчет производится с учетом нагрузок изгиба и осевого растяжения и значении нормативного коэффициента запаса прочности (1.5). На эпюре для каждой глубины спуска колонны указана момент на устье, при которой максимальные по телу бурильной колонны эквивалентные (вычисленные с учетом растяжения, изгиба и кручения) напряжения отличаются от предела текучести на величину нормативного коэффициента запаса прочности. При превышении момент на устье значения, указанного на эпюре, коэффициент запаса прочности в одном

из сечений БК становятся меньше нормативного.

3. Эпюры «Минимальные КЗП». В качестве значений графиков для глубин спуска колонны с заданным шагом вычисляются минимальные по длине колонны значения КЗП.

Важно!

1. Компоновка бурильной колонны удовлетворяет условиям прочности в определенном рейсе (интервале глубин), если на эпюре «Минимальные КЗП» значения запасов по статической и усталостной прочности превышают нормативные.

2. Если при подъеме БК или роторном бурении производится замер нагрузки на крюке, ее значение на эпюре «Нагрузки на крюке» не должно превышать допустимые. Если при роторном бурении или вращении над забоем производится замер момента на устье, его значение на эпюре «Моменты» не должно превышать допустимые.

Замечание. Соотношение данных форм «Проверочные расчеты для заданной глубины» и «Анализе нагрузок и моментов для всех глубин». Поскольку на данных формах проводятся идентичные по смыслу и алгоритам расчеты, их результаты соотносятся следующим образом:

1. Значение нагрузку на крюке эпюр «Нагрузки на крюке» формы «Анализ нагрузок и моментов для всех глубин» соответствует значениям растягивающей нагрузки на

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

устье формы «Проверочные расчеты для заданной глубины» для случаев подъема без вращения и роторного бурения..

2. Значение моментов на устье эпюр «Моменты» формы «Анализ нагрузок и моментов для всех глубин» соответствует значениям крутящего момента на устье формы «Проверочные расчеты для заданной глубины» для случаев вращения над забоем и роторного бурения.

7.4. Форма «Подбор состава бурильной колонны».

По кнопке «Подбор БК» производится проектировочный расчет многосекционной бурильной колонны согласно раздела 7 «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин».

7.5. Спуск обсадной колонны на бурильных трубах.

Задача расчета спуска обсадной колонны на бурильных трубах требует составить конструкцию, низ которой состоит из обсадных труб, а верхняя часть из секций бурильных колонн.

Такая составная колонна формируется на форме ввода исходныхданных «Рейсы/КНБК/Бурильная

колонна». Рекомендуется ввести новый, дополнительный «рейс». Например, для спуска хвостовика вводится дополнительный рейс обсадная колонна – хвостовик. Для него

вводится конструкция – первая секция хвостовик, вторая (остальные) секции обсадная труба. Для автоматического выбора в качестве первой секции соответствующей обсадной колонны, необходимо на форме ввода секций нажать кнопку «».

7.6. Форма «Расчет проходимости».

При расчете спуска по методике «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» применяется моделирование, в качестве модели

бурильной колонны используется «тяжелая нить». Для более качественного	анализа
проходимости спускаемой бурильной колонны необходимо дополнительно	учитывать

два фактора. Во-первых, компоновка бурильной трубы обладает изгибной жесткостью, поэтому на участках интенсивного искривления необходимо учитывать дополнительные прижимные силы и силы трения. Во-вторых, спуск турбобураотклонителя или компоновки с кривым переводником по обсаженному искривленному

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

стволу создает дополнительные прижимные усилия, и изгибные напряжения в компоновке, которые могут превзойти допустимые. Анализ спуска колонны с учетом изгибной жесткости прозводится на форме «Расчет проходимости». Анализ спуска колонны с учетом сил сопротивления движению, создаваемых турбобуром-отклонителем или компоновкой с кривым переводником, производится на форме «Турбобур-отклонитель».

Расчет производится для множества положений низа (долота) спускаемой бурильной колонны. Положения определяются следующим образом. Конечная точка расчета – полная глубина спуска колонны или заданная глубина в случае, если отмечено поле . Начальная точка – устье скважины. Шаг, на который сдвигается башмак колонны при каждом последующем расчете, задается в поле

.

Результаты расчетов приведены на графиках, выбираемых в выпадающем меню

. Графики нагрузок на крюке отличаются учетом сопротивления движению от изгибной жесткости труб. Диаграмма «Нагрузка на крюке/зоны Баклин-эффекта» является главной. По ней можно судить о возможноси спуска бурильной колонны. На диаграмме приведена зависимость нагрузки на крюке от глубины спуска колонны. Глубины спуска, на которых колонна имеет участки потери устойчивости, на диаграмме помечены красным цветом. График «Прижимающая (изгибная жесткость)» отражает силы, которые возникают за счет изгиба трубы и прижимают колонну к стволу скважины, увеличивая тем самым силы трения.

Важно!

Если при спуске колонны нагрузка на крюке меньше нуля (диаграмма «Нагрузка на крюке/зоны Баклин-эффекта»), силы, противодейтсвующие движению колонны в скважину, превышают силы веса колонны, двигающие колонну. Спуск колонны невозможен.

Возникновение Баклин-эффекта (винтового изгиба) само по себе не означает нарушения условий прочности или невоможности спуска колонны. Существует достаточное количество успешно выполненных в таких условиях проектов. Но при этом существует большая вероятность заклинивания буровой колонны, спуск в

таких условиях не рекомендуется.

На эпюре «Нагрузки в конце интервала» приведено распределение растягивающей (сжимающей) нагрузки по длине БК. Низ колонны находится на глубине, приведенной

в поле . Также приведены ограничения по нагрузке, которые необходимо выдерживать. Подробно отдельные графики описаны на форме «Проверочные расчеты».

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Рекомендуется следующий алгоритм анализа процесса спуска бурильной колонны:

1.На диаграмме «Нагрузка на крюке/зоны Баклин эффекта» отмечаются глубины, с отрицательной нагрузкой на крюке или Баклин-эффектом.

2.Задав эти глубины в поле , проводится детальный анализ нагружения колонны на эпюре «Нагрузки в конце интервала».

7.7. Форма «Турбобур-отклонитель».

Расчеты и результаты расчетов на форме «Турбобур-отклонитель» в соотвтветствуют форме «Расчет проходимости». Отличие составляет расчет прижимной силы и силы сопротивления движению турбобура-отклонителя или компоновки с кривым переводником и учет этих сил при оценке возможностей спуска колонны. Исходные данные по компоновке вводятся в отдельном интерфейсе. Значения D и d по умолчанию берутся из ранее введенной компоновки. Если применяется кривой переводник, значние L2 принимается равным 0.

На форме помимо анализа проходимости буровой колонны проводится оценка прочности изогнутой конструкции. Результаты приводятся на диаграмме «Коэффициент запаса прочности турбобура».

7.8. Форма «Расчет прихвата».

В модуле реализованы две методики, связанные с прихватом бурильной колонны: определение неприхваченной части бурильной колонны и определение допустмых нагрузок растяжения и кручения при страгивании бурильной колонны.

1.Исходыми данными для задачи определение неприхваченной части бурильной колонны являются: конструкция выбранной в меню бурильной колонны, плотность бурового раствора, влияющая на Архимедову силу, разность нагрузок при замерах и удлинение колонны, образовавшейся при приложении дополнительной нагрузки. Расчет производится автоматически при изменении значений в одном из полей: «Разность нагрузок при замерах» и «Удлинение колонны» и переводе курсора на другое поле. Результат расчета отражается в поле «Расчетная глубина прихвата».

2.Расчет допустимых нагрузок на страгивание производится из условий соблюдения статической прочности колонны с учетом коэффициента запаса прочности при совместном действии напряжений растяжения и кручения. В качестве общих исходых

данных используются конструкция выбранной в меню бурильной колонны, плотность бурового раствора, расчетная глубина прихвта

колонны. Алгоритм решения задачи построен таким образом, что можно определить допустимый вращающий момент (количество оборотов при закручавании колонны) при известной растягивающей нагрузке или растягивающую нагрузку при известном моменте (количество оборотов закручавания колонны).

39

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

8.ГИДРАВЛИКА ПРОМЫВКИ

8.1.Загрузка формы «Гидравлика промывки».

В левой верхней части формы, появляющейся при вызове задачи, находится элемент «Рейсы КНБК», в котором выбирается интервал глубин, для которого проводятся расчеты. Ниже находится пункты меню «Скважина», «Параметры расчета», «Результаты расчета», которые вызывают соответствующие формы.

По умолчанию расчет проводится для конца интервала. Если необходимо провести расчет для произвольной глубины интервала, необходимо отметить флажок «Произвольная глубина» и ввести значение ствольной глубины.

8.2 Форма «Скважина».

На форме «Скважина» данные не редактируются, она служит для отражения в табличном и графическом виде основных сведений по конструкции скважины, БК, КНБК.

8.3 Форма «Параметры расчета».

Форма «Параметры расчета» загружается при инициализации задачи и служит для формирования исходных данных расчета. По

умолчанию загружаются данные насосов и буровых растворов, введенные на форме «Буровой раствор/Буровой насос», данные турбобуров, введенные на форме «Рейсы/КНБК/Бурильные трубы».

Буровой насос.

Для выбора справочных данных по расходу и ограничениям давления насосов необходимо:

Выбрать диаметр поршня;

При необходимости поменять количество насосов, число двойных ходов, норму наполнения;

Нажатием кнопки перенести значения в поле «Расход насосов».

Произвольное значение расхода может быть введено вручную.

Насадки долота.

Для подбора насадок необходимо:

Выбрать количество насадок;

Нажатием кнопки перенести значения в поле «Суммарная площадь».

Автоматически в поле «Потери давления» отражаются потери давления на долоте при текущем расходе и суммарной площади насадок.

Двигатель.

В поле «Потери давления» отражаются потери давления на двигателе, пересчитанные из справочных значений с учетом реальных расхода и плотности бурового раствора.

Наземное оборудование.

Потери давления рассчитываются для текущего расхода и реологических свойств бурового раствора для задаваемых конструктивных характеристик основных элементов наземного оборудования и отражаются в поле «Потери давления».

Буровой раствор.

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

Вполе «Плотность» раствора можно поменять значение, определенное для текущего интервала бурения на форме «Буровой раствор/Буровой насос». Для остальных реологичесих свойств раствора действуют следующие правила расчетов:

1.Если вводятся значения реологических свойств раствора (динамическая вязкость и ДНС для Бингамовской жидкости или индекс консистенции и показатель поведения для степенной жидкости), автоматически рассчитываются показания прибора Fann, которым соответствует данная реология раствора;

2.Если вводятся показания прибора Fann, рассчитываются реологические свойства растворов.

3.Если введены реологические свойства одной жидкости, а затем изменяется тип жидкости, сначала автоматически рассчитываются показания прибора Fann, соответствующие реологии первого типа жидкости, затем по этим показаниям рассчитываются реологические свойства второй жидкости.

Модуль содержит оптимизационный алгоритм, позволяющий подобрать режимы работы насосов и долотные насадки. Суть его сводится к следующему. При нажатии кнопки

	по значениям, введенным в поле
«Минимальная скорость в открытом стволе»,
определяется требуемая подача буровых насосов.
При	турбинном	бурении	проверяется
возможность работы		двигателя	при вычисленном расходе. Затем определяются

гидравлические потери в магистрали без учета потерь на долоте. По паспортной характеристике подбираются диаметры втулок насосов, которые при заданных норм наполнения насосов, обеспечивают требуемую подачу и давления (с учетом прогнозируемых рациональных потерь на долоте).

Определяется площадь насадок исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания для выбранных втулок (с учетом коэффициента использования мощности насосов) и вычисленными потерями давлений на гидравлические сопротивления в магистрали. Потери давления на долоте ограничиваются прочностными характеристиками элементов: 120 кг/см2 для роторного бурения и 60 кг/см2 для турбинного бурения.

В процессе бурения гидравлический забойный двигатель, долото и забой находятся в сложном взаимодействии. Математическое описание этого взаимодействия позволяет пересчитать характеристики функционирования ГЗД и решить такие задачи, как:

1.Определить нагрузку на долоте, для которой при заданном расходе ГЗД будет работать на режиме максимальной мощности.

2.Определить расход бурового раствора, для которой при заданной нагрузке на долоте ГЗД будет работать на режиме максимальной мощности.

41

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

На первой из двух вкладок, анализирующих работу ГЗД, приводятся паспортные характеристики двигателя и фактические, пересчитанные с учетом реальных данных. Момент силы (на долоте) расчитывается в зависимости от твердости породы, считываемой из стратиграфии, типа и диаметра долота. Частота вращения и потери давления турбодвигателя расчитывается в зависмости от плотности и расхода бурового раствора. Для потерь давления винтового двигателя, кроме того, учитывается момент, реализуемый двигателем.

На вкладке «ГЗД-Долото-Забой» приводится оценка отношения мощности, развиваемой двигателем к максимально возможной при текущих параметрах бурового раствора. Кроме того, определяется нагрузка на долоте, для которой при заданном расходе ГЗД будет работать на режиме максимальной мощности, и расход бурового раствора, для которой при заданной нагрузке на долоте ГЗД будет работать на режиме максимальной мощности.

8.4. Форма «Результаты расчета».

В левой части формы «Результаты расчета» выводятся обобщенные результаты расчетов. В правой части формы две вкладки: на первой представлены результаты в графическом виде, на второй - детализированные результаты расчетов. В графическом виде выводятся зависимости:

давлений пластовых, гидроразрыва, гидродинамических, свабирования и поршневания по ствольной глубине открытого ствола скважины;

скорости бурового раствора в буровой трубе и затрубье, скорость выноса шлама по ствольной глубине скважины;

эффективной плотности циркуляции по ствольной глубине скважины;

потери давления на трение в буровой трубе и затрубье по ствольной глубине скважины;

концентрация шлама по ствольной глубине скважины.

Детальные результаты в табличном виде подробно отражают геометричесие характеристики магистрали течения бурового раствора в буровой трубе и затрубье по интервалом расчета. Кроме того, выводятся параметры течения бурового раствора такие, как критическое и реальное число Рейнольдса, скорость и время течения, потери давления.

8.5. Форма «Отчеты».

Форма «отчеты» позволяет выбрать произвольную номенклатуру отчетов и вывести их в форме документа Word.

42

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

9.БУРОВАЯ УСТАНОВКА

На последней вкладке главной формы находится интерфейс для выбора буровой установки. Выбор производится согласно п.2.5.6 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» сравнением параметра “ Допускаемая нагрузка на крюке” буровой установки и максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных.

В первых двух таблицах отображаются конструкция обсадных колонн и компоновка обсадных труб с суммарной массой, в поле «Буровая установка должна обеспечивать» - вычисленная согласно «Правил…» требуемая грузоподъемность. В нижней таблице приведены паспортные характеристики буровых установок, подходящих для бурения скважины по условиям грузоподъемности.

43

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

10.ПОДЪЕМ/СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»: «осевую нагрузку от собственного веса определяют с учетом теоретического веса спущенной колонны в воздухе». Такой подход не учитывает перераспределния нагрузки в наклонной скважине, сил трения, возникающих при движении, архимедовых сил, возникающих в буровом растворе и не учитавает дополнительные прижимные силы, возникающие за счет жесткости колонны на искривленных участках. Эти недостатки исключены в «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин». Исключением составляет то, что для труба представлена моделью тяжелой нити, которая не учитывает жесткость на искривленных участках. В методическом обеспечении данного модуля дополнительные прижимные силы, возникающие за счет жесткости колонны учитываются согласно подходов, изложенных в монографии Александрова М.М. «Силы сопротивления при движении труб в скажине», М., «Недра», 1978 г.

Входе проверки проходимости обсадной колонны определяются два условия:

возможность опустить колонну за счет собственного веса, то есть не будет ли иметть отрицательное занчение нагрузка на крюке;

наличие Баклин-эффекта, то есть присутствуют ли потеря устойчивости какихлибо участков колонны.

10.1. Загрузка формы «Подъем/Спуск обсадной колонны».

В левой верхней части формы, загружающейся при вызове задачи, находится элемент «Обсадная колонна», в котором выбирается колонна, для которой проводятся расчеты. Ниже находится пункты меню «Эпюры», «Параметры расчета», «Проходимость/КЗП», которые вызывают соответствующие формы.

10.2. Форма «Параметры расчета».

Форма «Параметры расчета» служит для формирования исходных данных расчета. В нижней части формы отражается конструкция бурильной колонны и низа бурильной колонны. В верхней части формы приведены редактируемые параметры, участвующие в расчетах нагрузок на обсадную колонну.

44

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО«Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

10.3.Форма «Эпюры/Скважина».

Меню «Тип расчета» позволяет выбрать режим работы с обсдной колонной, включая:

Подъем.

Спуск.

Расчет можно производить для произвольной глубины бурения. Для этого необходимо установить галочку «Произвольная глубина» и ввести значение в поле «Глуб.(ствол)» На форме «Эпюры/скважина» результаты расчетов представлены в виде графиков.

1.Эпюра «Нагрузки». На эпюре приведен график растягивающей (сжимающей) нагрузки, действующей на обсадную колонну. «Критическая нагрузка» - сжимающая нагрузка, при которой происходит спиралевидная потеря устойчивости бурильной колонной (Баклин-эффект). График «Прижимающая (изгибная жесткость)» демонстрирует силы, которые возникают за счет изгиба трубы и прижимают колонну к стволу скважины, увеличивая тем самым силы трения.

2.Эпюра «Профиль» отражает зависимость зенитного угла от ствольной глубины скважины.

10.4. Форма «Расчет проходимости».

Форма «Параметры расчета» загружается при инициализации задачи и служит для формирования исходных данных расчета.

Расчет производится для множества положений башмака спускаемой обсадной колонны. Положения определяются следующим образом. Конечная точка расчета – полная глубина спуска колонны или заданная глубина в случае, если отмечено поле . Начальная точка – устье скважины. Шаг, на который сдвигается башмак колонны при каждом последующем расчете, задается в поле

.

Результаты расчетов приведены на графиках, выбираемых в выпадающем меню

. Диаграмма «Нагрузка на крюке/зоны Баклин эффекта» является главной. По ней можно судить о возможноси спуска обсадной колонны. На диаграмме приведена зависимость нагрузки на крюке от глубины спуска колонны.

Глубины спуска, на которых колонна имеет участки потери устойчивости, на диаграмме помечены красным цветом. Остальные диаграммы носят вспомогательный, детализирующий характер:

На диаграмме «Сжимающая нагрузка» для каждой глубины спуска обсадной колонны приведены значения наибольшей сжимающей нагрузки, действующей на колонну. Значение сжимающей нагрузки, равное нулю, означает,

45

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ООО «Бурсофтпроект» тел. [phone] факс [phone]

что при спуске на данную глубину колонна находится в растянутом состоянии.

На диаграмме «Глубина сжимающей нагрузки» приведено расстояние по стволу от устья до точки наибольшей сжимающей нагрузки.

Рекомендуется следующий алгоритм анализа процесса спуска обсадной колонны:

1.После проведения расчета на форме «Проходимость/КЗП» исследуется диаграмма «Нагрузка на крюке/зоны Баклин эффекта».

2.Если на диаграмме присутствуют области, окрашеные красным цветом, при спуске колонны на глубины, отраженных на оси ординат, происходит потеря устойчивости колонны.

3.На графиках «Минимальная

нагрузка» и «Глубина минимальной нагрузки» фиксируется значение и место наибольшей сжимающей нагрузки (наиболее вероятное место

потери устойчивости).
4. Для любой из глубин спуска
колонны	можно	провести
подробный	анализ	нагружения
колонны	на	форме

«Эпюры/Скважина». Для этого

необходимо	в	поле
	ввести	значение

интересующей глубины и провести расчеты для спуска колонны. Полученная диаграмма показывает, на каких участках колонна сжата (отрицательные значения «растягивающей» нагрузки), на каких произошла потеря

устойчивости колонны (график «растягивающей» нагрузки находится левее графика критической нагрузки). Кроме того, диаграмма позволяет оценить, насколько велик

вклад	в	противдействие спуску			сил, возникающих за счет жесткости трубы на
изогнутых		участках профиля.			График «Прижимающая (изгибная жесткость)»
отражает силы,			которые возникают за счет изгиба трубы и прижимают колонну к
стволу скважины, увеличивая тем
самым силы трения.
5. Ситуация,			когда	при спуске
колонны нагрузка на крюке меньше
нуля (диаграмма «Нагрузка					на
крюке/зоны			Баклин	эффекта»),
свидетельствует о том, что силы,
противодейтсвующие				движению
колонны в скважину, превышают
силы веса колонны, двигающие колонну. Спуск колонны при этом невозможен.
График	«Прижимающая			(изгибная	жесткость)» демонстрирует силы,	которые

возникают за счет изгиба трубы и прижимают колонну к стволу скважины, увеличивая тем самым силы трения. То есть, данный график отражает вклад в растягивающую (сжимающую) нагрузку от жесткости колонны на извилистых участках.

46