Материал: Спутник буровика
Рассчитаем элементы участка набора кривизны и конечный угол скважины по формулам
ан = #н(1 — cos a), |
ha = Rnsin а, |
ZH= 0,01745Яна, |
cos (а _ В) = R сп — (Я — hB— hH) sin а + |
(A — ан) cos а ^ |
|
|
i^cn |
|
Определив конечный угол скважины, вычислим остальные элементы профиля:
Ясп = |
Ren (cos Р COS a), |
hcn = |
tg [(а P)/2j ’ |
||
Zen = 0,01745ЯСП(а — р), |
|
hCT = Н — hB — ha — hcnf |
|||
ZCT = |
ZICT/COS OC, |
LI = |
П-в “l- ZH"I- |
ZCT -f- ZCQ. |
|
Проверочный |
расчет: |
|
|
|
|
|
Дет |
Лет tg а, |
Л = дн -f- яст -j- дсп. |
||
Четырехинтервальный профиль требует набора большего зе нитного угла, чем трехинтервальный с участком стабилизации, а если необходимо выйти на вертикальный участок (Р = 0), зе нитный угол должен быть еще большим.
2.3. КОМПОНОВКИ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ
СКВАЖИН
Необходимый угол перекоса резьб кривого проводника для набора кривизны определяют по формуле
|
• _ |
1146 sin (ап — Р — у) |
|
|
1, + La |
где |
Да — проектная интенсивность набора кривизны, градус на |
|
10 |
м; а п — угол перекоса |
резьб кривого переводника, градус- |
Li — расстояние от торца долота до плоскости изгиба кривого переводника, м; Ь2 — расстояние от плоскости изгиба кривого переводника до верхнего среза турбобура, MJ
|
р = arcsin —\-г— - ; |
< = |
arcsin — З-т— —; |
|
|
|
|
L*2 |
|
Я д , DT |
— диаметры соответственно долота и турбобура, |
м. |
||
Для |
успешного набора кривизны |
необходимо, чтобы |
масса |
|
верхнего плеча кривой компоновки длиной L2 была в 1,5 раза больше массы нижнего плеча длиной Ьг при большей или одинако вой жесткости.
Для обеспечения проводки скважины без значительного фре зерования ее стенок долотом необходимо соблюсти следующее условие:
А сс< 573 0п~ ° т-.
16
Таблица 2.3
Переворот |
Толщина |
Переворот |
Толщина |
Переворот |
Толщина |
шарошки |
кольца |
шарошки |
кольца |
шарошки |
кольца |
20 |
0,2 |
70 |
0,65 |
120 |
1,1 |
30 |
0,3 |
80 |
0,75 |
130 |
1,2 |
40 |
0,4 |
90 |
0,85 |
140 |
1,3 |
50 |
0,5 |
100 |
1,00 |
150 |
1,4 |
60 |
0,6 |
110 |
1,05 |
160 |
1,5 |
Примечание. Размеры в мм. |
|
||
Из |
условия |
нормальной вписываемости |
кривой компоновки |
в искривленный |
участок ствола скважины Ьг 2,83Lv |
||
Для |
успешной и качественной зарезки |
необходимо, чтобы |
|
шарошка долота (желательно третья, так как она имеет более мощную опору) была расположена на верхней образующей пло скости искривления. Толщина регулировочного кольца, располо женного между торцами долота и переводника, в зависимости от переворота оси шарошки от образующей плоскости искривления указана в табл. 2.3 (момент крепления долота 12— 14 кН-м).
Набор кривизны с интенсивностью 0,4—0,5° на 10 м можно осуществить центратором, установленным от торца долота на рас стоянии 1,2—2 м. Диаметр центратора должен быть меньше диа метра долота на 6— 15 мм, длина лопастей не более 300 мм, число лопастей не менее 5, ширина лопасти должна быть равна расстоя нию между ними, причем возможен наклон лопастей для полного перекрытия опорной поверхности. Износ центратора по диаметру допускается на 4 мм.
Соотношение диаметров долота и центратора |
|
|
|
|
|
Диаметр долота,/СГм . |
394 |
295 |
216 |
190 |
161 |
Диаметр центрак)ра, мм. |
380 |
280 |
206 |
180 |
155 |
Для стабилизации и спада кривизны с интенсивностью 0,2—0,3° на 10 м также можно применять указанный выше центратор. Рас стояния от торца долота до места установки центратора (в м) приведены в табл. 2.4. Данные таблицы рассчитаны для условия прочности пород на сжатие Рш 2000 МПа, при бурении пород меньшей прочности центратор необходимо приблизить к долоту на. 1—3 м, но не ближе чем на 2 м (от долота).
Для более жесткой стабилизации направления ствола сква жины можно применять два центратора: один полноразмерный устанавливают сразу над долотом (выполняет функции калибра тора), другой диаметром меньше на 6— 8 мм — на расстоянии 6—9м от первого.
Нормы допустимых отклонений забоев наклонных скважин от проекта приведены в табл. 2.5.
17
Таблица 2.4
|
Диаметр, мм |
Угол наклона |
ствола |
скважины, |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
градус |
|
|
|
|
Назначение |
|
|
У БТ, |
|
|
|
|
|
|
|
|
долота |
6 |
7 |
10 |
15 |
|
20 |
30 |
||
|
турбобура |
|
||||||||
|
|
|
Бурение ротором |
|
|
|
|
|
|
|
Стабилизация |
394 |
|
245—203 |
16 |
14 |
13 |
12 |
|
11 |
10 |
кривизны |
295 |
|
229—203 |
11 |
10 |
9 |
8 |
|
7 |
7 |
|
216 |
|
178 |
9 |
8 |
7 |
6 |
|
5 |
5 |
|
190 |
146 |
8 |
7 |
7 |
6 |
|
5 |
5 |
|
|
161 |
|
146 |
5 |
4 |
4 |
3 |
|
3 |
3 |
Спад |
394 |
|
245—203 |
29 |
26 |
24 |
22 |
|
20 |
18 |
кривизны |
295 |
|
229—203 |
22 |
21 |
20 |
18 |
|
16 |
15 |
|
216 |
|
178 |
17 |
16 |
14 |
13 |
|
12 |
11 |
|
190 |
|
146 |
16 |
15 |
14 |
13 |
, |
12 |
И |
|
161 |
|
146 |
12 |
11 |
10 |
9 |
8 |
7 |
|
|
|
|
Бурение турбобуром |
|
|
|
|
|
||
Стабилизация |
394 |
|
324 * |
13 |
12 |
11 |
10 |
|
9 |
8 |
кривизны |
295 |
|
240 |
16 |
15 |
13 |
12 |
|
11 |
10 |
|
|
240 |
10 |
9 |
8 |
7 |
|
7 |
6 |
|
|
216 |
|
195 |
6 |
5 |
5 |
4 |
|
4 |
3 |
|
190 |
172 |
5 |
4 |
4 |
3 |
|
3 |
3 |
|
Спад |
394 |
|
324 * |
25 |
23 |
21 |
19 |
|
18 |
16 |
кривизны |
365 |
240 |
27 |
25 |
23 |
20 |
|
19 |
17 |
|
|
240 |
21 |
19 |
17 |
16 |
|
15 |
14 |
||
|
216 |
|
195 |
14 |
13 |
12 |
11 |
|
10 |
9 |
|
190 |
172 |
13 |
12 |
11 |
10 |
|
9 |
8 |
|
* Диаметр кожуха на турбобуре диаметром 240 мм. |
|
|
|
|
||||||
Таблица 2.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Опорные, |
|
Эксплуатационные скважины |
|
||||||
Г еологические |
Разведоч- |
|
|
глубиной, м |
|
|
|
|||
поиско- |
|
|
|
|
|
|
|
|||
условия |
вые сква |
ные сква |
|
|
2000 — |
2500— |
|
|
||
|
жины |
жины |
<2000 |
|
3000 |
|||||
|
|
|
|
|
2500 |
3000 |
||||
Платформен |
5% |
Я |
10 % S, |
10 % S |
|
12 % S |
15 % S |
20 % S |
||
ные области |
|
|
но не более |
|
|
|
|
|
|
|
Складчатые |
5% |
Я |
5% Я |
15% S |
|
20 % S |
25 % S |
30 % S |
||
10 % S |
|
|||||||||
области |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание, В — глубина скважина по вертикали, ы; S — расстояние между аабоями скважин, м.
18
Таблица 3.1
|
Типора змер |
Резьба |
Масса, кг |
Допустимая |
|
нагрузка, |
|||
|
|
|
|
кН |
|
|
Одношарошечные |
|
|
139,7 СЗ-Н |
3-88 |
17 |
180 |
|
161,0 СЗ-Н |
3-88 |
21 |
250 |
|
190,5 СЗ-Н |
3-117 |
37 |
300 |
|
215,9 СЗ-Н |
3-117 |
46 |
380 |
|
|
|
Двушарошечные |
|
|
93 С-ЦВ |
3-50 |
3,5 |
40 |
|
93 К-ЦВ |
3-50 |
4 |
40 |
|
112М-ГВ |
3-63,5 |
6 |
50 |
|
132 М-ГВ |
3-63,5 |
8 |
65 |
|
|
|
Трехшарошечные |
|
|
98,4 С-ЦА |
3-66 |
5 |
80 |
|
|
Т-ЦА |
3-66 |
5 |
80 |
|
ОК-ЦА |
3-66 |
5 |
80 |
120,6 С-ЦА |
3-76 |
7,5 |
140 |
|
|
Т-ЦА |
3-76 |
7 |
140 |
132 |
С-ЦВ |
3-63,5 |
9 |
65 |
|
Т-ЦВ |
3-63,5 |
8 |
65 |
|
К-ЦВ |
3-63,5 |
10 |
65 |
139,7 С-ЦВ |
3-88 |
12 |
100 |
|
|
Т-ЦВ |
3-88 |
12 |
100 |
151 |
С-ЦВ |
3-88 |
13 |
160 |
|
Т-ЦВ |
3-88 |
12 |
160 |
|
К-ЦВ |
3-88 |
14 |
160 |
161 |
С-ЦВ |
3-88 |
18 |
160 |
|
Т-ЦВ |
3-88 |
17 |
170 |
|
т-пв |
3-88 |
17 |
170 |
|
к-пв |
3-88 |
18 |
170 |
190,5 М-ГВ |
3-117 |
32 |
200 |
|
|
м-гн |
3-117 |
30 |
170 |
|
МСЗ-ГАУ |
3-117 |
33 |
190 |
|
С-ЦВ |
3-117 |
28 |
200 |
|
с-гв |
3-117 |
30 |
200 |
|
С-ГНУ |
3-117 |
32 |
240 |
|
СЗ-ГВ |
3-117 |
31 |
200 |
|
СЗ-ГНУ |
3-117 |
35 |
190 |
|
'СЗ-ГАУ |
3-117 |
33 |
190 |
|
Т-ЦВ |
3-117 |
27 |
200 |
|
Т-ГНУ |
3-117 |
30 |
270 |
|
ТЗ-ГНУ |
3-117 |
32 |
210 |
|
ТКЗ-ЦВ |
3-117 |
29 |
200 |
|
К-ГНУ |
3-117 |
33 |
250 |
20