Материал: Уфимский государственный нефтяной технический университет
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
1 Построение схемы (плана) куста
1.1 Построение схемы расположения устьев скважин
1.2 Определение очередности бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков
2 Расчет и построение профиля наклонной скважины
2.2 Требования к кривизне наклонных скважин (ограничения на интенсивность искривления)
2.3 Выбор компоновок для бурения наклонных скважин
2.4 Расчет профилей наклонно-направленных скважин
2.5 Расчет профиля скважины с горизонтальным окончанием
3 Построение фактических плана и профиля скважины
4 Прогноз попадания ствола наклонно-направленнойскважины в круг допуска
5 Проектирование работ по исправлению параметров кривизны наклонно-направленной скважины
5.1 Определение величины корректировки азимутаи зенитного угла
5.2 Корректировка направления ствола скважинынеориентируемыми компоновками
5.3 Корректировка параметров кривизныс помощью ориентируемых компоновок
6 Ориентирование отклоняющих компоновок
6.2 Ориентирование при прямом методе
6.3 Ориентирование при косвенных методах
Рисунок17
Согласно [3] установка между долотом и забойным двигателем двух центраторов СН–212 с левой спиралью позволяет уменьшать, а с правой спиралью — увеличивать азимут с интенсивностью, соответственно, до 0,02 град/м и 0,03 град/м.
В ряде регионов для управления искривлением скважины начинают применять шарнирные компоновки, содержащие в своем составе шарнирную муфту Ш–170 (рис. 18). Закономерности изменения зенитного угла и азимута, полученные при использовании этих компоновок в Западной Сибири, даны в табл. 33.
Таблица 33
Изменение азимута и зенитного углов при использовании шарнирных компоновок
| Компоновки | L, м | Диаметр калибратора d1, мм | Диаметр второго калибратора d2, мм | Диаметр центратора dц, мм |  ,град/м |  ,град/м |
| 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±0,01 | -0,03±0,01 |
Принцип действия шарнирных компоновок при изменении зенитного угла показан на рис. 17.
Из схемы видно, что уменьшая длину направляющей штанги, можно существенно повысить темп изменения зенитного угла. Механизм воздействия шарнирных компоновок на изменение азимута не вполне ясен.
На некоторых предприятиях испытывается способ управления изменением азимута и зенитного угла путем периодического подкручивания бурильной колонны ротором вправо или, наоборот, позволяя бурильной колонне периодически проворачиваться на определенный угол влево под действием реактивного момента. При этом утверждается, что такой разворот бурильной колонны вправо приводит к увеличению, а разворот влево — к уменьшению азимута ствола скважины (табл. 34). По–видимому, при таком развороте бурильной колонны меняется расположение волн сжатой части низа бурильной колонны относительно апсидальной плоскости, что и приводит к изменению азимута и зенитного угла. Следует, однако, отметить, что необходимый угол поворота бурильной колонны для заданного изменения азимута должен зависеть от профиля скважины, трения колонны труб о стенки скважины и ряда других факторов.
Если же этого не учитывать, а руководствоваться жесткой тактикой управления, приведенной в табл. 34, очевидно, будут иметь место нестабильные результаты изменения азимута и зенитного угла.
Рисунок 18 — Шарнирные компоновки
1 – долото, 2 – калибратор спиральный, 3 – центратор, 4 – направляющая штанга, 5 – шарнирная муфта, 6 – турбобур.
Таблица 34
Регулирование зенитного угла и азимута поворотом бурильного инструмента
Примечание к табл. 34. Частота проворота инструмента — через каждые 3 м проходки.
При решении поставленной задачи из имеющихся в наличии прямых компоновок выбирается та, которая обеспечивает среднюю интенсивность изменения зенитного угла
и азимута 
:
Рисунок 18 — Шарнирные компоновки
1 – долото, 2 – калибратор спиральный, 3 – центратор, 4 – направляющая штанга, 5 – шарнирная муфта, 6 – турбобур.
Таблица 34
Регулирование зенитного угла и азимута поворотом бурильного инструмента
| Компоновка | Интервал бурения, м | Угол проворота инструмента, град | Изменение зенитного угла, град/100м | Изменение азимута, град/100м |
| Д 215,9; МЗГВ–2 Ф7ПЗ ТБПВ–127×9–12 м УБТ 178–10 м ЛБТ 147×11–60 м ТБПВ 127×9 (800 м) ЛБТ 147×11 | 5000– 1000 | 50 | 6–8 | 0,0 |
| 140 | 0,0 | 30–40 | ||
| 230 | –(8–9) | 0,0 | ||
| –40 | 0,0 | –(30–40) | ||
| 1500– 1900 | 110 | –(9–10) | 0,0 | |
| 200 | 0,0 | 40–50 | ||
| 290 | –(9–10) | 0,0 | ||
| 20 | 0,0 | –(40–50) |
Примечание к табл. 34. Частота проворота инструмента — через каждые 3 м проходки.
При решении поставленной задачи из имеющихся в наличии прямых компоновок выбирается та, которая обеспечивает среднюю интенсивность изменения зенитного угла
и азимута :
где
Выбрав соответствующую компоновку, с помощью программы "Прогноз" проверяют, обеспечивает ли эта компоновка попадание в круг допуска.
Пример. Определить, не обеспечивает ли в предыдущем примере попадание в круг допуска применение компоновки, включающей два центратора СН–212 с левой спиралью и обеспечивающей, как было показано выше, разворот азимута влево со средней интенсивностью
и увеличение зенитного угла с интенсивностью 
.Имеем H0 1722 м; X0 939 м; Y0 76 м; 0 27,5; 0 69,75;
Hпр 2000 м; Xпр 1150 м; Yпр 0,0;
a2 –0,02; b2 0, a10,05, b10.
Расчеты по формулам и дают следующие результаты:
Таблица 35
Прогноз проводки скважины компоновкой Д 215,9 – СН 212– СН–212Л – 3ТСШ–195
| H, м | X, м | Y, м | град | , град |  , град |  , град | X, м | Y, м | H, м |
| 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 | ||||||
Как видно из приведенных данных, при использовании и этой компоновки не обеспечивается попадание скважины в круг допуска. Собственно говоря это было очевидно и без расчета, т.к. минимальная интенсивность изменения азимута должна быть:
.Компоновка с двумя центраторами обеспечивает уменьшение азимута с интенсивностью 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 кривизны ориентируемыми компоновками. Поскольку корректировку проводят, как правило, на глубинах свыше 1000 м, где твердость пород относительно высока и требуется достаточно высокая мощность на долоте, для корректировки используется ТО–2, 2-3–секционные турбобуры с ШО, электробуры с механизмами искривления (МИ). Следует иметь в виду, что корректировка параметров кривизны не может проводиться до и в интервалах возможной установки глубинного насосного оборудования (ЭЦН).
При проектировании исправительных работ ориентируемыми компоновками необходимо определить угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости y, длину интервала исправительных работ l2.
При y 0 и y 180 происходит соответственно увеличение или уменьшение зенитного угла без изменения азимута. При y 90 и y 270 имеет место максимальное изменение (соответственно увеличение и уменьшение) азимута при минимальном изменении (увеличении) зенитного угла.
Существуют аналитический и графический методы определения y и l2.
При аналитическом методе используются формулы:
где 2 — пространственный угол изменения направления оси скважины за время работы отклонителя, необходимый для изменения азимута на величину , а зенитного угла от 1 до 2.
l2 — интервал работы с отклонителем;
i — интенсивность искривления, достигаемая данным отклонителем.
Графический метод несколько менее точен, но более нагляден и прост. При этом на листе бумаги (рис. 19) откладывают отрезок ОА, пропорциональный численной величине
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/17164