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
7 Определение фактической интенсивности искривления скважины и угла закручивания бурильной колонны
при работе с отклоняющей компоновкой
Имеющиеся зависимости (2, 4 и др.) 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 определяется по формуле
, где 1 — зенитный угол в начале интервала;
3 — зенитный угол в конце интервала;
l — длина интервала.
При пространственном искривлении интенсивность находится из выражения
, где — изменение азимута на участке;
2 — пространственный угол искривления скважины.
Можно использовать и более простую формулу
, где — разность зенитных углов;
ср — средний зенитный угол.
2. Определение угла закручивания бурильной колонны.
При забуривании наклонного участка из вертикального ствола отклоняющая компоновка ориентируется относительно сторон света таким образом, чтобы азимут плоскости её действия при бурении совпадал с проектным азимутом скважины на данном участке. С этой целью при ориентировании отклоняющая компоновка устанавливается в азимуте
где пс — проектный азимут скважины на данном участке;
рр — 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, производится спуск инклинометра в бурильную колонну и определяется фактический азимут пробуренного искривленного участка. Фактический угол закручивания бурильной колонны
. При корректировке параметров кривизны наклонного ствола ориентирование отклонителя производится относительно апсидальной плоскости. После бурения 40–50 м через бурильный инструмент производится измерение зенитного угла и азимута в диамагнитной трубе и определяется фактическое изменение азимута '. По полученным данным строится треугольник (см. рис. 23) и находится фактический угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости уф. Разность yр yф будет поправкой выбранного угла закручивания. Уточненное значение угла закручивания:
. Пример. Зенитный угол в начале интервала корректировки 1 10°, азимут 1 120°, необходимый зенитный угол 3 21,3°, необходимый азимут — 160°, расчетный угол закручивания бурильной колонны р 90°. Расчетная ннтенсивность искривления iр 0,18 град/м.
Графическим методом (треугольник OBA на рис. 23) был определен расчетный угол установки отклонителя при бурении yр 65, пространственный угол искривления 2 15, интервал бурения отклонителем l2 2 / ip 100 м.
При ориентировании отклонитель был установлен относительно апсидальной плоскости под углом 0от yрр 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 первоначального забоя составили: азимут 139,8°, зенитный угол '
3 14°, изменение азимута ' 139,8 120 19,8.
Строим треугольник OB'A. Из него следует, что фактический угол установки отклонителя при бурении был равен yф COB' 57°, отсюда фактический угол закручивания бурильной колонны:
,
.
Таким образом, фактическая интенсивность искривления:
.
Рисунок 23 — Определение фактической интенсивности искривления
Строим треугольник OB'A. Из него следует, что фактический угол установки отклонителя при бурении был равен yф COB' 57°, отсюда фактический угол закручивания бурильной колонны:
, .Таким образом, фактическая интенсивность искривления:
. Рисунок 23 — Определение фактической интенсивности искривления
8 Определение значений зенитного угла и азимута на забое скважины при контрольном замере в трубах АБТ
над отклонителем
После бурения определенного интервала производится контрольный замер в АБТ, расположенной над отклонителем. При этом определяются зенитный угол 3' и азимут АБТ в точке, расположенной выше забоя на длину отклоняющей компоновки (15…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 OA длиной, пропорциональной величине начального зенитного угла 1. В точке А строят угол OAB', равный разности АБТ 1, откладывается отрезок AB', равный в принятом масштабе 3'. Соединяют точки B' и O. Длина отрезка B'O характеризует пространственный угол искривления ствола скважины на участке от начального забоя до точки замера в АБТ — 2'. Находится фактическая интенсивность искривления:
, где lАБТ — расстояние от начального забоя до точки замера в АБТ.
Рассчитывается пространственный угол искривления на всем участке бурения с отклонителем:
, где l — длина интервала работы с отклонителем.
На графике откладывается отрезок ОВ", равный в принятом масштабе углу 2. Точку B" соединяем с А.
В полученном треугольнике длина отрезка B"A характеризует зенитный угол на забое, а угол OAB" — общее изменение азимута.
Пример. Начальный зенитный угол 1 10°, начальный азимут 1 120°. После бурения 50 м был произведен замер в АБТ (на 20 м выше забоя) и получены следующие данные: 3' 14, ' 139,8, ' 19,8.
Строим треугольник OAB'. Фактическая интенсивность искривления iф 0,19 град/м. На всем участке работы с отклонителем:
.Строим треугольник
OAB". Величина зенитного угла на забое (пропорциональная длине отрезка AB") равна 3 16,7. Общее изменение азимута OAB" 26. Азимут на забое 165,8.
При решении указанных задач зачастую выясняется, что скважина хотя и попадает в круг допуска, но достаточно далеко от центра.
Рисунок24 — Решение задачи корректировки параметров кривизны и задачи прогноза попадания в круг допуска в два этапа:
, 3 — изменение азимута и новое значение зенитного угла на первом этапе расчета;
', 3' — то же на втором этапе расчета;
AC, AC1 — план и профиль скважины (расчетные) на первом этапе (линия прицеливания AB);
AC', AC1' — план и профиль скважины (расчетные) на втором этапе (линия прицеливания AD);
0–1–2–3 — план и профиль скважины на участке работы ТО;
3–4–5–6 — план и профиль скважины на участке работы прямой компоновкой.
Это связано с двумя обстоятельствами. Угол изменения азимута и новое значение зенитного угла определяются по линии, соединяющей проектную и текущую точки забоя (рис. 24). Тем самым предполагается, что, во-первых, разворот скважины осуществляется мгновенно в точке A. Во-вторых, предполагается что, при дальнейшем бурении прямой компоновкой параметры кривизны не изменяются. На самом деле изменение параметров кривизны отклоняющими компоновками производится на участке l2, проекции которого на плане и профиле имеют вид дуг. Кроме того, большая часть компоновок, применяемых при бурении нижнего интервала скважины, уменьшает зенитный угол. При этом может изменяться и азимут.
Задача попадания ствола скважины как можно ближе к центру круга допуска может решаться в два этапа. На первом — по существующей методике определяются 3 и и рассчитывается участок корректировки параметров кривизны (линия 0–3 на рис. 24). Затем рассчитывается участок бурения выбранной прямой компоновкой (линия 3–4–5–6) и определяется прогнозная точка забоя C. Из рис. 24 следует, что из-за падения зенитного угла и ухода вправо при бурении прямой компоновкой скважина должна удалиться достаточно далеко от проектной точки
9 Совместное решение задачи по корректировке параметров кривизны и прогноза попадания скважины в круг допуска
При решении указанных задач зачастую выясняется, что скважина хотя и попадает в круг допуска, но достаточно далеко от центра.
Рисунок24 — Решение задачи корректировки параметров кривизны и задачи прогноза попадания в круг допуска в два этапа:
, 3 — изменение азимута и новое значение зенитного угла на первом этапе расчета;
', 3' — то же на втором этапе расчета;
AC, AC1 — план и профиль скважины (расчетные) на первом этапе (линия прицеливания AB);
AC', AC1' — план и профиль скважины (расчетные) на втором этапе (линия прицеливания AD);
0–1–2–3 — план и профиль скважины на участке работы ТО;
3–4–5–6 — план и профиль скважины на участке работы прямой компоновкой.
Это связано с двумя обстоятельствами. Угол изменения азимута и новое значение зенитного угла определяются по линии, соединяющей проектную и текущую точки забоя (рис. 24). Тем самым предполагается, что, во-первых, разворот скважины осуществляется мгновенно в точке A. Во-вторых, предполагается что, при дальнейшем бурении прямой компоновкой параметры кривизны не изменяются. На самом деле изменение параметров кривизны отклоняющими компоновками производится на участке l2, проекции которого на плане и профиле имеют вид дуг. Кроме того, большая часть компоновок, применяемых при бурении нижнего интервала скважины, уменьшает зенитный угол. При этом может изменяться и азимут.
Задача попадания ствола скважины как можно ближе к центру круга допуска может решаться в два этапа. На первом — по существующей методике определяются 3 и и рассчитывается участок корректировки параметров кривизны (линия 0–3 на рис. 24). Затем рассчитывается участок бурения выбранной прямой компоновкой (линия 3–4–5–6) и определяется прогнозная точка забоя C. Из рис. 24 следует, что из-за падения зенитного угла и ухода вправо при бурении прямой компоновкой скважина должна удалиться достаточно далеко от проектной точки
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/17164