Выбор и расчет профиля наклонно-направленных скважин (стр. 2 из 3)
К - кольцевой зазор между прибором и колонной, обычно принимаемый равным 1,5-3,0 мм.
К технико-технологическим условиям бурения, определяющим минимально возможный радиус искривления, относятся:
1) возможность реализации выбранного профиля имеющимися техническими средствами;
2) нормальная проходимость всех типов КНБК, намеченных к применению в интервалах, расположенных ниже участка с минимальным радиусом;
7
3) нормальная работа забойных двигателей, бурильных труб, предупреждений образования желобов на стенках скважины или протирание обсадной колонны, максимально-возможная рабочая нагрузка на крюке при подъеме инструмента через искривленные участки и др.
Реализуемость профиля устанавливается на основе анализа результатов, полученных по ранее пробуренным скважинам, такими же или аналогичными техническими средствами, выявления и изучения причин отклонения фактического профиля от проектного. При недостаточном опыте наклонно-направленного бурения в данном районе или полном отсутствий его (первые скважины на новой площади) весьма ценным может оказаться тщательное изучение и использование опыта буровиков других нефтяных регионов, успешно ведущих буровые работы в геологически сходных условиях.
По мере накопления опыта наклонно-направленного бурения в буровых предприятиях, где работа поставлена на хорошую основу, со временем разрабатываются типовые компоновки для бурения каждого из интервалов наклонной скважины, максимально учитывающие особенности геологического разреза.
Нормальная проходимость предназначенной для дальнейшего бурения КНБК через искривленный ствол легко достигается при условии, если жесткость и габаритные размеры ее не превосходят этих параметров той КБНК, которая применялась при бурении верхних искривленных участков. Однако это условие обычно не имеет места, и само сопоставление часто может оказаться неправомерным. Так, верхние искривленные участки обычно бурят односекционными, редко - двухсекционными турбобурами, в то время как нижние прямолинейные участки - турбобурами в трехсекционном (иногда даже в четырехсекционном) исполнении , длина которых кратно больше , а диаметр может быть меньше.
8
Если искривленный участок обсажен колонной, то диаметр его резко уменьшается, следовательно, уменьшается и проходимость участка ствола. Поэтому проходимость КНБК на практике обычно определяется из опыта бурения наклонных скважин.
Если забойный двигатель геометрически не вписывается в искривленный ствол, то при прохождении через него он будет изгибаться, причем тем сильнее, чем больше кривизна участка. Поэтому минимальный радиус искривления выбирают из условия обеспечения минимально необходимого зазора между корпусом забойного двигателя и стенками скважины
(2.3)где K1 – условный зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, принимаемый равным K1 =0 для твердых пород и
K1 = 3÷ 6 мм – для пород мягких и средней твердости.
Из условия обеспечения прочности наиболее нагруженных бурильных труб, расположенных в приустьевой зоне, минимальный радиус искривления определяется по формуле
(2.4)где Dнб - наружный диаметр бурильных труб ;
σрез – результирующее напряжение.
При отсутствии касательных напряжений σрез определяется с учетом напряжений растяжения от собственного веса, сил трения и внутреннего давления , а при наличии касательных напряжений τ ( от реактивного момента забойного двигателя ) результирующее напряжение σ'рез
9
вычисляется с их учетом по формуле
(2.5)Для бурильных труб, расположенных в других искривленных участков бурильной колонны, нахождение допускаемого радиуса излишне, поскольку нормальные напряжения обычно существенно меньше, а диаметры труб не больше, чем в приустьевой зоне.
Во избежание образования желобов на стенках искривленного ствола, не обсаженного колонной, минимальный радиус искривления (ориентировочно) определяется по формуле
(2.6)где P – осевое усилие в трубах в точке против участка, где возможно желобообразование ;
Q – допустимая нормальная нагрузка на стенки скважины, передаваемая через замок .
Последнюю рекомендуется принимать равной : 20-30 кН – для пород средней твердости ; 40-50 кН - для твердых пород.
Если стенки скважины сложены очень мягкими породами, то радиус искривления, определяемый по формуле (2.5), может получиться очень большим и практически не приемлемым. В таких случаях интервалы набора зенитного угла полностью или частично перекрываются обсадной колонной ( кондуктором ) . Так в Западной Сибири при смещениях забоя более 300 м набор зенитного угла производят исключительно в интервале спуска кондуктора. Это одновременно предотвращает типично для непрочных пород осложнение – обрушение стенок скважины.
10
Именно таким путем была успешно разрешена в Западной Сибири проблема предупреждения осложнений при бурении верхнего искривленного участка.
Минимальный радиус искривления определяют в этом случае из условия допустимого изгиба труб кондуктора по вышеприведенной формуле (2.1).
Величину дополнительного осевого усилия из-за трения колонны о стенки скважины и общую нагрузку на верхнюю трубу и на крюке при подъеме инструмента рекомендуется определять по соответствующим методикам.
Нагрузка на трубы не должна вызывать напряжений выше допустимых, а на крюке - не превосходить номинальной грузоподъемности буровой установки.
По итогам расчетов из всех найденных радиусов выбирается наибольший, который рекомендуется увеличить на 5- 10 % с целью учета возможной неточности установки отклонителя и в последующем является расчетным радиусом при расчете профиля.
11
3. Расчет профилей обычного ( плоскостного ) типа
Для профиля типа "а" (рис. 1.1) после выбора длины вертикального участка и определения радиуса искривления необходимый зенитный угол α вычисляют по формуле
(3.1)где Ri и Hi - соответственно радиус искривления и вертикальная проекция i -го участка;
i - порядковый номер участка, считая сверху вниз. В случае двойных или тройных индексов здесь и далее будет подразумеваться, что берется сумма 2-х или 3-х участков;
A- смещение забоя.
Длины вертикальных и горизонтальных проекций участков и по стволу могут быть вычислены по формулам, помещенным в табл. 3.1, причем для данного типа профиля расчеты можно проводить в любой последовательности : по строкам или по столбцам.
При расчете профиля типа "б" (рис. 1.2) после выбора длины вертикального участка Н1 находят радиусы искривления R2 и R3. Величину R3 принимают на основании практических данных.
Зенитный угол можно найти по формуле
. (3.2)Определяется угол входа в пласт
(3.3)Дальнейшие расчеты ведутся по формулам, приведенным в табл.З.I.
12
Таблица 3.1
Сводная таблица формул для расчета профиля
| Тип профиля | Участок | Длина | ||
| проекция | по стволу | |||
| вертикальный | горизонтальный | |||
| а | Вертикальный Набора α Стабилиз. α |   sin α  = H – (  +  ) | 0  =  (1 – cos α)  = tg α |  =   =  α  =  |
| б | Вертикальный Набора α Снижен. α | sin α  (sin α – sin  ) | 0 = (1 – cos α)  | = = α =  (α -  ) |
| в | Вертикальный Набора α Стабилиз. α Снижен. α Вертикальный | sin α  = H – [ + (  +  ) sin α +  ]  =  sin α | 0 = (1 – cos α) = tg α  =  (1 – cos α) 0 | = = α =   α  =  |
| г | Вертикальный Набора α Снижен. α Вертикальный | sin α sin α | 0 = (1 – cos α) =  (1 – cos α) 0 | = = α = α  |
| д | Вертикальный Набора α | sin α | 0 = (1 – cos α) | = = α |
Для профиля типа "в" (1.3) вначале устанавливает длину 5-го вертикального участка H5. Если скважиной предполагается вскрыть многопластовое месторождение, то принимается