Выбор и расчет профиля наклонно-направленных скважин

      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     D_нб - наружный диаметр бурильных труб ;

          σ_рез – результирующее напряжение. 

   При отсутствии касательных напряжений  σ_рез 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    R_i и H_i  - 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;                      

1. 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 

 

       Для профиля типа "в" (1.3) вначале устанавливает длину 5-го вертикального участка H₅. Если скважиной предполагается вскрыть многопластовое  месторождение, то принимается

H₅=K₂h

где        h- расстояние между кровлей верхнего и подошвой нижнего продуктивного пласта;

             К₂-коэффициент, учитывающий возможную неточность вскрытия пласта, принимается равным в 1,05-1,10.  
 
 
 

13 

      Величина зенитного угла в конце второго участка вычисляется по формуле

       

                         (3.4)

где  R₂₄=R₂+R₄;    H₂₃₄=H₂+H₃+H₄=H-(H₁+H₅).

      Дальнейшие расчеты можно проследить по таблице.

      При расчете профиля типа «г» (рис.1.4) зенитный угол вычисляется по формуле

             

.                                              (3.5) 

      Если для профиля типа «д» (рис.1.5) задан угол входа в пласт (угол между осью ствола и плоскостью напластования), то зенитный угол в этом месте равен , где β- угол падения пласта (между плоскостями горизонтальной и напластования).

Без учета углов  γ и β 

.

     Если полученный по этому расчету α или H₁ не могут быть приняты по тем или иным причинам, то изменяют угол входа в пласт, либо α.

    Расчеты завершаются использованием формул, приведенных в табл. 3.1.

     При расчете профиля любого типа вычисляют также расчетное смещение  

 

14

(с целью проверки  правильности расчетов) и длину  ствола  
 

где n - число участков профиля конкретного типа.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

15