Ориентируемые компоновки

Они включают в себя, как правило, узел искривления, на кон­цах которого резьба нарезана с перекосом. Ориентируемые ком­поновки используются для бурения участка набора зенитного угла и для исправления параметров кривизны, если фактический профиль скважины значительно отличается от проектного. При применении этих компоновок требуется их ориентировка относи­тельно сторон света или апсидальной плоскости.

Можно также использовать компоновки, в которых на ниж­нем конце забойного двигателя устанавливают накладку, обеспе­чивающую создание отклоняющей силы на долото.

В зависимости от места установки узла искривления, все от­клоняющие компоновки можно разделить на две группы:

— компоновки, в которых узел искривления устанавливают над забойным двигателем;

— компоновки, в которых узел искривления устанавливают между шпинделем и двигателем.

Компоновки первой группы — это односекционные турбо­буры с установленным над ними кривым переводником (КП). Они характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча отклонителя (расстояние от торца долота до узла ис­кривления) в пределах 8 - 11ми большим углом перекоса резьб КП — 2-3, 5°. В то же время в них используются обычные се­рийные турбобуры.

Практика бурения показала, что при использовании отклони-телей первой группы (односекционные турбобуры с кривым пере­водником) большие масса и длина нижнего плеча приводят к тому, что при наборе зенитного угла отклонитель под действием силы тяжести как бы выпрямляется. В результате, по мере увели-

чения зенитного угла, интенсивность искривления ствола посте­пенно уменьшается, а радиус кривизны возрастает.

Для Западной Сибири зависимость изменения интенсивно­сти искривления от величины зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником выражается в виде [4]

, (8)

где 𝑖 ₁₀ — интенсивность увеличения зенитного угла, град/10 м; α — зенитный угол, град; k, b — эмпирические коэффициенты, приведенные в табл. 5.

Хотя в [4] не указана погрешность при использовании данной формулы, она, очевидно, не меньше 20 %.

Для удобства расчетов при проектировании профилей на­клонных скважин в табл. 6 приведены средние значения интен­сивности искривления и радиуса кривизны для различных интер­валов увеличения зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником.

Отклонители второй группы, имеющие значительно мень­шую длину нижней секции, меньше деформируются и обеспечивают более равномерное искривление ствола скважины.

В то же время в отклонителях первой группы магнитный пе­реводник и немагнитные трубы, позволяющие в процессе бурения контролировать положение отклонителя, азимут и зенитный угол, ближе расположены к забою, чем в двухсекционныхоткло­нителях второй группы. Это позволяет более точно прогнозиро­вать параметры кривизны на забое и, тем самым, более точно уп­равлять искривлением скважины.

искривления между секциями, расчетный радиус искривления находят по формулам

где — длина нижнего плеча от торца долота до места искривле­ния отклонителя;

— длина верхнего плеча отклонителя (рис. 6);

— угол перекоса осей отклонителя;

— угол наклона оси нижней секции к хорде на длине ( угол ABD на рис. 6, а);

— угол наклона оси верхней секции к хорде на длине (угол ВСЕ на рис. 6, б);

— диаметр скважины;

— диаметр отклонителя;

— диаметр верхнего плеча отклонителя в месте касания со стенкой скважины.

Данная формула выведена из предположения, что отклонитель шарнирно соединен с бурильными трубами и вписывается в искривленный ствол скважины без деформаций.

l2< l2Kp = , для схемыа (рис. 7); l2< l2Kp = ( + );   для схемы б (рис. 7). Значения l2Kp для наиболее распространенных размеров долот и отклонителей приведены в табл. 10.

Последнее возможно, если длина верхнего плеча

 

 

 

 

Рис. 7. Различные схемы предельной вписываемости отклоняющих компоновок в искривленном стволе скважины без деформаций

Dc, мм     Do, мм   Dy, мм     R, м RRR , м               а б a б а б а б а б 295, 3     9, 4 9, 9 11, 5 12, 1 13, 3 13, 9 14, 9 15, 6 16, 3 17, 1 269, 9     6, 9 8, 6 8, 5 10, 6 9, 8 12, 2 10, 9 13, 6 12, 0 14, 9 215, 9     5, 8 6, 8 7, 1 8, 3 8, 2 9, 6 9, 1 10, 7 10, 0 11, 8       5, 4 6, 2 6, 6 7, 6 7, 6 8, 8 8, 5 9, 8 9, 3 10, 7

Таблица 10

Значения критической длины верхнего плеча l2кр, м

Если длина верхней секции l 2> l кр, отклонитель вписывается в искривленный ствол скважины с деформацией (рис. 8). В этом случае в формулы (9) и (11) следует подставлять вместо l 2 ее кри­- тическую длину, определяя ее методом итераций. Очевидно, что на интен­сивность искривления кро­ме размеров отклонителя влияют свойства разбурива­емых пород, вооружение применяемых долот, режим бурения и т. д. Учесть эти факторы не представляется возможным. В табл. 12 при­ведены расчетные и факти­ческие интенсивности ис­кривлений при использова­нии различных компоновок на газовых месторождениях севера Тюменской области. Для обеспечения боль­шей интенсивности ствола скважины можно использо­вать отклонители с двумя узлами искривления, уста-

Рис. 8. Схема расположения то в искривленном стволе скважины с деформацией верхнего плеча: 1 — долото; 2 — нижнее плечо откло­нителя; 2'— верхнее

 

Таблица 12

Расчетные и фактические параметры искривления скважин отклонителями на месторождениях севера Западной Сибири

Таблица 11 Расчетные значения радиуса кривизны ствола скважины R и интенсивности искривления 𝑖 при бурении двигателем ДР-176М с долотом диаметром 190, 5 мм

Уголискривления между секциями, град

Радиус кривизны скважины R, м

Интенсивность искривления 𝑖, град/10 м

0°39'		0, 85
0° 57'		1, 98
1° 15'		3, 10
1°31'		4, 12
1°46'		5, 05
1° 59'		5, 84
2° 10'		6, 55
2° 19'		7, 12
2° 25'		7, 49
2° 30'		7, 79

	Интенсивность
Компоновка отклонителя	искривления, град/10 м	Интервал
расчетная	фактиче­ская	бурения, м

Долото 295, 3; 1, 64 Т0240 (α =1, 5°; L C1- 2, 65 м; LC2 = 8, 35 м); У005-195 (0, 5 м); АБТ 147 (LC3 =12, 5 м) Долото 295, 3; 1, 10 2ТО-240 (α =1, 5°; 1С1 = 2, 65 м; LC2 = 13, 7 м); У005-195 (0, 5 м); АБТ 147 (LC3 = 12, 5 м) Долото295Д Т0-240М (α = 1, 5°; LC1 = 2, 65 м; 1, 58 LC2 =6, 85 м + 3, 5 м (Д 195) = 10, 35 м); ЗТС-195 (LC3 = 9, 2 м) Долото 215, 9; К 215 214; 2, 39 ТО-195 (α =1, 5°; LC1 - 2, 55 м; LC2 = 8, 00 м); У005; АБТ 147 (LC3 =12, 5 м) Долото 215, 9; К 215; 2, 39 ТО-195 (α =1, 5°; LC1 = 2, 55 м; LC2 =8, 00 м); OK; ЗТС-172 (LC3 = 7, 3 м) Долото 215, 9; К 214; ТО-195 (α =1, 5°; 2, 36 LC1 = 3, 28 м; LC2 = 7, 87 м); ОК; ЗТС-172 ( LC3 = 7, 59 м)

1, 40 180 -1000 1, 00 1900-2650

0, 78 2235 — 2398 1, 53 2100-3700 2, 40 580-920 1, 73 1610 -1740 1, 36 1750 -1840

 

 

Окончание табл. 12

Компоновка отклонителя	Интенсивность искривления, град/10 м	Интервал бурения, м
расчетная	Факти-че­ская
Долото 215, 9; К 215; ШО-195,	1, 27	1, 66	1400-1650
2ТРГ195 (α =13°; LC1 = 2, 8 м; LC2 =17, 3 м);
ЗТС-172 (LC3 =7, 3 м)
Долото 215, 9; К 213;	2, 57	1, 79	2922-3007
ТО-195М (α =1, 5°; LC1 =2, 55 м; LC2 - 6, 16 м);
КП 1°); Д-195 (2, 9 м);
ОК; ЗТС-172 (LC3 =10, 4 м)
Долото 215, 9;	3, 25	2, 02	3037-3080
Д-195 (α =1, 5°; LC1 =3, 15 м; LC2= 4, 9 м);
ОК; ЗТС-172 (LC2 3=7, 5 м)
Долото 215, 9; К 213;	2, 85	1, 54	3050-3115
Д-195 (α =1, 25°; LC1 =3, 15 м; LC2 =4, 9 м);
ОК; ЗТС-172 (LC3 =7, 5 м)
Долото 215, 9; К 215;	3, 06	1, 81	3030-3154
Д-172 (α =1, 75°; LC1 =3, 3 м; LC2 =5, 4 м);
ОК; ЗТС-172 (LC3 =7, 3 м)
Долото 215, 9;	4, 67	2, 45	2870-2990
2Д-172 (α =2, 25°; LC1 =2, 85 м; LC2 =5, 8 м);
ОК (0, 4 м); ЗТС-172 (LC3 = 7, 3 м)
Долото 215, 9;	5, 25	3, 18	2910-3120

2Д-172 (α = 2, 5°; LC1 =2, 6 м; LC2 =5, 8 м); OK; ЗТС-172 (LC3 = 7, 3 м)

навливаемыми над двигателем и между двигателем и шпинде­лем. Плоскости искривления обоих узлов, естественно, должны совпадать. В последние годы в связи с развитием горизонтального буре­ния стали применять отклонители с регулируемым углом переко­са резьб, что позволяет одним забойным двигателем бурить как прямолинейные, так и искривленные участки ствола скважины, причем с различной интенсивностью искривления. В табл. 11 приведена характеристика отклонителя ДР-176М, а в табл. 13 — расчетные значения интенсивности искривления при бурении электробурами с механизмом искривления (МИ).

 

Компоновка отклонителя Интенсивность искривления, град/10 м МИ-1° МИ-1, 5° МИ-2° Д 393, 7; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ — 0, 72 0, 85 (l1= 2, 9 м; l2= 10, 7 м)       Д 349, 2; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ − 0, 73 1, 47 (l1= 2, 8 м; l2=10, 76 м)       Д 295, 3; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ 0, 79 1, 53 2, 27 (l1 - 2, 8 м; l2 - 10, 76 м)       Д 295, 3; Э 240-8; МИ; СТЭ; БТ 0, 63 1, 34 2, 05 (1l12, 8 м; l2= 11, 23 м)       Д 269, 9; Э 240-8; МИ; СТЭ; БТ 0, 99 1, 70 2, 40 (l1=2, 8 м; l2 = 11, 23 м)       Д 269, 9; Э 215-8М; МИ; СТЭ; БТ 0, 61 1, 29 1, 98 (l1 = 2, 82 м; l1= 11, 75 м)       Д 215, 9; Э185-8М; МИ; СТЭ; БТ 1, 0 1, 77 — (l1= 2, 57 м; l2= 10, 47 м)       Д 190, 5; Э170-8М; МИ; СТЭ; БТ 1, 23 2, 00 — (l1 = 2, 76 м; l2 = 10 м)

Таблица 13 Интенсивность искривления ствола скважины

при использовании электробуров с механизмами искривления

2.3.2.3. Неориентируемые компоновки для увеличения (донабора) зенитного угла   Если с помощью отклоняющих устройств произведено забу-ривание в нужном направлении (азимуте), но зенитный угол не­достаточен, дальнейшее увеличение зенитного угла можно обес­печить с помощью прямой компоновки, включающей полнораз­мерный центратор (калибратор) над долотом и турбобур (элект­робур, УБТ) над центратором. За счет сил тяжести создается мо­мент, способствующий фрезерованию долотом верхней стенки скважины (рис. 9). Центратор в данном случае действует как опо­ра рычага. Несколько таких компоновок приведены в табл. 14 и прило­жении 2.

Рис. 9. Схема действия сил

в прямой компоновке для

увеличения зенитного угла

Таблица 14

	Интенсивность увели­чения зенитного угла, град/10 м
Компоновка
Д 295, 3; К 295, 3; Э 240; СТЭ; УБТ; БТ	1 ± 0, 15
Д 295, 3; К 295, 3 (1-2, 5 м)*);	0, 1 + 0, 2
3(2)ТСШ-240; БТ
Д 295, 3; К 295, 3 (1 м); К 295, 3 (2, 2 м);	0, 2 0, 4
ЗТСШ-240; БТ
Д 295, 3; К 295, 3 (0, 3 м); ЗТСШ1-195; БТ	0, 2
Д 215, 9; К 215, 9; Э 185; СТЭ; УБТ; БТ	1, 5 ±0, 15
Д 215, 9; К 215, 9; ЗТСШ1-195; БТ	0, 75 ± 0, 2
Д 215, 9; К 214; ЗТСШ1-195; БТ	0, 4 ± 0, 1
Д 215, 9; К 213; ЗТСШ1-195; БТ	0, 25 ± 0, 08
Д 215, 9; К 215, 9 (0, 9 м); К 215, 9 (1, 5 м);	0, 12 + 0, 14
ЗТСШ1-195; БТ
Д 295, 3; К 292; УБТ 229 -5 м;	0, 1
Ц 292; УБТ 178 - 10 м; БТ
Д 269, 9; Ц 262; УБТ 229 -5 м;	0, 14
Ц 262; УБТ 178 - 140 м; БТ

Стабил Стабилизации зенитного и азимутального углов наклонной скважины достигают при использовании жестких компоновок, включающих несколько центрирующих элементов. Однако в ряде регионов успешно используют компоновки, имеющие один над-долотный центратор или калибратор, диаметром несколько мень­шим диаметра долота. Ряд таких компоновок показан в приложе­нии 3. Следует иметь в виду, что в большинстве случаев упрощен­ные компоновки не позволяют добиться достаточно полной ста­билизации и при их использовании несколько изменяются и ази­мут, и зенитный угол скважин. Роторные компоновки также должны включать два-три опорно-центрирующих элемента (ОЦЭ), например, Д; УБТ - 1, 5 + 2 м; КЛС; УБТ - 8 + 10 м; КЛС; УБТ; БТ Д; КЛС; УБТ - 3 м; КЛС; УБТ - 3 м; КЛС   2.3.4. КОМПОНОВКИ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА   При использовании КНБК без центрирующих элементов или с центраторами (калибраторами) диаметром, существенно мень­шим диаметра долота, под действием силы тяжести УБТ или за­бойного двигателя долото фрезерует нижнюю стенку скважины, что, естественно, приводит к уменьшению зенитного угла. Интен­сивность уменьшения зенитного угла зависит от типа долота (его фрезерующей способности), свойств горных пород, а также и от величины зенитного угла.   При использовании компоновки Д 215, 9; ЗТСШ-195ТЛ; УБТ 178 — 12f24 м; ТБПВ-127 в Западной Сибири изменение зенитного угла в среднем определяется уравнением   I100 = bα + a, (14) где α — зенитный угол, град; а, b— коэффициенты, зависящие оттипа долота (табл. 15).

2.3.3. КОМПОНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ УЧАСТКА СТАБИЛИЗАЦИИ (ПРЯМОЛИНЕЙНО-НАКЛОННОГО)

Таблица 15

Тип долота	b, 1/100 м	a, град/100 м
МЗГВ	-0, 06	-1, 0
СГН	-0, 078	-0, 3

Интенсивность искривления и радиус кривизны скважины, рассчитанные по формуле (14), приведены в табл. 16.

 

Таблица 16

Интенсивность уменьшения зенитного угла и радиус кривизны при использовании компоновок без центраторов Зенитный угол а, град Д215, 9ЗГВ; ЗТСШ-195Т Д215, 9СГН; ЗТСШ-195ТЛ Д215, 9; Э 185   град/100м R3, м , град/100 м R3, м , град/100 м R3, м               3, 3		7, 5
3, 0		6, 5 ±3, 2
2, 6		5, 5 ± 2, 7
2, 2		4, 5 ± 2, 3
1, 8		3, 6 ± 1, 8
1, 5		2, 75 ± 1, 4
1, 1		1, 8 ± 0, 4
0, 7		0, 75 ± 0, 3

40 3, 5 1640

35 3, 2 1850

30 2, 8 2050

25 2, 5 2290

20 2, 2 2600

15 13 3180

10 1, 5 3820

5 1, 2 4780

 

 

Закономерности уменьшения зенитных углов при использо­вании других компоновок приведены в табл. 17.

Из приведенных данных следует, что с увеличением расстоя­ния от долота до забойного двигателя или до центратора интен­сивность падения зенитного угла увеличивается.

Результаты применения различных неориентируемых компо­новок в ООО " Тюменбургаз" приведены в приложении3.

 

Таблица 17