Основные термины и определения. 1 Наклонно направленная скважина – скважина, для которой проектом предусмотрено отклонение в заданном направлении от вертикали

1 Наклонно направленная скважина – скважина, для которой проектом предусмотрено отклонение в заданном направлении от вертикали, проходящей через ее устье, а ствол проводится по заранее заданной кривой.

2 наклонная скважина характеризуется длиной ствола L, глубиной по вертикали H, отклонением забоя от вертикали A, направлением (азимутом) отклонения забоя φ и конфигурацией оси.

3 пространственное положение скважины определяется тремя текущими параметрами: глубиной L, зенитным углом a, азимутальным углом φ.

4 глубина скважины L – расстояние от устья O до забоя или любой точки измерения углов. Измеряется по бурильной колонне и при инклинометрических замерах параметров кривизны.

5 Ось скважины – пространственная кривая, состоящая из сопряженных между собой отрезков прямых и кривых линий. Каждая точка оси скважины определяется ее текущими координатами относительно устья, зенитным и азимутальным углами и кривизной.

6 глубина скважины по вертикали – расстояние OA от устья до горизонтальной плоскости, проходящей через забой скважины либо i -ой точки ствола.

7 зенитный угол a – угол между касательной к оси ствола в рассматриваемой точке и вертикалью, проходящей через данную точку.

8 угол наклона δ – угол между осью скважины или касательной к ней в рассматриваемой точке и горизонтальной проекцией оси на плоскость, проходящую через данную точку.

9 азимутальный угол φ – угол между апсидальной и меридиональной плоскостями. Апсидальной называется вертикальная плоскость, проходящая через касательную к оси ствола скважины.

Азимутальный угол исчисляется в горизонтальной плоскости от принятого начала отсчета до направления горизонтальной проекции к оси ствола скважины по ходу часовой стрелки.

В зависимости от принятого начала отсчета азимутальный угол может быть истинным (географический меридиан), магнитным (магнитный меридиан) или условным (реперным).

10 профиль скважины – проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через ее устье и забой.

11 план скважины – проекция оси ствола скважины на горизонтальную плоскость, проходящую через ее устье.

12 отклонение забоя от вертикали – расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.

13 зенитное искривление ствола скважины – изменение зенитного угла между двумя точками замера.

14 азимутальное искривление – изменение азимута скважины между двумя точками замера.

15 интенсивность искривления i – степень одновременного изменения зенитного угла и азимута за интервал. Величина, характеризующая степень искривления ствола и равная отношения приращению угла искривления к расстоянию между точками замеров.

16 радиус искривления ствола R – величина обратная интенсивности искривления.

, град/м

Если ствол скважины искривляется с постоянной интенсивностью, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом R.

, м

17 плоскость искривления – плоскость, в которой располагается дуга окружности с радиусом кривизны в данной точке.

18 отрезок оси скважины между двумя точками измерений, расположенными на расстоянии Δ l друг от друга, характеризуются следующими параметрами:

18.1 средний зенитный угол, град

18.2 изменение зенитного угла, град D a = a ₂ - a ₁

18.3 горизонтальная проекция ствола, град

18.4 вертикальная проекция ствола, град

18.5 изменение азимутального угла, град

18.6 средний азимут, град

18.7 пространственный угол искривления (в плоскости искривления) угол между двумя касательными, проведенными к оси ствола в точках замеров, лежащих в плоскости искривления. При этом принято допущение, что само искривление это бесконечно малое количество плоских кривых, повернутых относительно друг друга на некоторый угол.

Радиус искривления при этом:

18.8 пространственная интенсивность искривления на участке длиной 10 м.

19 угол установки отклонителя – угол между плоскостью действия отклонителя и апсидальной плоскостью в месте его установки.

20 Коэффициент фрезерующей способности долота f – отношение скорости фрезерования стенки скважины к скорости разрушения забоя долотом при действии одинаковых нагрузок.

21 Кривизна ствола к – приращение угла искривления на определенном криволинейном участке.

, рад/м

Радиан – угол, под которым видна из центра окружности ее дуга, равная радиусу.

1 рад = = 57˚ 17΄ 45˝ 1˚ = = 0, 001745 рад

22 Под КНБК следует понимать: типоразмер долота, забойный двигатель, УБТ, диаметр бурильных труб и материал, из которого они изготовлены, тип и диаметр опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ), элементы оснастки (амортизаторы, калибраторы и др.).

22.1 Направляющий участок КНБК – участок от долота до первой точки касания УБТ или ЗД со стенкой скважины под нагрузкой.

Для КНБК с ОЦЭ направляющим участком является участок от долота до первого центратора, для КНБК с отклонителем – участок от долота до вершины угла перекоса отклонителя, для КНБК без центрирующих приспособлений – участок от долота до первой точки касания забойным двигателем или трубами стенки скважины.

23 Угол несоосности КНБК в стволе скважины β – угол между хордами, стягивающими ось скважины и ось КНБК на направляющем участке.

24 Угол поворота плоскости изгиба КНБК под действием реактивного момента ЗД – угол между плоскостью изгиба КНБК и апсидальной.

25 Индекс анизотропии пород по буримости h есть число, дополняющее до 1 отношение буримости пород вдоль напластования и буримости ее в перпендикулярном напластованию направлению.

26 НДС – направление (азимут) движение бурового станка на кустовой площадке.

27 Направление (азимут) оснований под буровую установку выбирается в соответствии с первоначальным движением буровой установки и должно определяться с учетом проектных траекторий стволов скважин, исходя из принципа исключения вероятности пересечения стволов и природных возможностей размещения оснований в данном направлении.

28 Куст скважины – группа из трех скважин и более, расположенные на специальных площадках и отстоящие одна от другой или от отдельных скважин на расстоянии не менее 50 м.

29 Под площадкой куста понимается определенный проектом участок территории, на котором расположены скважины, технологическое оборудование и установки, а так же бытовые и другие помещения, необходимые для производства работ.

29.1 Расстояние между скважинами должно обеспечивать механизированную добычу нефти с применением станков- качалок и составляет 5 м.

29.2 Групповое расположение скважин – ряд скважин с числом от трех до восьми; для групп из четырех скважин расстояние между ними составляет 15 м, из восьми скважин – 50 м.

29.3 Суммарное количество газовых скважин в кусте не должно превышать 24.

29.4 Минимальное расстояние между устьями соседних скважин в кустах на газоконденсатных месторождениях, имеющих в разрезе ММП, должно в 1, 2 раза превышать диаметр ореола протаивания, но быть не менее 20 м по нормам противопожарной безопасности.

29.5 При размещении устьев скважин в кустах с «шагом» от 20 до 30 м скважины размещаются прямо на одной прямой линии, побатарейно с числом эксплуатационных скважин в батарее (в том числе и нагнетательных газовых скважин) не более четырех, с расстоянием между батареями не менее 60 м. Суммарный рабочий дебит одной батареи нефтяных скважин должен быть не более 800 т/сут.

Суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин или одной батареи газовых скважин не должен превышать 4000 тыс м³/сут.

Нефтяные скважины со свободным фонтанным дебитом более 400 т/сут (или газовым фактором более 200 м³/м³), а также все газовые и газоконденсатные скважины должно быть оборудованы забойными клапанами-отсекателями с проверкой их на срабатывание в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

29.6 При размещении устьев скважин в кустах с «шагом» 40 м скважины размещать на одной прямой линии, побатарейно с числом эксплуатационных скважин в батарее не более восьми, с расстоянием между батареями не менее 60 м.

Суммарный рабочий дебит одной батареи нефтяных скважин не должен быть более 1600 т/сут.

Суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин или одной батареи газовых скважин не должен превышать 6000 тыс м³/сут.

29.7 В отдельных случаях, обусловленных сложным ландшафтными, гидрологическими и геокриологическими условиями, разрешается размещать устья скважин на одной кустовой площадке в два ряда. При этом расстояние между рядами скважин должно быть не менее 70 м, суммарное количество скважин в двух рядах не более 24 скважин, а устья скважин в рядах должны размещаться согласно п.п 29.5 29.6.

Кустование скважин должно проводиться исходя из условия обеспечения попадания их забоев в зону допуска с координатами, регламентированными проектом разработки месторождения.

Общие положения и рекомендации

2.1 Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить естественную среду на дневной поверхности. В связи с этим объемы бурения таких скважин продолжает расти во всех нефтегазодобывающих районах. В решении первой задачи значительную роль играет квалификация инженера-технолога как проектирующего проводку целенаправленно искривленной скважины, так и осуществляющего проводку такой скважины.

Цель данного пособия: получение студентом соответствующих знаний и навыков по проектированию эффективных профилей скважины на соответствующем инженеру уровне.

2.2 проектирование профиля включает выбор и обоснование типа профиля, расчет всех его элементов и графические построения. При этом почти всегда требуется выбрать тип отклоняющего устройства, обосновать его параметры и компоновку низа бурильного инструмента.

Запроектированный профиль не должен вызывать технологических отклонений при проводки скважины, поэтому бывает необходимо провести расчет усилий на буровом крюке, возникающих при движении в скважине бурильного инструмента, обсадных колонн, НКТ и т.д.

2.3 В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим графическим построением его элементов.

При ориентировочных расчетах применяется графический метод. Для некоторых типов профилей скважины номографированием [2, 3].

2.4 Общую методику проектирования наклонно направленных скважин [4, 5] бывает целесообразно видоизменить, вводя закономерности изменения траектории оси скважины в конкретных геологических и географических условиях. Примером является методика СибНИИНП [3, 6].

2.5 перед проектированием требуется выполнить следующие работы:

2.5.1 Тщательно изучить данные по ранее пробуренным скважинам: установить закономерности естественного изменения зенитного (a) и азимутального (j) углов и влияние на них параметров режима бурения и КНБК.

2.5.2 Определить интенсивность набора и снижения на 10 м проходки (D a₁₀) при работе с отклоняющими устройствами (ОУ) и без них.

2.5.3 По структурной карте (рисунок 1) и геологическому разрезу определить смещение забоя от вертикали (А), проходящей через устье скважины, глубину скважины по вертикали (Н) и проектный азимут (j_ПР).

Рисунок 1 - Структурная карта

2.5.4 Далее в соответствии с существующими рекомендациями и условиями проводки скважины выбирается тип профиля скважины и поводится расчет.

2.6 необходимо учитывать, что аналитический метод проектирования можно осуществить в двух вариантах.

2.6.1 Первый вариант предусматривает выбор и обоснование допустимых радиусов и искривления оси скважины на соответствующем участке. После выбора R и расчет необходимой величины a определяется требуемое значение Da_10ТР по формуле:

, (1)

где R_imax – максимальный из всех допустимых R_max.

2.6.2 Минимально допустимый радиус искривления в работе [8] предлагается рассчитывать из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы: «долото - забойный двигатель» (рисунок 2) по формуле:

, (2)

где L_зд - длина забойного двигателя с долотом, м;

D_д, d_зд - диаметры, соответственно, долота и забойного двигателя, м;

k - зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.

В мягких породах k = 0, в твердых k = 3-6 мм [8].

2.6.3 При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба [4]:

, (3)

где f - стрела прогиба забойного двигателя, м.

, (4)

где q - вес одного метра забойного двигателя, кгс/м;

L_зд - длина забойного двигателя, м;

Е - модуль упругости, кгс/м²;

J - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, см⁴;

(5)

2.6.4 Расчет минимально допустимого радиуса искривления из условия нормальной эксплуатации бурильных труб.

2.6.5 Для верхней части скважины R_{min 3} определяется в точке сопряжения вертикального участка с участком набора зенитного угла, так как в этом сечении напряжения от изгиба дополняются растягивающими нагрузками [8]:

, (6)

где d - наружный диаметр трубы, м;

- предел текучести, кгс/см²;

- напряжение растяжения, кгс/см².

, (7)

где Р - максимальная растягивающая нагрузка в рассматриваемом

сечении, кгс;

F - площадь поперечного сечения трубы, см².

2.6.6 Для нижних интервалов ствола (например, 4-й участок для профиля на рисунке 2 г, д) R_{min 4}определяется с учетом возможной концентрации местных напряжений в мелкой резьбе по формуле [8]:

, (8)

где a_к - коэффициент концентрации местных напряжений; для сталей

групп прочности Д и Е a_к равен, соответственно 1, 84 и 1, 99 [8].

2.6.7 замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины во избежание их интенсивного износа, желобообразования и т.п. при спуско-подъемных операциях. В этом случае R_min вычисляется по формуле (при длине свечи 25м) [4, 8]:

, (9)

где Р - осевое усилие, тс;

Т_д - допустимое усилие взаимодействий замка со стенкой

скважин, тс;

Т_д - принимается равной 2-3 тс для разрезов, сложенных мягкими

породами, и 4-5 тс – крепкими и твердыми [4].

2.6.8 Определение минимально допустимого радиуса искривления для спущенных в скважину обсадных труб.

Спущенная в скважину колонна обсадных труб изгибается примерно также, как и ось скважины. Величина изгибающих напряжений в обсадных трубах при этом не должна превысить допустимой величины. Для выполнения этого условия R_min определяется как:

, (10)

где - допустимое напряжение изгиба (для стали группы

прочности Д кгс/см²).

2.6.9 Расчет R_min из условий нормальной эксплуатации глубинных насосов, пропуска приборов в скважину.

2.6.9.1 указанные приборы должны вписываться в искривленные участки скважины без деформации. Исходя из этого условия R_{min 7} определяется по формуле [4]:

, (11)

где L - длина спускаемого прибора или насоса, м;

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

D - наружный диаметр прибора, м;

K - зазор между стенкой обсадных труб и корпусом прибора или

насоса (обычно k = 1, 5-3 мм [4]), м.

2.7 Проверка условий свободного пропуска компоновки низа бурильного инструмента через кондуктор.

2.7.1 Такая проверка необходима, если планируется работа с ОУ после спуска кондуктора или когда возможны исправительные работы.

2.7.2 При жесткой компоновке с короткими плечами l ₁, l ₂(рисунок 4) и большими диаметрами проходимость определяется из условия [4]:

, (12)

где D_кв - внутренний диаметр кондуктора, м;

d_T - диаметр турбобура, м.

, (13)

где γ - угол перекоса кривого переводника, град;

β - угол несоосности КНБК, град.

, (14)

2.7.3 С уменьшением жесткости компоновки проходимость ее через кондуктор рассчитывается с учетом упругой деформации по формуле [4]:

, (15)

где f - прогиб плеча компоновки в пределах упругих деформаций, м.

, (16)

где - допустимое напряжение в опасном сечении;

l - короткое плечо компоновки, м;

d_T - диаметр турбобура, м.

2.7.4 При курсовом и дипломном проектировании предварительно следует решить вопрос о том, какие R_min нужно рассчитывать, а какие нет. В расчете всех радиусов не всегда есть необходимость.

2.8 при втором варианте расчета элементов профиля выбирается эффективное (в конкретных условиях) ОУ при известных величинах Da₁₀ на соответствующем интервале бурения при определенных допустимых a Затем из формулы (1) находят R и продолжают расчеты.