5 Практикум по направленному бурению

Практическое работа № 5.1

Построение инклинограммы пробуренной скважины

Инклинограмма скважины – это горизонтальная и вертикальная проекции ее трассы.

Для построения инклинограммы первоначально рассчитываются по данным средних арифметических величин зенитных углов ﻻ_n приращения ΔΧ_n горизонтального смещения завод скважины по интервалам глубин ℓ_n:

ΔΧ_n = ( ℓ_n - ℓ_{n -1}) sin (γ_n - γ_n-1)/2 (5.1)

Где индекс “n” означает последующий замер, а индекс “n-1” –предыдущий

Затем, используя исходные данные таблицы заполняют таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Расчетные данные для построения инклинограммы скважины

Глубина, м	Расстояние ℓn между точками измерений, м	Зенитный угол γ	Азимут α	Горизонтальное смещение ΔΧi	Смещение забоя от вертикали Χi = Χi-1+ΔΧi
ℓ1	ℓ1	γ1	α1	ΔΧ1	Χ1 +ΔΧ
ℓ2	ℓ2 -ℓ1	γ2	α2	ΔΧ2	Χ2= Χ1+ΔΧ2
ℓ3	ℓ3 -ℓ2	γ3	α3	ΔΧ3	Χ3= Χ2+ΔΧ3

Для построения горизонтальных проекции трассы скважины через точку А, изображающую устье скважины, проводят прямую с азимутом α₁ и откладывают на ней отрезок А -1, равный Δx₁ (рис.5.1). Через точку 1 проводят прямую 1 –F с азимутом α₂ и откладывают на ней отрезок 1 -2, равный Δx₂. Построение продолжают аналогичным образом для всех остальных точек. Соединив точки А, 1, 2, 3 и т. д. прямыми, получают положение проектной трассы скважины в плане. Вертикальную проекцию скважины можно строить в любой вертикальной плоскости, например, вкрест простирания пластов, как показано на рисунке 5.1, а. Для этого через точки А, 1,2,3 и т.д. опускают перпендикуляры на линию VV, а изображающую плоскость профиля скважины, и получают точки 0,1, II, III, … m. Отрезки 0-1,0-11,0-111,0- m представляют собой смещение забоя х₁, х₂, х₃, х_n по профилю VV. Их измеряют и результаты записывают, затем из точки А (рисунок 5.1 б) описывают дугу радиусом ℓ₁ в соответствующем масштабе на расстоянии х₁ параллельно вертикали АВ проводят прямую аа, получая пересечение ее с дугой в точке1. Из точки 1 описывают дугу радиусом ℓ₂ -ℓ₁ и на расстоянии х₂, проводят прямую ВВ, параллельную вертикали АВ. Пересечение дуги и прямой дает точку 2. Подобным же образом строят все остальные точки. Соединяя точки А, 1,2,3 и т.д. прямыми, получают вертикальную проекцию трассы скважины на плоскость профиля VV.

Рисунок 5.1 Построение инклинограммы скважины

Таблица 5.2

Варианты исходных данных для выполнения работы №5.1

Вариан-ты	Интервал измерения и зенитного азимутального углов ℓn м.	Величина зенитного угла γ1 град	Величина азимутального град α
1	0	0	0
	200	3	180
	400	3	185
	600	5	188
	800	10	190
	1000	15	192
	1200	20	196
	1400	20	197
	1600	21	197
	1800	21	197
	2000	22	198
2	0	0	0
	300	2	90
	600	5	94
	900	7	96
	1200	12	98
	1500	18	97
	1800	20	98
	2100	21		98
	2300	21		100

Продолжение таблицы 5.2

3	0	0	0
	350	2	95
	700	2	96
	1050	3	97
	1400	7	100
	11750	15	105
	2100	16	109
	2450	20	115
4	0	0	0
	400	3	100
	800	4	105
	1200	8	108
	1600	12	112
	2000	16	115
	2400	22	120
	2800	22	125
	3200	23	128
5	0	0	0
	260	2	270
	520	5	275
	780	7	278
	1040	10	282
	1300	15	288
	1560	22	220
	1820	26	294
	2080	30	299
6	0	0	0
	250	3	95
	500	6	98
	750	10	100
	1000	15	105
	1250	20	110
	1500	25	115
	1750	32	118
	2000	31	122
	2250	32	125
7	0	0	0
	320	3	120
	640	5	125
	960	8	130
	1280	12	135
	1600	18	140
	1920	26	145
	2240	32	148
	2560	32	152
8	0	0	0
	350	3	160
	700	6	165

Продолжение таблицы 5.2

	1050	10	170
	1400	13	175
	1750	18	180
	2100	23	185
	2450	28	190
	2800	35	194
9	0	0	0
	330	3	120
	660	4	125
	990	7	128
	1320	10	135
	1650	15	140
	1980	20	145
	2310	25	150
	2640	30	160
10	0	0	0
	410	3	140
	820	6	145
	1230	10	149
	1640	15	156
	2050	22	160
	2460	23	165

Контрольные вопросы к работе №5.1.

1. Дайте определение зенитному углу.

2. Дайте определение азимутальному углу.

3. Какова методика построения плана скважин?

4. Какова методика построения профиля скважина?

5. Как определяется горизонтальное смещение забоя по данным замеров зенитных углов?

Практическая работа 5.2

Проектирование профиля направленной скважины

Предельные значения радиусов кривизны профиля скважины должны обеспечивать возможность установки обсадных колонн, выполнение геофизических исследований и безаварийное бурение. С учетом этого профиль скважины рассчитывают на этапе проектирования. При расчете проектного профиля ствола скважины обычно пренебрегают возможным азимутальным искривлением и проектируют проведение скважины в одной вертикальной плоскости YOZ, проходящей по разведочной линии. Нисходящие скважины задают наклонными, если угол падения пласта полезного ископаемого φ_П ≥ 30⁰. Расчетом проверяется возможная величина угла встречи оси скважины с пластом полезного ископаемого – Ψ. Необходимое условие встречи: Ψ>30⁰.

Исходными данными являются: угол падения пласта полезного ископаемого φ_П, возможные значения интенсивности естественного искривления ствола J_1,J_2,….J_n на интервалах (по вертикали) Z_1, Z_2,….Z_n (до пласта полезного ископаемого); глубина скважины h_c.

Требуется установить положение точки заложения скважины, конечный зенитный угол θ_кп, длину ствола Н и угол встречи Ψ. Проверить выполнимость условие встречи оси скважины с продуктивным пластом. Построить профиль направленной скважины в плоскости YOZ.

Порядок расчета.

1. Выбрать начальный зенитный угол θ₀, который в зависимости от глубины скважины имеет следующую величину:

θ₀=0-3⁰ для глубоких скважин (h_c≈800-1000м);

θ₀=3-5⁰ для скважин средних глубин (h_c≈500-800м);

θ₀=5-20⁰ для неглубоких скважин (h_c≈300-500м).

2. Определить значения начального θ_Hi и конечного θ_ki зенитных углов для каждого интервала ствола с кривизной

- для первого(с поверхности) интервала;

- для последующих интервалов

, градус (5.2)

где

3. Определить величины проекций Y_i каждого интервала ствола

скважины с кривизной k_i на ось OY:

для прямолинейных участков

(5.3)

для криволинейных участков

(5.4)

(5.5)

где Y - координата точки забуривания скважины относительно проекции на горизонтальную плоскость точки встречи.

4. Определить длины интервалов ствола скважины до пласта полезного ископаемого:

для прямолинейных участков

(5.6)

для криволинейных участков

(5.7)

5. Проверить выполнимость необходимого условия встречи

(5.8)

где θ_kn- зенитный угол скважины в точке встречи, градус

При невыполнении неравенства следует выбрать большее значение θ₀.

6. Определить длину ствола скважины.

Если на последнем интервале Z_n J_п=0, то

(5.9)

Если на последнем интервале Z_n J_п>0, то

(5.10)

где h_c- глубина скважины (по вертикали), м

7. Построить в масштабе профиль направленной скважины в плоскости YOZ, указать рассчитанные величины (рис.5.2)

Пример.

Исходные данные:

Z₁=100 м; J₁=0,02 o/м;

Z₂=200 м; J₂=0

Z₃=400 м; J₃=0,025 о/м

φ_n=70⁰

Так как =800 м, то примем θ₀=3⁰

2. θ_н1=θ₀=3⁰;

;

;

Рисунок 5.2 Профиль ствола направленной скважины

В – вертикаль; К – касательная к оси скважины; 1 – точка встречи

(прямолинейный участок);

;

;

3. ;

;

4.

5. то есть необходимое условие встречи выполняется.

6.

7. Строится профиль скважины по полученным расчетным параметрам.

Таблица 5.3

Варианты исходных данных для выполнения работы № 5.2

Варианты	Исходные данные
	Z1,м	Z2,м	Z3,м	J1, град/м	J2, град/м	J3, град/м	φп град	hc, м
1	120	240	450	0,015	0	0,026	60	880
2	130	250	460	0,016	0	0,027	61	900
3	140	260	470	0,017	0	0,028	62	920
4	150	270	480	0,018	0	0,029	63	940
5	160	280	490	0,019	0	0,03	64	960
6	170	290	500	0,02	0	0,031	65	980
7	180	300	510	0,021	0	0,032	66	1000
8	190	310	520	0,022	0	0,033	67	1020
9	200	320	530	0,023	0	0,034	68	1040
10	210	350	540	0,024	0	0,035	69	1060

Контрольные вопросы к работе № 5.2

1. Как определяется конечный зенитный угол для каждого интервала проектируемой скважины?

2. Как определяется проекции каждого интервала ствола на вертикальную плоскость?

3. По какой формуле определяется длина интервала ствола скважины до пласта полезного ископаемого?

4. Какой по величине должен быть угол встречи оси скважины с пластом полезного ископаемого?

5. По какой формуле определяется общая длина направленной скважины?

Практическая работа 5.3

Расчет устойчивости и вписываемости колонковых снарядов в направленную скважину

Устойчивость бурового снаряда имеет важное значение для обеспечения вертикальности ствола скважины.

Расстояние l между забоем и первой точкой контакта колонковой трубы со стенкой скважины находят из уравнения.

, (5.11)

где l_кр -критическая длина полуволны; Р_при – передаваемая осевая нагрузка на забой, Н; Е – модуль упругости материала колонковой трубы, Па; J – осевой момент инерции колонковой трубы, м⁴.

Угол отклонения оси бурового снаряда от оси скважины у забоя

, (5.12)

где ∆=(D – d)/2 - радиальный зазор (D и d соответственно диаметр ствола и колонковой трубы).

Представление о максимально возможной кривизне скважины, формируемой при тех или иных условиях работы колонковых снарядов, дает понятие об их вписываемости, т.е. возможности их перемещения без деформации по стволу скважины, имеющему предельную для данных параметров снаряда кривизну.

Условие вписываемости бурового снаряда [3] по допустимой кривизне К_δ устанавливают по формуле:

, (5.13)

где l_δ- длина бурового снаряда.

В случае, если колонковый снаряд имеет достаточную жесткость и прямолинеен, то отклонение от оси ствола кривизну устанавливают с помощью следующей зависимости:

. (5.14)

Если колонковый снаряд деформируется, то максимальное значение кривизны К определяется по уравнению:

. (5.15)

Допустимая кривизна скважины определяется из условия прочности бурового снаряда и в зоне на расстоянии от забоя до нулевого сечения бурильной колонны определяется из выражения.

, (5.16)

где - предел выносливости при симметричном цикле (для стальных труб геологоразведочного сортамента может быть оценен величиной приблизительно 50 МПа[8], а для труб из сплава Д16Т – 31 МПа).

Допустимая кривизна скважины у забоя определяется по формуле

(5.17)

где - предел текучести материала труб; - предел выносливости при симметричном цикле, Па; - нормальные напряжения от действия осевой нагрузки, Па.

Введение УБТ в компоновку нижней части бурильной колонны при колонковом бурении позволяет уменьшить отклонение оси бурового снаряда от оси скважины. Выбранные соответствующего диаметра и необходимой длины УБТ следует проверить на устойчивость по следующей формуле

, (5.18)

где l_кр(у)- критическая длина УБТ, которая может находиться под действием собственной массы без потери устойчивости, м; J_у - осевой момент инерции площади поперечного сечения УБТ, м⁴

, м⁴ (5.19)

где D_y и d_y – наружный и внутренний диаметры УБТ, м.

Если длина УБТ будет больше, чем l_кр(у), то секция УБТ теряет прямолинейную форму устойчивого равновесия. Предупредить возможные искривления ствола скважины можно с помощью промежуточных опор – центраторов.

Расстояние между центрирующими элементами l_ц можно определить из выражения:

. (5.20)

С учетом значения критической длины полуволны изогнутой оси снаряда l_кр равно:

, (5.21)

Где ω- угловая скорость вращения бурового инструмента; - вес единицы длины.

Пример 1. найти расстояние между забоем и первой точкой контакта колонковой трубы со стенкой скважины, если известно, что колонковая труба диаметром 57 мм имеет осевой момент инерции J=26,4·10^-8м⁴; осевая нагрузка на коронку диаметр ствола скважины D=60мм.

Решение. По формуле (5.11)

Вывод: при осевой нагрузке колонковая труба диаметром 57мм и длиной l_kp более 3,3м будет деформироваться в теле трубы. При l_kp.<3,3м колонковый снаряд будет отклонен от оси скважины.

Угол отклонения оси снаряда от оси скважины у забоя по формуле (5.12)

где Δ=(60-57)/2=1,5мм

Пример 2. Оценить устойчивость колонкового снряда для условий и решения предыдущего примера, если известно, что длина колонковой трубы l l_kp =4,5м; масса 1м трубы q_к.т.=5,23 кг/м=5,23·9,81=51,3 Н/м; угловая скорость вращения компоновки ω=3,14·600/30=62,8с^-1, Р_при=12000Н.

Решение. По формуле (5.21) критическая длина полуволны изогнутой оси снаряда

.

Условие устойчивости не соблюдается, так как 4,5>2,16 м.

Угол отклонения оси снаряда

.

где

Пример 3. Определить допустимую кривизну скважины из условия прочности бурильной колонны, составленной из труб ЛБТН – 54 в зоне нулевого сечения для следующих условий: масса 1м труб ЛБТН - 54 q=4,4кг/м -43,2 Н/м; - 13 кН; J=34,12·10^-8м⁴; W=10,25·10^-6м³; площадь сечения труб по резьбе S=9,37·10^-4м²; модуль упругости Е=8·10¹⁰Па; предел текучести σ_т=330·10⁶Па; предел выносливости при симметричном цикле =31·10^-6Па; промывочная жидкость – вода.

Решение. Положение нулевого сечения

.

Допустимая кривизна скважины в зоне нулевого сечения по формуле (5.17)

, рад/м

Допустимая интенсивность искривления

.

Нормальные напряжения от действия осевой нагрузки

.

Пример 4 Рассчитать критическую длину УБТ диаметром 89 мм (УБТ-РПУ-89) общую длину УБТ и длину сжатой части колонны, если осевая нагрузка на забой Р_при=18,5 кН.

Решение. Внутренний диаметр УБТ d_y=45мм; а масса 1м q_y=36,1кг/м=354,1Н/м.

Осевой момент инерции

Критическая длина УБТ по формуле (5.18)

Общая длина

Расчет показал, что l_у>l_кр(у). Следовательно, под действием собственного веса УБТ деформируется.

Точка контакта будет находится от забоя на расстоянии

Исходные данные указаны в таблице 5.4

Требуется: определить расстояние между забоем и первой точкой контакта колонкового набора со стенкой скважины, а также угол отклонения оси снаряда от оси скважины, если снаряд будет сохранять прямолинейность.

Таблица 5.4

Исходные данные к задаче 1 работы 5.3

Варианты	Наружный диаметр колонковой трубы, Dн,мм	Внутренний диаметр колонковой трубы, Dвн, мм	Осевая нагрузка Р, кН	Диаметр скважины, Dс,мм
1	57	48	13	61
2	73	63	16	78
3	89	79	20	96
4	108	98	22	116
5	57	48	14	62
6	73	63	17	79
7	89	79	21	97
8	108	98	23	117
9	127	117	28	136
10	146	136	30	155

Задача 2 работы 5.3. Исходные данные указаны в таблице 5.5

Требуется: оценить устойчивость колонкового снаряда и угол отклонения оси снаряда от относительно оси скважины.

Таблица 5.5 Исходные данные к задаче 2 работы 5.3

Варианты	Наружный диаметр колонковой трубы, Dн,мм	Внутренний диаметр колонковой трубы, Dвн, мм	Осевая нагрузка Р, кН	Диаметр скважины, Dс,мм	Модуль упругости Е, Па	Предел текучести материала труб, δт, Па	Предел выносливости при симметричном цикле [σизг-1], Па	Промывочная жидкость
1	57	48	13	61	4,5	5,83	52	вода
2	73	63	16	78	4,0	8,36	53
3	89	79	20	98	4,5	10,38	54
4	108	98	22	116	4,0	12,7	55
5	57	48	14	62	4,0	5,83	56
6	73	63	17	79	3,5	8,36	57
7	89	79	21	97	3,0	10,36	58
8	108	98	23	117	4,5	12,7	59
9	127	117	28	136	4,5	15,04	60
10	146	146	20	155	4,5	17,39	62

Задача 3 работы 5.3. Исходные данные указаны в таблице 5.6.

Требуется: определить допустимую кривизну скважины, допустимую интенсивность искривления и нормальные напряжения от действия нагрузки.

Таблица 5.6

Варианты исходных данных к задаче 3 работы 5.3

Варианты	Бурильные трубы	Вес 1м трубы, Н/м	Осевая нагрузка на забой Рпри , кН	Момент инерции J, м2	Полярный момент сопротивления W, м3	Площадь сечения труб по резьбе S, м2	Е, Па	σт, Па	, Па	Вид промывочной жидкости
1	ЛБТН-54	43,2	15	35·10-8	11·10-6	10,5·10-4	8·1010	330·106	81,5	вода
2	СБТ-42	45,6	16	10,2·10-8	4,9·10-6	5,8·10-4	2·1011	570·106	50,2
3	СБТ-50	60,4	20	19,3·10-8	7,87·10-6	7,69·10-4	2·1011	680·106	63,2
4	СБТ-63,5	85,1	25	44,7·10-8	14,59·10-6	10,83·10-4	2·1011	730·106	68,7
5	ЛБТН-54	43,2	17	34·10-8	11,2·10-6	10,6·10-4	8·1011	340·106	32,6
6	СБТ-42	45,6	18	10,1·10-8	4,8·10-6	5,9·10-4	2·1011	580·106	51,2
7	СБТ-50	60,4	22	19,4·10-8	7,97·10-6	7,79·10-4	2·1011	690·106	64,2
8	СБТ-63,5	85,1	28	44,8·10-8	14,69·10-6	10,93·10-4	2·1011	740·106	69,2
9	СБТ-42	45,6	19	10,2·10-8	4,9·10-6	5,95·10-4	2·1011	585·106	51,8
10	СБТ-50	60,4	24	19,5·10-8	7,99·10-6	7,85·10-4	2·1011	695·106	65,2

Задача 4 работы 5.3. Исходные данные указаны в таблице 5.7.

Требуется: рассчитать критическую длину УБТ и общую длину УБТ.

Таблица 5.7

Варианты исходных данных к задаче 4 работы 5.3

Варианты	Наружный диаметр УБТ dн УБТ, мм	Внутренний диаметр УБТ dвн УБТ,мм	Масса 1 м УБТ, кг/м	Осевая нагрузка на забой P,кН	Модуль упругости Е, Па
1	89	45	36,1	20	2·1011
2	120	64	63,5	80	------
3	133	64	84	120	------
4	146	68	103	170	------
5	178	80	156	200	------
6	89	45	36,1	50	------
7	120	64	63,5	100	------
8	133	64	84	180	------
9	146	68	103	200	------
10	178	80	156	220	------

Контрольные вопросы к задаче 5.3

1. Что такое «нулевое сечение» бурильной колонны?

2. Как определяется кривизна колонкового набора?

3. Как определяется критическая длина полуволны изогнутой оси бурового снаряда?

4. Как определяется предел выносливости материала бурового снаряда на кривизну бурового снаряда?

5. Как можно предупредить возможные искривления оси скважины?

Практическая работа 5.4

Определение параметров профиля направленной скважины аналитическим методом

Исходные данные: глубина скважины по вертикали – Н, м; интенсивность искривления зенитного угла – i_θ, град/м; угол встречи оси скважины с рудным телом – β, град.; угол падения рудного тела – φ, градус.

Требуется определить основные геометрические параметры профиля скважины.

Последовательность решения:

Конечный зенитный угол θ_к определяется по формуле:

, градус (5.22)

Вычисляется кривизна К оси скважины:

(5.23)

Начальный зенитный угол θ_н определяется по формуле:

(5.24)

Величина смещения забоя S от устья скважины горизонтали равна:

, м (5.25)

Радиус искривления R скважины равен:

, м (5.26)

Общая длина L по оси скважины:

,м (5.27)

Удлинение ∆L ствола скважины определяется по формуле:

, м (5.28)

Таблица 5.8 – Варианты исходных данных к работе №5.4

Варианты	Глубина скважины Н, м	Интенсивность искривления зенитного угла iθ , градус/м	Угол встречи оси скважины с рудным телом	Угол падения рудного тела, φ, град.
1	620	0,016	86	36
2	640	0,017	87	37
3	660	0,018	84	38
4	680	0,015	83	39
5	700	0,014	82	40
6	720	0,013	81	42
7	740	0,012	80	44
8	760	0,016	88	46
9	780	0,013	85	48
10	800	0,012	83	50

Контрольные вопросы к работе 5.4

1. Какие величины влияют на вычисление конечного зенитного угла скважины?

2. Как вычисляется кривизна оси скважины, если известна интенсивность искривления?

3. Как определяется величина горизонтального смещения забоя направленной скважины?

4. Как определяется радиус искривления, если известна интенсивность искривления?

5. Как определяется длина ствола скважины, если кривизна ее оси постоянна и известны начальный и конечный зенитные углы?

Практическая работа 5.5

Определение параметров профиля многоствольной скважины

Допустим, что рудное тело, имеющие угол падения φ, необходимо подсечь на глубинах Н₁, Н₂, Н₃, причем Н₁<H₂<H₃. Угол встречи всех трех стволов с рудным телом равен β. Интенсивность зенитного искривления на данном участке по типовой кривой, подсекаемой рудное тело на глубине Н₃ постоянна и составляет i_θ. Расстояние между постановками отклонителя для искривления дополнительных стволов на выполаживание равна l_n. Требуется определить геометрические параметры профиля скважины.

Параметры типовой кривой I, которое подсекает рудное тело на глубине Н₃ в точке А, определяют с помощью формул (5.22-5.27). Затем в масштабе строится рудный пласт и типовая трасса I, проходящая через точку А (рисунок 5.3). Через точки В и С, залегающая на глубинах Н₁ и Н₂ под углом встречи β проводятся отрезки длиной 50м в масштабе разреза. Типовая кривая наносится на кальку, а на последнюю накладываются на упомянутые отрезки до пересечения с профилем основного ствола для построения кривых II и III. Затем определяются углы γ₁ и γ₂, образуемые касательными в точках пересечения кривых (рисунок 5.3).

Рисунок 5.3 Профиль многоствольной скважины

Суммарный угол искривления θ₁ определяется по формуле:

(5.29)

Минимальный радиус искривления R_min равен:

(5.30)

Длины дуг сопряжения определяется по формуле:

, м (5.31)

, м (5.32)

Требуемое число постановок отклоняющего снаряда составит:

(5.33)

(5.34)

Таблица 5.9

Варианты исходных данных к работе №5.5

Варианты	Угол падения φ, градус	Н, м			Угол встречи β, градус	Расстояние между постановками отклонителя ln, м	Интенсив-ность искривления iθ, градус/м.
		Н1, м	Н2, м	Н3, м
1	70	600	700	800	70	5	0,02
2	72	580	680	780	72	5,2	0,022
3	74	560	660	760	74	5,4	0,024
4	76	540	640	740	76	5,6	0,026
5	78	520	620	720	78	5,8	0,028
6	80	500	600	700	71	6	0,021
7	68	620	720	820	73	6,2	0,023
8	66	640	740	840	75	6,4	0,025
9	64	660	760	860	79	6,6	0,027
10	62	680	780	880	80	6,8	0,029

Контрольные вопросы к работе 5.5

1. Какой порядок проектирования многоствольной скважины?

2. От каких величин зависит минимальный радиус искривления многоствольной скважины?

3. Можно ли применить многоствольные скважины при горизонтальном залегании пласта полезного ископаемого?

4. Как определяется число постановок отклонителя?

5. Как можно определить общую длину многоствольной скважины?

Практическая работа 5.6

Проектирование параметров дополнительных стволов при многоствольном бурении

При проектировании дополнительного ствола необходимо учитывать, что ствол состоит из двух участков: криволинейного и прямолинейного. Основные затраты времени и средств связаны, прежде всего, с бурением первого участка, поскольку в данном случае затраты складываются из затрат, собственно, на бурение интервала и затрат на работы по набору угла кривизны, величина которого должна обеспечить подсечение рудной залежи в заданной точке с заданным углом встречи, который должен быть не менее 30⁰.

Второй участок ствола скважины – прямая касательная к концу криволинейного интервала дополнительного ствола.

Если предполагать, что одним из условий бурения дополнительного ствола является условие минимизации затрат, то очевидно следует определять основные параметры дополнительного ствола:

- точку забуривания;

- суммарную длину дополнительного ствола, в том числе и

криволинейного интервала;

- кривизну криволинейного интервала с учетом применяемых

технических средств, в том числе и технических средств

направленного бурения, а также с учетом геологических условий

геологоразведочных работ и с позиций экономической

целесообразности.

Расчеты параметров дополнительного ствола производятся в соответствии со схемой на рисунке 5.4.

Общая длина дополнительного ствола определяется по формуле:

, (5.35)

где ψ – величина отклонения дополнительного ствола от основного ствола, градус; i – интенсивность искривления криволинейного участка дополнительного ствола, градус/м; d - расстояние между заданными точками подсечения рудного тела, м; φ_п – угол падения рудного тела в плоскости геологического разреза, градус; θ_о – зенитный угол основного ствола в месте забуривания дополнительного ствола, градус.

Расстояние между точками подсечения рудного тела определяется из выражения:

, (5.36)

где а, в – параметры разведочной сети, м.

Рисунок 5.4 Схема для расчета параметров дополнительного ствола

Взаиморасположение рудного тела, основного и дополнительного ствола многозабойной скважины связываются выражением:

, (5.37)

где - кажущийся угол падения рудного тела в плоскости дополнительного ствола, град.; θ₁ – зенитный угол основного ствола на участке забуривания дополнительного ствола, град; θ₁¹ – кажущийся зенитный угол основного ствола на участке забуривания дополнительного ствола, измеренный в плоскости последнего, град.

Рациональную величину отклонения дополнительного ствола от основного ψ определим по табл. 5.9 с помощью вычисления вспомогательной величины f₁:

, (5.38)

где К – коэффициент удорожания стоимости бурения одного метра дополнительного ствола; С – средняя стоимость одного метра бурения ствола в предполагаемом интервале, тенге; С₁ – стоимость одной станко-смены,тенге; С₂ – стоимость технических средств направленного бурения и материалов, расходуемых собственно на одну постановку,тенге; δ - величина полного угла искривления, производимого за одну постановку отклонителя, градус: t_от – затраты времени на одну постановку отклонителя, станко-смена.

Среднюю стоимость одного метра бурения ствола скважины ориентировочно можно определить из зависимости:

, (5.39)

где П – средняя производительность за смену, м/смену.

, (5.40)

где Т_с – продолжительность станко-смены, час; К_то – коэффициент, учитывающий затраты времени на техническое обслуживание бурового оборудования (5 7% баланса рабочего времени); V_б – механическая скорость бурения, м/час; Т_спо- время на СПО, кратных рейсу, ч; Т_пн – время на перекрепление шпинделя и наращивание бурильной колонны, кратные одному рейсу, ч; Т_вс – время на вспомогательные работы, связанные со спецификой применяемой технологии направленного бурения, кратное одному рейсу, ч; l_р – углубка за рейс, м.

При расчете П следует использовать имеющиеся данные о механической скорости бурения и углубке за рейс при том или ином способе бурения, затратах времени на СПО и другие вспомогательные операции, которые связаны с глубиной скважины и применяемым буровым инструментом.

Стоимость технических средств направленного бурения и материалов, расходуемых на одну постановку, можно определить по стоимости амортизации технических средств, требуемых для проведения искусственного искривления, и стоимости материалов, например, для создания искусственного забоя.

Стоимость амортизации технических средств определяется по формуле:

(5.41)

где Ц₀, Ц_к, Ц_р, Ц_и, Ц_з – соответственно стоимость отклонителя, снаряда для проработки интервала искривления, ориентатора и породоразрущающего инструмента для реализации искусственного искривления, тенге; t_o, t_к, t_р, t_и – соответственно время работы вышеупомянутых технических средств и инструмента за цикл искривления, ч; R_o, R_к, R_р, R_и, R_з – соответственно ресурс вышеуказанных технических средств и инструментов, ч.

Затраты времени на искривление отклонителями непрерывного действия (ОНД) можно определить из соотношения:

. (5.42)

Например, если за один цикл работы отклонителя непрерывного действия нужно набрать угол искривления ствола 3⁰ с интенсивностью 1 град/м и со скоростью бурения 1 м/час, в то время работы отклонителя непрерывного действия составит 3ч.

Затраты времени на проработку интервала искривления, ориентирование, спуск-подъем инструмента следует определять, учитывая глубину скважины и применяемое оборудование.

Величину интенсивности искривления криволинейного участка дополнительного ствола следует принимать с учетом допустимых значений интенсивности по условию безаварийной работы бурильной колонны.

Приведенные значения допустимой интенсивности искривления в 1,5-2 раза меньше тех, которые реализуются отклонителем, поскольку определяются после проработки интервала искусственного искривления.

Рассчитанное значение f₁ позволяет по таблице 5.9 определить значение угла ψ.

Для определения глубины забуривания дополнительного ствола рассчитывается проекция дополнительного ствола на ось основного ствола (L_дпр):

. (5.43)

После определения L_дпр определяется глубина забуривания дополнительного ствола:

, (5.44)

где L_осн – длина основного ствола, м.

Таблица 5.9

_{Рациональная величина отклонения дополнительного ствола от основного ψ с учетом вспомогательного угла f1}

f1	ψ	f1	ψ	f1	ψ
3	9	4,1	12	5,2	15
6,5	18	8	21	10	24
13	27	17	30	20,5	33
24,5	36	29	39	34,5	42
40	45	46	48	52	51

Пример. Определить глубину забуривания и параметры дополнительного ствола скважины при следующих условиях: зенитный угол скважины θ = 15⁰, угол падения рудного тела 60⁰, глубина скважины 700м, параметры разведочной сети: а=50м, в=50м.

По формуле (5.36) определяем . По формуле (5.37) рассчитываем

Далее рассчитываем коэффициент f₁:

Для определения коэффициента f₁ принимаем стоимость станко-смены С₁=150000 тенге. Коэффициент К принимаем равным 1,5. Производительность за смену рассчитываем по формуле (5.40), принимая, продолжительность смены 8 часов, V_б=5м/ч, длина рейсовой проходки 6м, время на СПО 3ч, на вспомогательные операции 0,5ч, наращивание колонны 0,5ч.

Таким образом, стоимость 1м бурения составляет 150000/10=15000тенге.

Основную стоимость технических средств направленного бурения определим по формуле (5.41), принимая интенсивность искривления 0,5град/м, а угол набора кривизны отклонителя за одну постановку 3⁰, что при скорости бурения отклонителя 1м/ч, потребует 3 часа бурения с набором кривизны, а общие затраты времени на искусственное искривление составят 5 ч. При выполнении работ по искривлению и проработке кривизны будет использован ресурс одного долота, а амортизация технических средств составит:

Коэффициент будет равен (формула 5.38)

Из таблицы 5.9 определяем, что при =34,67 ψ =42⁰.

Длина дополнительного ствола определится по формуле (5.37):

Проекция дополнительного ствола на ось основного ствола определяется по формуле (5.43)

Глубина забуривания дополнительного ствола определяется по формуле (5.44)

Таблица 5.10

Варианты исходных данных для выполнения практической работы 5.6

№ №	Исходные данные	Варианты
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Глубина скважины	720	740	760	780	800	820	840	860	880	900
2	Зенитный угол θ, град	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
3	Угол падения рудного тела φп, град	62	63	64	65	66	67	68	69	70	71
4	Параметры разведочной сети: а, м в, м	40 40	40 40	40 40	40 40	45 45	45 45	45 45	45 45	45 45	50 50
5	Стоимость станко-смены бурения, тенге	145000	146000	147000	148000	149000	150000	151000	152000	153000	154000
6	Коэффициент учитывающий время на тех.обслуживания бурового оборудования К	1,4	1,41	1,42	1,43	1,44	1,45	1,46	1,47	1,48	1,49
7	Продолжительность станко-смены Тс, час	8	8	8	8	8	8	8	8	8	8
8	Механическая скорость V0, м/ч	3,8	4,0	4,2	4,3	4,4	4,5	4,6	4,7	4,8	4,9
9	Время на СПО Тспо, час	2,0	2,0	2,0	2,0	3,0	3,0	3,0	3,0	4,0	4,0
10	Время на наращивания бурильных , Тпн, час	0,4	0,42	0,44	0,46	0,48	0,5	0,52	0,54	0,56	0,58
11	Время на вспомогательные работы, Твс, час	0,4	0,42	0,44	0,46	0,48	0,5	0,52	0,54	0,56	0,58
12	Углубка за рейс l р, м	5	5,2	5,4	5,6	5,8	6,0	5,5	5,0	4,5	4,0
13	Стоимость, тенге - отклонителя Цо	150 тыс.	152 тыс.	153 тыс.	154 тыс.	155 тыс.	156 тыс.	157 тыс.	158 тыс.	159 тыс.	160 тыс.
	Снаряда для проработки интервала искривления Цк	51 тыс.	52 тыс.	53 тыс.	54 тыс.	55 тыс.	56 тыс.	57 тыс.	58 тыс.	59 тыс.	60 тыс.
	Ориентатора Цр	70 тыс.	72 тыс.	73 тыс.	74 тыс.	75 тыс.	76 тыс.	77 тыс.	78 тыс.	79 тыс.	80 тыс.
	Породоразрущающего инструмента Ци	70 тыс.	72 тыс.	73 тыс.	74 тыс.	75 тыс.	76 тыс.	77 тыс.	78 тыс.	79 тыс.	80 тыс.
	Создание искусственного забоя, Цз	9000	1000	11000	12000	13000	14000	15000	16000	17000	18000
14	Ресурс работы отклонителя Ro	205	210	215	220	225	230	235	240	245	250
	Снаряд для переработки интервала искривления Rк	50	52	54	56	58	60	62	64	66	68
	Ориентатора Rр	180	185	190	195	200	205	210	215	220	225
	Породоразрущающего Инструмента Rи	50	55	60	65	70	75	80	85	90	95
	Искусственного забоя Rз	3	3,5	4	4,5	5	5,5	6	6,5	7	7,5

Продолжение таблицы 5.10

15	Интенсивность искривления криволинейного участка дополнительного ствола i, град/м.	0,4	0,45	0,5	0,55	0,6	0,65	0,7	0,75	0,8	0,85
	Угол набора кривизны за одну постановку отклонителя δ, градус	2,8	3,0	3,1	3,2	3,3	3,4	3,5	3,6	3,7	3,8
	Скорость бурения отклонителя, Vб, м/ч.	2,2	2,4	2,6	2,8	3,0	3,2	3,4	3,6	3,8	4
	Время на проработку интервала искривления tк,ч	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2,0	2,1
	Время работы ориентатора tр, ч	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2,0	2,1
	Время работы породоразрущающего инструмента, tи, ч.	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2,0	2,1	2,2	2,3	2,4
	Время создания искусственного забоя tз	3,5	3,6	3,7	3,8	3,9	4,0	4,1	4,2	4,3	4,4

Контрольные вопросы к работе 5.6

1. Какие параметры дополнительного ствола при многоствольном бурении подлежат определению?

2. Какое уравнение связывает взаиморасположение рудного тела, основного и дополнительного ствола?

3. От каких величин зависит производительность направленного бурения?

4. Из каких величин складывается стоимость амортизации технических средств при направленном бурении?

5. Какие параметры влияют на расчет длины дополнительного ствола при направленном бурении?