- •Глава 10
- •10.1. Назначение и область применения наклонно направленных скважин
- •10.2. Основы проектирования направленных скважин
- •10.2.1. Стадии проектирования направленных скважин
- •Определение требований, накладываемых вскрываемым объектом в заданной точке.
- •Проектирование профиля скважины.
- •Выбор бурового раствора.
- •Проектирование бурильной колонны
- •Гидравлические расчеты промывки скважины
- •Выбор компоновок низа бурильной колонны (кнбк)
- •10.2.2. Выбор конфигурации (траектории) наклонно-направленной скважины
- •10.5. Расчет параметров фактического профиля скважины
- •10.5.1. Положение текущего забоя скважины
- •Расчет параметров траектории ствола скважины.
- •10.5.3. Контроль текущего положения забоя скважины.
- •3.1 Расчет расстояний.
- •3.2 Расчет азимутальных углов.
- •3.3 Расчет зенитных углов.
- •10.5.4. Расчет изменения интенсивности искривления ствола скважины в зависимости от параметров отклонителя.
- •10.5.5. Расчетные зависимости оценки пропуска искривленных кнбк в ствол скважины.
- •10.5.6. Корректировка траектории ствола скважины.
- •Забойные компоновки для изменения направления ствола скважины при бурении
- •1 Кнбк для бурения вертикальных скважин
- •Основные данные по ртб
- •Минимальная длина колонны убт, устанавливаемых над жесткой кнбк
- •2 Кнбк для набора или коррекции параметров кривизны (отклоняющие)
- •3 Кнбк для стабилизации параметров кривизны (стабилизирующие)
- •(Для условий Западной Сибири)
- •Размеры компоновок с центраторами для стабилизации зенитного угла и азимута (для условий Западной Сибири)
- •Размеры компоновок с центраторами для управления искривлением наклонных скважин (для условий Западной Сибири)
- •4 Кнбк для естественного изменения параметров кривизны (снижение зенитного угла и изменение азимута)
- •5 Кнбк для естественного изменения параметров кривизны (увеличение зенитного угла и изменение азимута)
- •6 Шарнирные компоновки (нпк тобус)
- •Геометрические размеры компоновок сгр
- •Характеристика компоновок ро
- •Кнбк для бурения горизонтальных скважин
- •Характеристика комплексов кгб
- •Варианты кнбк при бурении горизонтальных и пологих скважин с большим отклонением ствола скважины от вертикали
- •Интервал набора параметров кривизны
- •2. Интервал стабилизации параметров кривизны
- •10.7. Обзор современных видов телесистем, применяемых при проводке горизонтальных и наклонно-направленных скважин.
- •10.7.1. Обзор отечественных и зарубежных забойных телесистем.
- •10.7.2. Акустический канал связи
Основные данные по ртб
Табл.№ 8
Обозначение агрегата |
Dскв номи-нальный, мм |
Диаметр, мм/число долот |
Диаметр, мм/число турбо-буров |
Расход жидкости на агрегат, л/с |
Наиболь-ший поперечный размер, мм |
Диаметр грузов утяжели-теля, мм |
IРТБ 394 |
393,7 |
190,5/2 |
172/2 |
50-56 |
382 |
382 |
IРТБ 490 |
490 |
215,9/2 |
195/2 |
60-70 |
480 |
480 |
IРТБ 590 |
590 |
269/2 |
195/2 |
60-70 |
576 |
576 |
IРТБ 640 |
640 |
295,3/2 |
195/2 |
60-70 |
624 |
624 |
IIРТБ 760 |
760 |
349/2 |
240/2 |
100 |
650 |
760 |
IIРТБ 920 |
920 |
444,5/2 |
240/2 |
100 |
710 |
850 |
Размеры КНБК, включающих НСУ конструкции ВНИИБТ
Табл. № 9
Типоразмер НСУ |
Диаметр, мм |
Длина корпуса КНБК с центратором, м |
|
|
долота |
корпуса НСУ (наружный) |
|
НСУ-127 |
138.1-151 |
127 |
8 |
НСУ-140 |
157.1-171.4 |
140 |
8 |
НСУ-168 |
185.7-190.5 |
168 |
8 |
НСУ-172 |
190.5-200 |
172 |
8 |
НСУ-194 |
211.1-222.3 |
194 |
12 |
НСУ-203 |
227-244.5 |
203 |
12 |
НСУ-219 |
243-250.8 |
219 |
12 |
НСУ-229 |
250.8-269.9 |
229 |
12 |
НСУ-245 |
267.5-269.9 |
245 |
12 |
НСУ-273 |
317.6-349.2 |
273 |
12 |
НСУ-299 |
346-381 |
299 |
12 |
НСУ-350 |
391.3-445 |
350 |
12 |
Выбор безопасной величины нагрузки и места установки центратора в маятниковой компоновке при бурении вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин
Табл. № 10
Влияние пород на искривление |
Способ бурения |
Диаметр долота, мм |
Диаметр УБТ, мм |
Нагрузка, кН |
Расстояние от полноразмерного центратора до долота, м |
Угол падения пластов 7 градусов |
|||||
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное |
ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур 195 турбобур 195 турбобур 195 ротор ротор ротор турбобур 240 турбобур 240 турбобур 240
|
190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 |
146 146 146 178 178 178 178 178 178 203 203 203 203 203 203 |
102.0 45.0 18.5 190 87 36 233 98 40 270 133 60 335 200 87 |
16.0-17.5 17.5-19.5 18.0-20.0 20.5-22.5 22.0-24.0 23.0-26.0 18.5-20.5 20.5-22.5 21.0-23.0 23.0-26.0 27.0-30.0 29.0-32.0 26.0-29.0 27.0-30.0 28.0-32.0 |
Угол падения пластов 15 градусов |
|||||
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное |
ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур 195 турбобур 195 турбобур 195 ротор ротор ротор турбобур 240 турбобур 240 турбобур 240 |
190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 |
146 146 146 178 178 178 178 178 178 203 203 203 203 203 203 |
36.0 14.0 5.4 70.5 28.0 10.7 80.0 31.0 12.3 112 47 С навеса 164 66 26 |
17.5-19.5 18.0-20.0 18.5-20.5 21.5-24.0 22.0-25.0 23.0-26.0 20.5-23.0 21.5-24.0 21.5-24.0 27.0-30.5 29.0-32.5 - 28.0-31.0 29.0-32.0 29.0-33.0 |
Угол падения пластов 45 градусов |
|||||
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное |
ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур 195 турбобур 195 турбобур 195 ротор ротор ротор турбобур 240 турбобур 240 турбобур 240 |
190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 |
146 146 146 178 178 178 178 178 178 203 203 203 203 203 203 |
15.4 6.0 2.9 30.0 11.5 4.8 33.5 12.7 5.4 51 - - 66 28 12 |
18.0-20.0 18.5-20.5 18.5-20.5 22.0-25.0 22.0-26.0 23.0-26.0 21.5-24.0 21.5-24.0 21.5-24.0 29.0-33.0 - - 28.0-32.0 29.0-33.0 30.0-33.0 |
Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для роторного способа бурения (для вертикальных скважин)
Обозначения: Dд - диаметр долота, мм; Dубт - диаметр УБТ, мм; Dп - диаметр первого от долота центратора, мм; Dв - диаметр второго центратора, мм; Pд - осевая нагрузка на долото, кН; Lопт - оптимальная длина направляющего участка компоновки, м; L1-расстояние от верхнего торца первого центратора до верхнего торца второго центратора, м; D1 - допустимый износ первого центратора по диаметру, мм;
D2 - допустимое отклонение диаметра второго центратора от расчетного значения
("-" - уменьшение, "+" - увеличение), мм
Табл. № 11
Dд, мм |
Dубт, мм |
Dп, мм |
Dв, мм |
Lопт, м |
L1,м |
Pд, кН |
D1,мм |
D2,мм |
190.5 |
146 |
190.5 |
190.5 |
4.0 |
16.0 |
100-150 |
-2 |
-4 |
190.5 |
146 |
190.5 |
186.0 |
4.0 |
14.0 |
100-150 |
-2 |
+4 |
190.5 |
146 |
190.5 |
183.0 |
4.0 |
12.0 |
100-150 |
-2 |
+4 |
215.9 |
178 |
215.9 |
215.9 |
3.8 |
14.0 |
150-200 |
-2 |
-4 |
215.9 |
178 |
215.9 |
211.0 |
4.4 |
16.0 |
150-200 |
-2 |
+4 |
244.5 |
178 |
244.5 |
239.0 |
5.2 |
18.0 |
200-250 |
-3 |
+4 |
244.5 |
203 |
244.5 |
240.0 |
5.5 |
18.0 |
200-250 |
-3 |
+4 |
244.5 |
203 |
244.5 |
234.5 |
5.5 |
16.0 |
200-250 |
-3 |
+4 |
269.9 |
178 |
269.9 |
262.0 |
5.5 |
19.0 |
250-300 |
-2 |
+4 |
269.9 |
203 |
269.9 |
259.0 |
5.1 |
8.0 |
250-300 |
-2 |
+2 |
269.9 |
203 |
269.9 |
264.0 |
5.1 |
20.0 |
250-300 |
-2 |
+3 |
295.3 |
178 |
295.3 |
263.0 |
4.4 |
12.0 |
300-350 |
-2 |
+3 |
295.3 |
178 |
295.3 |
295.0 |
4.8 |
21.0 |
300-350 |
-3 |
+4 |
295.3 |
203 |
295.3 |
295.3 |
5.0 |
20.0 |
300-350 |
-3 |
-5 |
295.3 |
203 |
295.3 |
288.0 |
5.0 |
18.0 |
300-350 |
-3 |
+4 |
295.3 |
229 |
295.3 |
295.3 |
5.3 |
20.0 |
300-350 |
-3 |
-5 |
295.3 |
229 |
295.3 |
288.0 |
5.3 |
17.0 |
300-350 |
-3 |
-4 |
295.3 |
254 |
295.3 |
293.0 |
5.0 |
18.0 |
300-350 |
-2 |
-5 |
295.3 |
254 |
295.3 |
287.0 |
5.0 |
12.0 |
300-350 |
-2 |
-4 |
311.1 |
203 |
311.1 |
286.0 |
5.1 |
11.0 |
300-350 |
-3 |
-5 |
311.1 |
203 |
311.1 |
293.0 |
5.1 |
21.0 |
300-350 |
-2 |
+3 |
311.1 |
229 |
311.1 |
299.0 |
5.4 |
9.0 |
300-350 |
-2 |
+3 |
311.1 |
229 |
311.1 |
290.0 |
5.4 |
15.0 |
300-350 |
-2 |
-4 |
311.1 |
254 |
311.1 |
301.0 |
5.6 |
9.0 |
300-350 |
-2 |
-2 |
311.1 |
254 |
311.1 |
297.0 |
5.6 |
15.0 |
300-350 |
-2 |
+3 |
320.0 |
203 |
320.0 |
288.0 |
4.6 |
13.0 |
350-400 |
-3 |
-5 |
320.0 |
203 |
320.0 |
295.0 |
4.6 |
21.0 |
350-400 |
-2 |
+3 |
320.0 |
229 |
320.0 |
302.0 |
4.9 |
11.0 |
350-400 |
-2 |
+2 |
320.0 |
229 |
320.0 |
316.0 |
4.9 |
23.0 |
350-400 |
-2 |
+3 |
320.0 |
254 |
320.0 |
310.0 |
5.1 |
9.0 |
350-400 |
-2 |
+3 |
349.2 |
229 |
349.2 |
323.0 |
4.9 |
13.0 |
350-400 |
-3 |
+3 |
349.2 |
229 |
349.2 |
332.0 |
4.9 |
25.0 |
350-400 |
-3 |
+4 |
349.2 |
254 |
349.2 |
333.0 |
5.1 |
11.0 |
350-400 |
-3 |
+3 |
349.2 |
254 |
349.2 |
349.2 |
5.1 |
25.0 |
350-400 |
-3 |
-4 |
Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для турбинного способа бурения (для вертикальных скважин)
Табл. №12
Dд, мм |
D1,мм |
D2,мм |
Тип турбобура |
Pд, кН |
D1,мм |
D2,мм |
215.9 |
214.0 |
214.0 |
3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ 3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ |
100-150 |
-2 |
-4 |
244.4 |
242 |
235.0 |
3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ 3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ |
150-200 |
-3 |
-4 |
269.9 |
267.0 |
263.0 |
3ТСШ-240, А9-ГТШ |
200-250 |
-3 -3 |
-5 -4 |
295.3 |
295.0 |
284.0 |
3ТСШ-240, А9-ГТШ |
200-250 |
-3 |
-6 |
Примечание: Первый (от долота) центратор устанавливается между шпинделем и первой секцией турбобура, а второй - между второй и третьей секциями турбобура