- •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
4 Кнбк для естественного изменения параметров кривизны (снижение зенитного угла и изменение азимута)
К ним относятся компоновки действие которых основано на маятниковом эффекте
Компоновки представлены на рис. № 15 и № 16
Рис. № 15
1 - долото, 2 - секционный турбобур, 3 - центратор, 4 - УБТ, 5 - бурильные трубы
6 - межсекционная вставка между 1-й и 2-й секциями турбобура
Рис. № 16
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - УБТ, 5 - бурильные трубы,
6 - винтовой объемный двигатель, 7 - удлинитель L=10 - 12 м, 8 - центратор
5 Кнбк для естественного изменения параметров кривизны (увеличение зенитного угла и изменение азимута)
Рис. № 17
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - УБТ, 5 - бурильные трубы, 6 - удлинитель L=10 - 12 м
6 Шарнирные компоновки (нпк тобус)
а) б) в)
Рис. № 18
Роторные шарнирные компоновки
где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,
5 - бурильные трубы, 6 и 8 - центратор, 7 - упругий центратор
а - уменьшает зенитный угол
б - существенно ограничивает интенсивность естественного искривления скважин
в - увеличивает зенитный угол предварительно искривленных скважин
г д е ж
Рис. № 19
Роторные шарнирные компоновкигде: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 – шарнирная муфта, 4 - калибратор, 5 - бурильные трубы, 6 и 8 - центратор, 7 - упругий центратор, 9 – расширитель,10 - децентратор, 11 - УБТ
г и е - стабилизирует параметры кривизны наклонных и горизонтальных скважин
д - роторный отклонитель (РО)-обеспечивает искривление скважин с заданной интенсивностью (см. табл. № 19)
е - СГР - стабилизирует параметры кривизны наклонных и горизонтальных скважин (см табл. № 18)
ж - обеспечивает возможность проходки вертикальных скважин большого диаметра в наклонно-залегающих породах при повышенных осевых нагрузках и скоростях бурения
КНБК - 1 КНБК - 2 КНБК - 3
Рис. № 20
Турбинные шарнирные компоновки (ТШК)
где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,
5 - турбобур, 6 - центратор, 7 - упругий центратор, 8 - ребристый ниппель
КНБК - 4 КНБК - 5 КНБК - 6
Рис. № 21
Турбинные шарнирные компоновки (ТШК)
где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,
5 - турбобур, 6 - центратор (опорный элемент), 7 - упругий центратор, 8 - ребристый ниппель
К
НБК
- 7 КНБК - 8 КНБК - 9
Рис. № 22
Турбинные шарнирные компоновки (ТШК)
где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,
5 - турбобур, 6 - центратор (опорный элемент), 7 - упругий центратор, 8 - ребристый ниппель (СТК)
Действие компоновок ( по рис. № 20 – 22 )
КНБК - 1 и 2 - Уменьшение зенитного угла. тип 1 для интенсивного уменьшения зенитного угла, а тип 2 для малоинтенсивного уменьшения зенитного угла и изменения азимута влево
КНБК - 3 - Увеличение (изменение вправо ) азимутального угла и увеличение зенитного угла.
КНБК - 4 - Увеличение (изменение вправо ) азимутального угла и малоинтенсивное увеличение зенитного угла в устойчивых горных породах с диаметром ствола скважины равным номинальному.
КНБК - 5 - Обеспечивает возможность управления азимутальным искривлением скважин за счет вращения инструмента ротором буровой установки вправо или реактивным моментом турбобура влево.
КНБК - 6 и 7 - Малоинтенсивное увеличение до заданного значения зенитного угла и малоинтенсивное изменение азимута вправо в устойчивых горных породах.
КНБК - 8 - Обладает свойствами КНБК - 5, а также позволяет стабилизировать направление бурения наклонных участков скважин.
КНБК - 9 - Путем выбора размера калибратора позволяет изменять азимут влево.
Наряду с КНБК - 1 и 2 для малоинтенсивного уменьшения зенитного угла используется КНБК, включающая опорный элемент с вращающимся корпусом над долотом. Характеристика такой КНБК представлена в табл. № 17
ХАРАКТЕРИСТИКА ШАРНИРНЫХ КНБК ДЛЯ МАЛОИНТЕНСИВНОГО УМЕНЬШЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА
Табл. № 17
Размер Дд/dm |
Расстояние от МШ до долота, м |
Расстояние от МШ до упругого центратора, м |
Длина удлинителям |
Радиус искривления, м |
Интенсивность искривления, гр/10 м |
215,9/195 |
2,2 |
1,4 |
- |
150 |
3,82 |
215,9/195 |
3,0 |
2,1 |
- |
300 |
1,91 |
215,9/195 |
4,0 |
2,2 |
- |
415 |
1,38 |
215,9/195 |
5,0 |
3,5 |
- |
830 |
0,69 |
215,9/195 |
6,0 |
4,4 |
- |
1240 |
0,46 |
295,3/240 |
6,0 |
4,1 |
- |
450 |
1,27 |
295,3/240 |
6,5 |
5,0 |
- |
600 |
0,96 |
295,3/240 |
7,0 |
5,7 |
- |
725 |
0,79 |
295,3/240 |
7,5 |
6,1 |
- |
830 |
0,69 |
295,3/240 |
8,0 |
7,1 |
- |
1035 |
0,55 |
215,9/195 |
3,3 |
1,7 |
0,5 |
280 |
2,05 |
215,9/195 |
3,8 |
2,2 |
1,0 |
415 |
1,38 |
215,9/195 |
4,3 |
2,7 |
1,5 |
575 |
1,00 |
215,9/195 |
4,8 |
3,2 |
2,0 |
755 |
0,76 |
215,9/195 |
5,8 |
4,2 |
3,0 |
1190 |
0,48 |
215,9/195 |
6,8 |
5,2 |
4,0 |
1725 |
0,33 |
215,9/195 |
7,8 |
6,2 |
5,0 |
2350 |
0,24 |
215,9/172 |
3,3 |
1,7 |
0,5 |
135 |
4,24 |
215,9/172 |
3,8 |
2,2 |
1,0 |
200 |
2,87 |
215,9/172 |
4,3 |
2,7 |
1,5 |
270 |
2,12 |
215,9/172 |
4,8 |
3,2 |
2,0 |
360 |
1,59 |
215,9/172 |
5,8 |
4,2 |
3,0 |
570 |
1,01 |
215,9/172 |
6,8 |
5,2 |
4,0 |
820 |
0,70 |
295,3/195 |
5,9 |
3,4 |
2,0 |
200 |
2,87 |
295,3/195 |
6,4 |
3,9 |
2,5 |
250 |
2,29 |
295,3/195 |
6,9 |
4,4 |
3,0 |
310 |
1,85 |
295,3/195 |
7,9 |
5,4 |
4,0 |
430 |
1,33 |
295,3/195 |
8,9 |
6,4 |
5,0 |
570 |
1,01 |
295,3/195 |
9,9 |
7,4 |
6,0 |
730 |
0,78 |
295,3/195 |
10,9 |
8,4 |
7,0 |
920 |
0,62 |
295,3/240 |
4,9 |
2,4 |
1,0 |
220 |
2,60 |
295,3/240 |
5,9 |
3,4 |
2,0 |
370 |
1,55 |
295,3/240 |
6,9 |
4,4 |
3,0 |
560 |
1,02 |
295,3/240 |
7,9 |
5,4 |
4,0 |
780 |
0,73 |
295,3/240 |
8,9 |
6,4 |
5,0 |
1040 |
0,55 |
295,3/240 |
9,9 |
7,4 |
6,0 |
1340 |
0,43 |
295,3/240 |
10,9 |
8,4 |
7,0 |
1670 |
0,34 |
