Результаты расчета прогноза попадания скважины в круг допуска

ΔХ, м	ΔY, м	ΔH, м	Х,м	Y,м	H,м	α, град	φ, град
44,1	8,4	89,4	989,9	85,7	1811,7	25,8	71,75
41,2	9,3	90,7	1025,1	95,0	1902,3	24,1	73,75
38,3	10,1	91,8	1063,4	105,1	1994,1	22,6	75,75
35,5	10,7	92,9	1098,9	115,8	2087,0	21,0	77,75
Хk= 1065,6 м;Yk =105,8 м;R = 135,3 м

Как видно из приведенных расчетов и построения по этим данным профиля и плана, скважина (рис. 15, линия 1) при ис­пользовании компоновки Д 215,9 СГН; ЗТСШ1-195 не попадет в круг допуска из-за увеличения азимута и уменьшения зенитного угла по сравнению с проектом. Необходимо, по-видимому, прове­дение исправительных работ.

Проектирование работ по исправлению параметров кривизны наклонно направленной скважины

Если прогноз показывает, что при использовании запроекти­рованной серийной компоновки скважина не попадает в круг до­пуска, необходимо применение специальных компоновок или корректировка параметров кривизны с помощью ориентируемых (отклоняющих) компоновок.

Исходными данными для решения задачи являются:

- проектные и фактические план и профиль скважины;

- параметры кривизны и координаты забоя: α₀, φ₀, X₀, Y₀, H₀;

- характеристики имеющихся специальных неориентируемых компоновок;

- характеристики имеющихся турбинных отклонителей или механизмов искривления электробуров.

Этапы решения задачи:

1. определение величины корректировки азимута и зенитно­го угла;

2. исследование возможности корректировки параметров кривизны путем использования неориентируемых компоновок;

5.1. Определение величины корректировки азимута и зенитного угла

Определение необходимой величины изменения азимута Δφ и нового значения зенитного угла α₃ производят на основании по­строенных плана и профиля скважины.

Для этого на плане соединяют прямой линией текущий и про­ектный забой и определяют необходимое изменение азимута Δφ (рис. 15).

Для нахождения требуемой величины зенитного угла на про­филе откладывают проектную точку забоя (ее координаты H_при Х₀ + а_к). Угол между вертикалью и линией, соединяющей проек­тный и текущий забои на профиле, дает необходимое значение зенитного угла α₃.

Эти углы можно найти и аналитически:

Δφ = φ_п - φ₀ – arctg

α₃ = arctg . (27)

Для рассмотренного в главе 4 примера имеем (рис. 15):

Х₀ = 939,9 м; Y₀= 77,3 м; H₀ = 1722 м; α₀ = 27,5°; φ₀ = 69,75°;

H_пр = 2000 м; Х_пр= 1150 м; Y_пр = 0; φ_пр = 60°;

Δφ = 60^o - 69,8^o - arctg = -30,0^о,

α₃ = arctg

5.2. Корректировка направления ствола скважины неориентируемыми компоновками

На практике достаточно широко с помощью неориентируемых компоновок управляют изменением зенитного угла. Для уве­личения зенитного угла, как было сказано выше, используют ком­поновки с наддолотным калибратором. Темп набора зенитного угла регулируют изменением диаметра калибратора и расстояния между ним и долотом (табл. 3.2).

По данным [4], установка между долотом и калибратором уд­линителя (переводника) длиной 0,5 м снижает темп набора зенит­ного угла с 0,075 ± 0,02 до 0,050 ± 0,015 град/м.

Бурение компоновками, содержащими тяжелый низ (забой­ный двигатель, УБТ) при отсутствии центрирующих элементов над долотом или на шпинделе забойного двигателя, как было по­казано выше, приводит к уменьшению зенитного угла с интенсив­ностью от 0,01 до 0,03 град/м в зависимости от величины зенитно­го угла. Установка центратора в месте касания турбобура (УБТ) со стенкой скважины, а также удлинителя (переводника, УБТ, БТ) между забойным двигателем и долотом способствует росту темпа падения зенитного угла.

Корректировку азимута прямыми неориентируемыми компо­новками произвести значительно труднее в связи с большим влия­нием на этот процесс геологических факторов (анизотропия пород, угол напластования и т. п.), а также слабой изученностью вопроса.

Согласно [3], установка между долотом и забойным двигате­лем двух центраторов СН-212 с левой спиралью позволяет умень­шать, а с правой спиралью — увеличивать азимут с интенсивно­стью, соответственно, до 0,02 и 0,03 град/м.

Рис. 17. Шарнирные компоновки:

1 — долото; 2 — калибратор спиральный; 3 — центратор;

4 — направляющая штанга; 5 - шарнирная муфта; 6 — турбобур

В ряде регионов для управления искривлением скважины на­чинают применять шарнирные компоновки-, содержащие в своем составе шарнирную муфту Ш-170 (рис. 17).

Закономерности изменения зенитного угла и азимута, полу­ченные при использовании этих компоновок в Западной Сибири, даны в табл. 33.

Таблица 33