Спутник буровика

2. НАКЛОННОЕ БУРЕНИЕ

2.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Наклонно направленные скважины бурят в основном при раз­ работке месторождения кустовым способом. Так как интенсивность набора кривизны при проводке эксплуатационных скважин не превышает 1,3° на 10 м, вписываемость забойных двигателей, об­ садных колонн или забойного оборудования при их спуске удов­ летворяет установленным требованиям. При разработке месторо­ ждений штанговыми насосами во избежание быстрого протирания лифтовой колонны интенсивность набора кривизны желательна не более 0,5° на 10 м. При подъеме компоновок в процессе бурения и ремонтных работ в наклонной скважине возникают значитель­ ные силы сопротивления. Поэтому после выбора и расчета профиля необходимо определить проектные усилия на крюке при подъеме компоновки в процессе бурения и при подъеме НКТ для замены забойного оборудования (см. разд. 5). При интенсивности набора кривизны более 0,6° на 10 м обсадную колонну в случае необходи­ мости поднять практически невозможно. На практике силы со­ противления при подъеме НКТ могут в 1,1— 1,5 раза превысить собственный вес.

При бурении наклонных скважин необходимо учитывать сле­ дующее:

расстояние между устьями скважин на кусте должно быть не менее 2 м для нефтяных и 3 м для газовых скважин при бурении с МСП и 5 м при бурении нефтяных скважин на суше;

глубина зарезки наклонного участка на каждой последующей скважине, отличающейся по азимуту менее чем на 20° от преды­ дущей, увеличивается на 30 и 50 м при глубине зарезки соот­ ветственно до 500 м и свыше 500 м;

начало набора кривизны должно быть ниже башмака обсадной

в стволе скважины образуются желобные выработки; исправление азимута при наклоне ствола более 20° очень

сложно и всегда сопровождается снижением угла; темп исправления азимута при углах наклона более 15° не

должен превышать 30° на 100 м; периодичность определения направления ствола инклиномет­

рией осуществляется на участке набора или исправления азимута через 25—50 м, на участках стабилизации или спада кривизны через 200—300 м.

При проектировании профиля предусматривается изменение траектории ствола только в зенитной плоскости.

12

2.2. РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ

Схема расчета профиля наклонной скважины приведена в табл. 2.1. В формулах приняты следующие обозначения: Н — глубина по вертикали- А — отход забоя скважины от устья в

Рис, 2,1. Двухинтервальный профиль Рис. 2.2. Трехинтервальный профиль с участком стабилизации

13

горизонтальной проекции- L — длина скважины по инструменту!

проекция участка набора кривизны; /ст, Лст, аст — длина, вер­ тикальная и горизонтальная проекции участка стабилизации кривизны; Ясп, /Ст hcn, асп — радиус, длина, вертикальная и го­ ризонтальная проекции участка спада кризизны; а, |3 — макси­ мальный зенитный и конечный углы наклона ствола скважины (все линейные размеры приведены в м, углы в градусах).

Геологическая служба предприятия задает величины Я и Л, в случае необходимости и конечный угол (3.

Двухинтервальный профиль (см. рис. 2.1).

Так как величина hB выбрана по геолого-технологическим соображениям, то при заданном значении А возможен только

Если расчетный угол наклона а окажется большим и есть опас­ ность по техническим причинам его не достичь, то, уменьшив значение а (но не более, чем до ащщ), можно рассчитать трехинтервальный профиль.

ctnun = arctg н _ кв •

Трехинтервальный профиль о участком стабилизации (см. рис. 2.2).

Задавшись величиной а, находим радиуо набора кривизны

г> (Я — hB) sin а — A cos а

н1 — cos а

Проверяем техническую целесообразность такого темпа набора кривизны по табл. 2.2.

Таблица 2.2

14

Если величина Rn не удовлетворяет условию по каким-либо соображениям, то, задавшись ее значением методом подбора, оп­ ределяем соответствующее значение а по приведенному выше ра­ венству. Угол набора кривизны при заданном RB можно также установить по формуле

Определив RB (или соответственно а), находим остальные элементы профиля:

Трехинтереальный профиль без участка стабилизации (см. рис. 2.3). Для расчета данного профиля необходимо задаться темпами набора и спада кривизны (т. е. RB и Rcп), а также конеч­ ным углом наклона ствола р. Максимальный угол наклона ствола

Если даже принять конечный угол наклона равным нулю, а радиус набора кривизны 440 м, и при этом максимальный угол а окажется большим, то необходим участок стабилизации.

Определяем остальные элементы профиля:

Четырехинтереальный профиль (см. рис. 2.4). Если по какимлибо соображениям выбран четырехинтервальный профиль, то для его расчета необходимо задаться несколькими величинами: максимальным зенитным углом а, темпом спада кривизны (т. е. RCB) и темпом набора кривизны (т. е. RB).

15

Рассчитаем элементы участка набора кривизны и конечный угол скважины по формулам

Определив конечный угол скважины, вычислим остальные элементы профиля:

Четырехинтервальный профиль требует набора большего зе­ нитного угла, чем трехинтервальный с участком стабилизации, а если необходимо выйти на вертикальный участок (Р = 0), зе­ нитный угол должен быть еще большим.

2.3. КОМПОНОВКИ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ

СКВАЖИН

Необходимый угол перекоса резьб кривого проводника для набора кривизны определяют по формуле

Li — расстояние от торца долота до плоскости изгиба кривого переводника, м; Ь2 — расстояние от плоскости изгиба кривого переводника до верхнего среза турбобура, MJ

верхнего плеча кривой компоновки длиной L2 была в 1,5 раза больше массы нижнего плеча длиной Ьг при большей или одинако­ вой жесткости.

Для обеспечения проводки скважины без значительного фре­ зерования ее стенок долотом необходимо соблюсти следующее условие:

А сс< 573 0п~ ° т-.

16

Таблица 2.3

шарошка долота (желательно третья, так как она имеет более мощную опору) была расположена на верхней образующей пло­ скости искривления. Толщина регулировочного кольца, располо­ женного между торцами долота и переводника, в зависимости от переворота оси шарошки от образующей плоскости искривления указана в табл. 2.3 (момент крепления долота 12— 14 кН-м).

Набор кривизны с интенсивностью 0,4—0,5° на 10 м можно осуществить центратором, установленным от торца долота на рас­ стоянии 1,2—2 м. Диаметр центратора должен быть меньше диа­ метра долота на 6— 15 мм, длина лопастей не более 300 мм, число лопастей не менее 5, ширина лопасти должна быть равна расстоя­ нию между ними, причем возможен наклон лопастей для полного перекрытия опорной поверхности. Износ центратора по диаметру допускается на 4 мм.

Для стабилизации и спада кривизны с интенсивностью 0,2—0,3° на 10 м также можно применять указанный выше центратор. Рас­ стояния от торца долота до места установки центратора (в м) приведены в табл. 2.4. Данные таблицы рассчитаны для условия прочности пород на сжатие Рш 2000 МПа, при бурении пород меньшей прочности центратор необходимо приблизить к долоту на. 1—3 м, но не ближе чем на 2 м (от долота).

Для более жесткой стабилизации направления ствола сква­ жины можно применять два центратора: один полноразмерный устанавливают сразу над долотом (выполняет функции калибра­ тора), другой диаметром меньше на 6— 8 мм — на расстоянии 6—9м от первого.

Нормы допустимых отклонений забоев наклонных скважин от проекта приведены в табл. 2.5.

17

Таблица 2.4

Примечание, В — глубина скважина по вертикали, ы; S — расстояние между аабоями скважин, м.

18

Таблица 3.1

20