![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
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 Изменение азимута и зенитного углов при использовании шарнирныхкомпоновок
Принцип действия шарнирных компоновок при изменении зенитного угла показан на рис. 18. Из схемы видно, что уменьшая длину направляющей штанги, можно существенно повысить темп изменения зенитного угла. Механизм воздействия шарнирных компоновок на изменение азимута не вполне ясен. На некоторых предприятиях испытывают способ управления изменением азимута и зенитного угла путем периодического подкручивания бурильной колонны ротором вправо или, наоборот, позволяя бурильной колонне периодически проворачиваться на определенный угол влево под действием реактивного момента. При этом утверждается, что такой разворот бурильной колонны вправо приводит к увеличению, а разворот влево — к уменьшению азимута ствола скважины (табл. 34). По-видимому, при таком развороте бурильной колонны меняется расположение волн сжатой части низа бурильной колонны относительно апсидальной плоскости, что и приводит к изменению азимута и зенитного угла. Следует, однако, отметить, что необходимый угол поворота бурильной колонны для заданного изменения азимута должен зависеть от профиля скважины, трения колонны труб о стенки скважины и ряда других факторов. Если же этого не учитывать, а руководствоваться жесткой тактикой управления, приведенной в табл. 34, очевидно, будут иметь место нестабильные результаты изменения азимута и зенитного угла. Таблица 34 Регулирование зенитного угла и азимута поворотом бурильного инструмента
При решении поставленной задачи из имеющихся в наличии прямых компоновок выбирается та, которая обеспечивает среднюю интенсивность изменения зенитного угла dα /dl и азимута dα /dl: dα /dl ≥ dφ /dl ≥ где Выбрав соответствующую компоновку, с помощью программы " Прогноз" проверяют, обеспечивает ли эта компоновка попадание в круг допуска. Пример. Определить, не обеспечивает ли в предыдущем примере попадание в круг допуска применение компоновки, включающей два центратора СН-212 с левой спиралью и создающей, как было показано выше, разворот азимута влево со средней интенсивностью dφ /dl = -0, 02±0, 005 и увеличение зенитного угла с интенсивностью dα /dl = 0, 05 + 0, 015. Имеем Н0= 1722 м; Х0 = 939 м; F0 = 76 м; α 0 = 27, 5°; φ 0 = 69, 75°; Нпр = 2000 м; Хпр = 1150 м; Yпр = 0, 0; а2 = -0, 02; b2= 0; а1= 0, 05; b1 = 0. Расчеты по формулам (25) и (26) дают следующие результаты (таблица 35). Как видно из приведенных данных, при использовании и этой компоновки не обеспечивается попадание скважины в круг допуска. Это было очевидно и без расчета, так как минимальная интенсивность изменения азимута должна быть: dα /dl ≥ Таблица 35 Прогноз проводки скважины компоновкой Д 215, 9; СН 212; СН-212Л; ЗТСШ-195
Компоновка с двумя центраторами обеспечивает уменьшение азимута с интенсивностью 0, 02 град/м. 5.3. КОРРЕКТИРОВКА ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ С ПОМОЩЬЮ ОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК Если применением различных неориентируемых компоновок невозможно добиться попадания скважины в круг допуска, необходимо провести корректировку параметров кривизны ориентируемыми компоновками. Поскольку корректировку проводят, как правило, на глубинах свыше 1000 м, где твердость пород относительно высока и требуется достаточно высокая мощность на долоте, для корректировки используют ТО-2, 2-3-секционные турбобуры с ШО, электробуры с механизмами искривления (МИ). Следует иметь в виду, что корректировку параметров кривизны нельзя проводить до и в интервалах возможной установки глубинного насосного оборудования (ЭЦН). При проектировании исправительных работ ориентируемыми компоновками необходимо определить угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости α v, длину интервала исправительных работ l 2. При α у = 0° и α у = 180° происходит соответственно увеличение или уменьшение зенитного угла без изменения азимута. При α у = 90° и α у = 270° имеет место максимальное изменение (соответственно увеличение и уменьшение) азимута при минимальном изменении (увеличении) зенитного угла. Существуют аналитический и графический методы определения α у и l 2. При аналитическом методе используют формулы: θ 2 = arccos(cosΔ φ *sinα 1*sinα 3 + cosα 1 * cosα 3),
l 2 = θ 2/ i, где θ 2 — пространственный угол изменения направления оси скважины за время работы отклонителя, необходимый для изменения азимута на величину Δ φ, а зенитного угла— от l2 — интервал работы с отклонителем; i— интенсивность искривления, достигаемая данным отклонителем.
Рис. 19. Графический метод проектирования работ по корректировке параметров кривизны Графический метод несколько менее точен, но более нагляден и прост. При этом на листе бумаги (рис. 19) откладывают отрезок OA, пропорциональный численной величине Пример. Как было показано выше, при H0 = 1722 м, Х0= 939, 9 м, Y0 = 77, 3 м, В п. 5.1 было показано, что для попадания в круг допуска необходимо иметь Δ φ = - 30, 0°, α 3 = 38, 8° Однако следует учесть, что данные значения Δ φ и α 3 получены при соединении текущего забоя с проектным прямой линией. При использовании же компоновки Д 215, 9 СГН; ЗТСШ1-195, как показано в главе 4, зенитный угол уменьшился на 6, 5°, а азимут увеличился на 8°. С учетом этого примем: Δ φ = -30, 0 - 0, 5 * 8 = -34, 0° и α 3 = 38, 8 + 0, 5 * 6, 5 = 42, 05°: По формулам (28) получаем θ 2 = arccos(cos(-34, 0°) • sin 27, 5° • sin42, 05°+cos27, 5° • cos42, 05°) = 23, 8°, α y= arccos[(cos27, 5°cos23, 8o-cos42, 05o)/(sin27, 5osin23, 8°)] = 68, 2o, l 2 = θ 2/ i = 23, 8 / 0, 1 = 238 м. Определяем α у, l 2 и θ 2 графическим способом. Из построения (рис. 19) следует, что α у = 73, 9°, θ 2 = 23, 8°, l 2 = θ 2/i= 23, 8/0, 1 = 238 м.
Таблица 36 Координаты ствола скважины в интервале работы отклонителя
Таблица 37 Координаты ствола скважины в интервале работы прямой компоновкой Д 215, 9 СГН; ЗТСШ1-195
Как видим, совпадение результатов аналитического и графического решения задачи достаточно хорошее. Найдем координаты забоя в конце интервала работы отклонителем. Весь интервал корректировки разобьем на три участка по 80 м так, чтобы в пределах каждого участка изменение угла не превышало 10°. Из формул (28) выразим α 3 и Δ φ: α 3 = arccos(cosα 1*cos (l 2i) - cos α y * sin α 1*sin (l 2i)),
Рассчитаем α 3 и Δ φ в конце каждого участка по формулам (29). В конце первого участка: α 3 = arccos[cos27, 5° • cos(80 • 0, 1) - cos68, 2° • sin27, 5° • sm(80 • 0, 1)] = 31, 3°, Вконцевторогоучастка: α 3 = arccos[cos27, 5o * cos(160*0, l) – cos 68, 2o*sin27, 5o *sin(160*0, l)] = 36, 4° В конце работы отклонителя: α 3 = агссоs[cos27, 5о*сos(240*0, 1) – сos68, 2о*sin 27, 5о*sin(240*0, 1)]=42, 2°, После этого по уравнениям (25) рассчитываем координаты ствола в интервале работы отклонителя. R = Рассчитаем по программе " Прогноз", попадает ли скважина в круг допуска при использовании вышеуказанной прямой компоновки Д 215, 9 СГН; ЗТСШ1-195 после корректировки кривизны. Весь оставшийся интервал разобьем на два участка по 52 м. Результаты расчета приведены в табл. 37 и на рис. 15 (линия 3). Как видно из приведенных данных, корректировка параметров кривизны проведена достаточно точно. Ствол скважины должен попасть в круг допуска на расстоянии 31 м от его центра. Из построения следует, что для попадания ближе к проектной точке необходимо было при корректировке Δ φ и α 3 взять несколько большими. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНЯЮЩИХ КОМПОНОВОК Отклоняющие компоновки применяются при зарезке наклонного участка из вертикального ствола и при изменении параметров кривизны наклонного ствола. В вертикальном стволе отклоняющую компоновку ориентируют относительно сторон света, а в наклонном — относительно апсидальной плоскости. Известны три метода ориентирования отклоняющих компоновок: — прямой с использованием меток на бурильных трубах; — косвенный (забойный) с помощью спускаемых внутрь бурильной колонны приборов; — телеметрический, с передачей сигналов забойного прибора по кабелю или другому (гидравлическому) каналу связи. В промышленных масштабах применяется также телеметрическая система с использованием кабеля электробура. В первых двух методах ориентирование отклонителя производят до начала бурения. Вследствие этого при ориентировании приходится учитывать угол, на который закрутится бурильная колонна под действием реактивного момента забойного двигателя при бурении. При использовании телеметрических систем ориентирование производят в процессе бурения, и учитывать угол закручивания бурильной колонны под действием реактивного моменте нет необходимости. 6.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УГЛА ЗАКРУЧИВАНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПОД ДЕЙСТВИЕМ РЕАКТИВНОГО МОМЕНТА ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ Угол закручивания одноразмерного стержня под действием приложенного момента, как известно из курса " Сопротивление материалов", определяется по формуле: α кр = ML/GJ, (30) где М — крутящий момент; L— длина стержня; G — модуль упругости материала второго рода; J— полярный момент инерции сечения стержня. Для бурильной колонны, которая закручивается под действием реактивного момента забойного двигателя, эта формула принимает вид:
где М — переменный по длине колонны крутящий момент. Однако применение этой зависимости для расчета угла закручивания бурильной колонны не представляется возможным, так как, как правило, не известны ни реактивный момент забойного двигателя, ни распределение момента по длине бурильной колонны. Реактивный момент забойного двигателя равен моменту на долоте. Величина последнего зависит от свойств пород, типоразмера долота, параметров режима бурения и массы других факторов. Распределение момента по длине бурильной колонны зависит от профиля скважины, свойств пород, слагающих стенки скважины, наличия и свойств фильтрационной корки, режима бурения и т. п. Поскольку многие параметры и сам вид этих зависимостей большей частью неизвестны, угол закручивания (ар) бурильной колонны определяется на практике по эмпирическим формулам. В [4] предложены следующие зависимости: Для компоновки Д 295, 3; ТСШ-240; КП; УБТ-178 - 12 м; МП; ЛБТ-147х11 - 36 м; ТБПВ-127х9 α р =(0, 04 + 0, 05)L. (32) Для компоновки Д215, 9; ТО-195; МП; ЛБТ-147х11 - 36 м; ТБПВ-127x9 - 500 м; ЛБТ-147x11 приведена таблица, данные которой аппроксимируются уравнением α р = -17(±3) + 0, 072(±0, 003)L. (33) В Суторминском УБР для компоновки Д215, 9; ТО195; СБТ-127x9; ЛБТ-129x11 используют зависимость: α р = 0, 04LСБТ + 0, 081АБТ, (34) где LCBT, LЛБТ - соответственно длина стальных и алюминиевых труб, м. 6.2. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ПРИ ПРЯМОМ МЕТОДЕ Из прямых методов в настоящее время используется метод меток, наносимых на бурильные трубы. Вследствие значительной трудоемкости и возможных погрешностей он применяется для ориентирования отклоняющих компоновок на небольших глубинах, как правило, не более 500-600 м. Проектное положение отклонителяφ по после спуска должно быть: φ по = φ пс + α p, (35) где пс— проектный азимут скважины. При переносе меток на неподвижную часть ротора отклоняющую компоновку сразу устанавливают в направлении φ по, это положение ее выдерживают в процессе спуска. При переносе меток на бумажную ленту после окончания спуска бурильную колонну с приложенной лентой поворачивают так, чтобы направление нулевой метки совпадало с φ по. 6.3. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ПРИ КОСВЕННЫХ МЕТОДАХ Оно включает в себя следующие операции: —определение положения плоскости действия отклонителя относительно сторон света или апсидальной плоскости; —определение угла поворота бурильной колонны; —установку отклонителя в проектном направлении; —контроль точности установки отклонителя. В отличие от прямых методов забойное ориентирование позволяет убедиться в правильности установки отклонителя на забое скважины, что существенно сокращает ошибки (промахи). При ориентировании в вертикальном стволе над отклоняющей компоновкой устанавливают устройство ориентирования отклонителя (УОО-2, " Азимут"), а в наклонном стволе — магнитный переводник. И УОО-2, и " Азимут" дают азимут отклонителя на забое φ от. Угол поворота бурильной колонны определяется по формуле 0 = φ пс + α p - φ от (36) Если значение θ получается отрицательное или больше 360°, то к нему соответственно прибавляют или из него вычитают 360°. При использовании магнитного переводника угол поворота бурильной колонны θ = β +α р+α у, (37) где β — угол между апсидальной плоскостью и плоскостью действия отклонителя (показания инклинометра в МП); α у— необходимый угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости при бурении. Угол установки отклонителя при бурении α у отсчитывается от апсидальной плоскости вправо (но часовой стрелке) до плоскости действия отклонителя (ренерной оси отклонителя). При 0 < α у< 180° азимут скважины будет возрастать, при 180° < α у< 360° азимут уменьшается. После поворота бурильной колонны на угол новое показание инклинометра должно быть: — в вертикальном стволе при использовании УОО-2 и " Азимут" β / =φ по = φ пс + α р (±360); (38) — в наклонном стволе в магнитном переводнике β / = - α р - α у (±360). (39)
Рис. 20. Схема механизма искривления электробура: а — двигатель (редуктор-вставка); б — механизм искривления; в — шпиндель; 1 — вал двигателя; 2 — муфты зубчатые; 3 — уплотнение валов; 4 — вал МИ; 5 — корпус МИ; 6 — корпус шпинделя; 7 — вал шпинделя; у — угол перекоса резьб корпуса МИ По показаниям инклинометра в УОО-2 φ от = 40°. Угол закручивания бурильной колонны по формуле (32) равен α p = 0, 045 • 400 = 18°. Необходимый угол поворота бурильной колонны θ = 310° + 18° - 40° = 288°. Показания инклинометра после поворота на 288°: β /= 310°+ 18° = 328°. 6.4. ОРИЕНТИРОВАНИЕ С ПОМОЩЬЮ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Телеметрическая система СТЭ, которую применяют в электробурении (с некоторыми переделками можно использовать и при турбинном бурении), включает в себя: —блок глубинный телеметрической системы БГТС, основным узлом которого является устройство глубинное измерительное УГИ; —пульт наземный телеметрической системы ПНТС; —устройство наземное измерительное УНИ; —кабель; —фильтр присоединительный. Отклонитель в электробурении создают установкой между электродвигателем и шпинделем электробура или между редуктором-вставкой и шпинделем механизма искривления МИ, представляющего собой (рис. 20) кривой переводник со встроенными в него зубчатыми муфтами и коротким промежуточным валом, работающими в масляной среде. УГИ (рис. 21) состоит из корпуса и блока датчиков, включающего датчик положения отклонителя (ДПО) относительно апсидальной плоскости, датчика азимута (ДА) и датчика угла наклона (ДН). Метку " 0" УГИ наносят на верхней образующей корпуса горизонтально расположенного УГИ при.нулевом показании прибора " отклонитель". Перпендикуляр к оси УГИ, проходящий через метку " 0", называется реперной осью УГИ. УГИ устанавливают над электро-(турбо-)буром. Угол между плоскостью действия отклонителя (механизма искривления — МИ) и реперной осью УГИ называют углом смещения у, который отсчитывают по часовой стрелке от метки МИ до метки " 0" УГИ. Рис. 21. Схема блока датчиков: 1 - ДПО; 2 — вращающаяся рамка (ротор ДПО, статор ДА); 3 — корпус УГИ (статор ДОП); 4 — грузы; 5 — вертикаль; 6 — метка " 0" УГИ; 7 - метка отклонителя; 8 — срез апсидальной плоскости; 9 — реперная ось отклонителя; 10 - реперная ось УГИ 6.4.1. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ В ВЕРТИКАЛЬНОМ СТВОЛЕ В вертикальном стволе вращающаяся рамка, являющаяся ротором ДПО и статором ДА, может занимать любое положение. Но сумма показаний приборов " Азимут" и " Отклонитель", как видно из рис. 22, дает азимут реперной оси УГИ ∑ 1 = φ + α φ = φ 2. Азимут отклонителя при этом будет равен φ от = φ + α ф – у ± 360°. (40) Необходимый угол поворота бурильной колонны θ = φ пс - φ от = φ пс - φ - α φ + y ± 360°. (41) Рис. 22. Обозначение углов и направление их отсчета: 1 — статор ДПО (корпус УГИ); 2 — ротор ДПО — статор ДА; 3 — ротор ДА; 4 — магнитный меридиан; 5 — след апсидальной плоскости; б — метка отклонителя; 7 — реперная ось отклонителя; 8 — реперная ось УГИ; 9 - метка " 0" УГИ После поворота на угол θ сумма показаний приборов " Азимут" и " Отклонитель" должна быть равна проектному азимуту скважины плюс угол смещения: ∑ 2 = φ пс+ у ± 360°. (42) Пример 1. Проектный азимут скважины φ пс = 100°, угол смещения — 170°, показания " Азимут" φ = 40°, показания " Отклонитель" α φ = 30°. Определить угол поворота бурильной колонны. Азимут отклонителя φ от = 40° + 30° -170° = -100° = -100° + 360° = 260°. Угол поворота бурильной колонны: θ = φ пс - φ от = 100° - 260° = 160°. Поскольку вращение осуществляется только вправо, θ = -160° + 360° = 200°. После поворота бурильной колонны на 200° сумма показаний приборов " Азимут" и " Отклонитель" должна составить: ∑ 2 = φ пс + у =100° +170° = 270° или 630°. Пример 2. φ пс = 340°, φ = 290°, α φ = 195°, у = 30°. Решение: φ от = 290° + 195° - 30° = 455° = 95°, θ = 340° - 95° - 245°, ∑ 2 = 340° + 30° = 370° или 10°. 6.4.2. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ В НАКЛОННОМ СТВОЛЕ В наклонном стволе вращающуюся рамку УГИ устанавливают в апсидальной плоскости. При этом прибор " Отклонитель" покажет положение метки " 0" УГИ относительно апсидальной плоскости. Положение реперной оси отклонителя относительно апсидальной плоскости (рис. 22) будет определяться углом α от = α φ * у (43) Угол поворота бурильной колонны θ = α у - α от = α у - α φ + у. (44) После поворота показания прибора " Отклонитель" должны быть равны α у + у. α — азимут ствола скважины (показания ДА); α у — угол между апсидальной плоскостью и реперной осью УГИ; φ 2— азимут реперной оси УГИ; у — угол смещения. Пример. Расчетный угол установки отклонителя α у = 130°, угол смещения у = 75°. После спуска отклонителя в скважину по показаниям прибора " Отклонитель" α φ = 190°. Угол поворота бурильной колонны θ = 130° - 190° + 75° = 15°. Показания прибора " Отклонитель" после поворота бурильной колонны на 15°. α φ ' = 130° + 75° = 190° + 15° = 205°. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ ИНТЕНСИВНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ И УГЛА ЗАКРУЧИВАНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ РАБОТЕ С ОТКЛОНЯЮЩЕЙ КОМПОНОВКОЙ Имеющиеся зависимости дают лишь ориентировочные значения радиуса (интенсивности) искривления и угла закручивания бурильной колонны, поскольку значения большинства влияющих на них факторов (величины отклоняющей силы, реактивного момента двигателя, момента трения бурильной колонны о стенки скважины и т. д.) в конкретной скважине, как правило, неизвестны. В связи с этим необходимо уточнение этих величин в процессе бурения. 1. Определение интенсивности искривления. При искривлении в вертикальной плоскости интенсивность определяют по формуле i = (α 3 – α 1)/ l где α 1 — зенитный угол в начале интервала; α 3 — зенитный угол в конце интервала; l — длина интервала. При пространственном искривлении интенсивность находят из выражения i = θ 2/ l = (1/ l)arccos(cosα 1*cosα 3 + sinα 1 * sinα 3 * cosΔ φ), (46) где Δ φ — изменение азимута на участке; θ 2 — пространственный угол искривления скважины. Можно использовать и более простую формулу i = (1/ l) где
2. Определение угла закручивания бурильной колонны. При забуривании наклонного участка из вертикального ствола отклоняющую компоновку ориентируют относительно сторон света таким образом, чтобы азимут плоскости ее действия при бурении совпадал с проектным азимутом скважины на данном участке. С этой целью при ориентировании отклоняющую компоновку устанавливают в азимуте φ от= φ пс+ α РP (48) где φ пс — проектный азимут скважины на данном участке; α РP — расчетный угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента. После бурения 40-50 м, когда диамагнитная труба вошла на 20-30 м в искривленный участок, производят спуск инклинометра в бурильную колонну и определяют фактический азимут пробуренного искривленного участка. Фактический угол закручивания бурильной колонны α РФ = φ от- φ = α РР + φ пс – φ, (49) При корректировке параметров кривизны наклонного ствола ориентирование отклонителя производят относительно апсидальной плоскости. После бурения 40-50 м через бурильный инструмент измеряют зенитный угол и азимут в диамагнитной трубе и определяют фактическое изменение азимута Δ φ. По полученным данным строят треугольник (см. рис. 23) и находят фактический угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости α уф. Разность α ур – α уфбудет поправкой выбранного угла закручивания. Уточненное значение угла закручивания: α РФ = α РР + α у– α уф. (50) Рис. 23. Определение фактической интенсивности искривления Пример. Зенитный угол в начале интервала корректировки α 1= 10°, азимут φ 1 = 120°, необходимый зенитный угол α 3 = 21, 3°, необходимый азимут — 160°, расчетный угол закручивания бурильной колонны α р= 90°. Расчетная интенсивность искривления ip = 0, 18 град/м. Графическим методом (треугольник ОБА на рис. 23) был определен расчетный угол установки отклонителя при бурении α ур = 65°, пространственный угол искривления α 2= 15°, интервал бурения отклонителем l 2 = θ 2/ip = 100 м. При ориентировании отклонитель был установлен относительно апсидальной плоскости под углом α от0 = α ур + α р= 65° + 90° = 155°. После бурения двухсекционным отклонителем 50 м был произведен замер инклинометром через бурильную колонну. Показатели инклинометра в АБТ на расстоянии 30 м после первоначального забоя составили: азимут 139, 8°, зенитный угол α 3= 14°, изменение азимута Δ φ /= 139, 8° - 120° = 19, 8°. Строим треугольник ОВ'А. Из него следует, что фактический угол установки отклонителя при бурении α уф = α рф =90°+ 65°-57° = 98°, θ 2 = OS' = 5, 7°. Таким образом, фактическая интенсивность искривления: i = θ 2//0, 19 = 5, 7/30 = 0, 19 град/м. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ЗЕНИТНОГО УГЛА И АЗИМУТА НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ ПРИ КОНТРОЛЬНОМ ЗАМЕРЕ В ТРУБАХ АБТ НАД ОТКЛОНИТЕЛЕМ После бурения определенного интервала производят контрольный замер в АБТ, расположенной над отклонителем. При этом определяют зенитный угол α 3 и азимут φ абтв точке, расположенной выше забоя на длину отклоняющей компоновки (15-25 м). Значения зенитного угла и азимута на забое, естественно, будут отличаться от измеренных в АБТ. Определение зенитного угла и азимута на забое скважины удобно производить графическим способом (рис. 23). На вертикальной линии откладывают отрезок OAдлиной, пропорциональной величине начального зенитного угла α ур. В точке А строят угол ОАВ', равный разности φ абт_φ 1 откладывают отрезок АВ', равный в принятом масштабе α 3. Соединяют точки В' и О. Длина отрезка В'О характеризует пространственный угол искривления ствола скважины на участке от начального забоя до точки замера в АБТ — θ '2. Находят фактическую интенсивность искривления i = θ 2/ l АБТ где l АБТ - расстояние от начального забоя до точки замера в АБТ. Рассчитывают пространственный угол искривления на всем участке бурения с отклонителем θ 2 = iф *l где l — длина интервала работы с отклонителем. На графике откладывают отрезок ОВ", равный в принятом масштабе углу θ 2. Точку В" соединяют с А. В полученном треугольнике длина отрезка В" А характеризует зенитный угол на забое, а угол ОАВ" — общее изменение азимута. Пример. Начальный зенитный угол α 1= 10°, начальный азимут φ 1 = 120°. После бурения 50 м был произведен замер в АБТ (на 20 м выше забоя) и получены следующие данные: α 3 = 14°, φ ' = 139, 8°, Δ φ ' = 19, 8°. Строим треугольник ОАВ'. Фактическая интенсивность искривления iф= 0, 19 град/м. На всем участке работы с отклонителем: θ 2 = iф l = 0, 19*50 = 9, 5°. Строим треугольник ОАВ". Величина зенитного угла на забое (пропорциональная длине отрезка АВ") равна α 3 = 16, 7°. Общее изменение азимута Δ φ = < ОАВ" = 26°. Азимут на забое φ = 165, 8°. СОВМЕСТНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ПО КОРРЕКТИРОВКЕ ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ И ПРОГНОЗА ПОПАДАНИЯ СКВАЖИНЫ В КРУГ ДОПУСКА При решении указанных задач зачастую выясняется, что скважина хотя и попадает в круг допуска, но достаточно далеко от центра. Это связано с двумя обстоятельствами. Угол изменения азимута Δ φ и новое значение зенитного угла определяют по линии, соединяющей проектную и текущую точки забоя (рис. 24). Тем самым предполагают, что, во-первых, разворот скважины осуществляется мгновенно в точке А, во-вторых, что при дальнейшем бурении прямой компоновкой параметры кривизны не изменяются. На самом деле изменение параметров кривизны отклоняющими компоновками производят на участке l 2, проекции которого на плане и профиле имеют вид дуг. Кроме того, большая часть компоновок, применяемых при бурении нижнего интервала скважины, уменьшает зенитный угол. При этом может изменяться и азимут. Задача попадания ствола скважины как можно ближе к центру круга допуска может быть решена в два этапа. На первом — по существующей методике определяют α 3 и Δ φ и рассчитывают участок корректировки параметров кривизны (линия 0-3 на рис. 24). Затем рассчитывают участок бурения выбранной прямой компоновкой (линия 3-4-5-6) и определяют прогнозную точку забоя С. Из рис. 24 следует, что из-за падения зенитного угла и ухода вправо при бурении прямой компоновкой скважина должна удалиться достаточно далеко от проектной точки В. Соединим на плане точки В и С и на продолжении ее отложим отрезок DB = ВС. На профиле отложим Ad = AD. Соединив A с D и A' с D/найдем новые значения Δ φ / и Δ α 3, которые обеспечат попадание скважины достаточно близко к центру круга допуска (линия АВ).
Рис. 24. Решение задачи корректировки параметров кривизны и задачи прогноза попадания в круг допуска в два этапа: Δ φ, α 3 — изменение азимута и новое значение зенитного угла на первом этапе расчета; Δ φ, α 3 — то же на втором этапе расчета; АС, АС — план и профиль скважины (расчетные) на первом этапе (линия прицеливания АВ); АС, АС1 — план и профиль скважины (расчетные) на втором этапе (линия прицеливания AD); 0- 1-2-3 — план и профиль скважины на участке работы ТО; 3-4-5-6 — план и профиль скважины на участке работы прямой компоновкойзабоя С. Из рис. 24 следует, что из-за падения зенитного угла и ухода вправо при бурении прямой компоновкой скважина должна удалиться достаточно далеко от проектной точки в. Соединим на плане точки В и С и на продолжении ее отложим отрезок DB = ВС. На профиле отложим Ad = AD. Соединив А с Dи Л' с D', найдем новые значения ∆ ϕ ' и ∆
Приложение 1
План куста № 109 Таблица 38
|