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

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°; Н_пр = 2000 м; Х_пр = 1150 м; Y_пр = 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),

(28)

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 до

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 . Под углом Δ φ к отрезку OA откладывают в том же масштабе отрезок АС, про­порциональный величине угла α ₃. Тогда отрезок СО даст нам в принятом масштабе величину угла θ ₂, а угол DOC будет харак­теризовать угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости α _у, обеспечивающий заданное изменение азимута с одновременным изменением зенитного угла от до α ₃.

Пример. Как было показано выше, при H₀ = 1722 м, Х₀= 939, 9 м, Y₀ = 77, 3 м, = 27, 5°, φ ₀ = 69, 75°, Н_пр= 2000 м, Х_пр = 1150 м, У_пр = 0 м, φ _пр = 60° прямые компоновки не обеспечивают попадания сква­жины в круг допуска. Для корректировки параметров кривизны решаем использовать ШО-195, обеспечивающий радиус кривиз­ны R = 570 м, откуда i= 0, 1 град/м. Дальнейшее бурение до проек­та предполагается вести компоновкой Д 215, 9 СГН; ЗТСШ-195; ЛБТ 147x11 -25 м; СБТ 127x9.

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, 8^o-cos42, 05^o)/(sin27, 5^osin23, 8°)] = 68, 2^o,

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)),

(29)

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, 5^o * cos(160*0, l) – cos 68, 2^o*sin27, 5^o *sin(160*0, l)] = 36, 4°

В конце работы отклонителя:

α ₃ = агссоs[cos27, 5^о*сos(240*0, 1) – сos68, 2^о*sin 27, 5^о*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:

(31)

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 (а_р) 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, 04L_СБТ + 0, 081_АБТ, (34)

где L_CBT, L_ЛБТ - 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 п_с— 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)

Пример. Проектный азимут скважины φ _пс = 310°; набор кри­визны осуществляют компоновкой Д 295, 3; ТСШ-240; КП; УБТ 178-12 м; МП; ЛБТ 147x11-36 м; СБТ 127x9 с глубины 400 м.

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) , (47)

где — разность зенитных углов;

средний зенитный угол.

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 i_p = 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/i_p = 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 = СОВ' = 57°, отсюда фактический угол закручивания бурильной колонны:

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 = i_ф *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 i_ф= 0, 19 град/м. На всем участке работы с отклони­телем:

θ ₂ = i_ф 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 ∆ которые обеспечат попадание сква­жины достаточно близко к центру круга допуска (линия АВ).

Приложение 1

План куста № 109

Таблица 38

№ п/п	№ сква­жины	Пере­меще­ние	Ази­мут, град	Сме­шение, м	Hв м	Hкр, м	Градмин	град	Цель бурения	Забой, м
			103, 4						Эксп.
			75, 3						Нагн.
			136, 3						Эксп.	.2649
			6, 3						То же
			160, 1						»
			183, 7						Нагн.
			186, 4						Эксп.
			300, 7						Тоже
			186, 1						»
			213, 5						»
			238, 9				ИЗО		Нагн.