Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла

№ участка	аi	hi	li
	а1=0	h1=hв	l1=hв
	а2=R(1-cosα)	h2=Rsinα	l2=R*α /57.3
3a	a3’=A-a	h3’=Hкр-(hкр-h2)	l’3=h’3/cosα
Итогопокровлепласта
36	a3’’=h3’’tgα	h3’’= Hп-Hкр	l3’’=
Итого по скважине

— техническая колонна D_ТК = 168 мм на глубину 1750 м,

D_Д =215, 9 мм.

Для бурения выбираем следующие компоновки:

— вертикальный участок: Д 295, 3; ЗТСШ 1-240; Ц; УБТ178-25м; БТ

— участок набора зенитного угла: Д 295, 3; 1ТСШ-240; КП-УБТ 178-25; БТ

— наклонно-прямолинейный участок: Д 215, 9; Ц; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ.

Если при бурении подкондуктор не удается набрать нужный зенитный угол, возможны следующие решения:

1) кондуктор опустить на проектную глубину, а дальнейшее увеличение зенитного угла осуществлять неориентируемой ком­поновкой;

2) кондуктор спустить ниже проектной глубины — до глуби­ны окончания участка набора зенитного угла;

3) использовать для набора зенитного угла другой турбобур с другими параметрами — большей интенсивностью искривления, за счет чего участок набора зенитного угла закончится на меньшей глубине, а кондуктор спускать до этой глубины.

Для данного примера в качестве неориентируемой компонов­ки можно использовать компоновку Д 215, 9 МЗГВ; КСИ 215, 9; ЗТСШ 1-195; УБТ; БТ.

Набор зенитного угла предполагается начать с глубины 150 м, т. е. h_n = 150 м. На участке набора зенитного угла предпола­гается использовать компоновку Д 295, 3; 1ТСШ-240; КП; УБТ 178-25 м; БТ.

На первом этапе расчета определяют радиус искривления на участке набора зенитного угла. Как было указано выше, он опре­деляется выбранным типоразмером отклонителя и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.

Выбранная компоновка для набора зенитного угла представ­ляет собой турбобур с кривым переводником, для которого, в свя­зи с особенностью соотношений масс и длин его частей, по мереувеличения зенитного угла интенсивность искривления ствола постепенно уменьшается, и, соответственно, возрастает радиус кривизны ствола скважины. Использование напрямую формулы (8) для итерационного (пошагового) расчета затруднительно и осуществимо лишь с применением ЭВМ. Цель данного пособия заключается не в обучении составлению учащимся программ, а в достаточно быстром и надежном способе расчета и построения профилей наклонно направленных скважин. Поэтому участок на­бора зенитного угла, реально представляющий собой достаточно сложную кривую, с изменяющимся радиусом искривления, заме­няют на дугу среднего радиуса, который определяют по данным табл. 6, учитывая необходимые ограничения на радиус искривле­ния (см. п. 2.2).

Порядок расчета радиуса кривизны участка набора зенит­ного угла:

1. Вычисляют вспомогательный угол α, считая его зенитным углом наклонно-прямолинейного участка в предположении, что участок набора зенитного угла отсутствует:

=34,

2. Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенит­ный угол наклонно-прямолинейного участка) (α _ор будет больше α _1. Для удобства расчетов а_ор обычно выбирают кратным пяти или десяти, примем α _op= 40°.

3. По табл. 6 выбирают кривой переводник, угол перекоса резьб которого у позволяет достичь необходимого ориентировоч­ного максимального зенитного угла α _op Для данной компоновки угол перекоса резьб кривого переводника должен быть больше 2°, иначе невозможно достичь зенитного угла в 40°. Выбор кривого переводника сγ — 3, 75° нецелесообразен, так как на начальном участке (до 10°) достигается интенсивность искривления

i₁₀ = 1, 65 град/10 м, что выше допустимой величины

i_доп⁼ 1, 5 град/10 м (см. п. 2.2). Принимаем γ = 3°.

4. Из табл. 6 получаем, что средний радиус искривления при использовании данной компоновки в интервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составитR = 570 м.

Интервал установки ЭЦН приходится на наклонно-прямоли-нейный участок, что соответствует ограничениям (см. п. 2.2) на выбор компоновок.

Максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно- прямолинейного участка) рассчитывается по формуле

α =

=arcsin =38, 1 ,

где H₁=H_кр-h_в=1750-150=1600м;

A₁=A-R=1100-570=530м.

После чего находим длины участков ствола скважины l_i и их горизонтальных α _i вертикальных hi проекций по формулам, при­веденным в табл. 18.

1-й участок:

a₁=0, h₁ =h_B =150м, l₁ = h_В =150 м.

2-йучасток:

a=R(l-cosa)=570* (l-cos38, l°)=121, 4 м,

h₂ = Rsina = 570• sin38, 1°=351, 7 м,

l₂= R•α /57.3=570•38.1/57.3= 379, 0 м.

Из приведенных вычислений следует, что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине H_наб=h₁+ h2 =150 + 351, 7 = 501, 7 м, что превышает проектную глубину спуска кон­дуктора (450 м).

Использование первого решения данной задачи (см. выше) для Западной Сибири может оказаться нерациональным, так как проходка на долото после спуска кондуктора составляет 800 - 1000 м, а интервал бурения приведенной выше неориентируемой компоновкой вряд ли превысит 200 м.

Второй вариант также нерационален, так как кондуктор при­дется спускать на глубину, превышающую расчетную на 51, 7 м.

Принимаем третье решение. Используем для набора зенитно­го угла турбобур Т12МЗБ-240 с углом перекоса резьб кривого пе­реводника γ = 3°. Из табл. 6 получаем, что средний радиус искрив­ления при использовании компоновки с таким турбобуром в ин­тервале увеличения зенитного угла от 0 до 40° составит R = 505 м.

Максимальный зенитный угол а (зенитный угол наклонно- прямолинейного участка) рассчитывается по формуле (15)

α =

=arcsin =37, 6

гдеH₁=H_кр-h_в=1750-150=1600м; A₁=A-R=1100-505=595м.

После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных а_i, и вертикальных h_i, - проекций по формулам, при­веденным в табл. 18.

1-й участок:

a₁=0, h₁ =h_B =150м, l₁ = h_В =150 м.

2-йучасток:

a=R(l-cosa)=505* (l-cos37, 6°)=104, 9 м,

h₂ = Rsina = 505• sin37, 6°=308, 2 м,

l₂=R•α /57.3=505•37.6/57.3= 331.5 м.

Из приведенных вычислений следует, что участок набора зенитного угла заканчивается на глубине H_наб –h₁ +h₂ = 150 +

+308, 2 = 458, 2 м, что неплохо согласуется с проектной глубиной спуска кондуктора (450 м). Поэтому кондуктор будет спущен до глубины 458, 2 м.

З-й участок:

a₃^’ = А-а₂ =1100-104, 9=995, 1 м,

h₃^’ =H_кр- (h₁ + h₂) =1750 - (150 + 308, 2)=1291, 8 м,

l₃^’= =

Итого по кровле пласта:

=a₁+a₂₊a^’₃=0+104, 9+995, 1=1100, 0 м,

= h₁+h₂₊h₃^’=150+ 308, 2+1291, 8=1750, 0 м,

=l₁+l₂+l’₃=150+331, 5+1630, 6=2112, 1 м.

3^б -йучасток:

h^’’₃=H_п-H_кр=­1800-1750=50 м; a₃^'' = h^’’₃tga = 50tg37, 6° = 38, 5 м,

l₃^’= =

Итого по скважине:

=a₁+a₂₊a^’₃₊a₃^’’=1100, 0+ 38, 5=1138, 5 м,

Таблица 19