Научная электронная библиотека

Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ПРОГРАММНЫХ ПРОДУКТОВ

Левинсон Л М, Габдрахманова К Ф, Зиганшин С С,

ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1. Наклонно направленная скважина – скважина, для которой проектом предусмотрено отклонение в заданном направлении от вертикали, проходящей через ее устье, а ствол проводится по заранее заданной кривой.

2. Наклонная скважина характеризуется длиной ствола L, глубиной по вертикали Н, отклонением забоя от вертикали А, направлением (азимутом) отклонения забоя φ и конфигурацией оси (рис. 1).

3. Пространственное положение скважины определяется тремя текущими параметрами: глубиной L, зенитным углом α, азимутальным углом φ.

4. Глубина скважины L – расстояние от устья О до забоя или любой точки измерения углов. Измеряется по бурильной колонне с учетом ее длины в скважине и при инклинометрических замерах кривизны.

5. Ось скважины – пространственная кривая, состоящая из сопряженных между собой отрезков прямых и кривых линий. Каждая точка оси скважины определяется ее текущими координатами относительно устья, зенитным и азимутальным углами

6. Глубина скважины по вертикали – расстояние ОА от устья до горизонтальной плоскости, проходящей через забой скважины, либо до i-й точки ствола.

7. Зенитный угол α – угол между касательной к оси ствола в рассматриваемой точке и вертикалью, проходящей через данную точку.

8. Угол наклона δ – угол между осью скважины или касательной к ней в рассматриваемой точке и горизонтальной проекцией оси на плоскость, проходящую через данную точку.

9. Азимутальный угол φ – угол между апсидальной и меридиональной плоскостями. Апсидальной называется вертикальная плоскость, проходящая через касательную к оси ствола скважины.

Азимутальный угол исчисляется в горизонтальной плоскости от принятого начала отсчета до направления горизонтальной проекции к оси ствола скважины по ходу часовой стрелки.

В зависимости от принятого начала отсчета азимутальный угол может быть истинным (географический меридиан), магнитным (магнитный меридиан) или условным (реперным).

10. Профиль скважины – проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через ее устье и забой.

11. План скважины – проекция оси ствола скважины на горизонтальную плоскость, проходящую через ее устье.

12. Отклонение забоя от вертикали – расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.

Рис. 1. Параметры, определяющие положение оси скважины в пространстве:
1 – горизонтальная плоскость; 2 – апсидальная плоскость;
3 – магнитный меридиан; 4 – касательная к точке ствола;
5 – вертикаль через точку замера углов

13. Зенитное искривление ствола скважины – изменение зенитного угла между двумя точками замера (рис. 2).

14. Азимутальное искривление – изменение азимута скважины между двумя точками замера.

15. Интенсивность искривления i – степень одновременного изменения зенитного угла и азимута за интервал. Величина, характеризующая степень искривления ствола и равная отношению приращения угла искривления к расстоянию между точками замеров.

Рис. 2. Схема к измерению зенитного угла:
1, 2 – касательные к дуге в точках измерения углов

16. Радиус искривления ствола R – величина обратная интенсивности искривления:

(1)

(2)

Если ствол скважины искривляется с постоянной интенсивностью, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом R,

(3)

17. Плоскость искривления – плоскость, в которой располагается дуга окружности с радиусом кривизны в данной точке.

18. Отрезок оси скважины между двумя точками измерений, расположенными на расстоянии Δl друг от друга, характеризуется следующими параметрами:

средний зенитный угол, град,

(4)

изменение зенитного угла, град,

Δα = α2 – α1; (5)

горизонтальная проекция ствола, град,

Δα = Δl∙sin αср; (6)

вертикальная проекция ствола, град,

Δh = Δl∙cos αср; (7)

изменение азимутального угла, град,

Δφ = φ2 – φ1; (8)

средний азимут, град,

, (9)

пространственный угол искривления (в плоскости искривления) угол между двумя касательными, проведенными к оси ствола в точках замеров, лежащих в плоскости искривления при допущении, что искривление – это бесконечно малое количество плоских кривых, повернутых относительно друг друга на некоторый угол:

(10)

Радиус искривления при этом, определяется по формуле:

(11)

где Δα, Δφ – соответственно, изменение зенитного угла и азимута на отрезке Δl (рад); – средний зенитный угол на участке L.

В случае отсутствия изменений азимута при бурении на определенном интервале радиус кривизны определяется
по формуле

(12)

19. Угол установки отклонителя – угол между плоскостью действия отклонителя и апсидальной плоскостью в месте его установки.

20. Коэффициент фрезерующей способности долота f – отношение скорости фрезерования стенки скважины к скорости разрушения забоя долотом при действии одинаковых нагрузок.

21. Кривизна ствола k – приращение угла искривления на определенном криволинейном участке,

(13)

Радиан – угол, под которым видна из центра окружности ее дуга, равная радиусу:

22. Под КНБК принято понимать: типоразмер долота, забойный двигатель (ЗД), УБТ, диаметр бурильных труб и материал, из которого они изготовлены, тип и диаметр опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ), элементы оснастки (амортизаторы, калибраторы и др.). В действительности это низ бурильного инструмента.

Направляющий участок КНБК – участок от долота до первой точки касания УБТ или ЗД со стенкой скважины под нагрузкой.

Для КНБК с ОЦЭ направляющим участком является участок от долота до первого центратора, для КНБК с отклонителем – участок от долота до вершины угла перекоса отклонителя, для КНБК без центрирующих приспособлений – участок от долота до первой точки касания забойным двигателем или трубами стенки скважины.

23. Угол несоосности КНБК в стволе скважины β – угол между хордами, стягивающими ось скважины и ось КНБК на направляющем участке.

24. Угол поворота плоскости изгиба КНБК под действием реактивного момента ЗД – угол между плоскостью изгиба КНБК и апсидальной.

25. Индекс анизотропии пород по буримости h есть число, дополняющее до 1 отношение буримости пород вдоль напластования и буримости ее в перпендикулярном напластованию направлении.

26. НДС – направление (азимут) движения бурового станка на кустовой площадке.

27. Направление (азимут) оснований под буровую установку выбирается в соответствии с первоначальным движением буровой установки и должно определяться с учетом проектных траекторий стволов скважин, согласно принципу исключения вероятности пересечения стволов и природных возможностей размещения оснований в данном направлении.

28. Куст скважины – группа из трех и более скважин, расположенных на специальных площадках и отстоящих одна от другой или от отдельных скважин на расстоянии не менее 50 м.

29. Под площадкой куста понимается определенный проектом участок территории, на котором расположены скважины, технологическое оборудование и установки, а так же бытовые и другие помещения, необходимые для производства работ.

Расстояние между скважинами должно обеспечивать механизированную добычу нефти с применением станков-качалок и составляет не менее 5 м.

Групповое расположение скважин – ряд скважин с числом от трех до восьми; для групп из четырех скважин расстояние между ними составляет 15 м, из восьми скважин – 50 м.

Суммарное количество газовых скважин в кусте, как правило, не превышает 24.

Минимальное расстояние между устьями соседних скважин в кустах на газоконденсатных месторождениях, имеющих в разрезе ММП, должно в 1,2 раза превышать диаметр ореола протаивания, но быть не менее 20 м по нормам противопожарной безопасности.

При размещении устьев скважин в кустах с «шагом» от 20 до 30 м скважины размещаются прямо на одной прямой линии, побатарейно не более четырех в том числе и нагнетательных газовых скважин, с расстоянием между батареями не менее 60 м. Суммарный рабочий дебит одной батареи нефтяных скважин должен быть не более
800 т/сут (8000 кН/сут).

Суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин или одной батареи газовых скважин не должен превышать 4000 тыс. м3/сут.

Нефтяные скважины со свободным фонтанным дебитом более 400 т/сут (или с газовым фактором более 200 м3/м3), а также все газовые и газоконденсатные скважины должны быть оборудованы забойными клапанами-отсекателями с проверкой их на срабатывание в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

При размещении устьев скважин в кустах с «шагом» 40 м скважины следует размещать на одной прямой линии, побатарейно с числом эксплуатационных скважин в батарее не более восьми, с расстоянием между батареями не менее 60 м.

Суммарный рабочий дебит одной батареи нефтяных скважин не должен быть более 1600 т/сут.

Суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин или одной батареи газовых скважин не должен превышать 6000 тыс. м3/сут.

В отдельных случаях, обусловленных сложным ландшафтными, гидрологическими и геокриологическими условиями, разрешается размещать устья скважин на одной кустовой площадке в два ряда. При этом расстояние между рядами скважин должно быть не менее 70 м, суммарное количество скважин в двух рядах не более 24 скважин.

Кустование скважин должно проводиться с обеспечением попадания их забоев в зону допуска с координатами, регламентированными проектом разработки месторождения.

Общие положения и рекомендации

1. Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить естественную среду на дневной поверхности. В связи с этим объемы бурения таких скважин продолжают расти во всех нефтегазодобывающих районах. В решении первой задачи значительную роль играет квалификация инженера-технолога как проектирующего проводку целенаправленно искривленной скважины, так и осуществляющего проводку такой скважины.

2. Проектирование профиля включает выбор и обоснование типа профиля, расчет всех его элементов и графические построения. При этом почти всегда требуется выбрать тип отклоняющего устройства, обосновать его параметры и компоновку низа бурильного инструмента.

Запроектированный профиль не должен вызывать технологических отклонений при проводке скважины, поэтому бывает необходимо провести расчет усилий на буровом крюке, возникающих при движении в скважине бурильного инструмента, обсадных колонн, НКТ и т.д.

3. В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим графическим построением его элементов.

При ориентировочных расчетах применяется графический метод. Для некоторых типов профилей скважины – номографированием [3, 6].

4. Общую методику проектирования наклонно направленных скважин [4, 5] бывает целесообразно видоизменить, вводя закономерности изменения траектории оси скважины в конкретных геологических и географических условиях. Примером является методика СибНИИНП [3, 6].

5. Перед проектированием профиля требуется выполнить следующие работы:

5.1. Тщательно изучить данные по ранее пробуренным скважинам, установить закономерности естественного изменения зенитного и азимутального углов и влияние на них параметров режима бурения и КНБК.

5.2. Определить интенсивность набора и снижения α на 10 м проходки (Δα10) при работе с отклоняющими устройствами (ОУ) и без них.

5.3. По структурной карте (рис. 3) и геологическому разрезу определить смещение забоя от вертикали (А), проходящей через устье скважины, глубину скважины по вертикали (H) и проектный азимут (φпр).

5.4. Далее в соответствии с существующими рекомендациями и условиями проводки скважины выбирается тип профиля скважины и проводится расчет.

6. Необходимо учитывать, что аналитический метод проектирования можно осуществить в двух вариантах.

6.1. Первый вариант предусматривает выбор и обоснование допустимых радиусов и искривления оси скважины на соответствующем участке. После выбора R и расчета необходимой величины α определяется требуемое значение Δα10 тр по формуле:

(14)

где Ri max – максимальный из всех допустимых Rmax.

Рис. 3. Структурная карта

6.2. Минимально допустимый радиус искривления в работе [8] предлагается рассчитывать из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы: «долото – забойный двигатель» (рис. 5) по формуле:

(15)

где Lзд –	длина забойного двигателя с долотом, м;
Dд, dзд –	диаметры, соответственно, долота и забойного двигателя, м;
k –	зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.

В мягких породах k = 0, в твердых k = 3–6 мм [8].

6.3. При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба [4]:

(16)

где f – стрела прогиба забойного двигателя, м;

(17)

q –	вес одного метра забойного двигателя, Н/м;
Lзд –	длина забойного двигателя, м;
Е –	модуль упругости, E = 2,1⋅1011 Н/м2;
J –	момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, м4;

(18)

6.4. Расчет минимально допустимого радиуса искривления из условия нормальной эксплуатации бурильных труб.

6.5. Для верхней части скважины Rmin 3 определяется в точке сопряжения вертикального участка с участком набора зенитного угла, так как в этом сечении напряжения от изгиба дополняются растягивающими нагрузками [8]:

(19)

где d –	наружный диаметр трубы, м;
σт –	предел текучести, Н/м2;
σр –	напряжение растяжения, Н/м2;

(20)

Р –	максимальная растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении, Н;
F –	площадь поперечного сечения трубы, м2.

6.6. Для нижних интервалов ствола, например, 4-й участок для профиля на рис. 4, г, д, Rmin 4 определяется с учетом возможной концентрации местных напряжений в мелкой резьбе по формуле [8]:

(21)

где αк –

коэффициент концентрации местных напряжений; для сталей групп прочности Д и Е αк равен, соответственно 1,84 и 1,99 [8].

Рис. 4. Типы профилей наклонно направленных скважин:
1 – вертикальный участок; 2 – участок набора α;
3 – прямолинейно-наклонный участок (для профилей а, г, д);
3 – участок уменьшения α (рис. б, е); 4 – участок уменьшения α (рис. г, д);
4, 5 – вертикальный участок (рис. д, е)

6.7. Замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины во избежание их интенсивного износа, желобообразования и т.п. при спуско-подъемных операциях. В этом случае Rmin вычисляется по формуле (при длине свечи 25 м) [4, 8]:

(22)

где Р –	осевое усилие, Н;
Tд –	допустимое усилие взаимодействий замка со стенкой скважин, Н;
Tд –	принимается равной 20–30 кН для разрезов, сложенных мягкими породами, и 40–50 кН – крепкими и твердыми [4].

Рис. 5. Схема вписываемости забойного
двигателя в искривленном участке скважины

6.8. Определение минимально, допустимого радиуса искривления для спущенных в скважину обсадных труб.

Спущенная в скважину колонна обсадных труб изгибается примерно так же, как и ось скважины. Величина изгибающих
напряжений в обсадных трубах при этом не должна превысить допустимой величины. Для выполнения этого условия Rmin определяется как:

(23)

где [σиз] –

допустимое напряжение изгиба (для стали группы прочности Д [σиз] ≈ 200 МПа).

6.9. Расчет Rmin из условий нормальной эксплуатации глубинных насосов, пропуска приборов в скважину.

Указанные приборы должны вписываться в искривленные участки скважины без деформации. Из этого условия Rmin 7 определяется по формуле [4]:

(24)

где L –	длина спускаемого прибора или насоса, м;
D –	внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d –	наружный диаметр прибора, м;
k1 –	зазор между стенкой обсадных труб и корпусом прибора или насоса (обычно k1 = 1,5–3 мм [4]), м.

7. Проверка условий свободного пропуска компоновки низа бурильного инструмента через кондуктор.

Такая проверка необходима, если планируется работа с отклоняющими устройствами (ОУ) после спуска кондуктора или, когда возможны исправительные работы.

При жесткой компоновке с короткими плечами l1, l2 (рис. 6) и большими диаметрами проходимость определяется из условия [4]:

Dкв ≥ dт + c, (25)

где Dкв –	внутренний диаметр кондуктора, м;
dт –	диаметр турбобура, м.

(26)

γ –	угол перекоса оси резьб переводника, град;
β –	угол несоосности КНБК, град,

(27)

Рис. 6. Компоновка низа бурильной колонны
при увеличении зенитного угла:
1 – долото; 2 – турбобур; 3 – отклонитель; 4 –УБТ; 5 – кондуктор

С уменьшением жесткости компоновки проходимость ее через кондуктор рассчитывается с учетом упругой деформации по формуле [4]:

Dкв ≥ dт + c – f, (28)

где f –

прогиб плеча компоновки в пределах упругих деформаций, м.

(29)

[σ] –	допустимое напряжение в опасном сечении, МПа;
l –	короткое плечо компоновки, м;
dт –	диаметр турбобура, м.

При курсовом и дипломном проектировании предварительно следует решить вопрос о том, какие Rmin необходимо рассчитывать, а какие нет. В расчете всех радиусов не всегда есть необходимость.

8. При втором варианте расчета элементов профиля выбирается эффективное (в конкретных условиях) ОУ при известных величинах Δα10 на соответствующем интервале бурения при определенных допустимых α. Затем по формуле (13) находят R и продолжают расчеты.