Наклонного ствола и коррекции трассы скважины
Ориентирование в скважине отклонителя для забуривания
Для ориентирования уипстока (клина) или бурильного инструмента с отклонителем в стволе скважины необходимо выполнение следующих операций: определение положения плоскости действия отклонителя относительно направления на магнитный север или апсидальной плоскости; установка отклонителя в заданном направлении; проверка точности установки отклонителя.
В процессе проводки наклонно направленных скважин часто возникает ситуация, когда необходимо изменить направление бурения для того, чтобы трасса скважины совпала с проектной. С этой целью в скважину спускается отклоняющая КНБК и отклонитель путем поворота бурильных труб устанавливается в нужном направлении.
Под углом установки отклонителя понимается угол между апсидальной плоскостью и плоскостью действия отклонителя в процессе бурения.
В зависимости от угла установки отклонителя изменяется либо зенитный угол, либо азимут скважины, либо одновременно зенитный угол и азимут скважины. Если угол установки равен 0° или 180°, то бурение происходит соответственно с увеличением или уменьшением зенитного угла без изменения азимута скважины. При угле установки отклонителя 90° или 270° бурение осуществляется с изменением азимута скважины соответственно вправо или влево относительно апсидальной плоскости без изменения зенитного угла. При других значениях угла установки отклонителя одновременно изменяются зенитный угол и азимут скважины.
Исходные данные:
* Начальные (на глубине начала коррекции) aн, jн и необходимые (в конце интервала коррекции длиной DL) aк , jк зенитные углы и азимуты скважины; установка отклонителя производится при каждом рейсе в процессе коррекции, поэтому DL соответствует величине проходки за одно долбление.
* угол закручивания бурильной колонны ("угол опережения") fоп, зависит от момента на долоте (твердости породы, типоразмеров долота и забойного двигателя, осевой нагрузки на долото, подачи насосов), диаметров бурильной колонны, искривления скважины, коэффициента трения – качения при взаимодействии труб со стенками скважины, влияния геологических условий на искривление скважины; этот угол рассчитывается или берется из опыта бурения в данном регионе; при игнорировании естественного искривления обычно принимается: для 127-мм бурильных труб fоп = 10 - 15°/100 м при использовании 295,3-мм долот и 240-мм турбобуров и fоп = 4 - 6°/100 м при использовании 215,9-мм долот и 195-мм турбобуров.
Расчет угла установки отклонителя:
* угол установки (плоскости действия) отклонителя fy относительно апсидальной плоскости рассчитывается по формуле:
fy = arccos{[cosaн * cosq - cosaк] / [sinaн * sinq]}, (3.2)
где q - пространственный угол искривления оси ствола в интервале коррекции трассы скважины:
q = аrccos [cosaн * cosaк + sinaн * sinaк * cos(jк - jн)], (3.3)
причем an > 0 и q ¹ 0.
* fтр – требуемое положение отклонителя после спуска его в скважину рассчитывается по формуле:
fтр = jн + fоп ± fy, (3.4)
где знак (+) принимается, если jк > jн , знак (-) – если jк < jн.
* fпов – требуемый угол поворота инструмента вправо для установки отклонителя в нужном направлении:
fпов = 360° - fуо + jтр, (3.5)
где jуо – угол фактического положение отклонителя после его спуска в скважину и проведения инклинометрии:
fуо = 360° - ПИ1 + jн , (3.6)
где ПИ1 – первоначальное показание инклинометра (мнимый азимут относительно магнитной метки в магнитном переводнике – "севера") при замере в инструменте.
* нужное показание инклинометра при контрольном замере в магнитном переводнике:
ПИ2 = 360° - jтр + jн. (3.7)
Общая кривизна скважины в интервале коррекции DL, которую должна обеспечить КНБК определяется по формуле (°/100 м):
Sо = 100*q/DL. (3.8)
Пример расчета коррекции трассы скважины.
Пусть в скважине длиной 1000 м an = 10° и jn = 30°. Необходимо скорректировать трассу таким образом, чтобы при ее длине 1300 м (DL = 1300 – 1000 = 300 м) получить an+1 = 20° и jn+1 = 60°. Принимается fоп = 5°/100 м или fоп = 5*1000 / 100 = 50°.
По формуле (3.3) определяем суммарный угол искривления оси ствола в интервале коррекции:
q = аrccos [cos10°* cos20° + sin10°* sin20°* cos(60° - 30°)] = 12°.
По формуле (3.2) находим угол установки отклонителя:
fy = arccos{[cos10° * cos12° - cos20°] / [sin10°*sin12°]} = 49°.
По формуле (3.4) определяем требуемое положение отклонителя после спуска его в скважину (fy = +49°):
fтр = 30° + 50° + 49° = 129°.
По формуле (3.6) находим угол фактического положение отклонителя после его спуска в скважину и проведения инклинометрии (ПИ1 = 200°):
fуо = 360° - 200° + 30° = 190°.
По формуле (3.5) находим требуемый угол поворота инструмента вправо для установки отклонителя в нужном направлении:
fпов = 360° - 190° + 129° = 299°.
По формуле (3.7)определяем нужное показание инклинометра при контрольном замере в магнитном переводнике:
ПИ2 = 360° - 129° + 30° = 261°.
По формуле (3.8) определяем общую кривизну скважины в интервале коррекции:
Sо =100*12 /300 = 4°/100 м.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гулизаде М.П. Турбинное бурение наклонных скважин. Баку. Азнефтнешр. 1958.
2. Зельманович Г.М. Исследование влияния криволинейности ствола на и расчёт темпа искривления при бурении в анизотропной среде. Автореферат диссертации представленной на соискание учёной степени кандидата технических наук. Тюмень. 1973.
3. Гулизаде М.П., Кауфман Л.Я. Сушон Л.Я. Методика расчёта КНБК и интенсивности искривления ствола наклонной скважины, Тюмень. 1974.
4.Сушон Л.Я. Исследование, разработка и внедрение в Западной Сибири системы проектирования забойных компоновок и профилей для бурения наклонных скважин. Автореферат диссертации, представленной на соискание учёной степени доктора технических наук. М.1981.
5. Патент РФ № 2055974. Шарнирный отклонитель, Шенгур Н.В., Поташников В.Д.,1996г.
6. Патент РФ № 2088742. Упругий центратор, Поташников и др., 1997 г.
7. Заявка на Патент РФ №96111665/03. Децентратор забойной компоновки, Поташников В.Д., решение о выдаче Патента от 02.07.97 г.
8.Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. – М.: "Недра – Бизнесцентр", 2000. – 262 с.
9. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - М.: Недра, 1969. – 192 с.
10. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной наклонно направленной скважине в анизотропном пласте. – Нефтяное хозяйство, 1993, № 2, с. 20 – 21.
11. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. – М., 1999. Госгортехнадзор России, № 10 – 13/137 от 11.03.98
12. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник; Под ред. А.Г. Калинина. – М.: Недра, 1997. – 648 с.
13. Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2000.
14. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком. РД 5753490-22-2000. – Сургут: ОАО "Сургутнефтегаз", 2000. – 87 с.