Прогнозирование интенсивности искривления скважин

СКВАЖИНЫ

МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИСКРИВЛЕНИЯ

До недавнего времени существовали исследования, основное внимание уделявшие расчету отклоняющей силы возникающей у долота [1], и исследования, в основном, посвященные анализу влияния геометрических параметров отклоняющих компоновок на процесс искривления. Такой подход реализован с небольшими различиями у М.М. Александрова и В.Т.Лукьянова и других авторов. Вот его основные положения.

Сложный процесс искривления скважин протекает под воздействием ряда геологических, технических и технологических факторов.

В группу геологических факторов, обычно включают наклонное залегание пластов (угол и азимут падения), неоднородность (наличие твердых или мягких включений, чередование пластов разной твердости), анизотропию свойств, твердость, пластичность и устойчивость (на стенках скважины) слагающих их горных пород

В группу технических и технологических факторов входят - компоновка низа бурильной колонны (КНБК), параметры режима бурения.

В КНБК выделяют нижнюю "активную" часть длиной до 40 м, которая влияет на искривление скважин. Обозначенные факторы обуславливают возникновение на долоте при бурении сил, величина и направление которых, определяет характер искривления скважин. Для простоты понимания, авторы рассматривают только процесс зенитного искривления скважины (рис. 3.1).

К долоту приложена осевая нагрузка W, действующая по касательной к

оси скважины у забоя. За счет изгиба КНБК и сил собственного веса, на долоте возникает поперечная сила U. Тангенс угла наклона приложенной к долоту результирующей силы R относительно касательной к оси скважины у забоя составляет величину tg b = U / W. Принимаем, что скорость перемещения долота прямо пропорциональна величине действующей результирующей силы. Проекции перемещения долота на оси n (перпендикулярно к пласту) и t (параллельно пласту) составляют, соответственно, величины

П_n = R_*cos(g - a - b) и П_t = R_*(1 – h)_*sin(g - a - b),

где h – буровой индекс анизотропии, понятие о котором введено Г. Вудсом и А. Лубинским; g=(90-φ).

h = (V_n - V_t)/ V_n, (3.1)

где V_n, V_t - механическая скорость бурения соответственно в направлениях перпендикулярном и параллельном пласту при равенстве приложенных в этих направлениях к долоту нагрузок. Рассматривая отношение П_t / П_n можно записать:

tg(g - a - m) = (1 – h)_*tg(g - a - b), (3.2)

где m - угол мгновенного перемещения долота в плоскости зенитного искривления относительно касательной к оси долота у забоя; b - угол наклона приложенной к долоту результирующей силы (в зенитной плоскости, относительно касательной к оси скважины у забоя), tgb = U / W.

Формулу (3.3) можно представить в виде:

m» (1- h)_*b + 0,5_*h_*sin[2(g - a)]. (3.3)

При бурении в анизотропной породе долото перемещается под углом m относительно касательной к оси скважины у забоя. В изотропной породе h=0 и m=b, то есть долото перемещается по направлению действия результирующей силы R. Величина угла b зависит параметров от КНБК, осевой нагрузки на долото, текущего зенитного угла и кривизны уже пробуренной части скважины в призабойной зоне, т.е. b = f(КНБК, W, a, S),

Рисунок 3.1 Схема к определению угла мгновенного перемещения долота

где f символ функции. Процесс искривления в любой момент времени характеризуется равенством m = 0. Тогда:

(1- h)_*f (КНБК, W, a, S) + 0,5_*h_*sin[2(g - a)] = 0 (3.4)

Из последнего уравнения определяются будущий зенитный угол и кривизна скважины, т.е. осуществляется прогнозирование зенитного искривления. Подход к прогнозированию азимутального искривления аналогичен. Расчеты по формуле (3.4) показывают, что рост W приводит к увеличению зенитного угла и кривизны скважины – за исключением случаев использования КНБК, предназначенных для увеличения зенитного угла (отклоняющие КНБК), когда с ростом W кривизна скважины стабилизируется или уменьшается. В общем случае, чем больше угол g, угол встречи скважины с пластом (g-a) и буровой индекс анизотропии h, тем сильней проявляется тенденция скважины к искривлению (к увеличению зенитного угла и кривизны). При горизонтальном напластовании анизотропных пород причин для естественного искривления скважины нет; более того, чем выше анизотропность таких пластов, тем сложней искусственно отклонить скважину от вертикали. При зенитных углах до 10 - 15° азимут скважины самопроизвольно или искусственно изменяется сравнительно легко; при больших углах быстрое изменение азимута затруднено даже при использовании отклоняющих ориентируемых КНБК. В общем случае можно считать, что величина текущей азимутальной кривизны скважины обратно пропорциональна sina; при бурении роторным способом за счет наката труб на правую стенку скважины имеется тенденция к увеличению азимута, при бурении с забойным двигателем за счет действия реактивного момента и наката двигателя на левую стенку – к уменьшению азимута. Величина и направление действующей на долоте поперечной силы U при зенитных углах более 5 – 7° почти полностью зависит от поперечной составляющей сил собственного веса КНБК и, изменяя местоположение центраторов, диаметры элементов КНБК можно эффективно управлять искривлением скважин даже при использовании неориентируемых компоновок. При меньших зенитных углах возможность такого управления значительно меньше. Поэтому пробурить ННС или ГС по заданной трассе легче, чем предупредить искривление вертикальной скважины, особенно в крутопадающих анизотропных пластах.

При использовании маятниковых и стабилизирующих КНБК главной причиной искривления являются геологические факторы; при использовании отклоняющих КНБК (неориентируемых при a > 5 – 7° и ориентируемых) главными причинами искривления выступают технические и технологические факторы. Анализируя представленный подход, следует отметить следующее:

1) Отсутствует чёткое определение, что такое нижняя «активная» часть компоновки.

2) В словесном описании модели перечислены основные факторы кроме весьма важного - боковая фрезерующая способность долота. На наш взгляд темп искривления скважины в значительной степени зависит от типа долота. Возможно, модель, построенная авторами, будет справедлива для случая бурения долотами с одинаковым боковым и торцевым вооружением.

3) Ни в одной из работ перечисленных авторов не учитывается влияние ассиметричного расположения КНБК в скважине. А это тем более актуально, что современные технологии проводки направленных скважин справедливо отдают предпочтение бурение такими компоновками.

4) Не определены процедура расчёта «боковой силы» возникающей на долоте в процессе бурения, а все заключительные оценки имеют качественный характер.

5) Не совсем ясно, каким образом при увеличении осевой нагрузки должен увеличиться зенитный угол и т.д.

Не останавливаясь более на подробностях, можно констатировать -

несмотря на то, что факторы, обозначенные вышеуказанными работами, оказывают несомненное влияние на процесс, в них не предлагается математическая модель, позволяющая непосредственно рассчитывать темп искривления ствола скважины как функцию совокупности влияющих факторов. Особо следует отметить, что ни в одной из работ, посвященных анализу статики низа бурильной колонны (определению формы оси КНБК, отклоняющей силы), не учитывается влияние криволинейности ствола [кауф], что, несомненно, вносит существенную погрешность в результаты расчета.

В соответствии с [3], расчет интенсивности осуществляется следующим образом: из статического расчета определяется отклоняющая сила и деформация направляющего участка низа бурильной колонны, затем при заданных значениях коэффициента фрезерующей способности долота и индекса анизотропии пород по буримости рассчитывается темп искривления при бурении той или иной компоновкой низа. Численные значения выше указанных коэффициентов определяются по фактическому материалу, полученному в результате бурения наклонных скважин на конкретном месторождении. Предлагаемая модель искривления базируется на следующих положениях.

1) В формировании наклонного ствола существенную роль играет низ бурильной колонны. Бурильная колонна, расположенная в наклонном стволе, принимает такое устойчивое, положение равновесия, при котором на некотором расстоянии от долота имеется сечение, за которым забойный двигатель или трубы лежат на стенке скважины. В качестве низа бурильной колонны в дальнейшем будет рассматриваться участок ее от долота до вышеуказанного сечения с расположенными на нем отклоняющими или центрирующими приспособлениями.

2) На искривление стволов наклонных скважин влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов.

К техническим факторам относятся параметры компоновки низа бурильной колонны;

- типоразмер долота;

- типоразмеры турбобура и утяжеленных (обычных) бурильных труб, входящих в компоновку низа;

- тип и геометрические параметры отклоняющих или стаби­лизирующих приспособлений.

Технологическими факторами являются параметры режима бурения, плотность промывочной жидкости.

Технические и технологические факторы поддаются активному воздействию в отличие от геологических факторов, влияние которых может лишь учитываться при расчетах. К геологическим факторам относятся элементы залегания проходимых пластов, анизотропия их по буримости и перемежаемость пород различной твёрдости.

Кроме вышеуказанных факторов, на процесс последующего искривления существенное влияние оказывает кривизна ствола на участке расположения компоновки низа бурильной колонны.

3) Зависимость интенсивности искривления от основных технических, технологических и геологических факторов описывается следующим уравнением

( 3.5)

Как видно из выражения (3.5), интенсивность изменения зенитного угла a по длине ствола S зависит от:

L - длины направляющего.участка;.

b - угла несоосности;

θ - угла поворота оси долота под действием приложен­ных нагрузок;

f – коэффициента боковой фрезерующей способности долота;

- отклоняющей силы, действующей перпендикулярно оси долота в вертикальной плоскости;

– осевой нагрузки;

h - индекса анизотропии пород по буримости;

a - текущего зенитного угла;

g - угла падения пластов в азимуте скважин.

Знаки «+» и «-» в уравнении (3.5) соответственно относятся к случаям, когда бурение ведется соответственно в направлении падения и восстания пласта. При a= 0 в уравнении (3.5) берется знак «-».

Направляющий участок - участок низа бурильной колонны от долота до первой точки касания компоновкой стенки скважины. Для компоновок с центрирующим приспособлением нап­равляющим является участок от долота до первого центратора, для компоновок с отклонителями - от долота до вершины угла перекоса отклонителя (ОТС, ОТШ, кривой переводник) и для компоновок без центрирующих и отклоняющих приспособлений - от долота до первой точки касания забойным двигателем или трубами стенки скважины (весь низ бурильной колонны).

Угол несоосности b есть угол между хордами, стягивающими ось скважины и ось компоновки на направляющем участке. Он вычисляется по формуле (3.6)

где D - диаметр долота;

d - диаметр компоновки в сечении, соответствующем первой точке касания (в верхнем конце направляющего участка).

Коэффициент фрезерующей способности долота f - -отношение скорости фрезерования стенки скважины к скорости разрушения забоя рабочей поверхностью долота при действии одинаковых нагрузок.

Индекс анизотропии породы по буримости h - число, дополняющее до 1 отношение буримости данной породы вдоль напластования к буримости ее в направлении, перпендикулярном напластованию.

Определенные по результатам проводки наклонных скважин на конкретном месторождении значения коэффициентов f и h учитывают влияние случайных факторов на процесс искривления:

4) Многочлен в правой части уравнения (3.5)

(3.7)

называется отклоняющим фактором. По знаку отклоняющего фактора определяется характер искривления ствола наклонной скважины: при Ф>0 происходит увеличение, при Ф<0 уменьшение, а при Ф=0 - - стабилизация зенитного угла. Первые два члена отклоняющего фактора отражают влияние асимметричного расположения компоновки в стволе скважины, третий член определяет влияние сил, приложенных к долоту, последний член - влияние анизотропии пород по буримости и угла встречи ствола с пластом в плоскости искривления скважины. Первые три компонента отклоняющего фактора, поскольку они отражают влияние технических и технологических параметров, являются активными компонентами, в отличие от четвертой - пассивной компоненты.

5) Компоновки низа бурильной колонны, применяемые в наклонном бурении, различаются по назначению и по принципу действия. По назначению отклонявшие компоновки делятся на предназначенные для управления зенитным углом и азимутом ствола наклонной скважины, и компоновки для управления только зенитным углом. Первую группу составляют ориентируемые отклоняющие приспособления (ОТС, ОТШ, ШО, забойный двигатель-турбобур или объёмный двигатель с кривым переводником, компоновки, включающие турбобур с эксцентрическим ниппелем), ко второй группе относятся неориентируемые отклоняющие (стабилизирующие) компоновки (компоновки с центраторами или стабилизаторами).

По принципу действия компоновки низа, применяемые для управления искривлением, делятся на три группы.

а) Компоновки, искривляющие скважину только вследствие асимметричного расположения в стволе. К ним относятся ОТС и ОТШ, объёмный двигатель с кривым переводником, шарнирные компоновки различных видов, конструкции которых исключают возможность появлении отклоняющей силы.

б) Компоновки, использующие для искривления ствола упругую отклоняющую силу. К таковым относятся компоновки – турбобур с кривой трубой или с кривым переводником. Кроме того, на некотором, весьма небольшом участке бурения, отклоняющая сила возникает и при использовании КНБК группы «а».

в) Отклоняющие и стабилизирующие компоновки, работающие по принципу рычага. К ним относятся, компоновки с центраторами и стабилизаторами. При работе компоновками, относящимися к последним двум группам, при наличии отклоняющей силы, на искривление ствола оказывают влияние все компоненты отклоняющего фактора.

6) Влияние геологических факторов в равной мере сказывается на результате работы различными отклоняющими компоновками. Для компоновок, относящихся к группам «а» и «б», компонента, учитывающая анизотропию пород по буримости, значительно меньше общей величины отклоняющего фактора, поэтому при работе такими компоновками геологические условия слабо влияют на искривление ствола и при расчетах их можно не учитывать. Значительно сильнее анизотропия пород сказывается на результатах бурения с центрирующими приспособлениями ввиду относительной малости других компонентов отклоняющего фактора. Эти обстоятельства должны учитываться при выборе компоновки низа для работы в конкретных геологических условиях.

Одним из авторов разработана модель пространственного искривления ствола скважины [4]. При разработке модели автор руководствовался следующими соображениями.

Модель искривления должна быть построена таким образом, чтобы она учитывала действие всех основных влияющих факторовдля всего многообразия компоновокниза бурильнойколонны. Для дости­жения поставленной цели отметим,что любая комбинация отклоняющих и центрирующихустройств, применяемых для управления искривлением, в конечном итоге непосредственно влияет на расположение оси компоновки относительно оси скважины, величинуотклоняющей силы, приложенной к долоту, и деформацию упругой оси компоновки.

Различное сочетание этих факторов, являвшееся следствием конструкции забойной компоновки,определяет активное воздействиена интенсивность искривления ствола.На этом основаниибыл сформулирован следующий принцип рассмотрения влияния управляемых и неуправляемых факторов на процесс искривления.

Для описания интенсивности искривления, как функции основных влияющих факторов, необходимо и достаточно исследовать закономерности движения участка забойной компоновки от долота до первой точки касания стенки скважины под действием приложенных сил.

В результате проведенных исследований были получены зависимости, позволяющие прогнозировать кривизну оси наклонной сква­жины в анизотропной по буримости среде.

(3.8)

При S=0 α=α₀, φ=φ₀, где S,α,φ - текущие значения длины ствола, зенитного угла и азимута; θ - угол поворота оси компоновки у долота; β - угол между осью направляющего участка и хордой стягивающей на длине L стенку скважины; L - длина направляющего участка; α_у - угол установки плоскости действия отклонителя на забое; и - функции величин α, γ, φ, h; γ - угол падения проходимых пластов; h – индекс анизотропии пород (по Лубинскому); φ -азимут линии падения проходимых пластов.

; ;

V_ф1 -скорость фрезерования стенки скважины под действием упругой

отклоняющей силы F_y; V_ф2 -скорость фрезерования стенки скважины под действием нормальной составляющей веса направляющего участка - Q_н; V_ос -скорость разрушения породы рабочей поверхностью долота под действием приложенной осевой нагрузки - F _ос. Тогда можно записать

;

Здесь f – коэффициент боковой фрезерующей способности долота, показывающий во сколько раз скорость фрезеровки стенки скважиныбоковой поверх­ностью меньшечем скорость разрушения породы рабочей поверхностьюдолота при приложении одинаковых нагрузок.

Полученные выражения (3.8) впервые позволяют на единой основе прогнозировать интенсивность изменения зенитного угла и азимута наклонной скважины как функцию основных влияющих факто­ров для всех забойных компоновок, применяемых для управления искривлением. Кроме того, они позволяют сформулировать критерии стабилизации зенитного угла и азимута. Выражения, заключённые в квадратные скобки в зависимостях (3.8) предложено в даль­нейшем именовать зенитным – К_з и азимутальным - К_а отклонявшими факторами. К_з и К_а являются критериями,по величине и знаку ко­торых можно судить об изменениинаправления наклонного ствола. При К₃ > 0 будет происходить увеличение зенитного угла, при К_з < 0 - уменьшение и при К_з = 0 - стабилизация. Аналогичные соотношения справедлива и для К_а, при К_а0 происходит увеличе­ние или уменьшение азимута, при К_а = 0 - стабилизация. Изменяя величины η _{1 ,} η₂, θ, β и α_у за счетизменения пара­метров компоновки низа, можно выбрать те из них, которые в мак­симальноймере будут компенсировать отрицательноевлияние на искривление ствола анизотропиипород.

В работе показано, что критерий стабилизации А.Лубинского- совпадение направления равнодействующей силы,приложеннойк долоту, и результирующей скорости разрушения породы может быть только в случае бурения одношарошечными или некоторыми типами алмазных долот, у которых коэффициент фрезерующей способности f=1.

3.2 Расчёт компоновок низа бурильной колонны для управления искривлением скважин [3]

Отклоняющая сила, угол поворота оси долота и длина направляющего участка компоновок определяются из расчета статики ком­поновки низа. Низ бурильной колонны рассматривается как балка, расположенная на опорах, находящихся на различных уровнях относительно крайних опор. Уровни опор определяются как геометрией отклоняющей компоновки, так и криволинейностью ствола, в котором она расположена. Промежуточные опоры делят низ бурильной колонны на участки. Все опоры можно условно разделить на два вида. К первому виду будут отнесены опоры, на которых направление оси компоновки совпа­дает с направлением оси скважины (рисунок 3.2). Это точки касания корпусом турбобура (за исключением его верхнего конца) и утяжеленными бурильными трубами (обыкновенными бурильными трубами) стенки скважины. На этих опорах выполняются два следующих условия если опора является крайней, то одно первое условие):

(3.9)

(3.10)

где θ_i1,θ_i2 -углы поворота лежащих на i -ой опоре концов смежных участков, расположенных соответственно ниже и выше указанной опоры; эти углы отсчитываются от прямых, соединяющих i –ую опору с соседними, и имеют положительный знак, когда прогиб соответствует направлению силы тяжести; h_i-1 , h_i, h_i+1 - зазоры между бурильным инструментом и ниж­ней стенкой скважины на i-1 -ой, i -ой и i+1 -ой опорах; l_i-1, l_i - длины смежных учаcтков, расположенных соот­ветственно ниже и выше i - ой опоры; k – интенсивность искривления ствола скважины на участке расположения компоновки низа. Ко второму виду отнесены опоры, на которых направление оси компоновки не определено. К ним относятся центраторы, стабилизаторы, вершины углов перекоса отклонителей, а также некоторые фиктивные опоры, вводимые при расчете в местах соединения элементов компоновки низа, имеющих различные диаметры, жесткости и т.д. На этих опорах выполняется усло­вие (рисунок 3.3).

, (3.11)

где α_п - угол перекоса осей компоновки на i -ой опоре. Для расчёта компоновки низа бурильной колонны оставляется система уравнений, в которую входят описанные выше условия на всех опорах, кроме того, моменты, возникающие в сечениях колонны, соответствующих точкам опор. Эти выражения имеют вид:

(3.12)

Рисунок 3.1. Первый вид опор

Рисунок 3.2. Первый вид опоры

(3.13)

где - M_i-1, M_i, M_i+1 – изгибающие моменты в сечениях, соответствующих i-1-ой, i-ой, i+1-ой опорам; EJ_i-1, EJ_i – жёсткости i-1-го и i- го участков низа; q_i-1 и q_i – нормальные составляющие веса единицы длины соответствующих участков колонны в промывочной жидкости.

В уравнениях (3.12) и (3.13) опущены некоторые функции. С помощью этих функций учитывается влияние осевых нагрузок на статику низа бурильной колонны. При расчёте отклоняющей силы и других компонентов

Рисунок 3.3. Второй вид опор

Примечания.

а ) Если i-ой опоре находится место соеди­нения элементов бурильного инструмента, имеющих различные диаметры (турбобур и УБТ, турбобур и БТ и т.п.), то ей соот­ветствуют два значения зазора h_i: и , отличающиеся друг от друга на величину полуразности этих диаметров, при­чем в первое слагаемое формулы (3.11) входит значение h_i, со­ответствующее(i-1)-му,а во второе - значение h_i, соответ­ствующее i -му участкам компоновки.

б) Если компоновка касается нижней cтенки скважины, то соответсвующее этой опоре значение α_п равно 0.

в) Если на i -ой опоре направления осей смежных участ­ков компоновки совпадают, α_п равно 0.

г) На долоте, поскольку оно представляет опору, на которой направление оси компоновки не определено и к которой примыкает только один участок компоновки, не выполняется ни одно из условий (3.9), (3.10), (3.11).

отклоняющего фактора для компоновок, расположенных в скважине, осевые нагрузки можно не учитывать, полагая их равными 0 -это практически не изменяет результата, а сам расчёт значительно упростится.

Реакции на опорах вычисляются по формуле

(3.14)

Момент на первой опоре-долоте равен нулю (М=0), на верхней n-ой опоре момент, возникающий вследствие криволинейности ствола скважины, пропорционален кривизне ствола - M_n=EJ_i-1k, в наклонно прямолинейном стволе он равен нулю. Составленная для расчёта конкретной компоновки система уравнений разрешается относительно неизвестных изгибающих моментов, расстояний между точками касания и зазоров между бурильным инструментом и нижней стенкой скважины в местах расположения фиктивных опор. В заключение определяются отклоняющая сила на долоте – F_от и угол поворота оси долота под действием приложенных нагрузок – θ.

Отклоняющая сила рассчитывается по формуле

(3.15),

а угол поворота оси долота θ поформуле (8) для i=1

(3.16)

При составлении расчётной схемы компоновки не всегда за­ранее известно наличие тех или иных точек касания (опор). Напри­мер, заранее неизвестно касаются ли надотклонительные тру­бы верхней стенки скважины или касается ли верхний конец турбобура нижней стенки скважины, если на его корпусе ус­тановлен центратор и т.д. В этих случаях удобно вначале принять наличие касания во всех предполагаемых точках и, решив соответствующую систему уравнений, проверить знаки реакций в предполагаемых точках касания. Касание на самом деле имеет место, если реакция направлена от соответствую­щей стенки скважины или равна нулю, В противном случае предполагаемой опоры не существует и требуется перейти к новой схеме расчета, в которой несуществующие опоры исклю­чаются из рассмотрения. Направление реакций устанавливает­ся по их знаку. Положительному знаку соответствует направ­ление нормальной составляющей веса.

При работе компоновки низа бурильной колонны в стволе наклонной скважины может иметь место случай, когда некото­рые ее элементы контактируют со стенкой скважины не в точ­ке, а на некоторой длине (например, корпус турбобура на участке между двумя центраторами, если центраторы распо­ложены на большом расстояние друг от друга). Тогда низ бу­рильной колонны будет занимать участок колонны от долота до первой точки такого контакта. В принятой ранее схеме расчета предполагалось, что касание низом стенки скважины обязательно происходит в отдельных точках. Если полученные значения изгибающих моментов в некоторых сечениях, соответствующих точкам касания, удовлетворяют неравенст­вам M_i≤EJ_ik при касании нижней стенки скважины или M_i≥EJ_ik при касании верхней стенки, то в этих случа­ях принятая схема соответствует действительности. В слу­чае выполнения противоположных неравенств, касание компо­новкой стенки скважины в окрестности соответствующих се­чений происходит на некоторой длине. Все участки, лежащие выше первой точки такого контакта, не оказывают влияния на работу компоновки и должны быть отброшены при составлении новой расчетной схемы.

В качестве примера рассмотрим расчёт КНБК – секционный турбобур с центратором, изображенную на рисунке 3.4. Эта компоновка чаще всего применяется при бурении ин­тервала стабилизации и малоинтенсивного изменения зенитного угла. Для вычисления активных компонентов компонент отклоняющего фактора используется следующая расчетная схема (рис.6). Опора I соответствует долоту, опора 2 - центратору, опора 3 - точке касания корпуса турбобура стенки скважины. Опора 3 принадлежит к опорам первого вида и расположена на верхнем конце ком­поновки низа, опора 2 является опорой второго вида, поэ­тому на этих опорах выполняется следующие условия:

; .

Зазоры h₁ и h₂ между бурильным инструментом и нижней стенкой скважины на 1-ой и 2-ой опорах вычисляются по формулам

,

l₁ - длина направляющего участка, равная расстоянию от рабочей поверхности долота до центратора; l₂ - расстояние от центратора до точки касания корпусом турбобура стенки скважины. Смежные концы обоих участков компоновки низа, располо­женных по разные стороны от центратора, имеют общую каса­тельную, поэтому α_кп=0. Поскольку М₁=0; М₃=EJk; q₁=q₂=q (q- нормальная составляющая веса единицы длины секционного турбобура в промывочной жидкости); EJ₁=EJ₂=EJ;h₃=0, а EJ - усредненная жесткость секционного турбобура, то система уравнений, на которой определяются неизвестные М₂ = М и l₂, имеет вид:

Расчёт завершается определениемотклоняющей силы F_от по формуле (3.15) и угла поворота оси долота θ из выражения (3.16). Аналогичным образом составляются и решаются системы уравнений для любых, применяемых в наклонном и горизонтальном бурении КНБК, работающих за счёт ассиметричного расположения в скважине, упругой отклоняющей силы, или по принципу рычага. По результатам расчёта КНБК с одним центратором построен график (рисунок 3.5, 3.6, 3.7) зависимости величины отклоняющей силы от диаметра центратора и расстояния от места его установки до торца долота. Для компоновок вызывающих искривление скважины за счёт ассиметричного расположения в скважине в соответствии [ ] следует, что темп искривления при бурении компоновками этой группы можно вычислить из выражения (3.17)

Однако на практике интенсивность искривления, рассчитанная по (3.17) не

Рисунок 3.4. Компоновка низа бурильной колонны «долото,

секционный турбобур с центратором»

получила подтверждения, прогноз сделанный по этой модели не всегда оправдывался. На наш взгляд это можно объяснить следующими соображениями.

При бурении компоновками группы «а» ассиметричное разрушение забоя скважины происходит не только под влиянием угла несоосности , но и вследствие перекоса в месте соединения забойного двигателя со шпинделем (, а выражение (3.17) справедливо тогда, когда между валом двигателя и долотом установлен шарнир.

Как отмечалось ранее, в процессе бурения КНБК занимает в стволе скважины такое устойчивое положение, при котором она испытывает минимальные упругие деформации. Устойчивым для рассматриваемых компоновок можно считать изображенное на рисунках 3.4 и 3.5. Точка А соответствует верхнему концу забойного двигателя, В месту соединения

двигателя со шпинделем (в месте искривления компоновки), а точка С – точка касания долота с нижней стенкой скважины.

Из элементарной геометрии известно, что через любые три точки можно провести окружность. Воспользовавшись этим утверждением, найдем радиус окружности (R) проходящей через эти три точки (смотри расчётную схему).

По определению ;

Тогда для справедливо выражение , а интенсивность искривления . (радиан/м). По предложенному алгоритму были проведены расчёты для некоторых наиболее часто встречающихся компоновок низа бурильной колонны для управления искривлением при бурении боковых стволов и построены графики зависимости радиуса и интенсивности искривления от L₁. Результаты расчёта показали, что вопреки установившемуся мнению о том, что чем короче плечо , тем с большей интенсивностью будет искривляется скважины, ошибочно. Для каждой компоновки существует выраженный максимум и при определённой величине , меньшей или большей соответствующей максимуму интенсивности, радиус искривления может равняться , а интенсивность стремится к нулю. Для иллюстрации этого утверждения были проведены расчёты для некоторых компоновок, применяемых при зарезке боковых стволов скважин по методике предложенной [3] и нашей. Результаты расчётов приведены в таблицах 2 и 3 и на рисунках 10 и 11.

На наш взгляд, предлагаемая методика применима во всех случаях, связанных с выбором КНБК для бурения наклонных скважин и скважин с горизонтальным окончанием. Компоновки, рассчитанные по предлагаемой методике, прошли широкую апробацию на месторождении «Дыш-Ключевая». Фактические данные и результаты наших расчётов отличались друг от друга не более чем 0.2град/10м. Это очень небольшая погрешность,

она гораздо меньше точности приборов, которыми измеряются параметры искривления.

Рисунок 3.9. Расчётная схема

На практике, в процессе проводки наклонной скважины возникает необходимость поменять параметры компоновки для получения необходимого радиуса искривления на последующих интервалах. Это осуществляется путём изменения длины L₁. В отсутствие надёжной методики расчёта, эта процедура проводилась вслепую, без надёжного теоретического обоснования. Поэтому, в подавляющем большинстве случаев фактические параметры искривлении не совпадали с прогнозными. Предлагаемая методика поможет решить эту проблему.

На наш взгляд, заводы изготовители должны выпускать такие компоновки с различными углами перекоса осей и с плечом L ₁, соответствующим максимальной величине интенсивности искривления. Для этого необходимо определить L₁, обеспечивающую максимальную интенсивность искривления для данного угла перекоса осей компоновки. Нами проделана эта процедура. Она сводится к следующему. С помощью стандартной программы были определены тренды для кривых представляющих разные компоновки. В результате получены простые уравнения регрессии четвёртой степени. Взяв от них первые производные, и приравняв их к 0, определили искомые L₁, обеспечивающие максимальную интенсивность. Результаты расчётов приведены сведены в таблицу 4.

Если необходимо на следующем интервале бурения получить большую, чем обеспечивает предыдущая компоновка интенсивность, то следует применить компоновку с большим углом перекоса её осей. Если необходимо увеличить радиус искривления (уменьшить интенсивность), то к этому приведёт любое изменение L₁ или L₂. В конце 80-х годов группой технологов [5] был создан ряд устройств, позволяющих существенно повысить эффективность управления искривлением

Таблица 4

Компоновка низа бурильной колонны	Угол перекоса кривого переводника, град	Длина плеча от торца долота до центратора, L1, м	Интенсивность искривления, град/м
Долото Ø121мм, двигатель Ø105 мм	1 1.25 1.5 2	1.5 1,35 1.2 1	3.85 5.25 6.73 9.86
Долото Ø 143мм, двигатель Ø127 мм	1 1.25 1.5 2	1.73 1.57 1.45 1	2.6 3.5 4.4 9.8

Примечание. В таблице 4 величинаL₁ приведена с учётом высоты долота.

Скважин [5.6.7]. Это, в частности, упругий центратор, децентратор, шарнирная муфта, удлинители различной длины. Определённые сочетания этих устройств в компоновке низа бурильной колонны позволяют с высокой точностью прогнозировать темп искривления скважин.

На рисунке 9 изображена муфта шарнирная. Этот разделитель бурильной колонны по изгибающему моменту, обеспечивает передачу через себя промывочную жидкость, крутящий момент и осевые нагрузки к породоразрушающему инструменту. Муфта состоит из корпуса 1, в котором между нижним подпятником 2 и верхним подпятником 3 установлена опорная пята 4. В сферической проточке на внутренней цилиндрической поверхности установлено герметизирующее кольцо 5. Со сто­роны верхнего подпятника 3 к корпусу 1 на резьбе присоединен переходник 6, а между ним и верхним подпятником установ­лена регулировочная шайба 7.

Рисунок 9. Муфта шарнирная

Для соединения с другими элементами отклонителя на сво­бодном конце опорной пяты 4 и на переводнике 6 выполне­ны замковые конические резьбы. Для подачи промывочной жидкости через муфту шарнирную в ее опорной пяте 4 выпол­нен осевой канал.

Центратор упругий предназначен для поддержания оси долота в центре поперечного сечения скважины.

Рисунок 10. Упругий центратор

Конструкция центратора показана на рисунке 10. Он состоит из ствола 1, на котором выполнена проточка упругого каркаса 2 радиальной

опоры скольжения 3 и осевой опоры 4, установленных с возможностью вращения на указанной проточке. Каркас 2 одним концом соединён при помощи резьбы с радиальной опорой 3, а другой его конец подвижно установлен на последней. Для соединения с другими элементами компоновки на обоих концах ствола выполнены соединительные замковые резьбы.

Децентраторы забойного двигателя предназначены для смещения к определённой стенке корпуса забойного двигателя и удержания его в процессе бурения в этом положении для обеспечения искривления скважины в заданном направлении. Конструкция децентратора представлена на рисунке 11.

Рисунок 11. Децентратор

Он выполнен в виде каркаса, содержащего два кольца 1, которые соединены при помощи двух упругих дуг 2, отстоящих друг от друга по окружности колец на 90°. Децентратор закрепляется одним концом на специальном ниппеле забойного двигателя посредством резьбового соединения, другое кольцо при этом имеет

возможность свободного перемещения вдоль образующей цилиндрической поверхности ниппеля. К числу оборудования, предлагаемого авторами [ ] относятся удлинители, посредством которых производится соединение шарнирных отклонителей и других элементов компоновок между собой и буровым инструментом для обеспечения заданных расстояний между ними. Они (удлинители) изготавливаются из утяжелённых бурильных труб длиной – 1, 2, 3, 5 м. соответствующих диаметров.

На рисунках 12, 13 и 14 изображены некоторые сочетания описанных выше элементов КНБК.

Рисунок 12. Компоновка низа бурильной колонны для ориентированного управления зенитным углом и азимутом скважины

1-долото, 2-упругий центратор, 3-удлинитель, 4- муфта шарнирная,5- децентратор, 6—забойный двигатель.

Рисунок 13. Компоновка низа бурильной колонны для набора зенитного угла

.1- упругий центратор, 2-удлинитель, 3-муфта шарнирная, 4-забойный двигатель.

Рисунок 14. Компоновки для стабилизации и малоинтенсивного набора зенитного угла

.1-долото, 2-удлинитель, 3-упругий центратор, 4-забойный двигатель.

КНБК, изображённые на рисунках 12, 13 применяется для управления искривлением скважины и могут обеспечить увеличение зенитного угла от 0° до 90° с, практически, любой интенсивностью (до 6-7° на 10 метров). По мнению авторов [] расчёт интенсивности набора зенитного угла КНБК на рисунке 12 производится по формуле 2.16, а КНБК на рисунке 13 из выражения . КНБК, изображённая на рисунке 14, используется для малоинтенсивного изменения и стабилизации зенитного угла и рассчитывется по методике [5]. Следует отметить, что прогноз интенсивности для предложенных компоновок достаточно близко совпадает с результатами бурения ими. Существенным недостатком является недостаточно высокая прочность шарнирной муфты.
4 ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

4.1 Определение очерёдности бурения наклонных (горизонтальных) скважин с кустовых площадок

Наклонно направленные и горизонтальные скважины обычно сооружаются кустовым методом. При этом их устья группируются на близком расстоянии друг от друга – от 2 – 6 м, а забои вскрывают продуктивный горизонт в заданных точках в соответствии с сеткой разработки. Расположение устьев на кустовой площадке, обычно одно – или двухрядное позволяет значительно снизить затраты на передвижку станка, вышкомонтажные работы, обустройство площадок бурения, дороги, энергоснабжение и на обслуживание скважин в период их эксплуатации. Порядок бурения скважин в кусте подобен показанному на рисунке 4.1, он определяется требованием недопущения пересечения стволов соседних скважин. На одном кусте, в зависимости от числа рядов, может быть до 20 – 40 скважин.

Исходя из взаимного расположения устьев и забоев выбираются проектные трассы скважин; обычно трассы представляют собой плоские кривые в вертикальной плоскости – профили скважин, геометрические характеристики которых определяются расчетом. В качестве примера расположения и очерёдности бурения скважин в кусте приведём алгоритм этой процедуры для месторождений Западной Сибири. Очерёдность бурения скважин в кусте определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного азимута скважины по ходу часовой стрелки:

- в первую очередь бурятся скважины, для которых указанный угол равен 120-240º, при этом – сначала скважины с большим зенитным углом;

- затем скважины, горизонтальная проекция которых с направлением движения станка образует угол, равный 60-120º или 240-300º и вертикальные;

- в последнюю очередь бурятся скважины, для которых вышеуказанный угол равен 0-60 и 300-360º. При этом сначала бурятся скважины с меньшим зенитным углом. Виду своей универсальности этот алгоритм применим и в других районах.

4.2 Перерасчёт заданных проектных параметров

При кустовом бурении задание, выдаваемое заказчиком (заказчик, это как правило, НГДУ) представляет из себя перечень скважин с указанием направления бурения и отклонения от вертикали каждой скважины, направления движения станка и места расположения на кусте устья первой скважины. Графически это выглядит следующим образом (рисунок 4.2)

После определения очередности бурения устье первой скважины располагается в точке А. Азимут и отклонение от вертикали расположенной в этой точке скважины не нуждаются в пересчёте. Указанные параметры для всех остальных скважин нуждаются в пересчёте. Пересчёт производится на основе следующих исходных данных. Исходные данные и условные обозначения:

- общее число скважин в кусте, подлежащих бурению – n; число блоков в кусте-q;число скважин в блоке – i; номер блока – k; расстояние между устьями в блоке - l; расстояние между блоками – L; очерёдность бурения – j; направление движения станка – φ_дс; азимут скважины по заданию – φ_з; отклонение от вертикали по заданию - А_з; расчётный азимут скважины – φ_р; расчётное отклонение от вертикали – А_р. Расстояние от первого устья до очередного (n -ого) устья очередной скважины – а, а =

Рисунок 4.2. Графическое изображение задания на разбуривание куста

Алгоритм пересчёта отклонения от вертикали и азимута скважины зависит от соотношения φ_дс и φ_з.

1. φ_дс - φ_з =90°, (Схема 1).

; В=

Если φ_р<0, то следует принять его равным 360- φ_р

Схема 1.

2. φ_дс - φ_з <90°, (Схема 2)

Если φ_р<0, то следует принять его равным 360- φ_р

Схема 2.

3. φ_дс - φ_з =0. Эта ситуация не нуждается в графическом изображении, а расчётные параметры вычисляются следующим образом.

φ_р =φ_з=φ_дс; А_р=А_з-а

4. 90°> φ_з -φ_дс>0, (Схема 3)

В= φ_з –φ_дс;

φ_p = φ_дс +С;

Схема 3.

5. φ_з -φ_дс=90°, (Схема 4)

;

Схема 4.

6. 180°> φ_з -φ_дс>90°, (Схема 5)

; В= φ_з –φ_дс ;

.

Схема 5.

7. φ_з - φ_дс = 180 °. Эта ситуация не нуждается в графическом изображении, а расчётные параметры вычисляются следующим образом.

φ_р =φ_з=φ_дс+180; А_р= а- А_з.

8. 180 °< φ_з - φ_дс > 270 ° (Схема 6)

; В= φ_з –φ_дс;

;

Схема 6

4.3 Методика расчёта проектных профилей наклонных скважин

На этапе проектирования наклонно- направленных скважин решается задача расчёта её проектного профиля. Словесная постановка задачи проектирования заключается в следующем.

Даны точка на поверхности земли (устье скважины) Следует рассчитать форму кривой, соединяющей эти две точки. Такая кривая называется проектным профилем скважины.

В общем случае профиль скважин можно представить как кривую состоящую из вертикального участка и сочетания ряда кривых, изогнутых с различной интенсивностью, соединяющих устье скважины с заданной точкой на кровле продуктивного пласта. Как правило, после вертикального интервала проектируется интервал интенсивного набора зенитного угла, далее, в зависимости от горно-геологических и технико-технологических условий, может предусматриваться интервал малоинтенсивного набора зенитного угла, интервал его стабилизации и сброса (если на зенитный угол входа в пласт наложены определённые ограничения, или отсутствует инструмент для осуществления стабилизации зенитного угла). Такие типы проектных профилей являются достаточно сложными в исполнении, применяются в особых случаях, крайне редко, и требуют частых смен компоновок низа бурильной колонны для обеспечения требуемой интенсивности изменения зенитного угла. В подавляющем большинстве случаев проектные решения предусматривают бурение трехинтервального профиля, состоящего из интервалов - вертикального, набора зенитного угла, стабилизации или сброса зенитного угла.

Выбор того или иного варианта проектного профиля определяется количеством накладываемых ограничений, которые позволяют сформулировать набор исходных данных для различных нефтегазовых регионов. Например, в верхней части геологического разреза (в зависимости от района бурения скважины, до глубины 400-1000м) имеются водоносные пласты, имеющие промышленное и бытовое значение. Для исключения межпластовых перетоков эти пласты надо изолировать друг от друга. Качественная изоляция этих пластов предполагает формировать в этом интервале вертикальный ствол скважины.

Набор зенитного угла рекомендуется производить в пластах, сложенных глинами средней твёрдости. В противном случае эта процедура может осложнится. Другими примерами технико-технологических ограничений могут служить:

-наличие инструмента для реализации той или иной интенсивности искривления скважины на интервалах набора зенитного угла, его стабилизации и сброса;

-предполагаемый способ эксплуатации скважины (например, на месторождениях Западной Сибири интенсивность искривления ствола скважины в интервалах работы погружного электроцентробежного насоса не должна превышать 1.5°/100м);

-недопустимость резких перегибов ствола скважины и т.д.

Дополнительные ограничения накладываются на профиль скважины при проектировании трассы бокового ствола. Этот метод восстановления работоспособности скважин широко применяется сейчас на многих месторождениях России. Здесь следует учесть наличие качественного цементного камня за эксплуатационной колонной в интервале вырезки окна в последней, толщину стенки эксплуатационной колоны в месте прорезания окна, экономические факторы и др. Решению этой, не до конца формализованной задачи, посвящено достаточное количество работ [1,2,3], результаты которых отражены в различных инструкциях регламентах, в основном регионального характера [1,2]. Все эти работы обладают существенным недостатком-расчёт проектного профиля возможен только для фиксированного набора исходных данных. Это создаёт ряд неудобств при автоматизированном проектировании (САПР), а иногда делает невозможным их применение, например, при проектировании профилей боковых стволов эксплуатационных скважин.

Ниже приводится методика расчёта профилей, лишенная перечисленных недостатков.

Далее по тексту и на рисунках приняты следующие условные обозначения.

Н- глубина скважины по вертикали до кровли продуктивного пласта; Н_з- глубина забуривания наклонного ствола; Н_ну- длина по вертикали интервала набора зенитного угла; Н_су- длина по вертикали интервала сброса зенитного угла; R, R₁ -радиус искривления ствола скважины на интервале соответственно - набора зенитного угла и сброса зенитного угла; α_min-угол между вертикалью и прямой, соединяющей точку зарезки наклонного ствола и центр круга допуска; α- зенитный угол в конце интервала его набора; α_ср, α_ц- соответственно угол между хордой, стягивающей дугу на интервале сброса зенитного угла и вертикалью и центральный угол на этом же интервале; α_вп -зенитный угол входа в продуктивный пласт; ∆α- для профилей с интервалом стабилизации зенитного угла принимается равным 0.1÷1°, а для расчёта профиля со сбросом зенитного угла 1÷3°; А -проектное смещение; i, i₁- интенсивность соответственно набора зенитного угла и его сброса; S_н, S_ст, S_сб, S -соответственнодлины по стволу - интервалов набора, стабилизации, сброса зенитного угла и общая длина ствола наклонной скважины.

В зависимости от комплекса технико-технологических и геологических факторов проектировщику могут быть представлены три варианта исходных данных.

Расчёт проектного профиля с интервалом стабилизации зенитного угла

I – заданы глубина по вертикали наклонной части ствола скважины Н-Н_в, и проектное смещение А; II – заданы Н-Н_в,, А и R; III – заданы R, А и α.

В соответствии с рисунком 4.3 .

Как следует из рисунка 4.3 , Δ α=0.1÷1,

тогда ; (рад/м),

или (град./м). Теперь нетрудно вычислить S _н и S_ст

_{; .}

Общая длина скважины по стволу

.

Во втором случае (второй вариант) следует определить зенитный угол в конце интервала набора зенитного угла α

.

	Рисунок 4.3. Схема к расчёту трехинтервального профиля скважины с интервалом стабилизации зенитного угла

В третьем случае неизвестной величиной является глубина зарезки наклонного ствола. Она вычисляется из выражения

.

Во всех трёх случаях расчёт проектного профиля считается законченным, если в результате определены глубина скважины по стволу вертикальная и горизонтальная проекции профиля.