Боснование и расчет профиля проектной скважины

Выбор того или иного типа зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др. В настоящее время не разработаны четкие правила, позволяющие однозначно выбрать профиль того или иного типа.

Самый распространенный тип профиля в Западной Сибири пятиинтервальный, который включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и четвертый участок набора зенитного угла, пятый участок стабилизации зенитного угла. Его применение рекомендуется при значительных отклонения скважины от вертикали. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины от вертикали и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60 градусов. Это позволит увеличить приток нефти в скважину.

При этом для профиля должно быть учтено требование, которое поставило НГДУ для всех скважин пробуренных на данной площади:

- на первом участке набора угла интенсивность искривления была i₁=1 град/10 м;

- на втором участке набора угла i₂= 2 град/10 м;

Исходя из опыта бурения скважин на данном месторождении, а также учитывая большую величину отхода скважины от вертикали, принимаем длину вертикального участка Н_в равную 100 метров.

Радиусы кривизны для второго и четвертого участка вычисляем по формуле:

 

                                                                    (2.6)

 

где R – радиус кривизны, м;

i – интенсивность искривления, град/м;

Тогда  

 

Зенитный угол скважины в конце второго интервала θ₂ рассчитывается по формуле:

 

;              (2.7)

 

где R₂ – радиус кривизны второго интервала, м;

S – общий отход скважины(смещение), м;

H – вертикальная проекция, м;

Н =h-Н_в (h-глубина скважины по вертикали);

град

Длина второго интервала l₂ определяется по формуле:

 

l₂= 0,01745*R₂* θ₂ =0,01745*573*28=279,96 м

 

Вертикальная проекция второго интервала H₂ определяется по формуле:

 

H₂= R₂*sinθ₂= 573*0,469 =268 м

 

Горизонтальная проекция второго интервала S₂ определяется по формуле:

 

S₂ = R₂*(1-cosθ₂) = 573*( 1-0,883 ) = 67,04 м

 

Далее определяется длина третьего прямолинейного участка по формуле

 

l₃ = A-B,                                                                (2.8)

                           (2.9)

       (2.10)

 

Тогда В=573*(1-0,883)+(2498-100-573*0,469)*0,532= 1199

 

l₃ =2410,9-1199 = 1211,9 м,

Для третьего интервала глубина h₃ и отход S₃ определяются по формулам:

 

 

Зенитный угол скважины на конечной глубине θ₄ определяется по формуле

Длина четвертого интервала l₄ определяется по формуле:

l₄= 0,01745*R₄* (θ₄- θ₂) =0,01745*286,5*12=60 м

 

Вертикальная проекция четвертого интервала H₄ определяется по формуле:

 

H₄= R₄*(sinθ₂ – sinθ₄)= 286,5*0,173= 50 м

 

Горизонтальная проекция четвертого интервала S₄ определяется по формуле:

 

S₄ = R₄*(cosθ₄- cosθ₂) = 286,5*0,117 = 33,5 м

 

Далее определяется длина пятого прямолинейного участка по формуле

 

l₅ = H₅/cosθ₄;

 

при H₅= H - H₁ - H₂ - H₃ - H₄ =2498 – 100 – 268 – 1070 – 50 = 1011

l₅= 1011/0,766=1318 м

 

Рис.1. Профиль ствола скважины.

Таблица 2.3. Профиль ствола скважины с отклонением по кровле 1200м

Интервал по вертикали, м		Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град		Горизонтальное отклонение, м		Длина по стволу, м
от	до		в начале интервала	в конце интервала	за интервал	общее	интервал	общая
0	100	100	0	0	0	0	100	100
100	367	267	0	28	67	67	279	379
367	1437	1070	28	28	568	635	1211	1590
1437	1487	50	28	40	33,5	669	60	1650
1487	2498	1011	40	40	531	1200	1318	2968

 

Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной скважины.

Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения того или иного участка профиля ствола наклонной скважины - интенсивность изменения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

Первый интервал скважины вертикален и при бурении необходимо, обеспечить минимальное искривление ствола. В мягких породах хорошие результаты дают так называемые маятниковые компоновки, в которых используется эффект большой массы нижней части КНБК. КНБК состоит из долота, калибратора, забойного двигателя, УБТ, центратора, бурильных труб.

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола скважины применять укороченный забойный двигатель. С целью увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем выбирается следующее КНБК: долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ.

Для стабилизации зенитного угла выбираем следующею компоновку КНБК: долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ.

 

2.3 Разработка режимов бурения

 

2.3.1 Выбор типоразмеров долот

В основу выбора типа долот положены механические свойства горных пород (твердость, абразивность. пластичность и др.). Литологический разрез, перемежаемость пород, опыт на соседних площадях, а также учитываются условия, которые обеспечивают минимум эксплуатационных затрат на 1 метр проходки. Для разрушения горной породы в скважине используются шарошечные долота, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с другими типами долот:

1. Высокая эффективность разрушения горных пород.

2. Низкая интенсивность износа зубьев шарошек.

Интервал бурения под кондуктор сложен из рыхлых и мягких пород значительной абразивности.

Для этого интервала мы применяем тип долота III-295,3 МС-ГВ, где III-число шарошек; 295,3-диамегр долота в мм; МС- мягкие с прослойками средней твердости породы; Г- боковая гидромониторная промывка; В-опора шарошек крепится на подшипниках качения.

В интервале бурения от 750 до 2460 метров под эксплуатационную колонну применяем тип долота III-215,9 СЗ-ГВ. Интервал сложен из абразивных пород средней твердости. В интервале бурения от 2460 до 2548 метров применяем долота типа III-215,9 ТЗ-ГНУ. Долото предназначено для бурения абразивных, твердых с пропластками крепких пород. Долото имеет боковую гидромониторную промывку, опоры шарошек на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения ) опоры шарошек, герметизированные уплотнительными кольцами.

 

Расчет осевой нагрузки

Осевая нагрузка на долото является одним из важнейших параметров бурения. Она обеспечивает объемное разрушение горной породы, влияет на механическую скорость бурения и проходку на долото. Любое изменение осевой нагрузки приводит к изменению показателей работы долота. Для расчета осевой нагрузки используется формула:

 

G _ос =g*Д_д                                                               (2.11)

 

где g-удельная осевая нагрузка для соответствующих пород, гс/см;

Д_д- диаметр долота, см. Для пород типа:

МС g==300-470 кгс/см;

СЗ g=470-750 кгс/см;

ТКЗ g=750-1000 кгс/см.

При этом расчетное значение осевой нагрузки в любом случае не должно превышать 80% от предельно допустимой нагрузки на долото:

 

G_ос=0,8*G_пред, (2.12)

 

где G_пред - предельная нагрузка на долото, кгс, - из источника/1 /;

Рассчитаем осевую и предельную нагрузки на долота:

G_ос1 =300*29,53= 8859 кгс;

G_ос2 =470*29,53= 13879 кгс;

G_пред=0,8*40000= 32000кгс.

Исходя из расчетов, принимаем осевую нагрузку при бурении под кондук-тор 13,8тс.

Рассчитаем осевую нагрузку на долото при бурении под эксплуатационную колонну для СЗ пород:

G_ос= 470*21,59 = 10147 кгс;

G_ос = 750*21,59 = 16192 кгс;

G_пред =0,8*25000 =20000 кгс.

Принимаем осевую нагрузку 16,1 тс.

Рассчитаем осевую нагрузку на долото при бурении пород типа ТЗ:

G_ос =750*21,59 = 16192 кгс:

G_ос = 1000*21,59 = 21590 кгс;

С_пред=0,8*25000 = 20000 кгс.

Так как расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от предельно допустимой нагрузки на долото, то принятая осевая нагрузка будет равна 16,1 тс.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: