Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru
Литература(Разное)
Всё про нефть и газ
\Главная
\Начало
\Литература
\Подразделы
\Разное\
\Справочник специалиста
БУРЕНИЕ СКВАЖИН.
РАЗДЕЛ 1.
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.
1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.
Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и
забой.
Е
Д
Рис. 1. Типы профилей.
Стандартные профили:
- вертикальный (рис. 1А);
- трёхинтервальный (рис. 1Б) с участками - вертикальным
(1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации, либо
малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (3);
- четырёхинтервальный
(рис. 1В) с участками -
вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2),
стабилизации зенитного угла в интервале работы глубинонасосного оборудования
(3) и уменьшения зенитного угла (4);
Специальные типы профилей:
- для пологих сважин (рис.
1Г) с участками - вертикальным
(1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале
работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного
угла (4), стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла до
входа в пласт(5);
- для горизонтальных
скважин (рис. 1Д) с участками -
вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации
в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка
набора зенитного угла (4) и горизонтального (5);
- для горизонтальных
скважин (рис. 1Е) с участками -
вертикальным (1), набора зенитного угла (2) и горизонтального (3).
Профили
водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной
наклонного ствола, расположенного, как правило, ниже глубины спуска кондуктора.
1.2. Очерёдность бурения кустовых
наклонно-направленных скважин.
Скважины
на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями). Количество
скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми
скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м. [1].
Очерёдность
бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины
угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на
забой скважины по ходу часовой стрелки [2]. При этом в первую очередь, бурятся скважины, для которых указанный
угол расположен в секторе 120 – 2400 (сначала скважины с большим
зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с
направлением движения станка образуют угол, равный 60 – 1200 и 240 -
3000, а так же вертикальные скважины (в данном секторе допускается
забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю
очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен
секторами 0 – 600 и 300 – 3600 , при этом сначала
бурятся скважины с меньшим зенитным углом.
Расстояние
между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения
бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными
с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.
Проводка
наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учётом
горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин. Запрещается
начинать бурение очередной скважины, если по предыдущей скважине отсутствуют
данные о кривизне ствола.
Расстояние
по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:
·
Не менее 30 м, если разность в
азимутах забуривания менее 100;
·
Не менее 20 м, если разность
составляет 10 – 200 ;
·
Не менее 10 м, если азимуты
отличаются более чем на 200.
В интервале залегания
многолетнемёрзлых пород, ствол скважины должен быть вертикальным.
В
группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.
1.3. Графический метод определения угла установки
отклонителя.
Исходными
данными для определения угла установки являются начальный зенитный угол ствола
скважины (a1). азимут скважины (j1), необходимый зенитный угол (a3), угол изменения азимута (Dj), интенсивность
искривления на 10 м проходки для данного типа отклонителя (Da).
Для
определения угла установки отклонителя (aу) строят треугольник АОВ (см. рис. 2). Для этого
из точки А по горизонтали откладываем a1 (например в
масштабе 1 см:10). Получаем точку О. Далее в точке А с
помощью транспортира строим угол, равный по величине углу изменения азимута Dj и
откладываем отрезок АВ равный a3 в том же
масштабе. Соединяем точки О и В. Полученный угол aу есть угол установки отклонителя относительно плоскости
искривления скважины. При этом ОВ характеризует пространственный угол
искривления за интервал (a2). Величина
угла a2 (в
принятом масштабе), разделённая на интенсивность искривления на 10 м проходки
определит длину интервала бурения с отклонителем.
А
При необходимости увеличения азимута, треугольник строится выше горизонтальной
линии ОА, при уменьшении азимута – наобо
рот.
Пример:
Зенитный
угол в начале интервала a1 = 140 , азимут скважины j1 = 900 , необходимый зенитный угол в конце интервала a3 =
200 . Необходимый азимут j3 =
1100 , интенсивность
искривления Da = 20 на 10 м.
Определяем
угол Dj = 1100 – 900 = 200 . Затем строим треугольник АОВ, замеряем угол
установки отклонителя и угол a2 (ОВ). Получаем
aу =
550 , a2 =
8,40.
По
замеренному значению a2 определяем длину интервала бурения с отклонителем:
Таким
образом, для увеличения азимута необходимо установить отклонитель под углом 550
вправо от плоскости искривления ствола скважины и бурить 42м. При этом
необходимо учесть поправку на угол закручивания бурильной колонны от
реактивного момента турбобура.
Для определения угла установки отклонителя в
процессе бурения участка набора зенитного угла или исправления траектории,
необходимо знать значения зенитного угла и азимута на забое скважины.
1.4.Схемы направления действия отклонителя.
00
1800
1.5. Расчёт профилей наклонно-напрвленных скважин.
1.5.1.Расчёт
четырёхинтервального профиля.
Расчёт
данного профиля (рис.1.в) проводится по следующей методике. Определяется
максимальный зенитный угол a при условии полной стабилизации
по формуле:
Где: R – радиус искривления участка
увеличения зенитного угла, м;
А – величина
отклонения забоя от вертикали, м;
H –
глубина скважины по вертикали, м;
h1 – длина вертикального участка, м.
Определяется длина участка
уменьшения зенитного угла:
l4=h4/cos a
(10)
Определяется
ориентировочный конечный зенитный угол aк при длине четвёртого участка, равной l4
(аналогично при расчёте трёхинтервального
профиля). Максимальный угол с учётом его снижения на четвёртом участке:
(11)
Все элементы
профиля определяются по формулам, приведённым в таблице № 1.
Таблица 1.
Определение элементов четырёхинтервального
профиля.
Участки
профиля
Длина ствола, м
Горизонтальная проекция, м
Вертикальная
проекция, м
1
2
3
4
Вертикальный
l1=h1
-
h1
Увеличения зенитного угла
l2=0.01745´R´am
a2=R´(1-cos am)
h2=R´sin am
Прямолинейно-наклонный
l3=(h2+h3)/cos am
a3=h3´tg
am
h3=H-(h1+h2+h4)
Уменьшения зенитного угла
h4
Суммарная
длина
L=l1+l2+l3+l4
A=а2+a3+a4
H=h1+h2+h3+h4
1.6. Расчёт минимально допустимого радиуса искривления
ствола скважины.
Радиус
искривления определяется величиной интенсивности пространственного искривления i, под
которой следует понимать (в общем виде) степень одновременного изменения угла
наклона скважины и её азимута, отнесённую к единице длины проходки.
м
(1)
м
(2)
где R -
радиус искривления, м;
i -
интенсивность искривления, град/10 м или град/100 м.
Формула (1) - для
интенсивности искривления на 10 м проходки, формула (2) - для интенсивности
искривления на 100 м.
Допустимый радиус ствола
скважины для свободного прохождения системы долото — забойный двигатель определяется
по формуле 3 /2/:
(3)
где: LT - длина забойного двигателя с долотом, м;
m –
коэффициент уширения ствола (m=Dc/D);
Dc, D, d – соответственно диаметры скважины, долота и забойного
двигателя, м;
f – стрела
прогиба забойного двигателя, м;
k – зазор между стенкой ствола и
корпусом забойного двигателя, м.
В таблице № 2
приведены значения радиусов кривизны некоторых забойных двигателей и минимально
допустимых радиусов искривления ствола скважины.
Таблица 2.
Радиус
кривизны забойных двигателей и минимально
допустимый радиус искривления ствола скважины.
Диаметр долота,
мм
Шифр
ГЗД
Число секций
Длина ГЗД с долотом, м
Радиус кривизны ГЗД, м
Радиус искривления ствола при m=1,15, м
295,3
3ТСШ1-240
1
2
3
9,6
16,7
23,8
79
50
66
72
295,3
Т12 РТ-240
8,8
79
46
215,9
3ТСШ1-195
1
2
3
12,05
19,05
26,05
64
51
58
61
215,9
Д2-195
6,95
64
47
215,9
Д5-172
6,57
56
42
1.7.Допустимые значения интенсивности искривления ствола
скважины.
Интенсивность
пространственного искривления i на 1 м в интервале h определяется по формуле:
(4)
где Da -
интенсивность искривления по зенитному углу, град./м;
Dj - интенсивность искривления по азимуту, град./м;
h - длина интервала,
м;
aср - средний угол
в интервале, град.
Допустимые
значения интенсивности искривления ствола скважины приведены в таблице № 3.
Таблица 3.
Допустимые
значения интенсивности искривления
ствола
скважины.
Интервал
Интенсивность
искривления,
не более
Набора и корректирования
параметров кривизны:
-
зенитного угла
-
пространственного угла
1,5°/10м
2,0°/10м
Стабилизации параметров
кривизны:
-
зенитного угла
-
пространственного угла
3,0°/100 м
4,0°/100м
Ниже участка стабилизации
параметров кривизны:
-
зенитного угла:
под
эксплуатационную колонну Æ 146 мм;
под
эксплуатационную колонну Æ 168 мм;
под
эксплуатационную колонну Æ 177,8 мм;
- пространственного угла:
под
эксплуатационную колонну Æ 146 мм;
под
эксплуатационную колонну Æ 168 мм;
под
эксплуатационную колонну Æ 177,8 мм.
8,0°/10м
6,0°/10м
4,0°/10м
10,0°/10м
8,0°/10м
6,0°/10м
Значения
интенсивности искривления интервалов
набора, корректирования и стабилизации параметров кривизны обусловлены
требованиями к спуску и эксплуатации глубинно-насосного оборудования [2].
Значение
интенсивности искривления ствола скважины ниже интервала установки насосно-глубинного
оборудования определено для резьбового соединения обсадных труб, как минимальное значение интенсивности из рассчитанных
для свободного прохождения компоновок низа бурильной колонны, нормальной
эксплуатации бурильных и обсадных труб, испытателей пластов и подземного
оборудования скважин, спускаемого ниже интервала стабилизации.
Зенитный угол в интервале установки глубинно-насосного оборудования не
должен превышать 40° [3].
1.8. Технические характеристики забойных отклонителей.
В
настоящее время для набора параметров кривизны используются:
-
кривой переводник (Рис. № 1);
-
кривой переводник с регулируемым углом ;
-
шарнирная муфта (Рис. № 2);
-
децентратор забойного двигателя (Рис. № 3);
-
турбобуры – отклонители.
КРИВОЙ ПЕРЕВОДНИК
Рис. № 1
Угол
перекоса осей кривого переводника определяется по формуле:
где
: - угол перекоса осей кривого
переводника, град.
С
- наибольшая длина образующей переводника, мм.
А
- наименьшая длина образующей переводника, мм.
D
- диаметр переводника, м.
Угол
перекоса осей кривого переводника
в зависимости от диаметра и разности длин его
образующих
Диаметр
переводника
, мм
Разница длин образующих переводника (∆), мм
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
5.5
6
6.5
7
108
0.31
0.17
1.03
1.19
1.35
1.51
2.07
2.23
2.39
2.55
3.11
3.27
3.43
146
0.23
0.35
0.47
0.58
1.10
1.22
1.34
1.45
1.57
2.09
2.21
2.33
2.44
178
0.19
0.28
0.38
0.48
0.57
1.07
1.17
1.26
1.36
1,46
1.55
2.05
2.15
195
0.17
0.26
0.35
0.44
0.52
1.01
1.10
1.19
1.28
1.36
1.45
1.54
2.03
197
0.17
0.26
0.34
0.43
0.52
1.01
1.09
1.18
1.27
1.36
1.44
1.53
2.02
203
0.16
0.25
0.33
0.42
0.50
0.59
1.07
1.16
1.24
1.33
1.41
1.50
1.58
240
0.14
0.21
0.28
0.35
0.42
0.50
0.57
1.04
1.11
1.18
1.25
1.33
1.40
Ø \ ∆
7.5
8
8.5
9
9.5
10
10.5
11
11.5
12
12.5
13
13.5
108
3.59
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
146
2.56
3.08
3.20
3.32
3.44
3.55
-
-
-
-
-
-
-
178
2.24
2.34
2.44
2.53
3.03
3.13
3.23
3.32
3.42
3.52
-
-
-
195
2.12
2.21
2.29
2.38
2.47
2.56
3.05
3.14
3.22
3.31
3.40
3.49
3.58
197
2.10
2.19
2.28
2.37
2.45
2.54
3.03
3.12
3.20
3.29
3.38
3.47
3.55
203
2.07
2.15
2.24
2.32
2.40
2.49
2.57
3.06
3.14
3.23
3.31
3.40
3.48
240
1.47
1.54
2.01
2.08
2.16
2.23
2.30
2.37
2.44
2.52
2.59
3.06
3.13
Значения в приведённой
таблице даны в градусах и минутах.
РЕГУЛЯТОР УГЛА.
Регулятор
угла предназначен для использования в составе забойного двигателя при бурении
наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин. Использование регулятора
угла обеспечивает возможность оперативного изменения угла перекоса осей
отклонителя на устье скважины и исключает необходимость иметь на буровой
несколько отклонителей с различными углами перекоса.
Наименование
РУ1-195
ПКР2-240
Диаметр наружный, мм
195
240
Длина, мм
1066
1045
Масса, кг
168
175
Угол искривления, град
минимальный
максимальный
00
30
00
30
Шаг изменения угла,
град.- мин.
00 30
00 15 ( в интервале
от 00 до 20 )
00 0
Присоединительные резьбы
к двигательной секции
к шпиндельной секции
к валу шпиндельной секции
РКТ-177*5.08*1:16
РКТ-177*5.08*1:16
МК-98*6
РКТ-208*6.35*1:6
РКТ-208*6.35*1:6
Соединение валов забойного
двигателя
торсион
торсион
Расход промывочной
жидкости
не лимитируется
не лимитируется
Плотность промывочной жидкости
не лимитируется
не лимитируется
ШАРНИРНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ.
Рис.2
Шарнирная
муфта.
где:
1 - сфера вала; 2 - нижняя пята; 3, 6 – переводник;
4 – корпус; 5 - составная пята; 7 – шпонка;
8 – полумуфта; 9 - уплотняющие манжеты.
Шарнир.
Параметр
Забойный двигатель
ДГ-95.
ДГ-108
ДГ-155
Верхние шарниры
Длина,
мм
500
550
800
Диаметр,
мм
100
112
172
Вес,
кг
250
320
800
Максимальная
нагрузка на растяжение, кН
100
250
400
Присоединительная
резьба
З-76
З-88
З-133
Корпусные шарниры
Длина,
мм
300
330
400
Диаметр,
мм
100
112
172
Вес,
кг
100
120
400
Максимальная
нагрузка на растяжение, кН
80
200
300
Присоединительная
резьба
МК 84*4*1:16
МК 97.5*4*1:12
МК 140*6*1:16
Муфта шарнирная ( НПК ТОБУС ).
Параметры
МШ-229
МШ-178
МШ-172
МШ-145
МШ-95
МШ-95м
Диаметр наружный (D), мм
229
178
172
145
95
95
Длина(L), мм
1221
1078
1053
1009
839
839
Угол перекоса осей, град
2
2
2
2
2
2
Осевое сжимающее усилие при вращении (без вращения),
кН
350(750)
250(500)
250(500)
200(400)
125(250)
125(250)
Осевое растягивающее усилие при вращении (без вращения),
кН
75(500)
500(300)
500(300)
38(240)
25(160)
25(160)
Передаваемый крутящий момент при вращении (без вращения),
кН
15(30)
10(20)
10(20)
7,5(15)
3,8(7,6)
3,8(7,6)
Рабочее давление в канале, МПа
12,5
12,5
12,5
12,5
10
10
Диаметр проходного отверстия(d), мм
60
40
40
40
20
20
Присоединительная резьба:
муфта (верх)
ниппель (низ)
З-147
З-171
З-117
З-147
МК110*6*1:8
З-121
З-117
З-121
З-66
З-76
МК50*4* 1:16
З-76
Масса, кг
295
180
170
126
48
48
ДЕЦЕНТРАТОР ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ ( НПК ТОБУС ). 
Рис. № 3.
Децентратор упругий забойного двигателя.
1
- корпус, 2 - децентратор,
3
- обрезиненная нижняя опора, 4 - упорная гайка.
Децентратор упругий забойного двигателя предназначен
для отклонения оси бурильной колонны в процессе роторного бурения с целью
искривления ствола скважины.
Децентратор упругий забойного двигателя ( НПК ТОБУС ).
Параметры
ДЗД-295/240
ДЗД-215/172
ДЗД-190/145
ДЗД-151/127
ДЗД-139/105
ДЗД-120/105
ДЗД-120/95
Диаметр долота, мм
295,3
215,9
190,5
151
139,7
120,6
120,6
Диаметр двигателя, мм
240
172
145
127
105
105
95
Расстояние от основания кольца до края планки в ненагруженном
состоянии (l), мм
300
220
200
155
145
130
126
Длина децентратора без удлинителя (L), мм
1460
1180
1100
1190
1375
1645
1345
Диаметр проходного отверстия удлинителя, мм
108
48
40
25
25
25
25
на корпусе:
на удлинителе:
РКТ218*6,35*1:16
З-147
МК156* 5,5*1:32
МК110*6*1:8
МК130*5*1:32
З-76
МК112*4*1:32
З-66
МК94*4*1:32
З-66
МК94*4*1:32
З-66
МК84*4*1:16
МК50*4*1:16
Масса, кг
840
105
84
35
38
45
38
1.9. Расчёт угла перекоса кривого переводника.
Определить угол перекоса кривого переводника можно по
следующей формуле:
a = L/D x
57,3;
(20)
где : L – разность наибольшего и
наименьшего расстояния от торца муфты КП до упорного уступа резьбы ниппеля,
мм;
D – диаметр КП, мм.
БУРЕНИЕ СКВАЖИН.
РАЗДЕЛ 1. НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.
1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.
Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и забой.
|
Е
Рис. 1. Типы профилей.
Д
Стандартные профили:
- вертикальный (рис. 1А);
- трёхинтервальный (рис. 1Б) с участками - вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации, либо малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (3);
- четырёхинтервальный (рис. 1В) с участками - вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации зенитного угла в интервале работы глубинонасосного оборудования (3) и уменьшения зенитного угла (4);
Специальные типы профилей:
- для пологих сважин (рис. 1Г) с участками - вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного угла (4), стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла до входа в пласт(5);
- для горизонтальных скважин (рис. 1Д) с участками - вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного угла (4) и горизонтального (5);
- для горизонтальных скважин (рис. 1Е) с участками - вертикальным (1), набора зенитного угла (2) и горизонтального (3).
Профили водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной наклонного ствола, расположенного, как правило, ниже глубины спуска кондуктора.
1.2. Очерёдность бурения кустовых
наклонно-направленных скважин.
Скважины на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями). Количество скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м. [1].
Очерёдность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки [2]. При этом в первую очередь, бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120 – 2400 (сначала скважины с большим зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с направлением движения станка образуют угол, равный 60 – 1200 и 240 - 3000, а так же вертикальные скважины (в данном секторе допускается забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0 – 600 и 300 – 3600 , при этом сначала бурятся скважины с меньшим зенитным углом.
Расстояние между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.
Проводка наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учётом горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин. Запрещается начинать бурение очередной скважины, если по предыдущей скважине отсутствуют данные о кривизне ствола.
Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:
· Не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 100;
· Не менее 20 м, если разность составляет 10 – 200 ;
· Не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 200.
В интервале залегания многолетнемёрзлых пород, ствол скважины должен быть вертикальным.
В группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.
1.3. Графический метод определения угла установки
отклонителя.
Исходными данными для определения угла установки являются начальный зенитный угол ствола скважины (a1). азимут скважины (j1), необходимый зенитный угол (a3), угол изменения азимута (Dj), интенсивность искривления на 10 м проходки для данного типа отклонителя (Da).
Для определения угла установки отклонителя (aу) строят треугольник АОВ (см. рис. 2). Для этого из точки А по горизонтали откладываем a1 (например в масштабе 1 см:10). Получаем точку О. Далее в точке А с помощью транспортира строим угол, равный по величине углу изменения азимута Dj и откладываем отрезок АВ равный a3 в том же масштабе. Соединяем точки О и В. Полученный угол aу есть угол установки отклонителя относительно плоскости искривления скважины. При этом ОВ характеризует пространственный угол искривления за интервал (a2). Величина угла a2 (в принятом масштабе), разделённая на интенсивность искривления на 10 м проходки определит длину интервала бурения с отклонителем.
А
При необходимости увеличения азимута, треугольник строится выше горизонтальной
линии ОА, при уменьшении азимута – наоборот.
Пример:
Зенитный угол в начале интервала a1 = 140 , азимут скважины j1 = 900 , необходимый зенитный угол в конце интервала a3 = 200 . Необходимый азимут j3 = 1100 , интенсивность искривления Da = 20 на 10 м.
Определяем угол Dj = 1100 – 900 = 200 . Затем строим треугольник АОВ, замеряем угол установки отклонителя и угол a2 (ОВ). Получаем aу = 550 , a2 = 8,40.
По замеренному значению a2 определяем длину интервала бурения с отклонителем:
Таким образом, для увеличения азимута необходимо установить отклонитель под углом 550 вправо от плоскости искривления ствола скважины и бурить 42м. При этом необходимо учесть поправку на угол закручивания бурильной колонны от реактивного момента турбобура.
Для определения угла установки отклонителя в процессе бурения участка набора зенитного угла или исправления траектории, необходимо знать значения зенитного угла и азимута на забое скважины.
1.4.Схемы направления действия отклонителя.
|
|
1.5. Расчёт профилей наклонно-напрвленных скважин.
1.5.1.Расчёт четырёхинтервального профиля.
Расчёт данного профиля (рис.1.в) проводится по следующей методике. Определяется максимальный зенитный угол a при условии полной стабилизации по формуле:
Где: R – радиус искривления участка увеличения зенитного угла, м;
А – величина отклонения забоя от вертикали, м;
H – глубина скважины по вертикали, м;
h1 – длина вертикального участка, м.
Определяется длина участка уменьшения зенитного угла:
|
l4=h4/cos a |
(10) |
Определяется ориентировочный конечный зенитный угол aк при длине четвёртого участка, равной l4 (аналогично при расчёте трёхинтервального профиля). Максимальный угол с учётом его снижения на четвёртом участке:
|
|
(11) |
Все элементы профиля определяются по формулам, приведённым в таблице № 1.
Таблица 1.
Определение элементов четырёхинтервального профиля.
|
Участки профиля |
Длина ствола, м |
Горизонтальная проекция, м |
Вертикальная проекция, м |
1 |
2 |
3 |
4 |
Вертикальный |
l1=h1 |
- |
h1 |
|
|
|
|
|
|
Увеличения зенитного угла |
l2=0.01745´R´am |
a2=R´(1-cos am) |
h2=R´sin am |
|
Прямолинейно-наклонный |
l3=(h2+h3)/cos am |
a3=h3´tg am |
h3=H-(h1+h2+h4) |
|
|
|
|
|
|
Уменьшения зенитного угла |
|
|
h4 |
|
Суммарная длина |
L=l1+l2+l3+l4 |
A=а2+a3+a4 |
H=h1+h2+h3+h4 |
1.6. Расчёт минимально допустимого радиуса искривления
ствола скважины.
Радиус искривления определяется величиной интенсивности пространственного искривления i, под которой следует понимать (в общем виде) степень одновременного изменения угла наклона скважины и её азимута, отнесённую к единице длины проходки.
|
|
(1) |
|
|
(2) |
где R - радиус искривления, м;
i - интенсивность искривления, град/10 м или град/100 м.
Формула (1) - для интенсивности искривления на 10 м проходки, формула (2) - для интенсивности искривления на 100 м.
Допустимый радиус ствола скважины для свободного прохождения системы долото — забойный двигатель определяется по формуле 3 /2/:
|
|
(3) |
где: LT - длина забойного двигателя с долотом, м;
m – коэффициент уширения ствола (m=Dc/D);
Dc, D, d – соответственно диаметры скважины, долота и забойного двигателя, м;
f – стрела прогиба забойного двигателя, м;
k – зазор между стенкой ствола и корпусом забойного двигателя, м.
В таблице № 2 приведены значения радиусов кривизны некоторых забойных двигателей и минимально допустимых радиусов искривления ствола скважины.
Таблица 2.
Радиус кривизны забойных двигателей и минимально
допустимый радиус искривления ствола скважины.
|
Диаметр долота, мм |
ШифрГЗД |
Число секций |
Длина ГЗД с долотом, м |
Радиус кривизны ГЗД, м |
Радиус искривления ствола при m=1,15, м |
|
295,3 |
3ТСШ1-240 |
1 2 3 |
9,6 16,7 23,8 |
79 |
50 66 72
|
|
295,3 |
Т12 РТ-240 |
|
8,8 |
79 |
46
|
|
215,9 |
3ТСШ1-195 |
1 2 3 |
12,05 19,05 26,05 |
64 |
51 58 61
|
|
215,9 |
Д2-195 |
|
6,95 |
64 |
47
|
|
215,9 |
Д5-172 |
|
6,57 |
56 |
42
|
1.7.Допустимые значения интенсивности искривления ствола скважины.
Интенсивность пространственного искривления i на 1 м в интервале h определяется по формуле:
|
|
(4) |
где Da - интенсивность искривления по зенитному углу, град./м;
Dj - интенсивность искривления по азимуту, град./м;
h - длина интервала, м;
aср - средний угол в интервале, град.
Допустимые значения интенсивности искривления ствола скважины приведены в таблице № 3.
Таблица 3.
Допустимые значения интенсивности искривления
ствола скважины.
Интервал |
Интенсивность искривления, не более |
|
Набора и корректирования параметров кривизны: - зенитного угла - пространственного угла |
1,5°/10м 2,0°/10м |
|
Стабилизации параметров кривизны: - зенитного угла - пространственного угла |
3,0°/100 м 4,0°/100м |
|
Ниже участка стабилизации параметров кривизны: - зенитного угла: под эксплуатационную колонну Æ 146 мм; под эксплуатационную колонну Æ 168 мм; под эксплуатационную колонну Æ 177,8 мм; - пространственного угла: под эксплуатационную колонну Æ 146 мм; под эксплуатационную колонну Æ 168 мм; под эксплуатационную колонну Æ 177,8 мм. |
8,0°/10м 6,0°/10м 4,0°/10м
10,0°/10м 8,0°/10м 6,0°/10м |
Значения интенсивности искривления интервалов набора, корректирования и стабилизации параметров кривизны обусловлены требованиями к спуску и эксплуатации глубинно-насосного оборудования [2].
Значение интенсивности искривления ствола скважины ниже интервала установки насосно-глубинного оборудования определено для резьбового соединения обсадных труб, как минимальное значение интенсивности из рассчитанных для свободного прохождения компоновок низа бурильной колонны, нормальной эксплуатации бурильных и обсадных труб, испытателей пластов и подземного оборудования скважин, спускаемого ниже интервала стабилизации.
Зенитный угол в интервале установки глубинно-насосного оборудования не должен превышать 40° [3].
1.8. Технические характеристики забойных отклонителей.
В настоящее время для набора параметров кривизны используются:
- кривой переводник (Рис. № 1);
- кривой переводник с регулируемым углом ;
- шарнирная муфта (Рис. № 2);
- децентратор забойного двигателя (Рис. № 3);
- турбобуры – отклонители.
КРИВОЙ ПЕРЕВОДНИК
Рис. № 1
Угол перекоса осей кривого переводника определяется по формуле:
где : - угол перекоса осей кривого переводника, град.
С - наибольшая длина образующей переводника, мм.
А - наименьшая длина образующей переводника, мм.
D - диаметр переводника, м.
Угол перекоса осей кривого переводника
в зависимости от диаметра и разности длин его образующих
|
Диаметр переводника , мм |
Разница длин образующих переводника (∆), мм |
||||||||||||
|
1 |
1.5 |
2 |
2.5 |
3 |
3.5 |
4 |
4.5 |
5 |
5.5 |
6 |
6.5 |
7 |
|
|
108 |
0.31 |
0.17 |
1.03 |
1.19 |
1.35 |
1.51 |
2.07 |
2.23 |
2.39 |
2.55 |
3.11 |
3.27 |
3.43 |
|
146 |
0.23 |
0.35 |
0.47 |
0.58 |
1.10 |
1.22 |
1.34 |
1.45 |
1.57 |
2.09 |
2.21 |
2.33 |
2.44 |
|
178 |
0.19 |
0.28 |
0.38 |
0.48 |
0.57 |
1.07 |
1.17 |
1.26 |
1.36 |
1,46 |
1.55 |
2.05 |
2.15 |
|
195 |
0.17 |
0.26 |
0.35 |
0.44 |
0.52 |
1.01 |
1.10 |
1.19 |
1.28 |
1.36 |
1.45 |
1.54 |
2.03 |
|
197 |
0.17 |
0.26 |
0.34 |
0.43 |
0.52 |
1.01 |
1.09 |
1.18 |
1.27 |
1.36 |
1.44 |
1.53 |
2.02 |
|
203 |
0.16 |
0.25 |
0.33 |
0.42 |
0.50 |
0.59 |
1.07 |
1.16 |
1.24 |
1.33 |
1.41 |
1.50 |
1.58 |
|
240 |
0.14 |
0.21 |
0.28 |
0.35 |
0.42 |
0.50 |
0.57 |
1.04 |
1.11 |
1.18 |
1.25 |
1.33 |
1.40 |
|
Ø \ ∆ |
7.5 |
8 |
8.5 |
9 |
9.5 |
10 |
10.5 |
11 |
11.5 |
12 |
12.5 |
13 |
13.5 |
|
108 |
3.59 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
146 |
2.56 |
3.08 |
3.20 |
3.32 |
3.44 |
3.55 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
178 |
2.24 |
2.34 |
2.44 |
2.53 |
3.03 |
3.13 |
3.23 |
3.32 |
3.42 |
3.52 |
- |
- |
- |
|
195 |
2.12 |
2.21 |
2.29 |
2.38 |
2.47 |
2.56 |
3.05 |
3.14 |
3.22 |
3.31 |
3.40 |
3.49 |
3.58 |
|
197 |
2.10 |
2.19 |
2.28 |
2.37 |
2.45 |
2.54 |
3.03 |
3.12 |
3.20 |
3.29 |
3.38 |
3.47 |
3.55 |
|
203 |
2.07 |
2.15 |
2.24 |
2.32 |
2.40 |
2.49 |
2.57 |
3.06 |
3.14 |
3.23 |
3.31 |
3.40 |
3.48 |
|
240 |
1.47 |
1.54 |
2.01 |
2.08 |
2.16 |
2.23 |
2.30 |
2.37 |
2.44 |
2.52 |
2.59 |
3.06 |
3.13 |
Значения в приведённой таблице даны в градусах и минутах.
РЕГУЛЯТОР УГЛА.
Регулятор угла предназначен для использования в составе забойного двигателя при бурении наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин. Использование регулятора угла обеспечивает возможность оперативного изменения угла перекоса осей отклонителя на устье скважины и исключает необходимость иметь на буровой несколько отклонителей с различными углами перекоса.
|
Наименование |
РУ1-195 |
ПКР2-240 |
|
Диаметр наружный, мм |
195 |
240 |
|
Длина, мм |
1066 |
1045 |
|
Масса, кг |
168 |
175 |
|
Угол искривления, град минимальный максимальный |
00 30 |
00 30 |
|
Шаг изменения угла, град.- мин. |
00 30 00 15 ( в интервале от 00 до 20 ) |
00 0 |
|
Присоединительные резьбы к двигательной секции к шпиндельной секции к валу шпиндельной секции |
РКТ-177*5.08*1:16 РКТ-177*5.08*1:16 МК-98*6 |
РКТ-208*6.35*1:6 РКТ-208*6.35*1:6
|
|
Соединение валов забойного двигателя |
торсион |
торсион |
|
Расход промывочной жидкости |
не лимитируется |
не лимитируется |
|
Плотность промывочной жидкости |
не лимитируется |
не лимитируется |
ШАРНИРНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ.
Рис.2
Шарнирная муфта.
где: 1 - сфера вала; 2 - нижняя пята; 3, 6 – переводник;
4 – корпус; 5 - составная пята; 7 – шпонка;
8 – полумуфта; 9 - уплотняющие манжеты.
Шарнир.
|
Параметр |
Забойный двигатель |
||
|
ДГ-95. |
ДГ-108 |
ДГ-155 |
|
|
Верхние шарниры |
|||
|
Длина, мм |
500 |
550 |
800 |
|
Диаметр, мм |
100 |
112 |
172 |
|
Вес, кг |
250 |
320 |
800 |
|
Максимальная нагрузка на растяжение, кН |
100 |
250 |
400 |
|
Присоединительная резьба |
З-76 |
З-88 |
З-133 |
|
Корпусные шарниры |
|||
|
Длина, мм |
300 |
330 |
400 |
|
Диаметр, мм |
100 |
112 |
172 |
|
Вес, кг |
100 |
120 |
400 |
|
Максимальная нагрузка на растяжение, кН |
80 |
200 |
300 |
|
Присоединительная резьба |
МК 84*4*1:16 |
МК 97.5*4*1:12 |
МК 140*6*1:16 |
Муфта шарнирная ( НПК ТОБУС ).
|
Параметры |
МШ-229 |
МШ-178 |
МШ-172 |
МШ-145 |
МШ-95 |
МШ-95м |
|
Диаметр наружный (D), мм |
229 |
178 |
172 |
145 |
95 |
95 |
|
Длина(L), мм |
1221 |
1078 |
1053 |
1009 |
839 |
839 |
|
Угол перекоса осей, град |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
|
Осевое сжимающее усилие при вращении (без вращения), кН |
350(750) |
250(500) |
250(500) |
200(400) |
125(250) |
125(250) |
|
Осевое растягивающее усилие при вращении (без вращения), кН |
75(500) |
500(300) |
500(300) |
38(240) |
25(160) |
25(160) |
|
Передаваемый крутящий момент при вращении (без вращения), кН |
15(30) |
10(20) |
10(20) |
7,5(15) |
3,8(7,6) |
3,8(7,6) |
|
Рабочее давление в канале, МПа |
12,5 |
12,5 |
12,5 |
12,5 |
10 |
10 |
|
Диаметр проходного отверстия(d), мм |
60 |
40 |
40 |
40 |
20 |
20 |
|
Присоединительная резьба: муфта (верх)
ниппель (низ) |
З-147
З-171 |
З-117
З-147 |
МК110*6*1:8 З-121 |
З-117
З-121 |
З-66
З-76 |
МК50*4* 1:16 З-76 |
|
Масса, кг |
295 |
180 |
170 |
126 |
48 |
48 |
ДЕЦЕНТРАТОР ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ ( НПК ТОБУС ).
Рис. № 3.
Децентратор упругий забойного двигателя.
1 - корпус, 2 - децентратор,
3 - обрезиненная нижняя опора, 4 - упорная гайка.
Децентратор упругий забойного двигателя предназначен для отклонения оси бурильной колонны в процессе роторного бурения с целью искривления ствола скважины.
Децентратор упругий забойного двигателя ( НПК ТОБУС ).
|
Параметры |
ДЗД-295/240 |
ДЗД-215/172 |
ДЗД-190/145 |
ДЗД-151/127 |
ДЗД-139/105 |
ДЗД-120/105 |
ДЗД-120/95 |
|
Диаметр долота, мм |
295,3 |
215,9 |
190,5 |
151 |
139,7 |
120,6 |
120,6 |
|
Диаметр двигателя, мм |
240 |
172 |
145 |
127 |
105 |
105 |
95 |
|
Расстояние от основания кольца до края планки в ненагруженном состоянии (l), мм |
300 |
220 |
200 |
155 |
145 |
130 |
126 |
|
Длина децентратора без удлинителя (L), мм |
1460 |
1180 |
1100 |
1190 |
1375 |
1645 |
1345 |
|
Диаметр проходного отверстия удлинителя, мм |
108 |
48 |
40 |
25 |
25 |
25 |
25 |
|
на корпусе:
на удлинителе: |
РКТ218*6,35*1:16
З-147 |
МК156* 5,5*1:32
МК110*6*1:8 |
МК130*5*1:32
З-76 |
МК112*4*1:32
З-66 |
МК94*4*1:32
З-66 |
МК94*4*1:32
З-66 |
МК84*4*1:16
МК50*4*1:16 |
|
Масса, кг |
840 |
105 |
84 |
35 |
38 |
45 |
38 |
1.9. Расчёт угла перекоса кривого переводника.
Определить угол перекоса кривого переводника можно по следующей формуле:
|
a = L/D x 57,3; |
(20) |
где : L – разность наибольшего и наименьшего расстояния от торца муфты КП до упорного уступа резьбы ниппеля, мм;
D – диаметр КП, мм.