Расчет и построение профиля наклонно-направленных скважин

Курсовая работа

Цели и задачи направленного бурения скважин

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет следующее:

  • повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;
  • продлить период безводной эксплуатации скважин;
  • увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки;
  • повысить эффективность закачки агентов в пласты;
  • вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;
  • освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;
  • улучшить технологию подземных хранилищ газа.

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

  • при бурении в обход осложненных зон горных пород;
  • при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;
  • при глушении открытых фонтанов;
  • при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Горизонтальная скважина — это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности. расчет наклонная скважина профиль

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

  • морские месторождения углеводородов;
  • месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;
  • залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;
  • низкопроницаемые, неоднородные пласты коллекторы малой мощности;
  • карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью;
  • переслаивающиеся залежи нефти и газа;
  • залежи на поздней стадии разработки.

— Основной недостаток направленных скважин — их сравнительно высокая стоимость. В начале 1980-х годов стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины в 6-8 раз. В конце 1980-х годов это соотношение понизилось до 2-3 раз. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономически целесообразно, если извлекаемые запасы из направленной скважины во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикальной, причем это количество нефти должно быть добыто в более короткие сроки.

12 стр., 5958 слов

Многоствольные и многозабойные скважины

... строительство одной МЗС превышает стоимость бурения двух отдельных наклонно-направленных скважин. 2. Многозабойные скважины (МЗС) Основным преимуществом многозабойных скважин является снижение фильтрационных сопротивлений ... мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью, в залежах тяжелой нефти, в маломощных, неглубокозалегающих, истощенных залежах с низкой проницаемостью. Также ...

2. Основы проектирования направленных скважин

Направленное бурение используется широко и разнообразно. Проект на каждую скважину составляют применительно к конкретной ситуации. Расположение глубинной цели (например, коллектора), поверхностный ландшафт, экологические условия, геологические и технические препятствия, характеристика проходимых пород, потенциальные возможности оборудования — все это играет роль при создании проекта на сооружение направленной скважины.

Направленная скважина представляет собой сложное подземное сооружение, включающее вертикальную или наклонную выработку в глубь земной коры, переходящую в горную выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных колонн и цементных оболочек, фильтр в зоне разрабатываемого нефтяного или газового пласта.

Сконструировать направленную скважину значит выбрать элементы ее конструкции такими, чтобы достичь глубинной цели и при этом обеспечить безаварийную проходку ствола, его крепление обсадными колоннами и тампонажным материалом, надежную гидродинамическую связь с продуктивным горизонтом, длительную безаварийную эксплуатацию.

Проект на сооружение направленной скважины включает все разделы стандартного проекта: геологическое и технико-технологическое обоснование координат места заложения и глубинной цели, конструкцию скважины и фильтра, поверхностное оборудование и бурильный инструмент, режимы бурения различных интервалов, технологию вскрытия продуктивных горизонтов и заканчивания скважины. Обсудим особенности проектирования направленных скважин.

3. Основные термины и определения в наклонно-направленном бурении

Нефтяная или газовая скважина — это приблизительно цилиндрическое сооружение в глубь Земли, включающее преимущественно вертикальную или наклонную горную выработку в непродуктивной зоне пород и соединенную с ней выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных труб и цементных оболочек и фильтр, обеспечивающий надежную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

Устье — это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой — направлением.

Забой — это дно ствола скважины.

Ствол — это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

Обсадная колонна — это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну — кондуктор, последнюю обсадную колонну — эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

30 стр., 14711 слов

Направленное бурение скважин

... положение и искривление скважин В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение ... пород, боковой фрезерующей способности долота, механической скорости бурения и других факторов. Следует отметить, что при искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют место резкие перегибы ствола, ... оси. Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на ...

Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо — затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта.

Горизонтальная скважина — это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

4. Типы профилей наклонно-направленных скважин и особенности их выбора

Конфигурация ствола скважины обусловливается многими причинами, главные из которых следующие:

  • одиночная скважина или куст скважин сооружается в данном месте;
  • наличие препятствий для заложения устья над забоем скважины;
  • расположение фильтра (вертикально, наклонно или горизонтально).

Конфигурация ствола скважины должна обеспечить:

  • высокое качество скважины как эксплуатационного объекта;
  • минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях;
  • свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств;
  • надежную работу внутрискважинного оборудования;
  • возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов в многопластовых залежах;
  • минимальные затраты на сооружение скважины.

При кустовом бурении профиль направленных скважин должен обеспечить заданную сетку разработки месторождения и экономически рациональное число скважин в кусте.

Проектирование конфигурации направленной скважины заключается в выборе типа и вида профиля, в определении необходимых параметров:

  • глубины и отклонения ствола скважины от вертикали;
  • длины вертикального участка;
  • значений предельных радиусов кривизны и зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования и на проектной глубине.

Конфигурацию направленной скважины выбирают с учетом:

  • назначения скважины;
  • геологических и технологических особенностей проводки ствола;
  • установленных ограничений на зенитный угол ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования, связанных с его конструктивными особенностями и условиями работы;
  • установленных ограничений на угол наклона ствола скважины на проектной глубине.

Профили направленных скважин, как правило, подразделяют на три основных типа (рис. 1)

Рис. 1. Основные типы вертикальных проекций наклонно-направленных скважин: 1 — тангенциальные скважины; 2 — S-образные скважины; 3 — J-образные скважины

Скважины типа 1 отклоняют вблизи поверхности до угла, соответствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Такой тип часто применяют для скважин умеренной глубины в простых геологических условиях, когда не используют промежуточные колонны. В более глубокой скважине, когда требуется большое смещение, промежуточная обсадная колонна может быть установлена внутри интервала искривления или за ним, а необсаженный ствол бурят под неизменным углом наклона до проектной глубины. Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, поэтому его предпочитают применять в случае кустового бурения.

Тип 2 скважин предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижении которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановления вертикального положения ствола. Промежуточная колонна может быть установлена в интервале второго отклонения, после чего скважину добуривают вертикальным стволом; S-образный профиль используют там, где yаличие газовых зон, соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины в целях глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также рационален, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы (например, при бурении в открытом море).

Тип 3 скважин предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах, чем типы 1 и 2. Угол наклона ствола постоянно растет, пока не достигнута проектная глубина или продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих объектов. К J-образным можно отнести также горизонтальные скважины.

Приведем несколько примеров применения направленных скважин различных типов.

Направленное бурение делает возможным добычу нефти из пластов, расположенных под морским дном на большом удалении от берега. Для эффективной разработки большинства морских нефтяных и газовых месторождений необходимо пробурить много скважин. Однако стоимость эксплуатационных платформ в открытом море намного больше стоимости добытой нефти или газа из одиночной скважины. Метод направленного бурения позволяет бурить много скважин с одной платформы в разные точки коллектора, располагая забои скважин по оптимальной сетке (рис. 2, скв. А).

Для этого случая наиболее предпочтителен 2-й тип скважин.

Многие месторождения под дном открытого моря достаточно близки к берегу и могут быть достигнуты с суши направленными скважинами (см. рис. 1.2, скв. В).

Однако в этом случае применимы скважины не только 2-го, но и 1-го типа.

Рис. 2. Направленные скважины при бурении на море и для глушения открытых неуправляемых фонтанов

Использование направленных скважин для глушения открытого выброса стало обычным (см. рис. 2, скв. С).

Специальная разгрузочная скважина выполняет свою функцию даже тогда, когда ее забой находится на некотором расстоянии от ствола фонтанирующей скважины; эта технология допускает расстояние между забоями до 3,5 м.

Рис. 3. Варианты направленного бурения в обход препятствий и под соляной купол

Большое число направленных скважин пробурено на пласты, недосягаемые вертикальными скважинами с поверхности из-за таких препятствий, как холмы, озера, крупные строения (рис. 3, скв. А).

Другие скважины пробурены в обход геологических препятствий. Так, скв. В была пробурена в солевом куполе, зацементирована и перенаправлена в нефтеносный пласт под куполом.

Бурение стволов скважин через соль осложнено их размывом, ухудшением свойств бурового раствора, потерей циркуляции. Эти осложнения настолько тяжелые, что часто приходится бурить в обход соляного купола (см. рис. 3, скв. С), чтобы избежать осложнений как внутри солевых отложений, так и над ними. Отметим, что скв. А пробурена по 1-му типу, а скв. В и С — по 3-му типу скважин.

Бурение через разлом лучше осуществлять под прямым углом к плоскости сдвига (скв. D), однако возникает опасность осложнений при прохождении разлома, которые можно исключить проходкой скважины под ним (скв. Е).

Другие случаи (рис. 4) включают эксплуатацию многопластовой залежи одиночной скважиной (А), выпрямление самопроизвольно отклонившейся скважины (В), обход прихваченного в скважине инструмента (С).

Скважина, пробуренная в газовую шапку нефтяной залежи, может быть частично затампонирована (D) и отклонена в нефтеносную зону для того, чтобы сохранить выталкивающую энергию газа. Суммарная продуктивность может быть максимизирована посредством бурения горизонтального дренажного ствола (Е), чтобы эксплуатировать залежь равномерно. Также можно вовлечь большую площадь в эксплуатацию одиночной скважиной (F).

Рис. 4. Направленные и многозабойные скважины, в том числе с исправленными траекториями

5. Горизонтальные скважины и особенности их профилей

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

При расчете профиля этой части горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения забоя от вертикали необходимо задавать значение зенитного угла на проектной глубине. Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную плоскости. Вертикальную и горизонтальную проекции, а также длину каждого участка профиля можно определить, используя приведенные выше формулы (см. табл.1.1).

По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним, коротким (ультракоротким) радиусом.

Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (>190 м) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных скважин со значительной протяженностью горизонтального участка (600-1500 м).

Для таких скважин используются стандартная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7-2° на 10 м проходки).

Таблица 1.1 — Формулы для расчета проекций и длин участков профиля

Вид участка профиля

Проекция участка

Длина участка

горизонтальная

вертикальная

Вертикальный

0 R(1 — cosZ)

Нв R sin Z

Нв ZR/57,296

Начального искривления

R(cos Z2 — cos Z1)

R(sin Z2 — sin Z1)

(Z2 — Z1)R/57,296

Увеличения зенитного угла

R(cos Z1 — cos Z2)

R(sin Z1 — sin Z2)

(Z1 — Z2)R/57,296

Уменьшения зенитного угла

L sin ZL

L cos ZL

L

Тангенциальный

Примечание. Обозначения: Z, Z1, Z2 — зенитные углы участков; R — радиус участка, ZL — зенитный угол

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60-190 м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3-10° на 10 м при длине горизонтального участка 450-900 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности.

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления (10-60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляют 0-25° на 1 м проходки при длине горизонтального участка 90-250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб, поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в компоновку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (<10 м) радиусом кривизны невозможна без специальных труб и инструмента.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характеристики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5-15 м) при глубине их залегания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельными горизонтальными стволами. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуются с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном пироге» недостаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до подошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.

Скважины с коротким и ультракоротким радиусами кривизны используют для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение которого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.

6. Методика расчёта элементов траектории наклонно-направленных скважин

Профиль направленной скважины должен удовлетворять скоростному и качественному сооружению скважины при обязательном достижении поставленной цели. При этом следует иметь в виду применение трех основных типов профилей, описанных выше:

  • тангенциальный, состоящий из трех участков — вертикального, набора зенитного угла и наклонного прямолинейного;
  • S-образный, состоящий из пяти участков — вертикального, набора зенитного угла, наклонного прямолинейного, уменьшения зенитного угла и вертикального;
  • J-образный, состоящий из двух участков — вертикального и набора зенитного угла.

Любые другие профили скважин являются либо промежуточными, либо комбинацией упомянутых трех типов.

Расчет профиля указанных типов сводится к определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля, радиуса кривизны участков набора и уменьшения зенитного угла.

При проектировании любого профиля направленной скважины необходимо располагать следующими исходными данными:

  • глубина проектного забоя;
  • отклонение проектного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины;
  • азимут цели по отношению к устью;
  • конструкция скважины с поинтервальным указанием диаметров ствола и глубин спуска обсадных колонн.

Первый (вертикальный) интервал для 1-го и 2-го типов профилей должен быть по возможности коротким, что позволяет свести к минимуму затраты времени на ориентированный спуск бурильной колонны; для 3-го типа профиля длина вертикального участка должна быть максимальной, что позволяет минимизировать длину второго участка и тем самым сократить время работы в скважине с отклоняющими устройствами.

Наиболее целесообразно начинать искривление скважины (КОР) и заканчивать его в устойчивых сравнительно твердых породах, причем траектория набора и уменьшения кривизны должна соответствовать окружности определенного радиуса. Это позволит свести к минимуму опасность образования желобов и силы трения при спускоподъемных операциях.

Интервалы набора и уменьшения кривизны ствола скважины должны быть по возможности минимальными, чтобы обеспечить минимальные затраты времени на их проходку. С этих позиций радиус искривления ствола должен быть как можно меньше, однако его значение часто ограничено снизу следующими требованиями:

  • при спуске и подъеме бурильного инструмента в нем не должны возникать запредельные напряжения;
  • обсадные колонны должны быть спущены в скважину и зацементированы без осложнений;
  • должны быть обеспечены спуск и нормальная работа как в открытом стволе, так и в обсадной колонне глубинных приборов и погружного оборудования.

7. Формулы для расчёта проекции и длин участков профиля наклонной скважины

Для профиля 1-го типа (рис. 5) необходимое значение максимального зенитного угла находят по формуле

, (1.1)

где: R — радиус искривления 2-го участка ствола, м;

  • А — смещение забоя от вертикали, м;
  • Н — интервал глубин по вертикали 2-го и 3-го участков ствола скважины, м.

Длину 2-го и 3-го участков, их вертикальных и горизонтальных проекций определяют по формулам, приведенным в табл.1.2.

Рис. 5. Вертикальная проекция направленной скважины тангенциального (1-го) типа

Таблица 1.2 — Формулы для расчета профиля 1-го типа

При расчете профиля 2-го типа (рис. 6) сначала устанавливают длину 5-го вертикального участка. Если проектируется нефтяная или газовая скважина на многопластовую залежь, то длина этого участка ствола должна быть не менее общей мощности залежи плюс 5-10 % от нее. Указанная величина превышения длины 5-го участка над мощностью залежи обусловлена часто возникающей необходимостью корректировки положения забоя в пространстве в конце 4-го участка ствола.

Необходимый зенитный угол 3-го участка ствола определяют из следующей формулы:

(1.2)

R 0 = R1 + R2 ; H = H0 — Hв — H3 .

Длину участков профилей, их горизонтальных и вертикальных проекций определяют с помощью формул, приведенных в табл.1.3.

Рис. 6. Вертикальная проекция направленной скважины S-образного(2-го) типа

Таблица 1.3 — Формулы для расчета профиля 2-го типа

При расчете профиля 3-го типа (рис. 7.), когда известны глубина скважины, длина 1-го вертикального участка и отклонение забоя от вертикали, определяют радиус искривления 2-го участка. Кроме того, может быть задан угол с продуктивным пластом (угол между осью ствола скважины и плоскостью напластования).

Тогда зенитный угол в месте входа в пласт

а = 90-у-Р,

где у — угол встречи скважины с пластом; р — угол падения пласта.

Кроме того,

cos ? = 1 — A/R.

Для расчета длин участков, вертикальных и горизонтальных проекций ствола скважины используют формулы, приведенные в табл.1.4.

Таблица 1.4 — Формулы для расчета профиля 3-го типа

Длину вертикальной части ствола скважины можно при необходимости корректировать, изменяя угол входа скважины в пласт.

Рис. 7. Вертикальная проекция направленной скважины J-образного (3-го) типа

8. Расчёт радиуса искривления при наборе кривизны наклонной скважины

1. Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины должен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела интервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

2. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превышать 1,5°/10 м проходки.

3. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

Должно быть исключено образование желобов в искривленных интервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оценено величиной давления замков на стенки ствола скважины:

  • R > 12?P/Q,

где: P — осевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Q можно принимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердости — 20-30 кН, для пород твердых и крепких — 40-50 кН.

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испытывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб:

  • R > d?E/(2? т ),

где d — наружный диаметр бурильных труб; E — модуль Юнга.

При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

  • R >
  • 0,25?L 2 j? [0,74?(D — di) — K],

где Lj, di — соответственно длина и наружный диаметр забойного двигателя; D — диаметр долота; K — зазор, выбираемый на основании геологических условий (K = 0 для твердых пород, K = 0,003ч 0,006 м для мягких и средних).

5. При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряжения, превышающие предел текучести их материала. Это требование обеспечивается при условии:

  • R > E K ?dK /(2?т ),

где: E K , ?T — соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; dK — наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и располагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

  • R > L 2 / [8?(dв -dн -k)],

где L — длина спускаемого в колонну погружного устройства; d в — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dн — диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; k — зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройства (в большинстве случаев можно принять k = 0,0015…0,003 м).

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус искривления ствола скважины увеличивают на 5-10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Значение радиуса искривления корректируют на основании сравнения осевого усилия, возникающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым его значением для данной бурильной колонны и буровой установки.

Профиль направленной скважины строят следующим образом.

Чтобы построить горизонтальную проекцию, сначала наносят точку, обозначающую устье скважины, затем с помощью транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вертикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозначающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окружность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (границы возможного отклонения фактической траектории ствола от проектной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проекцию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проекции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по вертикали. Затем наносят интервалы отдельных участков профиля, которые предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямолинейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.

9. Методика построения профилей наклонных скважин

Приняв во внимание информацию о типе скважины, ее назначении, глубине вертикальной части ствола, горизонтальном расстоянии до цели, специалист по направленному бурению использует компьютер для построения горизонтальных и вертикальных проекций, демонстрируя, как можно пробурить скважину с наименьшими затратами при соблюдении правил безопасности и сохранении окружающей среды. Среди других факторов, которые учитываются при окончательном выборе конфигурации скважины, основными являются:

  • состав проходимых пород;
  • подъемные, вращательные и гидравлические мощности буровой установки;
  • тип бурового раствора и конструкция скважины;
  • размеры ствола;
  • потенциальные возможности оборудования.

На рис. 8. показан план ствола скважины по 1-му типу.

Рис. 8. Плановые проекции наклонно-направленной скважины: а — вертикальная; б — горизонтальная

На плане изображены две проекции ствола: вертикальная и горизонтальная. Вертикальную проекцию вычерчивают на плоскости, проходящей через устье и точку, обозначающую глубинную цель. Отклонение забоя — это горизонтальное расстояние от ротора до глубинной цели. Его вычерчивают в масштабе глубины. На рис. 8 отклонение составляет 900 м, а истинная вертикальная глубина (TVD) — 3000 м; измеренная глубина (MD) — длина ствола скважины — 3100 м. Значение MD всегда больше значения TVD, причем разность между ними зависит от угла наклона, скорости набора кривизны и выполаживания, незапланированных отклонений.

Вид в плане показывает расположение проекции скважины на горизонтальной плоскости с истинным направлением севера (географического) вверх листа. В прямоугольной системе координат горизонтальное направление ствола скважины указывают числом градусов на восток или запад по отношению к северу или к югу. Рассматриваемая скважина имеет ствол, направленный к юго-востоку под углом 20°45?. Это обозначается следующим образом: S20°45?Е. Направление скважины можно также обозначить азимутом — числом градусов по часовой стрелке от севера (север — 0, юг — 180, восток — 90, запад — 270).

Азимут скважины 159°15?. На горизонтальном плане также показывают в масштабе величину отклонения, при этом горизонтальный масштаб может отличаться от вертикального (в данном случае горизонтальный масштаб больше вертикального в 2 раза).

Скважина, изображенная на рис. 8, бурится вертикально до глубины 600 м, после чего ее забой отклоняют до конечного угла 20°45? на юго-восток (точка начала отклонения обозначается аббревиатурой КОР — kick-off point).

Этот угол отклонения набирают на длине 300 м в интервале 600-900 м и достигают его конечного значения 22°30? на глубине 900 м. Среднюю скорость набора кривизны можно определить по формуле 10 (конечный угол — начальный угол)/(конечная MD — начальная MD).

Для данной скважины 10(22,5-0,0)/(900-600) = 0,8°/10 м.

Дуга окружности, по сравнению с другими формами профиля, позволяет достичь минимального сопротивления участка скважины движению труб при одинаковом изменении ее зенитного угла на данном участке, поэтому целесообразно все искривленные участки профиля направленной скважины проектировать в виде дуги окружности. При этом длину каждого участка профиля, а также вертикальную и горизонтальную проекции, можно подсчитать по формулам, приведенным в табл.1.1.

Направленные скважины, которые бурят по 2-му типу профиля, имеют следующие технологические недостатки:

  • требуется увеличенный интервал бурения с отклонителем, что ухудшает технико-экономические показатели;
  • интервал уменьшения зенитного угла реализуется за счет фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота, что сокращает ресурс его работы;
  • при подъеме бурильной колонны из скважины возникают большие нагрузки на талевую систему;
  • значительные суммарные углы охвата и изменение знака кривизны профиля приводят к появлению прижимающих усилий, способствующих желобообразованию и изнашиванию обсадных колонн.

Расчеты показывают, что нагрузка при подъеме колонны бурильных труб из скважины в случае бурения по 2-му типу скважин на 35 % выше, чем при бурении по 3-му типу, и на 20 % выше, чем при бурении по 1-му типу скважин.

Применение 1-го и 3-го типов направленных скважин взамен 2-го позволяет на практике:

  • уменьшить суммарный угол охвата и связанные с ним нагрузки на буровое оборудование;
  • минимизировать длину участка начального искривления.

10. Выбор типа профиля проектируемой наклонно-направленной скважины

На основании данных инклинометрических замеров и в соответствии с конструкцией скважины, приведенной в ГТН (смотри приложение 1) принимаем пяти интервальный тангенциальный профиль, содержащий:

1) Вертикальный участок (0.00-2200.00 м).

2) Участок набора зенитного угла (2200.00-2405.07 м).

3) Участок стабилизации угловых параметров (2405.07-4290.03 м).

4) Участок корректирования угловых параметров (4290.03-4450.21 м).

В соответствии с вышеизложенной методикой расчета и построения профиля скважины, расчет выполняем на ПК с использованием программного обеспечения фирмы Schlumberger. Построение проектного профиля представлено в приложении 3.

Результаты расчетов приведены в приложении 2.

Профиль наклонно-направленной скважины должен обеспечивать:

  • высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации;
  • бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;
  • минимальные затраты на строительство скважины;
  • возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов;
  • безаварийное бурение и крепление;
  • минимальные нагрузки на буровое оборудование при СПО;
  • надежную работу внутрискважинного эксплуатационного оборудования;
  • свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств.

Рисунок 2.1 — Вертикальная проекция направленной скважины тангенциального (1-го) типа

Составим таблицу изменения угла наклона ствола скважины с глубиной.

Таблица 2.1 — Изменение угла наклона ствола скважины с глубиной

Номер участка

Интервал (м)

Зенитный угол (град)

1

0.00-2200.00

0.000-0.000

2

2200.00-2405.07

0.000-20.610

3

2405.07-4290.03

20.610-20.610

4

4290.03-4450.21

20.610-20.450

11. Расчет элементов траектории проектируемой наклонной скважины

Для расчета элементов траектории проектируемой наклонной скважины используем формулы, приведенные в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Формулы для расчета проекций и длян участков профиля скважины

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины должен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела интервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения:

1. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превышать 1,5°/10 м проходки.

2. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

3. Должно быть исключено образование желобов в искривленных интервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оценено величиной давления замков на стенки ствола скважины:

  • R >
  • 12?Р/Q=12?180000/30000 >
  • 72.0 (м), [1]

где: Р — осевое усилие, действующее на бурильные трубы, P=180000 Н;

  • Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины, Q=30000 Н;

12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Q можно принимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердости — 20-30 кН, для пород твердых и крепких — 40-50 кН.

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испытывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб ?т:

R 2 > d2 ?Е/(2??т )=0.102?2?105 /2?35.1 > 290.598 (м) [2]

R 3 > d3 ?Е/(2??т )=0.89?2?105 /2?35.1 > 253.561 (м)

R 4 > d4 ?Е/(2??т )=0.73?2?105 /2?35.1 > 207.977 (м)

где: d — наружный диаметр бурильных труб, d 1 =102 мм; d2 =89 мм;

d 3 =73 мм;

  • Е — модуль Юнга, E=200 ГПа;

? т — предел текучести материала бурильных труб, ?т =35,1 МПа

5. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

  • R >
  • 0.25?L j2 ?(0.74?(D-di )- K)=0.25?252 ?(0.74?(0.2159-0.195)- 0.003)=1.95 (м) [3]

где: L j и di — соответственно длина и наружный диаметр забойного двигателя, Lj = 25 м; di = 0.195 м;

  • D — диаметр долота, D = 215.9 мм;
  • К — зазор, выбираемый на основании геологических условий (К = 0 для твердых пород, К = 0.003-0.006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряжения, превышающие предел текучести их материала. Это требование обеспечивается при условии:

  • R >
  • E K ?dK /(2??т )= 0.127?2?105 /2?35.1 >
  • 361.823 (м) [4]

R 1 > EK ?dK /(2??т 1 )=0.127?2?105 /2?40.1 > 316.708

где: Е К , ?т — соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; ?т =35,1 МПа; ?т 1 =40,1 Мпа.

d K — наружный диаметр обсадной колонны, dK =0.127 м.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и располагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

  • R >
  • L 2 /(8?(dВ -dН -к))=7.52 /(8?(0.055-0.040-0.0015)) >
  • 580.9 м [5]

где: L — длина спускаемого в колонну погружного устройства, L=7.5м;

d В — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, dв=0.055;

d Н — диаметр спускаемого в колонну погружного устройства, dн=0.040;

  • к — зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройства (в большинстве случаев можно принять к = 0.0015-0.003 м).

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус искривления ствола скважины увеличивают на 5-10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Значение радиуса искривления корректируют на основании сравнения осевого усилия, возникающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым его значением для данной бурильной колонны и буровой установки.

Принимаем радиус искривления R=650 м.

Для профиля 1-го типа (рис. 2) необходимое значение максимального зенитного угла находим по формуле:

cos=0.958.

где: R — радиус искривления 2-го участка ствола, м;

  • А — смещение забоя от вертикали, м;
  • Н — интервал глубин по вертикали 2-го и 3-го участков ствола скважины, м.

Длину 2-го и 3-го участков, их вертикальных и горизонтальных проекций определяем по формулам, приведенным в табл. 2.3.

Расчет вертикального участка (1):

Длина: l 1В =2200.00 (м).

Горизонтальная проекция: 0.00 (м).

Вертикальная проекция: Н В =2200.00 (м).

Интенсивность искривления: И.И.=0 0 /300=0 (0 /10м).

Таблица 2.3 — Формулы для расчета тангенциального профиля скважины

Расчет участка набора зенитного угла (2):

Длина: l 2 =(Z2 -Z1 )?R/57.296=233.81 (м).

Горизонтальная проекция: а=R?(1-cos?)=32.73 (м).

Вертикальная проекция: h=R?sin?=204.75 (м).

Интенсивность искривления: И.И.=20.61 0 /20.48=1.0 (0 /10м).

Расчет участка стабилизации угловых параметров (3):

Длина: l 3 = H/cos?=1996.65 (м).

Горизонтальная проекция: A=H?tg?=664.55 (м).

Вертикальная проекция: H=H 0 — (HB +H’+h+h’)=1885.35 (м).

Интенсивность искривления: И.И.=0 0 /18.85=0 (0 /10м).

Расчет участка корректирования угловых параметров (4):

Длина: l 4 =(Z4 -Z3 )?R/57.296=170.83 (м).

Горизонтальная проекция: а’=R?(cosZ 4 -cosZ3 )=58.27 (м).

Вертикальная проекция: h’= R?(sinZ 4 -sinZ3 )=158.78 (м).

Интенсивность искривления: И.И.=0.16 0 /15.88=0.01 (0 /10м).

Таблица 2.4 — Результаты расчетов

№ участ-ка профи-ля

Название участка профиля

Интер-вал (м)

Интер-вал по стволу (м)

Длина участ-ка профи-ля (м)

Проекция участка профиля (м)

Смещение (м)

Интенсивность искривления (0/10м)

Гори-зонт.

Вер-тик.

1

Вертикальный участок

0.00-2200.00

0.00-2200.00

2200.00

0.00

2200.00

0.00

0

2

Участок набора зенитного угла

2200.00-2404.75

2200.00-2433.81

233.81

32.73

204.75

32.73

1.1

3

Участок стабилизации угловых параметров

2404.75-3490.10

2433.81-4430.46

1996.65

664.55

1885.3

697.28

0

4

Участок корректирования угловых параметров

3490.10-4448.83

4430.46-4601.29

170.83

58.27

158.78

755.55

0.01

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/proektirovanie-profilya-skvajinyi/

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра 2000. — 448 с.

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1978. — 471 с.

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов. — 5-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1985. — 421 с.

4. Калинин А.Г. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. — М.: Недра, 1995. — 305 с.

5. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. — М.: Недра, 1997. — 648 с.