РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СТВОЛА НА ПЛОСКОСТИ ИЗ ИНТЕРВАЛА СТАБИЛИЗАЦИИ ОСНОВНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПО МЕТОДИКЕ ТПУ, БНГС



 

1. Цель работы

Научиться рассчитывать профиль наклонной скважины

Обеспечивающие средства

2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

Литература

3.1.Н.В.Элияшевский «Типовые задачи и расчеты в бурении» стр. 264- 289

Теоретическая часть

Траектории всех дополнительных стволов практически можно свести к трем основным типам: прямолинейным; криволинейным и комбинированным. В конкретных геолого-технических условиях бурения, возможно различное их сочетание.

При проектировании профиля дополнительного ствола необходимо решить следующие задачи: выбрать тип профиля, рассчитать параметры профиля дополнительного ствола или стволов и построить профиль многоствольной скважины на геологическом разрезе.

Общие требования к технологии бурения дополнительного ствола или стволов, формулируются следующим образом.

1. Скважина в интервале забуривания дополнительного ствола, должна быть закреплена одной колонной обсадных труб.

2. Максимальная интенсивность искривления оси скважины выше интервала забуривания должны составлять не более 2 -3 градусов на 10 метров.

3. Вероятность выбросов нефти и газа при забуривании дополнительного ствола, должна быть минимальной.

4. Проектная длина дополнительного ствола должна не менее чем в два раза превышать величину горизонтального смещения нового забоя от забоя бездействующей эксплуатационной скважины. 

5. Вырезаемое “окно” либо участок эксплуатационной колонны должны находиться в зоне цементного кольца на возможно большей глубине, чтобы максимально использовать эксплуатационную колонну и сократить длину второго ствола.

6. Прорезать “окно” следует в интервале между двумя муфтами обсадной трубы (чтобы облегчить этот процесс и не нарушать прочность эксплуатационной колонны).

7. Зарезка дополнительного ствола должна осуществляется в интервале залегания сравнительно твердых пород или глин, так как вскрытие окна против слабосцементированных песков и песчаников, может привести к осыпанию пород, а против крепких и перемежающихся - к тому, что дополнительный ствол не будет отходить от основного и буриться рядом с ним.

8. В случае, если скважина не эксплуатируется по причине аварии, то бурение дополнительного ствола должно осуществляться выше интервала аварии на 40 - 60 метров.

9. При применении клина в качестве отклонителя, для обеспечения возможности его ориентирования, необходимо, чтобы зенитный угол основного ствола скважины составлял не менее 5 градусов. Эффективность бурения дополнительных стволов зависит от глубины его заложения в эксплуатационной колонне основного ствола скважины, от угла отклонения и от его кривизны. При этом следует иметь ввиду, что увеличение глубины заложения дополнительного ствола не всегда приводит к существенному уменьшению его длины, но обязательно вызывает увеличение кривизны. Необходимо так же учитывать границы проводки дополнительного ствола в эксплуатационной колонне основного: верхней - экономической, при которой стоимость бурения дополнительного ствола не превышает стоимости бурения новой скважины и нижней - технической возможностью применяемого оборудования.

Расчетная часть

Допустимая интенсивность искривления на криволинейных участках дополнительного ствола определяется следующими факторами: 

1. Минимальный радиус кривизны (Rдmin) с учетом условий проходимости инструмента и оборудования находится по формуле

                                                           L2                  

                                           Rдmin = -------------------   ,                                  ( 1 )

                                                           8 . ( D - d - к)

где L - длина спускаемого инструмента, м; d - наружный диаметр спускаемого инструмента, м; D - диаметр скважины или внутренний диаметр соответствующей обсадной колонны в зависимости от исходных условий расчета, м; к - необходимый зазор между стенками скважины и спускаемым инструментом, м.

2. Для нормальной эксплуатации бурильных и обсадных колонн значение радиуса кривизны должно быть не меньше вычисленного по следующей формуле

                                                                   E . d

                                             Rдmin = -------------- ,                                               ( 2 )

                                                                 2 . [sт ]

где Е - модуль упругости, кН/м2; d - наружный диаметр бурильных или обсадных труб, м; [sт] - предел текучести материала труб, кН/м2.

3. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести. Значения минимальных радиусов кривизны, исходя из данного условия, следует определять из выражения  

                                                                

                                                             0.25 . L2зд

                                    Rдmin = ---------------------------- ,                                        ( 3 )

0.74 . ( Дд - dзд ) - к

 

где Lзд - длина забойного двигателя, м; Дд - диаметр долота, м; dзд - диаметр забойного двигателя, м; к - значение технологического зазора, выбираемое исходя из конкретных условий бурения.

4. Значение радиуса кривизны ствола скважины в зависимости от допустимого нормального давления замков на горную породу рассчитывается по формуле                                  

                                                                    P

                                  Rдmin = 12.5 . ----------- ,                                                   ( 4 )

                                                                   Q

где P - осевое усилие, действующее на бурильные трубы, кН; Q - допустимое нормальное усилие замка на горную породу, кН; 12.5 - длина бурильной трубы, м.

После проведения расчетов по формулам (1) - (4) для проектирования за исходное принимается наибольшее значение допустимого радиуса искривления.Поскольку самый распространенный тип профиля основного ствола в Западной Сибири - четырехинтервальный, включающий четыре участка: вертикальный, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла, зарезка дополнительного ствола наиболее вероятна на участке стабилизации или уменьшения зенитного угла основного ствола. Вскрываемые нефтяные пласты расположены горизонтально к рассматриваемой плоскости, поэтому при проектировании дополнительного горизонтального ствола угол входа в пласт рассчитывается по формуле

                           a0 = arcSin (1 - h / R ),                                                        ( 5 ).

где h - глубина от кровли продуктивного пласта до начала горизонтального участка, м.; R- радиус искривления дополнительного ствола на участке набора угла, м.


Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 47; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ