уменьшения зенитного угла; 6 - прямолинейный наклонный

При проектировании наклонно направленных скважин необходи­мо провести проверочный расчет нагрузки на крюке при подъеме ин­струмента.

Для расчета любого профиля необходимы следующие исходные данные: общая глубина скважины до проектного горизонта по верти­кали; отклонение забоя от вертикали, проходящей через устье скважи­ны; проектный азимут наклонного ствола; длина первого вертикально­го участка профиля.

Каждый профиль наклонно направленной скважины в начале должен иметь вертикальный участок глубиной не менее 40 - 50 м.

Окончание первого (вер­тикального) участка следует по возможности приурочить к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол в 5 - 6°.

При бурении искривлен­ного участка ствола можно получить вполне определен­ный. заранее заданный темп набора зенитного угла, опре­деляющий интервал работы с отклонителем.

При постоянном темпе набора зенитного угла искрив­ление происходит по дуге с определенным радиусом ис­кривления.

Минимально возможный радиус искривления выбирают в зави­симости от целевого назначения скважины; возможного спуска (про­хождения) приборов, необходимых для исследования или испытания скважин на продуктивность: технологических условий бурения.

Для наклонно направленных скважин следует предусматривать свободное прохождение через искривленный участок ствола, обсажен­ного колонной, приборов и приспособлений, необходимых для иссле­дования или испытания скважин, при механизированной добыче неф­ти, когда глубинные насосы располагаются на участке набора или сни­жения зенитного угла ствола, также обсаженного колонной, насосы должны вписываться без деформации, чтобы избежать преждевремен­ного выхода из строя.

Минимально возможный радиус для поставленных условий опре­деляется по формуле

где L - длина спускаемого прибора, приспособления или насоса, м; D - внутренний диметр эксплуатационной колонны, м; d - наружный диаметр прибора, приспособления или насоса, м; к - зазор между стенкой обсадных труб и корпусом спускаемого прибора, приспособ­ления или насоса, м.

Величину к выбирают из конкретных условий, она почти во всех случаях может быть принята равной 1,5-3 мм. Эта величина уточни ется на основании фактических данных.

К технологическим условиям бурения, определяющим минималь­но возможный радиус искривления, относятся: нормальная работа бу­рильных труб; свободный спуск (прохождение) бурильного инстру­мента; минимальная перегрузка на крюке при подъеме инструмента ич искривленного ствола скважины; отсутствие опасности формирования желобов или протирания обсадных колонн (если искривленный уча­сток обсажен колонной).

В инструменте, работающем на искривленном участке ствола, не должны возникать напряжения, превосходящие предел текучести.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от проектного забоя, величина радиуса не должна быть меньше значе­ния, рассчитанного по формуле

Минимально допустимый радиус искривления для бурильных труб, расположенных в приустьевой зоне, подчитывают по формуле

Дополнительное усилие, возникающее при спуске и подъеме за­бойных двигателей через искривление участка ствола скважины, не должно влиять на спуско-подъемные операции.

Минимальный допустимый радиус искривления для спускаемых обсадных труб подсчитывают по формуле

При расчете профиля выбранный радиус искривления (ввиду уве- нимения фактического интервала работы с отклонителем) необходимо принимать на 5 - 10% больше его теоретической величины. Увеличе­ние происходит из-за неточной установки отклонителя при зарезке наклонного участка ствола и при последующих рейсах.

По окончании расчета профиля на миллиметровой бумаге строят горизонтальную и вертикальную проекции в масштабах, применяемых и геофизической службе. Горизонтальную проекцию желательно иметь и более крупном масштабе (1:200, 1:400 или 1:500), чем вертикальную (1:1000 или 1:2000).

На буровой необходимо иметь документ, содержащий сведения

- азимутальном расположении оси буровых мостков.

Набор и снижение зенитного угла скважины при бурении забой­ными двигателями осуществляются компоновками низа бурильной колонны, которые выбирают в соответствии с геолого-техническими условиями бурения.

Для набора зенитного угла рекомендуется применять следующий компоновки (рис. 9.8):

долото 1, забойный двигатель 2, переводник 3 с перекошенными осями присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы 4 (рис. 9.8, а). Угол перекоса присоединительных резьб переводника обычно принимается равным 1˚30' - 3°, длина УБТ - 12 - 25 м;

долото 1, секционный турбобур 2, секции которого соединены иод углом, и утяжеленные бурильные трубы 4 (рис. 9.8, б). Секции турбобура соединяются под углом 0°30' - 1°30';

долото 1, наддолотный калибратор 5 (рис. 9.8, в), турбинный от- клонитель 6, утяжеленные бурильные трубы 4. Угол перекоса присое­динительных резьб отклонителя рекомендуется принимать 1 - 2°;

долото 1, отклонитель 6, переводник 3 с перекошенными осями присоединительных резьб и бурильной трубы 7 (см. рис. 9.8, г). При сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклоните­ля должны быть обращены в одну сторону, угол перекоса резьб пере­водника рекомендуется принимать 1 - 2°;

долото 1, турбобур 2, отклонитель (Р-1) 8 и бурильные трубы 7 (рис. 9.8, д). Угол перекоса резьбы отклонителя, соединяющей откло­нитель с турбобуром, рекомендуется принимать 1°30' - 3°;

долото 1, турбобур с металлической накладкой на корпусе 9, пе­реводник 3 с перекошенными осями присоединительных резьб, уста­навливаемый в плоскости накладки, обычные или утяжеленные трубы

- (см. рис. 9.8, е);

долото 1, турбобур с эксцентрично установленной на ниппеле металлической или резиновой накладкой 10 и обычные или утяжелен­ные бурильные трубы 7 (см. рис. 9.8, ж).

Р ис. 9.8. Компоновки низа бурильной колонны для искривления скважин

Для увеличения интенсивности искривления скважины во всех приведенных компоновках турбобур (электробур) нормальной длины может быть заменен укороченным.

Регулирование компоновок непосредственно на буровой для по­лучения искривления различной интенсивности достигается изменени­ем угла перекоса осей присоединительных резьб переводника (компо­новка а) и длины прямых переводников, устанавливаемых между до­лотом и отклонителями (компоновки в, г, е, рис. 9.8).

При использовании эксцентричного ниппеля (компоновка ж) ус­тановка на шпинделе турбобура переводника длиной более 30 см не допускается.

Для искривления отдельных участков скважины должен быть со­ставлен проект на отклоняющую компоновку.

Проектирование отклоняющих компоновок заключается в выборе компоновок, расчете геометрических размером компоновки, прове­рочном расчете.

Компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требуемой точности ис­кривления.

Компоновки а - в рекомендуется применять при бурении скважи­ны в устойчивых геологических разрезах, где не ожидается значитель­ного увеличения диаметра ствола. Предпочтительно применение ком­поновки типа в (см. рис. 9.8), так как она позволяет при одинаковой интенсивности искривления получить более высокие показатели буре­ния, механическую скорость и проходку на долото.

Компоновки д и г следует применять, если ожидается значитель­ное расширение ствола скважины.

Компоновки д, е, ж применяются в том случае, когда требуется малая интенсивность искривления.