Проект. К важнейшим из геологических причин относятся

• Название: К важнейшим из геологических причин относятся
• Дата: 11.04.2023
• Размер: 98.44 Kb.
• Имя файла: Проект.docx
• Тип: Документы; #1052672
• страница: 1 из 3

Введение

Вследствие многообразия одновременно действующих причин, способствующих искривлению скважины, практически невозможно бурить их в строго вертикальном направлении. Поэтому все вертикальные скважины в той или иной степени искривлены. Искривления стволов скважины проходит при любом способе бурения. При бурении в горизонтально и пологозалегающих пластах, сложенных изотропными породами, возможность искривления скважины значительно меньше, чем при бурении в крутопадающих пластах представленных анизотропными породами. Поэтому при благоприятных геологических условиях можно пробурить условно вертикальную скважину при соблюдении элементарных технологических приемов. При бурении же в сложных геологических условиях требуется разработка и внедрение комплекса мероприятий, направленных на предупреждение искривления скважин. Естественно, что разработка этих мероприятий невозможна без изучения причин, способствующих искривлению скважин. Принято подразделять эти причины на три группы: геологические, технические и технологические.

К важнейшим из геологических причин относятся:

– анизотропность, слоистость, сланцеватость, трещиноватость горных пород;

– перемежаемость пород различной твердости и степень наклона пластов к горизонту;

– тектонические нарушения, каверны и пустоты в проходимых пластах;

– твердые включения (валуны, крупных галечник) в проходимых пластах;

К техническим причинам относятся:

– несовпадение оси вышки с осью ротора и осью направления;

– плохое центрирование кронблока по отношению к оси вышки;

– наличие изогнутых бурильных труб и ведущей трубы в бурильной колонне;

– перекос в резьбовых соединениях бурильной колонны (особенно в ее нижней части)

К основным технологическим причинам следует отнести:

– изгиб нижней части бурильной колонны, под влиянием передаваемой на забой нагрузки;

– неправильное соотношение диаметров УБТ и скважины;

– неправильный выбор количества, мест установки и конструкции приспособлений, центрирующих нижнюю часть бурильной колонны в скважине.

– применения режима бурения, параметры которого не соответствуют конструкции нижней части бурильной колонны и геологическим условиям залегания горных пород.

Искривление скважины происходит в том случае, когда на долото действует отклоняющая сила, величина и направление которой обуславливается, как правило, не одной, а совокупностью перечисленных причин.

В результате искривления вертикальных скважин появляются осложнения, отрицательно влияющие на процесс дальнейшего бурения скважины, ее эксплуатацию и разработку месторождения.

В процессе бурения искривленной вертикальной скважины наблюдаются следующие отрицательные явления:

1. 
   более интенсивно изнашиваются бурильные трубы, бурильные замки, соединительные муфты, что приводит к увеличению числа аварий с бурильной колонной.
   
2. 
   осложняются спускоподъёмные работы из-за затяжек бурильной колонны при ее подъёме и посадок при ее спуске в скважину;
   
3. 
   более вероятны желобообразования и обвалы пород вследствие интенсивного трения бурильной колонны о стенку искривленного ствола скважины;
   
4. 
   больше мощности расходуется на вращение бурильной колонны;
   
5. 
   истираются обсадные трубы промежуточной колонны (кондуктора);
   
6. 
   затрудняется спуск обсадных колонн в скважину, что может привести к недоспуску их до проектных глубин.
   
7. 
   увеличивается опасность смятия обсадных колонн в местах резких искривлений скважины;
   
8. 
   осложняется цементирование обсадных колонн, так как в искривленной скважине более вероятно прилегание колонны к одной стороне ствола скважины и вследствие этого неравномерное заполнение цементным раствором затрубного пространства;
   
9. 
   увеличивается объем геофизических исследований в скважине и затрудняются их проведение.
   

Отрицательные последствия искривления скважины продолжают проявляться и после сдачи ее в эксплуатацию, когда в течение всего времени работа скважины происходят преждевременные выводы их строя скважинного оборудования, насосных штанг, протирания эксплуатационной колонны.

Искривленные скважины могут обусловить неправильную эксплуатацию месторождения, так как вследствие отклонений забоев скважин от проектных положений зоны их питания пересекаются, и в результате уменьшается суммарный дебит.

Основное мероприятие, направленное на предупреждение искривления вертикальных скважин, - выбор конструкций нижней части бурильной колонны (КНБК), обеспечивающий бурение скважины с высокими показателями работы долота в самых разнообразных геологических условиях.

Применение рациональной компоновки нижней части бурильной колонны позволяет повысить технико-экономические показатели работы долота, обеспечить формирование эффективной конструкции ствола скважины, уменьшить аварийность и осложнения в процессе бурения, увеличить ресурс работы контактных элементов Контактные элементы включают устройства, применяемые в компоновке нижней части бурильной колонны для контакта со стенкой скважины. Жесткость элементов КНБК, устанавливаемых между долотом и контактным элементом и между контактными элементами должна быть одинаковой или незначительно отличаться. В зависимости от геологических параметров контактных элементов и расчетных формул можно рассчитать компоновки нижней части бурильной колонны, позволяющие решить следующие технологические и конструктивные задачи: ограничить искривление скважины в заданных пределах, обеспечить формирование цилиндрического ствола скважины, исключить прихватоопастность КНБК, обеспечить допуск обсадной колонны до проектной глубины без дополнительной подготовки ствола скважины, увеличить долговечность работ элементов бурильной колонны, исключить влияние технологических и конструктивных факторов, приводящих к искривлению скважины, увеличить проходку на долото и механическую скорость бурения.

1. 
   Расчёт комплексной компоновки нижней части бурильной колонны.
   
   1. 
      Схема к расчёту и исходные данные.
      

Комплексная компоновка нижней части бурильной колонны – это предварительно напряжённая, упругая система с заданной формой упругой оси участков утяжелённых бурильных труб или других устройств, расположенных между долотом и контактным элементом, а так же между контактными элементами.

Название и конструктивные особенности контактных элементов определяются их назначением: стабилизатор, калибратор.

Эквивалентность габаритных размеров стабилизатора и калибратора позволяет применять для них общую схему к расчёту комплексной компоновки нижней части бурильной колонны (рис.1) и общее название их в этой схеме – контактные элементы.

Контактные элементы представляют собой новую конструкцию стабилизатора и калибратора, рабочая поверхность которых выполнена радиусом R_k большим, чем радиус долота R_д.

Вследствие этого в местах их установки ось КНБК смещается относительно от скважины на расстояние . Величина которого определяется по формуле

(1)

где – центральный угол, ограничивающий рабочую поверхность контактного элемента.

В формуле (1) подставляется начальная величина R_k.

Центр тяжести контактных элементов расположен относительно оси присоединительных резьб на расстоянии . Величина которого определяется по формуле.

(2)

где R_y – радиус присоединительных участков контактного элемента (рис. 2.2)

R_b – радиус отверстия в контактном элементе

Два смежных контактных элемента смещаются в горизонтальной плоскости на центральной угол β

Выбор оптимальной величины центрального угла β приведён в приложении 1. Схема изображённая на (рис.1) сочетает все возможные комбинации конструкций комплексных компоновок нижней части бурильной колонны, которые рассчитываются по ниже приведенным формулам.

1.2 Определения расстояния между долотом и контактным элементом

Расстояние между долотом и контактным элементом определяется по формуле



(3)



где – длина контактного элемента;

q_k – вес единицы длины контактного элемента

– угол наклона скважины

EJ – жесткость УБТ или других устройств

m_k – масса единицы длины контактного элемента

– угловая скорость вращения КНБК

P₁ – нагрузка на долото

m – масса единицы длины УБТ или других устройств

Зависимости:

от P₁

от

от

и рекомендации по их применению приведены в приложении 1

Если скважина вертикальная, то =0, тогда выражение (3) примет вид:

(4)

Если компоновка не вращается, то =0, тогда выражение (3) принимает вид:



(5)

Если скважина вертикальная и компоновка не вращается, то =0 и =0

Тогда выражение (3) примет вид

(6)

1.3 Определения расстояния между контактными элементами

Расстояние между контактными элементами определяется по формуле



(7)

где P_n – осевая сжимающая сила

n – индекс, обозначающий порядковый номер участка компоновки, считая от долота к которому относится данная величина.

Осевая сжимающая сила P_n по формуле

(8)

где – расстояние между долотом и контактным элементом, а также между контактными элементами.

Формулы (7) и (8) позволяют определить расстояние между контактными элементами независимо от их места расположения в компановке.

Зависимость от и рекомендации по её применению приведены в приложении 1

Если скважина вертикальная, то тогда выражение (7) принимает вид





(9)

Если компоновка не вращается, то тогда выражение (7) принимает вид



(10)

Если скважина вертикальная и компоновка не вращается, то

Тогда выражение (7) примет вид (11)

1.4 Ограничение искривления скважины

Ограничить искривление скважины, обусловленное геологическими условиями, можно увеличением жесткости Е_n и J_n и веса единицы длины q_н УБТ или других устройств, применяемых для комплектации комплексной КНБК, а также изменением расстояния между долотом и контактным элементам L_1н и между контактными элементами L_{n н}

Возможность комплексной КНБК по ограничению искривления ствола скважины характеризуется коэффициентом стабилизации К, величина которого задаётся исходя из допустимой интенсивности искривления ствола скважины.

Расстояние между долотом и контактным элементом L_1н и между контактными элементами L_nн в зависимости от изменения жесткости Е_n J_n , веса единицы длины q_н и заданного коэффициента стабилизации К определяется по формуле

; (12)

Если жесткость и вес единицы длины не меняются, то

E_nJ_n = EJ и q_H = q

Тогда выражение (12) принимает вид

; (13)

Принцип выбора коэффициента стабилизации К приведен в Приложении 2

1.5 Условия проходимости обсадной колонны

Проходимость обсадной колонны до проектной глубины без дополнительной подготовки ствола скважины обеспечивается, если в комплексной компоновке нижней части бурильной колонны установлено не менее двух контактных элементов, радиус которых в течении всего времени бурения под данную обсадную колонну больше номинального радиуса долота R_д , т.е. постоянно соблюдается условие соответствующие неравенству

R_K > R_Д

При этом диаметр УБТ или других устройств может быть минимально допустимый для долота данного размера, но параметры комплексной КНБК должны определяться с учётом параметров обсадных труб, намечаемых для спуска в данную скважину, согласно выражению

; (15)

где L_y – длина УБТ или других устройств между долотом и контактным элементом, а также между контактными элементами.

E_yJ_y – жесткость УБТ или других устройств, применяемых в комплексной компоновке.

L_T – минимальная длина обсадной трубы, намечаемой для спуска в данную скважину (согласно ГОСТа).

E_TJ_T – максимальная жёсткость обсадных труб, намечаемых для спуска в данную скважину.

С – коэффициент зазора, для практических расчётов следует принимать С=1.

1.6 Определение прихватобезопасности контактных элементов

Конструктивные особенности контактных элементов, применяемых для комплектации комплексной КНБК, обеспечивают их прихватоопасность.

С целью предотвращения расклинивания контактного элемента в стволе скважины, его параметры должны соответствовать неравенству

; (16)

где D – номинальный диаметр долота

R_K – радиус контактного элемента

R_у – радиус присоединительных участков контактного элемента или радиус применяемых устройств (принимается большая величина)

_k – центральный угол, ограничивающий рабочую поверхность контактного элемента

Выражение (16) позволяет определить поперечное сечение контактного элемента, предотвращающее его заклинивание в стволе скважины.

2. Контактные элементы и их конструктивные особенности.

2.1. Стабилизатор.

Стабилизатор состоит из корпуса 2 монолитной (рис. 1а) или сварной (рис. 1в) конструкции у которого часть периметра ограниченная центральным углом _k, выполнена радиусом R_k (рис. 1б, г) большим, чем радиус применяемого с ним долота R_д. Остальная часть периметра корпуса 3 имеет цилиндрическую часть, выполненную переменным радиусом, величина которого изменяется от R_y до R_k (рис. 1б) или выполненную радиусом R_y (рис. 1г), равным радиусом присоединительных участков стабилизатора.

Корпус стабилизатора имеет присоединительные резьбовые участки 1,4 для установки в компановку нижней части бурильной колонны.

Рабочая поверхность стабилизатора, ограниченная центральным углом _k, может армироваться любым способом (закаливанием, наплавкой твердым сплавом, запрессовкой износостойких вставок и другими способами).

Условные обозначения стабилизатора C – D – d. Где

С – начальная буква названия устройства

D – диаметр долота для которого предназначено устройство

d – диаметр присоединительных участков стабилизатора

Стабилизатор защищен а.с 964098