Проектирование параметров дополнительных стволов при многоствольном бурении

При проектировании дополнительного ствола необходимо учитывать, что ствол состоит из двух участков: криволинейного и прямолинейного. Основные затраты времени и средств связаны, прежде всего, с бурением первого участка, поскольку в данном случае затраты складываются из затрат, собственно, на бурение интервала и затрат на работы по набору угла кривизны, величина которого должна обеспечить подсечение рудной залежи в заданной точке с заданным углом встречи, который должен быть не менее 30⁰.

Второй участок ствола скважины – прямая касательная к концу криволинейного интервала дополнительного ствола.

Если предполагать, что одним из условий бурения дополнительного ствола является условие минимизации затрат, то очевидно следует определять основные параметры дополнительного ствола:

- точку забуривания;

- суммарную длину дополнительного ствола, в том числе и

криволинейного интервала;

- кривизну криволинейного интервала с учетом применяемых

технических средств, в том числе и технических средств

направленного бурения, а также с учетом геологических условий

геологоразведочных работ и с позиций экономической

целесообразности.

Расчеты параметров дополнительного ствола производятся в соответствии со схемой на рисунке 5.4.

Общая длина дополнительного ствола определяется по формуле:

, (5.35)

где ψ – величина отклонения дополнительного ствола от основного ствола, градус; i – интенсивность искривления криволинейного участка дополнительного ствола, градус/м; d - расстояние между заданными точками подсечения рудного тела, м; φ_п – угол падения рудного тела в плоскости геологического разреза, градус; θ_о – зенитный угол основного ствола в месте забуривания дополнительного ствола, градус.

Расстояние между точками подсечения рудного тела определяется из выражения:

, (5.36)

где а, в – параметры разведочной сети, м.

Рисунок 5.4 Схема для расчета параметров дополнительного ствола

Взаиморасположение рудного тела, основного и дополнительного ствола многозабойной скважины связываются выражением:

,(5.37)

где - кажущийся угол падения рудного тела в плоскости дополнительного ствола, град.; θ₁ – зенитный угол основного ствола на участке забуривания дополнительного ствола, град; θ₁¹ – кажущийся зенитный угол основного ствола на участке забуривания дополнительного ствола, измеренный в плоскости последнего, град.

Рациональную величину отклонения дополнительного ствола от основного ψ определим по табл. 5.9 с помощью вычисления вспомогательной величины f₁:

, (5.38)

где К – коэффициент удорожания стоимости бурения одного метра дополнительного ствола; С – средняя стоимость одного метра буренияствола в предполагаемом интервале, тенге; С₁ – стоимость одной станко-смены,тенге; С₂ – стоимость технических средств направленного бурения и материалов, расходуемых собственно на одну постановку,тенге; δ - величина полного угла искривления, производимого за одну постановку отклонителя, градус: t_от – затраты времени на одну постановку отклонителя, станко-смена.

Среднюю стоимость одного метра бурения ствола скважины ориентировочно можно определить из зависимости:

, (5.39)

где П – средняя производительность за смену, м/смену.

, (5.40)

где Т_с – продолжительность станко-смены, час; К_то – коэффициент, учитывающий затраты времени на техническое обслуживание бурового оборудования (5 7% баланса рабочего времени); V_б – механическая скорость бурения, м/час; Т_спо- время на СПО, кратных рейсу, ч; Т_пн – время на перекрепление шпинделя и наращивание бурильной колонны, кратные одному рейсу, ч; Т_вс – время на вспомогательные работы, связанные со спецификой применяемой технологии направленного бурения, кратное одному рейсу, ч; l_р – углубка за рейс, м.

При расчете П следует использовать имеющиеся данные о механической скорости бурения и углубке за рейс при том или ином способе бурения, затратах времени на СПО и другие вспомогательные операции, которые связаны с глубиной скважины и применяемым буровым инструментом.

Стоимость технических средств направленного бурения и материалов, расходуемых на одну постановку, можно определить по стоимости амортизации технических средств, требуемых для проведения искусственного искривления, и стоимости материалов, например, для создания искусственного забоя.

Стоимость амортизации технических средств определяется по формуле:

(5.41)

где Ц₀, Ц_к, Ц_р, Ц_и, Ц_з – соответственно стоимость отклонителя, снаряда для проработки интервала искривления, ориентатора и породоразрущающего инструмента для реализации искусственного искривления, тенге; t_o, t_к, t_р, t_и – соответственно время работы вышеупомянутых технических средств и инструмента за цикл искривления, ч; R_o, R_к, R_р, R_и, R_з – соответственно ресурс вышеуказанных технических средств и инструментов, ч.

Затраты времени на искривление отклонителями непрерывного действия (ОНД) можно определить из соотношения:

. (5.42)

Например, если за один цикл работы отклонителя непрерывного действия нужно набрать угол искривления ствола 3⁰ с интенсивностью 1 град/м и со скоростью бурения 1 м/час, в то время работы отклонителя непрерывного действия составит 3ч.

Затраты времени на проработку интервала искривления, ориентирование, спуск-подъем инструмента следует определять, учитывая глубину скважины и применяемое оборудование.

Величину интенсивности искривления криволинейного участка дополнительного ствола следует принимать с учетом допустимых значений интенсивности по условию безаварийной работы бурильной колонны.

Приведенные значения допустимой интенсивности искривления в 1,5-2 раза меньше тех, которые реализуются отклонителем, поскольку определяются после проработки интервала искусственного искривления.

Рассчитанное значение f₁ позволяет по таблице 5.9 определить значение угла ψ.

Для определения глубины забуривания дополнительного ствола рассчитывается проекция дополнительного ствола на ось основного ствола (L_дпр):

. (5.43)

После определения L_дпр определяется глубина забуривания дополнительного ствола:

, (5.44)

где L_осн – длина основного ствола, м.

Таблица 5.9

Рациональная величина отклонения дополнительного ствола от основного ψ с учетом вспомогательного угла f₁

Пример. Определить глубину забуривания и параметры дополнительного ствола скважины при следующих условиях: зенитный угол скважины θ = 15⁰, угол падения рудного тела 60⁰, глубина скважины 700м, параметры разведочной сети: а=50м, в=50м.

По формуле (5.36) определяем . По формуле (5.37) рассчитываем

Далее рассчитываем коэффициент f₁:

Для определения коэффициента f₁ принимаем стоимость станко-смены С₁=150000 тенге. Коэффициент К принимаем равным 1,5. Производительность за смену рассчитываем по формуле (5.40), принимая, продолжительность смены 8 часов, V_б=5м/ч, длина рейсовой проходки 6м, время на СПО 3ч, на вспомогательные операции 0,5ч, наращивание колонны 0,5ч.

Таким образом, стоимость 1м бурения составляет 150000/10=15000тенге.

Основную стоимость технических средств направленного бурения определим по формуле (5.41), принимая интенсивность искривления 0,5град/м, а угол набора кривизны отклонителя за одну постановку 3⁰, что при скорости бурения отклонителя 1м/ч, потребует 3 часа бурения с набором кривизны, а общие затраты времени на искусственное искривление составят 5 ч. При выполнении работ по искривлению и проработке кривизны будет использован ресурс одного долота, а амортизация технических средств составит:

Коэффициент будет равен (формула 5.38)

Из таблицы 5.9 определяем, что при =34,67 ψ =42⁰.

Длина дополнительного ствола определится по формуле (5.37):

Проекция дополнительного ствола на ось основного ствола определяется по формуле (5.43)

Глубина забуривания дополнительного ствола определяется по формуле (5.44)

Таблица 5.10

Варианты исходных данных для выполнения практической работы 5.6

Продолжение таблицы 5.10

Контрольные вопросы к работе 5.6

1. Какие параметры дополнительного ствола при многоствольном бурении подлежат определению?

2. Какое уравнение связывает взаиморасположение рудного тела, основного и дополнительного ствола?

3. От каких величин зависит производительность направленного бурения?

4. Из каких величин складывается стоимость амортизации технических средств при направленном бурении?

5. Какие параметры влияют на расчет длины дополнительного ствола при направленном бурении?

Глоссарий

Отклонитель - техническое средство, предназначенное для управляемого изменения направления и кривизны ствола скважины.

Ориентатор – прибор или механизм для ориентирования отклонителей.

Технологические снаряды – буровые компоновки или наборы, предназначенные для реализации отдельных операций цикла искусственного искривления скважины: подготовка забоя скважины для постановки отклонителя, устранение резкого перегиба ствола скважины (снаряды – фрезеры, снаряды плавного искривления) и др.

Стационарный клин – отклонитель с отклоняющим узлом в виде ложка клина, отбурочным набором и распорным механизмом, который закрепляется в скважине стационарно, используется только для одного искривления и из скважины после искривления не извлекается.

Извлекаемый (съемный) клин – отклонитель с отклоняющим узлом в виде ложка клина с определенным углом скоса (1-3) и отбурочным набором, который используется для искривления многократно и осуществляющий искривление на ограниченном (0,4-0,7м) интервале углубки ствола скважины или пилот – скважины.

Отклонитель непрерывного действия (ОНД) – отклонитель, реализующий набор кривизны на определенном интервале углубки скважины, величина которого может ограничиваться только ресурсом породоразрушающего инструмента. Диаметр искривленного ствола, как правило, равен диаметру ствола, из которого произведено искривление.

Ложок клина – направляющий элемент отбурочного набора стационарного или съемного клина в виде скошенного или загнутого в направление искривления желоба.

Пилот – скважина – новое направление скважины, отбуриваемое отбурочным набором от ложка клина. Диаметр пилот-скважины, как правило, на один, два размера меньше основного ствола.

Распорный механизм (распорное устройство) – конструктивный узел отклонителя, предназначенный для его фиксации в стволе скважины, чтобы не допустить вращения отклонителя под действием крутящего момента…

Временная пробка–забой – перекрытие ствола скважины, предназначенное для установки на него клинового отклонителя с целью забуривания дополнительного ствола или создания искусственного забоя.

Искусственный забой – создания из цементных смесей или синтетических смол пробка – забой (искусственный мост), предназначенная для перекрытия ствола скважины и забуривания дополнительного ствола съемным клиновым отклонителем или отклонителем непрерывного действия.

Кавернометрия ствола – непрерывное на определенном интервале измерение диаметра ствола скважины с помощью специального механизма – кавернометра.

Клин для повторного перебуривания рудных тел – съемный клин, устанавливаемый в скважине на любом интервале на временную опору в виде колонны бурильных или обсадных труб.

Кривой переводник – переводник с угловым перекосом резьб на концах, предназначенный для искривления скважины турбобурами или забойным двигателем (иногда между турбобуром и его шпинделем) и обеспечивает появление отклоняющей силы и перекоса долота на забое. Вместо кривого переводника может использоваться изогнутая труба – короткая жесткая изогнутая труба, а также УБТ с несоосно выполненными резьбами на концах.

Винтовой забойный двигатель (ВЗД) - гидродвигатель в основе которого герроторная пара «статор-ротор». Ротор – стальной спиралевидный вал, статор – литой корпус, внутри выполненный из каучукоподобного материала со спиралевидным каналом. При этом, если ротор выполнен в виде многозаходного винта с числом витков М, то статор имеет многозаходную внутреннюю полость с числом витков полости статора М+1. Ротор установлен внутри статора с некоторым смешением продольной оси от продольной оси статора. При прокачивании промывочной жидкости через полости между статором и ротором, последний получает импульс вращения. ВЗД характерезуется высоким значением крутящего момента и умеренной частотой вращения.

ОНД механического закрепления в скважине – отклонители, закрепление которых в скважине осуществляется под действием осевого усилия и механической энергии деформируемых элементов конструкции отлконителя – пружин, пластин и др.

Инклинометр (лат. Inclinare – наклонять + …метр) – геофизический прибор для определения азимута и угла наклона оси скважины.

Гироскоп (с греч. – обнаруживающий вращение) – датчик навигационных приборов – гирокомпасов, использующихся в том числе в инклинометрах, позволяющий определять направление по странам света подобно магнитной стрелке. Прибор создан в середине 19 века Л. Фуко (Франция).