Профіль спрямованої свердловини повинен забезпечити:
висока якість свердловини як об'єкта подальшої екс- Плуа-тації;
буріння і кріплення свердловини із застосуванням існуючих технологій і технічних засобів;
мінімальні витрати на будівництво свердловини;
можливість застосування методів одночасної експлуатації декількох горизонтів при розробці многопластових родовищ нафти;
безаварійне буріння і кріплення;
мінімальні навантаження на бурове устаткування при спуско-підйомних операціях;
надійну роботу внутріскважінного експлуатаційного обладнання;
вільне проходження по стовбуру свердловини приладів і пристроїв.
При кущовий бурінні профіль спрямованої свердловини повинен забезпечити задану сітку разбуривания нафтогазового родовища і економічно раціональне число свердловин в кущі при дотриманні вимог до надійності експлуатації свердловин.
Проектування профілю свердловини полягає у виборі типу і виду профілю, а також у визначенні необхідного для розрахунку геометрії профілю комплексу параметрів, що включає:
проектні значення глибини і відхилення стовбура свердловини від вертикалі;
довжину вертикального ділянки;
значення граничних радіусів кривизни і кутів нахилу стовбура свердловини в інтервалі установки і роботи внутріскважінного експлуатаційного обладнання, а також на проектної глибині.
Проектування профілю свердловини та проектування інших технологічних заходів, що забезпечують його реалізацію, слід розглядати в комплексі.
Іншими словами, вибір того чи іншого профілю свердловини обумовлює в значній мірі вибір способу буріння, типу доло-
та, гідравлічної програми буріння, параметрів режиму буріння, і навпаки.
На вибір типу профілю свердловини впливає оснащеність бурових підприємств спеціальними пристроями для похило спрямованого буріння і технологічної оснастки низу бурильної колони, а також засобами контролю за параметрами стовбура свердловини і проводкою інтервалів орієнтованого буріння.
Проектний профіль стовбура свердловини може включати наступні ділянки (зверху вниз):
початкового викривлення стовбура свердловини;
малоинтенсивного збільшення і зменшення зенітного кута стовбура свердловини.
Для визначення проекцій кожної ділянки профілю на вертикальну і горизонтальну осі необхідно знати радіус кривизни ділянки профілю, значення зенітних кутів по його кінцях, довжину і кут нахилу тангенціального ділянки, якщо він є.
Профілі похило спрямованих свердловин наведено на рис. 3.1, а формули для визначення проекцій ділянок профілю - в табл. 3.1.
Розрахунок параметрів проектного профілю похило спрямованої свердловини здійснюється за допомогою програми "Проектний профіль", розробленої під ВНІІБТ.
Довжина вертикальної свердловини збігається з глибиною, вимірюваної по вертикалі від її гирла. У похилому бурінні були введені поняття глибина свердловини по вертикалі і глибина свердловини по стовбуру.
З метою виключення неоднозначного тлумачення терміна глибина свердловини будемо вимірювати її тільки по вертикалі.
Програмою "Проектний профіль" передбачено розрахунок параметрів дванадцяти видів профілю.
Для виконання розрахунків за програмою необхідні наступні параметри профілю похило спрямованої свердловини:
проектна глибина свердловини, тобто глибина розташування покрівлі або заданої точки продуктивного пласта, в яку потрібно вивести ствол свердловини;
кінцева глибина свердловини;
зміщення стовбура свердловини на проектній глибині;
довжина вертикального ділянки;
радіус кривизни ділянки початкового викривлення свердловини від-клонітелем;
інтервал установки внутріскважінного обладнання для видобутку нафти і максимальне значення зенітного кута в цьому інтервалі;
максимальну величину зенітного кута на проектної глибині.
Необхідно також знати технологічні можливості використовуваних викривляється КНБК.
Зазначених даних досить для визначення кривизни і зенітних кутів по кінцях кожної ділянки профілю.
В результаті розрахунку може бути отримана така кривизна ділянок профілю свердловини, яка не може бути реалізована наявними в розпорядженні бурового підприємства КНБК.
Крім того, отримані параметри свердловини можуть не задовольняти поставленим умовам по зенітному куті в інтервалі установки насосного обладнання та на проектній глибині. В цьому випадку необхідно повторити розрахунок з новими вихідними даними.
З метою уникнення повторних розрахунків передбачена прогін по зенітному куті в кінці ділянки початкового викривлення в деякому заданому інтервалі. При цьому з заданим кроком будуть розраховані всі варіанти проектного профілю свердловини для встановленого діапазону зміни зенітного кута в кінці ділянки початкового викривлення.
У табл. 3.2 значення довжини кондуктора, проміжної і експлуатаційної колон рівні відповідно 504, 1433 і 2796 м.
Розрахунок параметрів проектного профілю свердловини з ділянкою природного викривлення ведеться за програмою для S-подібного профілю. Програмою передбачено розрахунок двох видів S-образного профілю.
Перший вид профілю включає наступні ділянки:
початкового викривлення отклонітеля;
природного викривлення (див. рис. 3.1, 7).
Другий вид профілю включає ділянку малоинтенсивного збільшення зенітного кута, розташований безпосередньо за ділянкою початкового викривлення (див. Рис. 3.1, 6 і 8).
Приклад 3.2. Нижче наведено вихідні дані для розрахунку першого з перерахованих видів профілю похило спрямованої свердловини з ділянкою природного викривлення.
Проектна глибина, м.
Зсув на проектної глибині, м. 720
Кінцева глибина, м.
Довжина вертикальної ділянки, м. 100
Глибина природного викривлення, м. 1400
Радіус кривизни 2-ї дільниці, м. 573
Тут глибина природного викривлення, рівна 1400 м, являє собою глибину початку ділянки природного викривлення стовбура свердловини.
Після досягнення глибини 1400 м стабілізуюча КНБК замінюється на КНБК для проводки ділянки природного викривлення. Така КНБК зазвичай включає долото, забійний двигун без центратору, УБТ, а при роторному способі буріння - долото та секції УБТ.
Геометрія ділянки природного викривлення залежить від конструкції КНБК, типу використовуваного долота, режиму буріння і фізико-механічних властивостей разбуріваемих гірських порід.
Закономірність природного викривлення для кожної конкретної КНБК, площі або родовища нафти і газу може бути встановлена в результаті статистичної обробки промислової інформації.
Програма забезпечена банком даних, в який можна внести і зберігати інформацію про закономірності природного викривлення стовбура свердловини при бурінні конкретної КНБК. Така інформація заноситься у вигляді ряду значень зенітних кутів через рівні інтервали по довжині свердловини. У разі необхідності занесена в банк даних інформація може коригуватися.
У табл. 3.3 представлені результати розрахунку профілю похилій свердловини з ділянкою природного викривлення, який планується бурити КНБК в складі: долото 111215,9 МЗГВ, турбобур ЗТСШ-195 і 10 м УБТ діаметром 178 мм.
Алгоритм програми передбачає розрахунок профілю свердловини з ділянкою природного викривлення без тангенціального ділянки. Профіль такого виду виходить в тому випадку, коли зсув стовбура свердловини на проектній глибині невелика або радіус кривизни ділянки початкового викривлення отклонітеля дуже великий і цю ділянку перетинається з ділянкою природного викривлення.
Профіль горизонтальної свердловини [7, 17] складається з направляючої частини по горизонталі. Напрямна частина профілю горизонтальної свердловини може включати вертикальний ділянку, ділянку початкового викривлення, тангенціальний ділянку і ділянку збільшення зенітного кута або складатися тільки з вертикального ділянки і ділянки збільшення зенітного кута.
Горизонтальний ділянку може бути виконаний у вигляді висхідній або низхідній дуги окружності, тобто бути увігнутим або опуклим, а також прямолінійним або хвилеподібним. Горизонтальний ділянку в залежності від кута падіння продуктивного пласта може бути розташований під будь-яким заданим кутом до вертикалі, в тому числі і під кутом 90 °.
Напрямна частина профілю горизонтальної свердловини і її горизонтальну ділянку можуть розраховуватися окремо. Однак вони
повинні бути пов'язані один з одним.
Призначення направляючої частини профілю горизонтальної свердловини полягає у виведенні стовбура під певним кутом в точку продуктивного пласта із заданими координатами. Тому при розрахунку цієї частини профілю горизонтальної свердловини крім проектної глибини і відхилення стовбура свердловини від вертикалі необхідно ставити значення зенітно го кута на проектної глибині. Крім того, як правило, задається радіус кривизни ділянки збільшення зенітного кута свердловини.
При подальшому викладі прийняті наступні умовні позначення (рис. 3.2):
Н - проектна глибина направляючої частини профілю свердловини (глибина початку горизонтальної ділянки);
А - проектне зміщення профілю свердловини на проектній глибині;
а - зенітний кут на проектної глибині (кут входу стовбура свердловини в продуктивний пласт);
Нв - довжина вертикальної ділянки;
L - довжина тангенціального ділянки напрямної частини профілю;
Нт - глибина в кінці горизонтальної ділянки;
Ат - зміщення свердловини в кінці горизонтальної ділянки;
Від- зенітний кут в кінці горизонтальної ділянки;
LT - довжина горизонтальної ділянки;
Sn - протяжність горизонтальної ділянки;
Yi - кут охоплення першого інтервалу хвилеподібного горизонтальної ділянки;
Т - граничне зміщення горизонтальної ділянки в поперечному напрямку;
Т \, Т2 - граничне зміщення двухінтервального горизонтальної ділянки в поперечному напрямку вгору і вниз відповідно;
а, - зенітний кут в кінці г-го ділянки профілю;
RT - радіус кривизни горизонтальної ділянки.
радіус кривизни першого і другого інтервалів хвилеподібного горизонтальної ділянки відповідно.
Методика розрахунку направляючої частини профілю горизонтальної свердловини заснована на рішенні системи рівнянь проекцій ділянок профілю на вертикальну і горизонтальну осі. При цьому розрахунок профілю горизонтальної свердловини зводиться до визначення довжини вертикального ділянки і радіуса кривизни одного з ділянок або довжини тангенціального ділянки, якщо він є, при заданих інших параметрах профілю (див. Рис. 3.2).
Вертикальну та горизонтальну проекцію, а також довжину кожної ділянки профілю можна розрахувати з використанням відомих формул, наведених в табл. 3.1.
Методика розрахунку профілю горизонтальної ділянки свердловини враховує перш за все мета будівництва горизонтальної свердловини, яка полягає в поздовжньому розтині продуктивній частині нефтегазосодержащего пласта. Тому геометрія горизонтальної ділянки повинна відповідати формі тієї частини пласта, де передбачається розташувати горизонтальну ділянку.
Іншими словами, горизонтальний ділянка повинна розташовуватися уздовж продуктивній частині пласта і не виходити за межі його нафто-газосодержащей частини.
Таким чином, основні параметри, що визначають геометрію горизонтальної ділянки, такі:
a - зенітний кут на початку горизонтальної ділянки або спрямовуючий кут;
5П - протяжність горизонтальної ділянки по пласту, тобто довжина проекції горизонтальної ділянки на дотичну до початку горизонтальної ділянки;
Т \, Тг - граничні відхилення горизонтальної ділянки в поперечному напрямку.
Прямолінійний горизонтальну ділянку (рис. 3.3, а):
Знаючи зенітні кути по кінцях кожного інтервалу хвилеподібного горизонтальної ділянки, а також радіус кривизни, можна за формулою (3.17) розрахувати його довжину.
Розрахунок параметрів проектного профілю горизонтальної свердловини здійснюється за допомогою програми "Горизонт", розробленої під ВНІІБТ.
Програмою передбачено розрахунок п'яти видів профілю горизонтальної свердловини. Горизонтальний ділянку може бути виконаний у вигляді висхідній або низхідній дуги окружності, прямолінійним або хвилеподібним.
Проектною глибиною горизонтальної свердловини є глибина нижньої точки направляючої частини профілю (рис. 3.4).
Приклад 3.3. Нижче наведено вихідні дані, необхідні для розрахунку направляючої частини профілю горизонтальної свердловини виду 3 (див. Рис. 3.2).
Проектна глибина, м.
Зсув профілю на проектної глибині, м. 550
Кут на проектної глибині, градус. 90
Радіус кривизни 2-ї дільниці, м. 573
Інтервал зміни початкового кута, градус. 30
Радіус кривизни 4-го ділянки, м. 60
Горизонтальний ділянку перетинає продуктивний пласт в поздовжньому напрямку і його геометрія повинна відповідати формі і структурі пласта.
Положення горизонтальної ділянки в пласті визначається глибиною і зенітним кутом його початкової точки. Тому на відміну від похило спрямованої свердловини при
В результаті розрахунку визначається радіус кривизни кінцевого інтервалу горизонтальної ділянки, а також зенітні кути по його кінцях.
Глибина і число контрольних точок залежать від конструкції свердловини, а також кількості реперних пластів, до яких необхідно визначити довжину свердловини від її гирла.
У прикладі глибина спуску кондуктора - 200 м, проміжна колона спускається після проводки тангенціального ділянки. Покрівля продуктивного пласта розташована на глибині 1985 м-кодів.
Результати розрахунку профілю горизонтальної свердловини видаються у вигляді табл. 3.4.
Радіуси кривизни інтервалів горизонтальної ділянки А-В = 60,00 м; По-Д = 239,17 м.