WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

13. ВЫБОР И РАСЧЕТ ОТКЛОНЯЮЩИХ КОМПОНОВОК ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и

требуемой интен сивности его искривления [7, 17].

Отклоняющие компоновки с кривым переводником и турбинным отклонителем рекомендуется использовать при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значи тельного увеличения диаметра ствола. При этом следует учитывать особенности таких компоновок. Отклоняющие компоновки с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации, а компо новки с турбинными отклонителями благодаря меньшей длине нижне го от отклонителя участка и возможности применения в секционном исполнении позволяют повысить интенсивность искривления ствола и показатели работы долот.

Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над ним, а также компоновки с отклонителем Р-1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола.

Компоновки с накладкой на корпусе забойного двигателя и кривым переводником над ним, а также компоновки с эксцентричным ниппе лем применяют в тех случаях, когда требуется малая интенсивность искривления ствола (не более 1° на 10 м проходки).

В наклонно направленных скважинах с зенитным углом более 5°, искривленным в проектном азимуте, дальнейшее малоинтенсивное его увеличение проводят безориентируемыми компоновками с центрато рами.

Таким образом, в обобщенном виде при бурении добывающих скважин на нефтяных и газовых месторождениях России используются следующие типы отклонителей в составе:

1) долото диаметром 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ- (А9ГТШ, Т12РТ-240), искривленный переводник, утяжеленная бу рильная труба (УБТ) диаметром 178 или 203 мм;

2) долото диаметром 215,9 мм, винтовой забойный двигатель Д3 172 или Д5-172, искривленный переводник, УБТ диаметром 178 мм;

3) долото диаметром 295,3 мм, турбинный отклонитель ТО2-240;

4) долото диаметром 215,9 мм, турбинный отклонитель ТО2-195;

5) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель-отклонитель ШО1-195, одна или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм;

6) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного дви гателя (Д3-172, Д5-172), искривленный переводник, рабочая пара дви гателя;

7) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного дви гателя (Д2-195), искривленный переводник, рабочая пара двигателя;

8) долото диаметром 190,5 мм, турбинный отклонитель ТО-172;

9) долото диаметром 215,9 мм, шарнирный забойный двигатель отклонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.

Отклонители могут включать наддолотный калибратор.

Длина УБТ, размещенной над искривленным переводником, со ставляет от 6 до 12 м. Над отклонителем расположены бурильные тру бы из диамагнитного сплава Д16Т диаметрами 129 и 147 мм или теле метрическая система. В некоторых случаях отклонитель снабжается дополнительной опорой в виде искривленного переводника или цен тратора [18, 21].

Основные габаритные размеры и энергетические параметры тур бинных отклонителей типо ТО и шпинделя-отклонителя ШО1- представлены в табл. 13.1.

По длине направляющей секции, т.е. части отклонителя от долота до искривленного переводника, все отклонители можно разделить на две группы. К отклонителям с упругой направляющей секцией отно сятся все отклонители, у которых искривленный переводник располо жен над забойным двигателем или секцией турбобура. У отклонителей с жесткой направляющей секцией искривленный переводник установ лен непосредственно над шпинделем.

Наибольший объем бурения с использованием отклонителей первой группы производится долотами диаметрами 295,3 и 393,7 мм. На нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири при бурении под кондуктор или под промежуточную колонну применяются откло нители, включающие долото диаметром 295,3 мм, одну секцию турбо бура 3ТСШ-240 (Т12МЗБ-240), искривленный переводник, УБТ диа метром 178 мм и длиной 12 м [18]. Отклонители аналогичной конст рукции используются во многих других нефтегазодобывающих рай онах России.

Т а б л и ц а 13. Размеры и энергетические параметры отклонителей типа ТО и ШО1- Тип отклонителя Параметры ТО-172 ТО2-195 ТО2-240 ШО1- Внешний диаметр, мм 172 195 240 Длина, м 10,7 10,1 10,2 4, Масса, кг 1500 1848 2593 Длина направляющей сек- 2,00 2,02 2,35 2, ции, м Частота вращения вала, мин– 670 660 660 – Вращающий момент при 650 810 2040 – максимальной мощности, Нм Расход жидкости, м3/с 0,025 0,030 0,050 – Перепад давления при мак- 3,8 3,3 4,1 – симальной мощности, МПа Выполнен в виде шпинделя и используется в сочетании с турбобуром диаметром мм.

На основании опыта бурения наклонных скважин в районах Запад ной Сибири установлена [18] зависимость интенсивности роста зенит ного угла от его величины:

i = k – b2, (13.1) где i – интенсивность увеличения зенитного угла скважины, градус/ м;

– зенитный угол скважины, градус;

k, b – эмпирические коэффи циенты.

Диапазон изменения коэффициента k составляет 1,00–1,56, а коэф фициент b = 0,0005. Из зависимости следует, что при углублении скважины интенсивность увеличения зенитного угла снижается. Так, при использовании трубобура Т12МЗБ-240 с установленным над ним искривленным переводником с углом перекоса 2,5°, интенсивность уве личения зенитного угла от 1,2° на 10 м проходки при начальном значе нии зенитного угла 5° снижается до 0,4° на 10 м проходки при увели чении зенитного угла до 40°, т.е. в 3 раза.

Основные габаритные размеры и энергетические параметры винто вых (объемных) забойных двигателей (ВЗД) и шарнирного отклоните ля ОШ-172 приведены в табл. 13.2.

Т а б л и ц а 13. Техническая характеристика отклонителей для бурения горизонтальных скважин по среднему радиусу Шифр отклонителя Параметры ДГ-95 ДГ-108 ДГ1-106 ДГ2-106 ДГ-155 ОШ- Наружный диаметр отклонителя, м 95 106 106 106 155 Длина секции, мм:

шпиндельной 530 650 660 1420 1420 двигательной 2110 2580 790 1500 2700 Максимальный угол изгиба ис- 4,0 3,5 3,5 3 3 3, кривленного переводника, градус Радиус кривизны скважины, м 30–50 50–80 20–30 20–40 50–80 50– Диаметр долота, мм 120,6–139,7 120,6–151,0 120,6–151,0 120,6–151,0 190,5–215,9 215, Расход промывочной жидкости, л/с 6–10 6–12 6–12 6–14 24–30 25– Частота вращения, мин–1 120–200 80–160 80–160 80–160 130–160 80– Вращающий момент, Нм 600–900 800–1300 500–550 1000–1200 3500–4000 1500– Перепад давления, МПа 4,5–6,0 3,5–5,5 3,0–5,5 6,5–7,5 6,5–7,5 3,5–4, Для рабочего режима.

13.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ ЖЕСТКИХ ОТКЛОНЯЮЩИХ КОМПОНОВОК Геометрические размеры отклоняющих компоновок рассчитывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. По следняя не должна превышать возможной интенсивности искривления ствола, которая может быть достигнута данной системой долото – за бойный двигатель.

При бурении турбинным отклонителем геометрические размеры компоновки по данному радиусу искривления ствола R могут быть определены по формуле, которая не учитывает деформацию плеч от клонителя:

L1 + L R =, (13.2) 2sin( - ) где L1 – длина нижнего плеча отклонителя (от торца долота до места искривления переводника отклонителя), м;

L2 – длина верхнего плеча отклонителя (от места искривления переводника отклонителя до верх него торца переводника с ножами), м;

– угол перекоса валов турбин ного отклонителя, градус;

– угол наклона нижнего плеча отклоните ля к оси скважины, градус.

Угол определяется по формуле D - d = arctg, (13.3) 2L где D, d – диаметры соответственно долота и отклонителя, м.

Радиус искривления R и интенсивность искривления ствола на 10 м проходки i10 связаны зависимостью i10 = 10180 R. (13.4) Тогда формула для определения геометрических параметров тур бинного отклонителя через величины интенсивности искривления ствола на 10 м проходки примет вид sin( - ) i10 = 20. (13.5) L1+ L Определение геометрических размеров турбинного отклонителя по заданному значению радиуса искривления R или интенсивности ис кривления ствола на 10 м проходки i10 может быть осуществлено по трем вариантам: по углу и длине L1 рассчитывают необходимую длину L2, по углу и длине L2 – необходимую длину L1, по длинам L1 и L2 – необходимый угол.

Рис. 13.1. Номограмма для определения параметров турбинного отклонителя:

Номер кривой на рисунке...................................... 1 2 D, мм................................................................................ 295,3 215,9 190, dт, мм............................................................................... 240 195 На рис. 13.1 представлена номограмма для определения параметров турбинного отклонителя.

При бурении отклоняющей компоновкой с кривым переводником над забойным двигателем ее геометрические размеры по заданному значению R или i10 могут быть определены по формуле без учета де формации системы:

Lт + Lу (13.6) R = 2sin( - + 1) или sin( - + 1) i10 = 20, (13.7) Lт + Lу где Lт – длина забойного двигателя с долотом, м;

Lу – длина установ ленных над кривым переводником УБТ, м;

1 – угол наклона УБТ к оси скважины, градус.

В данном случае углы и 1 определяют по формулам D - d = arctg ;

(13.8) 2Lт d - dу 1 = arctg, (13.9) 2Lу где dу – диаметр УБТ, м.

Геометрические размеры отклоняющих компоновок с кривым пе реводником по заданному R или i10 определяют по двум вариантам: по длине Lт и углу рассчитывают необходимую длину Lу;

по длинам Lт и Lу – необходимый угол. При этом предварительно устанавливают возможность достижения заданной интенсивности искривления ствола при данной длине Lт и диаметре долота D. Если требуемая интенсив ность искривления ствола не обеспечивается, то, решая как обратную задачу, по указанным формулам определяют необходимую длину Lт.

При искривлении ствола отклонителем Р-1 геометрические разме ры отклоняющей компоновки рассчитывают по формуле Lт + Lу R = (13.10) 2sin( - - д + 1) или sin( - - д + 1) i10 = 20, (13.11) Lт + L у где – угол перекоса нижней резьбы отклонителя, градус;

д – угловая деформация удлинителя, гралус;

1 – угол перекоса удлинителя, гра дус.

Угловая деформация удлинителя от действия изгибающего момен та М, равномерно распределенной нагрузки q0 sin и сжимающего усилия N определяется из выражения 4 f (13.12) д = arctg, (1- )Lу где ML2 5 q0L у у f1 = - sin;

(13.13) 16 EI 384 EI QтLт M = sin + РотLт;

(13.14) = NL2 EI ;

(13.15) у f1 – стрела прогиба удлинителя, м;

EI – жесткость на изгиб удлинителя, Нм2;

q0 – вес 1 м удлинителя в буровом растворе, Н/м;

– зенитный угол ствола, градус;

Qт – вес забойного двигателя с долотом, Н;

Рот – отклоняющая сила на долоте, Н.

При бурении искривленного ствола с использованием эксцентрич ного ниппеля или отклонителя с накладкой геометрические размеры компоновки рассчитывают по формуле Lт R = (13.16) 2sin( + ) или sin( + ) i10 = 20, (13.17) Lт где h d + 2h - D = arcsin ;

= arcsin ;

L2 2L h – высота накладки, м;

D, d – диаметры соответственно долота и турбо бура, м;

L1 – расстояние от торца долота до наибольшего сечения на кладки, м;

L2 – расстояние от накладки до верхнего переводника турбо бура, м.

Интенсивность искривления ствола указанными отклонителями на ходится в зависимости от толщины накладки h. Ее максимально до пустимое значение hmax ограничивается условием беспрепятственного прохождения компоновки по скважине:

Lт - L hmax = (2Dс - D - d), (13.18) 2Lт где Dс – диаметр скважины, м.

На рис. 13.2 представлена номограмма для определения высоты на кладки.

Рис. 13.2. Номограмма для определения высоты накладки При необходимости увеличения интенсивности искривления ствола толщину накладки можно увеличить по сравнению с вычисленной по формуле (13.18), но при этом необходимо предварительно расширить ствол скважины или перейти на бурение долотом меньшего диаметра.

Методика определения толщины эксцентричного ниппеля применима также для определения толщины центраторов (планок) безориентируемых компоновок с целью малоинтенсивного набора зенитного угла.

Эксцентричный ниппель, отклонитель с накладкой и безориенти руемая компоновка с центраторами для малоинтенсивного увеличения угла искривления ствола работают более стабильно при больших зе нитных углах ствола. При малых зенитных углах и в твердых породах фактическая интенсивность искривления ствола может быть меньше расчетной. Это объясняется тем, что отклоняющая сила на долоте, обусловленная действием нормальной составляющей веса части тур бобура выше эксцентричного ниппеля, накладки или центратора или веса установленных над турбобуром бурильных труб (до точки каса ния их с нижней стенкой ствола), сравнительно невелика. При этом верхнее плечо турбобура может не касаться нижней стенки ствола, что приведет к снижению не только отклоняющей силы на долоте, но и угла перекоса турбобура (долота).

Снижение отклоняющей силы на долоте уменьшает темп фрезеро вания стенки ствола, а уменьшение угла перекоса турбобура снижает неравномерное разрушение забоя вследствие наклона оси долота к оси скважины.

Расчет отклонителя (рис. 13.3) ведется следующим образом. Вы бирается максимальная длина каждой секции по жесткостным свойст вам:

L1 < 1,33k;

L2 < 2,83k, (13.19) где k = (D - d)EI / q;

(13.20) k, d, EI, q, D – масштаб длины (м), диаметр (м), жесткость (кНм2) и поперечная составляющая веса (кН/м) единицы длины секции с учетом Рис. 13.3. Схема к расчету отклонителя плотности промывочной жидкости и диаметр долота (м) соответствен но.

Затем проверяют вписываемость каждой секции отклонителя в ис кривленный по радиусу R ствол скважины:

L1 2,4 R(D - d), (13.21) L2 2,828 R(D - d).

Далее определяется угол перекоса искривленного переводника от клонителя (градус) L1 + L2 D - d (13.22) = arcsin + arctg.

2R 2L Пример 13.1. Рассчитать требуемый угол перекоса искривленного переводника от клонителя для следующих условий: диаметр долота D = 215,9 мм;

забойный двигатель Д5-172 диаметром d = 172 мм;

жесткость EI = 4000 кНм2;

q = 12 кН/м;

L1 = 2,5 м;

L2 = 3, м;

радиус кривизны ствола скважины R = 329 м при проектном профиле, имеющем вер тикальный участок и участок набора зенитного угла;

отношение плотности промывоч ной жидкости к плотности стали равно 0,14.

Р е ш е н и е. По формуле (13.20) находим (0,2159 - 0,172) k = = 2,03 м.

12(1 - 0,14) По формуле (13.19) определяем L1 < 1,332,03 = 2,7 м.

L2 < 2,832,03 = 5,7 м.

Секции забойного двигателя удовлетворяют требованиям к упругим свойствам от клонителя в соответствии с формулой (13.21) L1 2,4 (0,2159 - 0,172) 329 = 9,1 м.

L2 2,828 (0,2159 - 0,172) 329 = 10,7 м.

Секции забойного двигателя вписываются без деформации в ствол скважины с ра диусом кривизны 329 м. По формуле (13.22) 2,5 + 3,7 0,2159 - 0, = arcsin + arctg = 1,04°.

2 329 2 2, Для получения заданного радиуса кривизны ствола скважин необходим искривлен ный переводник с углом искривления 1,04°.

Рис. 13.4. Графический метод определения измерения азимута скважин Ориентирование отклоняющих систем в требуемом направле нии. Аналитическое определение угла установки отклонителя зенит ного угла и азимутального направления бурения довольно громоздко, проще они могут быть определены графическим путем (рис. 13.4). От некоторой точки О откладывают отрезок ОА, равный в принятом мас штабе численной величине зенитного угла в начале рейса долота 1. Из точки О, как из центра, проводят окружность с радиусом, равным в принятом масштабе численной величине угла 2. Из точки А под углом (изменение азимута ствола за рейс), на которой необходимо изме нить азимут скважины, проводят прямую линию до пересечения с ок ружностью в точках В и С. Тогда угол NOC будет характеризовать угол установки отклонителя у1, обеспечивающий заданное изменение азимута скважины при одновременном увеличении зенитного угла до 3, численно равного длине отрезка АС.

Угол NOB будет характеризовать угол установки отклонителя, обеспечивающий такое же изменение азимута ствола при одновре менном снижении зенитного угла до 3, численно равный длине отрез ка АВ.

Для упрощения и ускорения этих расчетов можно пользоваться прибором ПО (рис. 13.5), который легко можно изготовить в любой механической мастерской. Прибор состоит из линейки (рис. 13.5, б) с размерными шкалами зенитного угла в конце рейса 3, изменения ази мута и транспортира (рис. 13.5, а) со шкалами зенитного угла в начале рейса 1, угла установки отклонителя и угла 2, который может быть набран данной компоновкой за рейс.

На транспортире по горизонтальной шкале отсчитывают зенитный угол в начале рейса 1. В отверстие, соответствующее данному значе нию зенитного угла, вставляют штифт линейки. На круговой шкале транспортира фиксируют угол 2, который может быть набран данной компоновкой за предстоящий рейс. Поворотом линейки устанавливают угол, на который необходимо исправить азимут скважины. После этих операций на линейке отсчитывают зенитный угол ствола в конце рейса 3 на пересечении горизонтальной шкалы линейки и линии по луокружности, соответствующей углу 2, а углы, образованные между горизонтальной шкалой транспортировки и радиусом, проведенным из нулевой точки в месте указанного пересечения, будут углами установ ки отклонителя у.

Пример 13.2. Зенитный угол в начале рейса составляет 11°. Отклонитель обеспечи вает набор угла искривления с интенсивностью 2° на 10 м;

проходка на Рис. 13.5. Прибор ПО для определения угла ус тановки отклонителя и параметры искривления скважины долото за рейс составляет 30 м. Азимут искривления скважины необходимо изменить на 22°.

Р е ш е н и е. Угол установки отклонителя у = 65°, а угол в конце рейса 3 = 14,7°.

Если наклонную скважину бурят с изменением азимута ствола, то интенсивность искривления скважины определяется следующим образом. На транспортире (см. рис.

13.5, а) откладывают зенитный угол в начале рейса 1, а в отверстие, соответствующее данному зенитному углу, вставляют штифт линейки (см. рис. 13.5, б). На линейке откла дывают угол в конце рейса 3. Поворотом линейки устанавливают фактическое измене ние азимута скважины за рейс, а на транспортире на пересечении зенитного угла в конце рейса 3 с линией полуокружности находят интенсивность искривления ствола.

Пример 13.3. Зенитный угол в начале рейса 14°, в конце рейса 18°, изменение ази мута 20°, проходка за рейс 30 м.

Р е ш е н и е. Интенсивность искривления ствола 5,7 : 3 = 1,9° на 10 м проходки.

Типовые схемы ориентирования отклонителей с помощью телемет рической аппаратуры СТЭ и СТТ представлены на рис. 13.6. Из рисун ка видно, что расчет угла установки отклонителя возможен в двух ва риантах суммирования углов смещения нулевых отметок отклоните ля и глубинного измерительного устройства УГИ.

При необходимости ориентирования отклонителя в вертикальной скважине угол установки определяется следующим образом. Рассчиты вают сумму углов смещения нулевых отметок и заданного проектного азимута скважины пр:

1 = + пр. (13.23) Затем после спуска системы на забой снимают показание по прибо рам "азимут" и "отклонитель" и суммируют их:

Рис. 13.6. Определение угла установки отклонителя:

I – при > 360°;

II – при < 360°;

1 – метка "О" УГИ;

2 – заданное направление;

3 – метка отклонителя;

4 – апсидальная плоскость 2 = аз + от. (13.24) Угол довинчивания определяют как разность суммарных углов:

= 1 – 2.

(13.25) Если разность углов окажется отрицательной, то = 360 – (1 – 2).

(13.26) После того, как колонна бурильных труб будет довинчена на угол, стрелки приборов "отклонитель" и "азимут" должны быть установ лены на делениях, сумма которых равна 1, и отличается от нее на 360°. Если из-за угла закручивания колонны суммы углов не совпадут, то необходимо расхаживанием и вращением колонны добиться этого равенства.

Пример 13.4. Исходные данные: пр = 250°, = 30°.

Р е ш е н и е. Находим сумму углов = пр + = 250 + 30 = 280°. После спуска ин струмента в скважину показания приборов "азимут" и "отклонитель": аз = 165° – ази мут;

от = 60° – отклонитель.

= аз + от = 165 + 60 = 225°.

Разность суммарных углов – = 280 – 225 = 55°. Угол довинчивания колонны 1 по часовой стрелке = 55°. После довинчивания показания стрелок приборов "азимут" и "отклонитель" должны составлять 280° или 640°.

Пример 13.5. Исходные данные: пр = 45°, = 120°.

Р е ш е н и е. Находим = 45 + 120 = 165°.

После спуска инструмента показания приборов:

аз = 150°, от = 60°;

= 150 + 60 = 210°.

Разность сумм составит – = 165 – 210 = –45°.

1 Так как сумма отрицательная, то вводим 360°:

= 360 – 45 = 315°.

Для довинчивания отклонителя необходимо колонну повернуть по часовой стрелке на 315°. После довинчивания сумма угла на приборах должна соответствовать 165° или 525°.

В случае необходимости ориентирования отклоняющей компонов ки в стволе наклонной скважины операции проводятся в следующем порядке. Первоначально по заданному проектом углу положения от клонителя зад и углу смещения находят сумму = зад +.

Поворотом инструмента, спускаемого в скважину, по шкале прибо ра "отклонитель" устанавливают полученное значение. Бурильную колонну необходимо всегда поворачивать по ходу часовой стрелки.

Для снятия упругих деформаций в результате закручивания бурильной колонны под действием сил сопротивления ее необходимо несколько раз приподнять и опустить, контролируя по прибору "отклонитель" угол установки отклоняющей компоновки. При необходимости колон ну поворачивают до полного совмещения показаний прибора с углом установки отклонителя.

Пример............................. 13.6 13. зад...................................... 300.......................................... 105.......................................... 405.......................................... 45 Примечание. Значения,,, – в градусах.

Оценка точности положения забоя в пространстве. Ошибка по ложения точки, обусловленная погрешностью измерения зенитного угла, m1 = 0,01lcos, (13.27) где l – длина интервала, для конечной точки которого подсчитывается указанная погрешность, м;

– средний зенитный угол на интервале, градус.

Погрешность положения точки, обусловленная неточностью из мерения азимута ствола, m2 = 2lsinsin(m/2), (13.28) где m – погрешность измерения азимута ствола (табл. 13.3).

Суммарная погрешность положения точки ствола, вызываемая из менениями, определяется выражением m =m12+m2-2m1m2cos, (13.29) где – угол, зависящий от погрешности измерения азимута, прини маемый по табл. 13.3.

Суммарная погрешность положения забоя скважины, вызываемая погрешностью измерений, находится по формуле Ми = ±. (13.30) mи Погрешность графического построения положения точки mгр зави Т а б л и ц а 13. Погрешность измере Зенитный угол ния азимута m, гра- Угол, градус 2cos ствола, градус дус 0– 1 ±68 55 1, 1–2 ±40 70 0, 2– 5 ±20 80 0, 5 ± 4 88 0, сит от масштаба построения плана и профиля скважины.

Масштаб................. 1:200 1:400 1:500 1: mгр............................0,14 0,28 0,35 0, При определении положения забоя погрешность графического по строения зависит также от числа интервалов построения n:

Мгр = ±mгр n. (13.31) Общая погрешность измерения определяется по формуле 2 М = ± М + М. (13.32) и гр Для определения погрешности положения забоя весь ствол разбу ривают на интервалы и для каждого из них по приведенным формулам находят погрешности, которые затем суммируют и вычисляют общую погрешность, обусловленную измерениями и графическими построе ниями.

Для ускорения определения среднеквадратичной погрешности оп ределения планового положения забоя скважины рекомендуется поль зоваться номограммами, приведенными на рис. 13.7 и 13.8, которые отражают зависимости изменения численной величины погрешности планового положения забоя от интервала замера и средних углов от клонения ствола скважины от вертикали.

По глубине скважины на соответствующей номограмме исходя из значений угла и интервала замера l определяют Ми. Если в верхней части скважины замеры производили, например, через 20 м, а в ниж ней – через 10 м, то погрешность находится интерполированием меж ду кривыми, соответствующими l = 10 м и l = = 20 м.

Рис. 13.7. Зависимость изменения численной величины погрешности измерения от глубины скважины L и интервала l:

а – L = 1002000 м;

б – L = 20003000 м;

в – L = 30004000;

г – L = 40005000 м;

1 – l = м;

2 – l = 20 м;

3 – l = 10 м;

4 – l = 5 м Рис. 13.8. Номограмма для опреде ления среднеквадратичной погреш ности:

а – по круговой номограмме Мгр = = 0,7;

б – по геофизическому транс портиру Мгр = 0,4;

масштабы построе ния: 1, 2 – 1:1000;

3, 5 – 1:500;

4, 6 – 1:400;

7, 8 – 1:200;

9, 10 – 1: Пример 13.8. Исходные данные: L = 1800 м, = 13°;

до 600 м снизу измерения про водили через 10 м, а в остальных 1200 м – через 20 м.

Р е ш е н и е. По номограмме (рис. 13.7) находим = 13°, проектируем его на кри вые l = 10 м и l = 20 м. На одной трети расстояния от l = 20 м отмечаем точку, которую сносим на ось ординат, и l = 20 м и получаем Ми = 3,2. Среднеквадратическая погреш ность графических построений определяется по номограмме, представленной на рис.

13.8. На горизонтальной оси графика показано число интервалов построения n, опреде ляемое в зависимости от глубины скважины L и длины интервалов построения. Ось ординат характеризует среднеквадратическую погрешность построения планового по ложения забоя и другой точки скважины. Масштабы построения плана указаны на соот ветствующих кривых.

Пример 13.9. Глубина забоя скважины 1750 м, инклинометрические измерения про ведены через 10 м, зенитный угол ствола изменяется от 2° до 16°, азимут скважины колеблется от 190° до 150° и затем от 158° до 205°, смещение забоя 294 м.

Р е ш е н и е. По номограмме (см. рис. 13.7) по значению = 8° и длине интервала инклинометрических измерений l = 10 м находим погрешности измерений Ми = ±1,95 м.

Среднеквадратическую ошибку графических построений находим по номограмме (см.

рис. 13.8), применяя способ построения инклинограммы при помощи геодезического транспортира и масштабной линейки. Число интервалов построения рассчитываем по формуле n = L/ln, (13.33) где ln – длина интервала построения.

Масштаб построения принимаем 1:400. По номограмме (см. рис. 13.8) проектируем значение n = 88 на кривую, соответствующую масштабу и способу построения. Находим значение Мгр = ±1,95 м.

Среднеквадратическая погрешность определения планового положения забоя 2 Мпл = ± 1,95 + 1,51 = ±2,5 м.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.