Технико-технологические решения по обеспечению проектной траектории наклонно направленных скважин

• Автор: Трохов, Владислав Валерьевич
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2015
• Место защиты: Ухта
• Количество страниц: 145 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 АНАЛИЗ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ ПРОВОДКИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН, В ТОМ ЧИСЛЕ УЧАСТКА СТАБИЛИЗАЦИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ-ОТКЛОНИТЕЛЕЙ
1.1 Аналитический обзор исследований по выявлению причин несоблюдения проектной траектории

1.1.1 Влияние геологических факторов на искривление скважин

1.1.2 Влияние перемежаемости пород различной твердости

1.1.3 Влияние направления напластования горных пород

1.1.4 Технико-технологические факторы, влияющие на искривление скважин

1.2 Анализ промысловых данных по проводке наклонно направленных

скважин месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

1.2.1 Анализ влияния анизотропных горных пород на работу компоновки низа бурильной колонны на Салюкинском месторождении
1.2.2 Анализ опыта работы винтовых забойных двигателей-отклонителей с радиальным люфтом на Харьягинском месторождении
1.2.3 Анализ влияния осевой нагрузки на работу винтовых забойных двигателей-отклонителей с радиальным люфтом на Харьягинском месторождении
1.2.4 Анализ влияния смещения долота от оси скважины и люфта вала шпинделя на радиус и интенсивность искривления скважины
2 МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ НЕЙРОСЕТЕВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ФАКТОРНОГО АНАЛИЗА ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОЕКТНОЙ ТРАЕКТОРИИ СКВАЖИНЫ
2.1 Основные принципы многофакторного анализа в математической
статистике
2.2 Факторный анализ при использовании нейросетевых технологий
2.2.1 Принципы организации и характеристики нейросетей
2.2.2 Базовая модель искусственного нейрона
2.2.3 Применение нейронных сетей для задач факторного анализа и прогнозирования
2.2.4 Применение нейросетевых технологий при строительстве скважин
2.2.5 Выводы и рекомендации

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОЕКТНОЙ ТРАЕКТОРИИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН НА УЧАСТКЕ СТАБИЛИЗАЦИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ НЕЙРОСЕТИ
3.1 Разработка технологии применения нейросети к задаче по выполнению проектной траектории
3.2 Выбор и обоснование входных и выходных параметров нейросети
3.3 Сбор и подготовка промысловой информации и создание информационной базы для обучения и работы нейросети
3.4 Обучение и тестирование нейросети
3.5 Использование «обученной» нейросети для прогноза
3.6 Технико-технологические рекомендации, полученные с применением нейросети
4 ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ КОМПОНОВОК НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТРАЕКТОРИИ
4.1 Математическая модель расчёта параметров компоновки нижней части бурильной колонны
4.2 Исследование влияния параметров компоновки низа бурильной колонны на величину радиуса искривления скважины
4.2.1 Зависимость радиуса искривления от отношения диаметра двигателя к диаметру долота
4.2.2 Зависимость радиуса искривления от величины зенитного угла для разных отношений длины нижней секции к длине верхней секции
4.2.3 Зависимость радиуса кривизны от расстояния до верхнего опорно-центрирующего устройства для различных двигателей
4.2.4 Зависимость радиуса искривления от отношения длины нижней секции к длине верхней секции двигателя-отклонителя
4.2.5 Зависимость радиуса искривления от угла перекоса осей между силовой и шпиндельной секцией двигателя-отклонителя
4.3 Выводы и рекомендации ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А Промысловая база данных (на примере скважины Юрьяхинского месторождения)

110 110

ВВЕДЕНИЕ
Опыт проводки наклонно направленных скважин показывает, что фактические траектории не вполне соответствуют проектному профилю.
На отклонение ствола скважины от проекта влияет целый ряд геологических, технических и технологических факторов. Степень влияния этих факторов на выполнение проектной траектории остается недостаточно изученной, тем не менее, оценка их значимости позволяет прогнозировать те технико-технологические условия, которые обеспечат проводку фактического ствола скважины в заданном коридоре отклонения от проектной траектории.
Прямолинейно наклонный участок (стабилизации зенитного угла или горизонтальный) является одним из самых протяженных и ответственных при проводке проектной траектории. Его бурение выполняется сочетанием двух способов. Часть участка бурится направленно двигателем-отклонителем (слайдинг), часть вращением двигателя-отклонителя ротором с небольшой скоростью - 30-40 оборотов в минуту. Технология сочетания слайдинга и вращения компоновки ротором применяется сравнительно недавно, поэтому исследования в этом направлении представляют научный и практический интерес.
Решение задачи выполнения проектной траектории невозможно без поиска оптимальных размеров элементов компоновки нижней части бурильной колонны. Разработка требований к упругим свойствам и линейным размерам отдельных секций КНБК является важным этапом ее проектирования, определяющим функциональные возможности КНБК.
Из выше сказанного следует, что разработка технико-технологических рекомендаций и оптимизация параметров компоновки нижней части бурильной колонны по выполнению проектной траектории является актуальной задачей, решение которой позволит повысить технико-экономические показатели бурения наклонно направленных скважин.
Цель работы
Разработать технико-технологические решения по обеспечению проектной траектории наклонно направленных скважин за счет оптимизации технологии проводки участка стабилизации и параметров компоновок нижней части бурильной колонны.

При длине КНБК превышающей длину /_2 угол 0 будет отрицательным, что существенно ухудшит условия работы КНБК, так как на КНБК со стороны бурильной колонны будет действовать изгибающий момент от продольной составляющей веса бурильной колонны, причем направление этого изгибающего момента будет совпадать с изгибающим моментом от веса самой КНБК.
Указанное обстоятельство приведет к резкому увеличению прогиба КНБК до опоры секции на стенку скважины. Такая КНБК уже не будет выполнять свое функциональное назначение.
Таким образом, длину КНБК, равную Ц, при которой угол 0 имеет максимальное значение, можно считать предельной длиной упругой секции КНБК (рисунок 1.10).
Длина Ц определяется после дифференцирования уравнения (1.11) по параметру £. и решения полученного уравнения.
Полученная длина Ц секции КНБК определяет границу существования упругого закрепления бурильной колонны, поэтому эта длина КНБК является максимальной длиной жесткой КНБК.
При длине КНБК, превышающей длину Ц жесткой секции, угол 0 будет уменьшаться с увеличением длины КНБК, что не соответствует установленному характеру взаимодействия КНБК с бурильной колонной при упругом закреплении. Так как при уменьшении упругих свойств КНБК за счет увеличения ее длины приводит в этом случае не к увеличению угла 0, как при упругом закреплении, а к его уменьшению. Таким образом, на основании проведенного анализа упругого взаимодействия секции КНБК с бурильной колонной можно разделить КНБК на жесткие, длина секций которых соответствует соотношению (рисунок 1.11):0(ЦЬ].
Упругие КНБК, у которых длина секций находится в пределах: Д(Т < 12.
Гибкие КНБК с длиной секций больше длины упругой секции: Т)Т2.
Для определения численного значения предельной длины (1_2) упругой секции КНБК надо выразить момент М через параметры участка бурильной колонны, расположенной над КНБК при условии ее защемления.
Максимальная длина жесткой секции КНБК может быть рассчитана по формуле (1.14):
Значение изгибающего момента определяется из условия упругого взаимодействия КНБК с бурильной колонной.
(1.14)