Погрешность измерения азимута дана для зенитных углов, превышающих 3°

1. Погрешность измерения азимута дана для зенитных углов, превышающих 3°.

2. Инклинометры ИН1-721 и «Зенит-40У» обеспечивают непрерывную регистрацию углов.

Ферромагнитный ИММ-32-125/70 и гироскопический инклинометры ИГИ-42-120/70

В ГП «Момент» (С.-Петербург) разработана более современная и совершенная конструкция кабельного ферромагнитного инклинометра диаметром 32 мм с поверхностным прибором типа ПЭВМ, а также совместно с ВИТРом принципиально новая конструкция малогабаритного гироскопического инклинометра диаметром 42 мм для ферромагнитных сред со сферическим гироскопом-акселерометром с электромагнитным подвесом ротора [5].

Конструктивно чувствительный элемент ЧЭ представляет собой ротор, размещенный в сферической полости, создаваемой торцами окружающих ротор полюсов восьми электромагнитов (рис. 11) [5].

Рис. 11. Конструкция чувствительного элемента в форме шарового гироскопа-акселерометра с электромагнитным подвесом ротора гироинклинометра ИГИ-42-120/70.

1 – датчик момента; 2, 5 – статор подвеса; 3 – ротор; 4 – статор двигателя; 6 – корпус; 7 – датчик угла

Магнитопроводы электромагнитов объединены в два кольцевых ферритовых статора 2, 5. Аксиально отверстию ротора с обеих сторон размещены два идентичных четырехзубцовых  электромагнитных статора 1, 7, выполняющих функции датчика момента, прилагаемого к ротору, и датчика угла.

В экваториальной плоскости ротора расположен статор двигателя 4, обеспечивающий вращение ротора на принципе асинхронной электромашины. Эти узлы расположены в цилиндрической вакуумплотной камере 6, необходимое разрежение в которой обеспечивается магниторазрядным газопоглотителем. Подводка питания и связь гироскопа с наземным прибором – ПЭВМ осуществляется через гермовводы, расположенные в торцевых крышках чувствительного элемента. Технические характеристики указанных ферромагнитного ИММ-32-125/70 и гироскопического инклинометров ИГИ-42-120/70 даны в табл. 8.

Зарубежные автономные инклинометры

В зарубежной практике автономные инклинометры применяются наиболее широко и представлены разнообразными вариантами конструкций. В зависимости от применяемых чувствительных элементов ЧЭ – датчиков измерения углов они разделяются на три группы: индикаторы зенитных углов, инклинометры с магнитными ЧЭ и с гироскопическими ЧЭ, а изготавливаются, как правило, с большим числом датчиков в комплекте с подразделением их на узкие поддиапазоны измерения зенитных углов ЗУ, нередко в 2 – 6° и 10 – 20°.

По методу регистрации показаний они разделяются на приборы [5]:

· с механической регистрацией путем перфорации бумажного или фольгированного диска (одна точка ЗУ), на электрохимической бумаге,

· фото- и кинорегистрация, иногда магнитный носитель.

Наиболее совершенные из них, например фирмы «Фридрих Лейтерт», обеспечивают измерение зенитного угла в диапазонах 0 – 10°, 0 – 20° и 17 – 130° с погрешностью его измерения соответственно ± 0,1°, ± 0,25°, ± 0,5° и азимута, равной ± 1°, иногда менее.

Технические характеристики некоторых зарубежных автономных инклинометров приведены в табл. 9 [5].

Таблица 9

Техническая характеристика некоторых зарубежных автономных инклинометров

Фирма (страна)	Название прибора	Измеряемый параметр	Тип датчика азимута	Метод регистрации	Диапазон измерения ЗУ, градус	Наружный диаметр, мм
«Истмэн уипсток» (США)	«Дрифт индикатор»	ЗУ	-	П	0,3 – 0,6 – 12, 0 – 30	41, 35, 32
	«Сингл шот», R и Е	ЗУ, А	М	Ф	0 – 10,20; 15 – 90, 15 – 120	45, 35
	«Магнетик малтирл шот»	ЗУ, А	М	К	0 – 5, 0 – 10, 0 – 17,0 – 90	45, 35
	«Гироскоп-инкмалтипл шот»	ЗУ, А	Г	К	0 – 12, 0 – 24, 0 – 34,0 – 70	76, 51
«Фридрих Лейтерт» (Германия)	НСТ	ЗУ, А	м	п	0 – 12, 9 – 21, 18 – 30	42
	НПЕ, НПР	ЗУ, А	м	Ф, К	0 – 10, 0 – 20, 17 – 130	45
	НГЕ, НГР	ЗУ, А	г	Ф, К	0 – 12, 0 – 20, 0 – 34,0 – 90	76, 51
«Кастер» (США)	«Сингл шот» «Малтишот»	ЗУ, А ЗУ, А	М М Г	Ф К К	0 – 3,0 – 20,0 – 80, 0 – 20,0 – 70,0 – 80, 0 -10,0 – 30	32 45 89, 76, 54
	«Магнетик сингл шот» А и В	ЗУ, А	М	Ф, К	0 – 2,0 – 6,0 – 20, 0 – 120	32 – 89
	«Шуруэл»	ЗУ, А	Г	К	0 – 6,0 – 20,0 -70, 0 – 90	45, 76
	«Сингл шот» S – S	ЗУ, А	Г	Ф		45
«Тотко» (США)	«Дабл рекордер»	ЗУ, А	М	П	0 – 3,0 – 8,0 – 16, 0 – 90	48, 41
					0 – 24,0 – 90	33
	«Дирекшнл дабл...»	ЗУ, А	М	П	0 – 12,9 – 21, 18 – 30	41
«Лиао Нинг дай-монд фактору...» (Китай)	XJL XDC XJD XLD-45	ЗУ, А ЗУ, А ЗУ ЗУ, А	М М - М	в в в в	0 – 50 0 – 6 0 – 90 0 – 90	33,5; 42 42 42 45

Примечание: ЗУ – зенитный угол; А – азимут; М – магнитный датчик; Г – гироскопический датчик; П – перфорация; В – визуальный отсчет; Ф – фоторегистрация; К – кинорегистрация. Широкий выбор датчиков обеспечивает большое удобство, более высокую точность измерений углов в узких диапазонах, значительную оперативность измерений и сохранность измерений по скважине на бумажных или фотоносителях для контроля.

4. Выбор средств и описание технологии борьбы с естественным искривлением

Жесткие компоновки

 

Одинарные жесткие компоновки

В практике работ для снижения интенсивности искривления зачастую используют удлиненные колонковые трубы с утолщенной стенкой.

Практически, очень часто для снижения интенсивности искривления используются трубы, снабженные различного рода центраторами.

Компоновки, (рис. 12) включают в состав наружной трубы колонкового набора алмазные расширители, что позволяет им эффективно работать в перемежающихся по твердости породах. Между нижним и средним блоками расширителей-центраторов введена профилированная, обычно, семигранная труба. Использование компоновок в породах VIII – IX категорий, частично X категории, позволяет снижать интенсивность искривления скважин в 2 – 8 раз.

Двойные жесткие компоновки

Двойные жесткие компоновки применяются в основном при бескерновом бурении, что объясняется особенностями их конструкции.

По данным Мельничука И. П. наименьшая интенсивность естественного искривления была обеспечена компоновкой следующей конструкции (рис. 13). Толстостенная труба 3, выполненная из ниппельной заготовки диаметром 57 мм с толщиной стенки 6,0 мм, с помощью ленточной резьбы соединяется с переходником 5 диаметром 73 мм, который имеет также внутреннюю резьбу для соединения с шарошечным долотом. Внутренняя труба 3 помещается в наружную трубу-кожух, выполненную из ниппельной заготовки диаметром 73 мм с толщиной стенки 6,5 мм. В этом случае радиальный зазор 4 между наружной и внутренней трубами составляет 1,5 мм. Этого достаточно для прохождения внутренней трубы в наружную даже при некоторой их эллиптичности. Зазор между трубами заполняется графитовой смазкой, смазкой КАВС или солидолом.

Переходники 1, 5 армируются твердосплавными вставками 6, выступающими над телом переходника на 0,5 – 1,0 мм, служащими для калибровки ствола скважины и предохранения переходника от износа.

Рис. 12. Жесткая компоновка Рис.13. Двойная труба-стабилизатор ПГО «Востокгазгеология»

При данной конструкции низа бурильной колонны крутящий момент и осевая нагрузка на долото передаются только через внутреннюю трубу. Наружная же труба-кожух не подвергается ни осевым нагрузкам, ни скручивающим усилиям, выполняя роль центратора низа колонны и стабилизатора направления ствола скважины, а также играя роль гасителя поперечных вибраций снаряда, что положительно сказывается на ресурсе долота.

Использование двойных труб-стабилизаторов позволяет снижать интенсивность естественного искривления в 3 – 4 раза.

Двойные напряженные компоновки

Типовая конструкция компоновки приведена на рис. 14. Перед бурением при сборке колонкового набора производится предварительное напряжение наружной трубы за счет энергии сжатой внутренней трубы. Внутренняя труба воспринимает очень большую осевую нагрузку сжатия, а так как она установлена во внешнюю трубу без зазора, не сгибается и не теряет устойчивости, то критическая нагрузка для нее будет определяться только усилием смятия материала труб. Практически, компоновки напрягаются при осевом усилии 40 – 50 кН.

Предварительно напряженные компоновки позволяют снизить интенсивность искривления в 2 – 3 раза при бурении в самых неблагоприятных, с позиций естественного искривления, условиях.

Рис.14. Двойная напряженная Рис.15. Двойная жесткая шарнирная компоновка компоновка

Двойная жесткая шарнирная компоновка

В Томском политехническом институте разработана принципиально новая конструкция компоновки, предназначенной для предупреждения искривления скважин.

Снаряд (рис. 15) имеет удлиненный центратор, состоящий из верхнего 13 и нижнего 12 расширителей-переходников, соединенных отрезком трубы 1. В нижнем расширителе-переходнике находится эксцентричная втулка 10 с фиксатором поворота 4. Для предотвращения утечки промывочной жидкости в нижнем расширителе-переходнике установлен резиновый патрубок 3, закрепленный с помощью втулки 2 и гайки 11. Расширитель-переходник 12 через трубу 9 жестко связан с корпусом двухплечевого шарнира 8. Верхнее плечо шарнира входит во внутреннее отверстие эксцентрично расположенной втулки, а нижнее плечо соединено через переходник 5 с колонковой трубой 6. К ни жней части колонковой трубы присоединен породоразрушающий инструмент 7, имеющий усиленное боковое армирование.

Благодаря наличию эксцентричной втулки можно получить в призабойной зоне фрезерующее усилие до 10 кН, действующее перпендикулярно стенке скважины в направлении, противоположном естественному искривлению. Это позволяет снижать интенсивность естественного искривления в 2 – 4 раза.

Жесткие компоновки с эксцентричной массой

При использовании компоновок с эксцентричной массой необходимо учитывать несколько подходов к теории работы снарядов этой группы.

Впервые дебалансный снаряд был разработан в Томском политехническом университете (ДС-1-ТПИ).

При вращении дебалансного снаряда вокруг некоторой оси (рис. 16) центробежная сила имеет либо разное направление с гравитационной силой (рис. 16, а), либо одинаковое с ней направление (рис. 16, б). Таким образом, суммарные дезориентирующие силы, действующие на висячую и на лежачую стенку скважины, не равны между собой, причем вторая из них больше. Поскольку скважины по большей части выполаживаются, то применение дебалансного снаряда приводит к уменьшению интенсивности этого процесса и к стабилизации скважины.

Механизм работы компоновок со смещенным центром тяжести предполагает регулирование центробежной силы или ее полное устранение независимого от частоты вращения и обеспечение вида движения, уменьшающего искривление скважин.

Рис. 16. Схема работы Рис. 17. Характер вращения компоновки

дебалансного снаряда: (по Страбыкину И.Н., Нескромных В.В.):

а – дебаланс у висячей стенки а-симметричная компоновка;

скважины; б – дебаланс у б-эксцентричная компоновка.

лежачей стенки скважины.

Жесткие компоновки с переменным моментом инерции поперечного сечения

В КазИМСе были разработаны и исследованы компоновки для алмазного бурения, имеющие различные значения осевого момента инерции относительно главных осей (рис. 18).

Рис. 18. Поперечные сечения компоновок с переменным моментом инерции сечения по различным осям:

а – цилиндрическая компоновка с двумя параллельными плоскими поверхностями;

б – овальная компоновка.

Использование на ряде месторождений колонковых наборов с овальным поперечным сечением показало возможность снижения интенсивности искривления в 1,5 – 2 раза по сравнению со стандартными наборами из круглых колонковых труб.

Коронки неправильной формы

Базированные коронки

Базированные коронки (рис. 19) предназначены для снижения интенсивности искривления скважины.

Коронка состоит из корпуса 1 к которому присоединена металло-керамическая матрица 2, содержащая естественные или искусственные объемные 3 и подрезные 7,8 алмазы. Наружная часть торца матрицы наклонена под углом γ к поперечной оси. В наклонной части торца матрицы выбран паз 4 (на рис. 15 горизонтальная проекция паза показана пунктиром). В боковую поверхность матрицы вмонтированы базовые направляющие 5,6. Базовые направляющие разнесены на угол β. Наружная поверхность матрицы коронки, заключенной между сторонами угла β, подрезными алмазами не армирована.

Рис. 19. Схема базированной коронки

При появлении некоторой посторонней поперечной силы, вызванной известными геолого-техническими причинами, величина и направление равнодействующей всех поперечных сил меняется, но не выходит за пределы сектора, ограниченного базовыми направляющими, что исключает возможность прижатия матрицы ее вооруженной частью к стенке скважины и резко снижает интенсивность увода скважины от первоначального направления.

Базированная коронка защищена авторским свидетельством (автор Кривошеев В.В.).

Коронки с эллиптическим торцом

Одним из перспективных направлений создания технических средств для снижения интенсивности естественного искривления скважин является разработка новых типов ПРИ.

Снижение необходимых осевых нагрузок на коронку без уменьшения удельных осевых нагрузок может достигаться путем разработки оригинальных конструкций матрицы (схема размещения и крупность алмазов, состав матрицы) или путем сокращения площади торца коронки.

Рис. 20. Схема работы коронки с эллиптическим торцом

Особенностью коронки, предлагаемой для снижения интенсивности искривления, является наличие эллипсной кольцевой формы рабочей части (рис. 20), причем большая ось эллипса по наружному контуру равна диаметру формируемого ствола скважины, а малая ось по внутреннему – диаметру керна. Эллипсная форма торцевой части позволяет создать коронки со сколько угодной малой площадью торца без изменения конструкции колонкового набора, поскольку при этом формируются ствол скважины и керн, имеющие стандартный диаметр.

Коронки с незамкнутым торцом матрицы

В Иркутском политехническом институте разработана теория снижения интенсивности искривления с использованием алмазных коронок с незамкнутым концом матрицы (рис. 21).

Рис.21. Схема алмазной коронки с незамкнутым концом.

Идея использования подобной коронки заключается в следующем. Несовпадение центра тяжести торца матрицы с точкой приложения осевого усилия приводит к появлению изгибающего момента, постоянно действующего по линии АВ независимо от вида движения коронки и стремящегося ориентировать след плоскости изгиба колонкового набора по этой линии.

5. Выбор средств и описание технологии развития искривления

Гибкие компоновки

Шарнирные компоновки позволяют регулировать интенсивность естественного искривления скважин в изотропных породах. Для выполаживания скважин используются одношарнирные компоновки (рис. 24) характеризующиеся тем, что диаметр колонковой трубы на один стандарт меньше диаметра ПРИ, имеющего утолщенную матрицу (12А3, 13И3). В качестве ПРИ при бурении скважин шарнирными компоновками могут использоваться алмазные и шарошечные долота.

За счет веса бурильных труб шарнир прижимается к лежачей стенке скважины, и между осями компоновки и скважины появляется угол перекоса, ориентированный на выполаживание. Различаются две конструкции одношарнирных компоновок – с опорой на коронку и промежуточной опорой.

Двухшарнирные компоновки (рис. 25) применяются для уменьшения зенитного угла скважины. Однако снижение зенитного угла (Δθ) не должно превышать величины, определяемой из выражения (19)

, (19)

где D – диаметр скважины; d – диаметр БТ; l – длина колонковой трубы; l_к – длина коромысла; L – длина интервала искривления; f – угол перекоса коромысла (f = 5 – 7 град).

При несоблюдении этого условия может начаться выполаживание скважины (рис. 26) за счет перемещения верхнего шарнира от лежачей к висячей стенку скважины.

При исследовании работы шарнирных компоновок выяснилось, что компоновка вращается не только вокруг своей оси, но и вокруг оси скважины, накатываясь на стенку. Таким образом, при правом вращении снаряда имеет место левая прецессия снаряда (рис. 27).

Интенсивность искривления скважин компоновками в ряде случаев достигает 1 – 1,5 град/м, в среднем же находится на уровне 0,2 – 0,3 град/м.

Основным элементом шарнирных компоновок является буровой шарнир, обеспечивающий передачу крутящего момента и осевой нагрузки от одного к другому несооснорасположенному элементу бурильной колонны.

Рис.24. Одношарнирная компоновка. Рис.25.Двухшарнирная компоновка

Рис.26.Выполаживание скважин Рис.27.Обратная прецессия

двухшарнирной компоновкой. бурового снаряда

Шарнир ШБЗ-6 (рис. 28) состоит из корпуса 1, оси 2 и четырех специальных пальцев 3, которые входят в соответствующие гнезда оси и окна корпуса. Пята 5, прижимаемая пружиной 6 к сферической поверхности оси, предназначена для уменьшения утечек промывочной жидкости. Пальцы от выпадания удерживаются втулкой 4. С колонной БТ шарнир соединяется переходником 7. Диаметр шарниров от 44 до 73 мм.

Рис.28. Шарнир ШБЗ-6:

1-корпус; 2-ось; 3-палец; 4-втулка; 5-пята; 6-пружина; 7-перехожник.

Коронки правильной формы

Конусные коронки специальной геометрии

Коронки специальной геометрии, предложенные Боярко Ю.Л., предназначены для пространственного искривления скважин в анизотропных породах. Ориентация снаряда при их применении не требуется, однако предварительно необходимо определить величину и направление вектора анизотропии пород. В процессе искривления производится отбор керна, что является главным преимуществом коронок данного типа.

Если рабочую поверхность коронки сделать конусной так, чтобы рабочие поверхности режущих элементов образовали конус (внутренний или наружный), тогда при пересечении анизотропных горных пород под острым углом к оси снаряда будет происходить неравномерное разрушение пород забоя (рис. 29).

Рис.29. Схема искусственного искривления скважин коронками специальной геометрии

Балансированные коронки

Для управления искривлением скважин в ТПИ разработаны балансированные коронки (авторы Кривошеев В.В., Нейштетер И.А., Сулакшин С.С., Дельва В.А.).

Характер искривления и направление искривления зависят от соотношения сил, формирующихся на боковых поверхностях матрицы коронки, являющихся результатом разложения некоторой дезориентирующей силы N, которая, в свою очередь, является продуктом действия геолого-технических факторов, отклоняющих скважину от первоначального направления. Соотношение сил зависит от количества подрезных алмазов на боковых поверхностях матрицы, поэтому появляется возможность управления искривлением, увеличивая или уменьшая соотношение подрезных алмазов на боковых поверхностях коронок, и обеспечивая тем самым левое или правое отклонение скважины от первоначального направления естественного искривления. Немаловажное значение здесь играет и фрезерующая способность подрезных алмазов. Определенно, в частности, что наиболее эффективно фрезеруют стенку скважины острые алмазы изометричной формы. Таким образом, эффект искривления скважины в нужном направлении может быть усилен за счет установки на соответствующих поверхностях алмазов различной формы (дробленых или овализованных).

6. Выбор технических средств и описание технологии искусственного искривления скважины

Исходя из фактической геологической выбираем следующие средства для искусственного искривления скважины при её внепроектном отклонении от заданной трассы:

· отклоняющий снаряд типа СО-73/46 конструкции ВИТР;

· ориентатор “Курс”;

· расширитель ступенчатый типа РС-59/76;

· фрезер разбурник;

· шарнирная компоновка – ШК-73.

Отклонитель СО-73/46 (конструкции ВИТР)

Схема отклоняющего снаряда СО-73/46 показана на рисунке 24.

Цельно металлический клин 1, соединён с корпусом отклонителя 3, срезающимися заклёпками 2, и шпонкой-ограничителем обеспечивающей клину, после срезания заклёпок свободное перемещение вдоль оси на длину шпоночного паза.

Отбурочный снаряд, отличающийся по диаметру на 2 стандартных размера от диаметра корпуса клина, состоит из стандартной алмазной или твердосплавной коронки 11 (в моём случае алмазная коронка типа ВИЗ) и короткой колонковой трубы 10. Через втулку 4, муфту 9 и гайку 8 колонковая труба соединяется с бурильной трубой 7. Муфта 9 крепиться в корпусе отклонителя срезающимися винтами 5.

Рис. 30. Отклонитель СО-73/46 (конструкции ВИТР)

Отклонитель перед постановкой на забой предварительно ориентируют. После этого под действием осевого усилия, создаваемого гидравлической системой подачи бурового станка, срезаются заклёпки 2. Корпус 3 смещается вниз и расклинивается между жёлобом клина и стенкой скважины. Увеличивая осевую нагрузку, срезают винт 5. При этом освобождается муфта 9. Ударом конусной гайки 8 по втулке 6 достигают полного расклинивания снаряда в скважине. В дальнейшем при вращении колонны бурильных труб чайка 8 отвинчивается от муфты 9.

После этого приступают к бурению пилот скважины малого диаметра освобождённым отборочным снарядом. После бурения пилот скважины (0,8 – 1,2 м) отбурочный снаряд вместе с корпусом отклонителя извлекают из скважины на бурильных трубах.

Техническая характеристика СО-73/46.

·  диаметр, мм:

корпуса снаряда 73;

алмазной коронки 46;

·   угол наклона корпуса клина, град 3;

·  длина желоба клина, мм 765;

·  радиус желоба клина, мм 28,5;

·  диаметр снаряда в сборе 6170;

·  масса, кг 50;

·  присоединительная резьба к колонне бурильных труб – внутренняя замковая диаметром 42 мм.

·  Величина искривления скважины за цикл составляет 1,0 – 1,5 град.

Ориетатор “Курс”

Принцип действуя скважинного датчика основан на преобразовании углового перемещения щетки, неподвижно установленной в корпусе ориетатора, в омическом сопротивлении реостата, фиксировано устанавливающегося при помощи груза относительно апсидальной плоскости скважины. Реостат, имеющий эксцентрично расположенный груз, закреплён на оси вращающейся вагатовых подшипников.

Под действием груза в наклонной скважине реостат устанавливается так, что начало его обмотки, совмещается с апсидальной плоскостью. Реостат входит в эксцентрическую схему прибора и является одним из четырех плечей моста Веетона. Три других плеча моста находиться в наземном пульте управления. На рис. 31 приведена кинематическая схема скважинного прибора. Он состоит из несущей оси 12, на которой жестко закреплён большой груз 13, на неё же надет корпус реостата 9 с малым грузом 8. Корпус реостата на несущей оси поддерживается пружиной. Внутри отверстие, под несущей осью в корпусе реостата находится шпонка, а вдоль оси шпоночный разрез, поэтому корпус реостата может перемещаться вдоль оси без вращения. Под реостатом неподвижно относительно гильзы прибора в щеткодержатель 11 установлена подпружиненная щетка 10.

В качестве ориентира используется электромагнит 2, сердечник 3 которого при помощи возвратной пружины 4 и шпонок 5 фиксирует положение реостата.

Техническая характеристика “Курс”

· предел допустимочти погркшнсти углов при зенитных углах, градус:

< 3 – 5 ± 10

> 5 ± (7-5)

·  диапазон зенитных углов, при которых прибор может работать,градус

3 – 60

·  размер скважининного датчика, мм

наружный диаметр 18

длина £1500.

Ступенчатый расширитель типа РС-59/76

Расширитель ступенчатый (РС) конструкции ВИРТ (рис. 32) представляет собой компоновку, состоящую из направляющей трубы 1, двух подкоронников 2,3, соединительной муфты 4 и переходника 5. Подкоронники служат для присоединения к муфте коронок диаметром 59 и 76 мм. Направляющая для того, чтобы расширитель располагался соосно с пилот скважиной и не уходил в сторону.

Фрезер-разбурник

Фрезер-разбурник предназначен для проработки искривлённых участков скважины после их отклонения с целью создания нормальных условий работы бурового снаряда и колонны бурильных труб.

Фрезер-разбурник с центрирующей муфтой (рис.33) состоит из ПРИ 1, переходника 2, бурильных труб 3, алмазного фрезера 4, подкоронника 5 и муфты центратора 6.

Шарнирная компоновка

Шарнирная компоновка ШК-57 (рис. 34) необходима для предотвращения срезания изгиба ствола, полученного с помощью съемного отклонителя и увеличения набора кривизны. Диаметр колонковой трубы 75 мм, а её длина 1200 мм.

Последовательность операций цикла искусственного искривления:

1)  инклинометрия призабойной зоны;

2)  чистка скважины долотом от выступов керна;

3)  ориентация отклонителя на поверхности;

4)  спуск отклонителя в скважину и вывешивание его над забоем;

5)  интенсивная промывка забоя скважины;

6)  ориентация отклонителя;

7)  постановка отклонителя на забой;

8)  раскрепление отклонителя;

9)  выкручивание отбурочного снаряда из страховочной гайки;

10)  бурение пилот скважины

11)  постановка на забой отбурочного снаряда;

12)  срыв керна;

13)  извлечение отклонителя из скважины;

14)  проверка правильности бурения пилот скважины;

15)  удлинение и расширение пилот скважины до номинального диаметра;

16)  фрезерование уступа;

17)  бурение скважины шарнирной компоновкой укороченным рейсом до тех пор, пока не войдет стандартная колонковая труба;

18)  инклинометрия искривления ствола скважины.

7. Расчёт угла установки отклонителя

Для расчёта установки отклонителя строится векторная диаграмма, показанная на рис. 35.

От произвольно выбранного направления на север откладывается по часовой стрелке азимут скважины в точке начала искривления . По этому направлению в масштабе откладывается величина зенитного угла скважины в точке начала искривления .

Аналогичным образом откладываются величины азимутального (α_к) и зенитного (θ_к) углов, которые скважина должна иметь по окончанию искусственного искривления. Окончание векторов θ_н и θ_к соединяются прямой АВ.

Рис. 35. Векторная диаграмма определения угла установки отклонителя

Углом установки отклонителя ψ является угол между продолжением вектора θ_н и прямой АВ. Длинна прямой АВ в том же линейном масштабе, что и θ_н, θ_к даёт угол полного пространственного искривления скважины φ, необходимого для получения по окончанию искривления зенитного угла и азимута , равных соответственно θ_к и α_к.

Для определения θ_к и α_к воспользуемся формулами (6) и (12):

, ;

Глубина l равна глубине, на которой необходима корректировка трассы. Следовательно:

l = 670 м; °; °.

θ_к – θ_н = Δθ, (20)

α_к – α_н = Δα, (21)

где Δθ и Δα необходимые величины отклонения и направления корректировки зенитного угла и азимута соответственно.

Δθ = +6°; Δα = +25°.

θ_н = θ_к – Δθ = 21,43 – 6 = 15,43°;

α_н = α_к – Δα = 31,12 – 25 = 6,12°;

°; °.

Количество циклов искусственного искривления (m) отклонителем дискретного действия или длины рейса (l_р) отклонителем непрерывного действия рассчитывается по формуле (22):

, (22)

где δ – величина искривления скважины за один цикл для отклонителя дискретного действия, δ = 1,5.

7. Спецвопрос

Аварии и осложнения при направленном бурении скважин

Аварией называется непредвиденное прекращение углубления скважины, вызванное нарушением состояния буровой скважины или находящегося в ней бурового инструмента. При этом отличительным признаком аварии обычно является наличие оставленных в скважине деталей бурового снаряда или инструмента, для извлечения которых необходимы специальные работы.

Осложнением называется затруднение углубления скважины, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

При направленном бурении скважин, отличающихся от обычных наличием интервалов с различной интенсивностью искривления, расположенных на разных участках трассы, возникают аварии и осложнения, которые связаны с процессом искусственного искривления и его последствиями, что требует специальных методов по их устранению.

Аварии и осложнения при направленном бурении можно разделить на два вида:

а) аварии и осложнения при искусственном искривлении;

б) аварии и осложнения после искривления.

Учитывая явно выраженную связь аварийности бурильных труб с характеристикой кривизны скважин, полученной в результате применения отклоняющей техники, представляется целесообразным совместно рассмотреть эти вопросы.

Аварии

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

· аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т.д.);

· аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т.д.);

· аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т.д.);

· аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 36): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

Осложнения

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

1.  значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

2.  резкое повышение вязкости промывочной жидкости;

3.  вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т.п.

Поглощение промывочной жидкости – явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

1.  промывка облегченными жидкостями;

2.  ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей - асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т.д.);

3.  повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.п.).

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

1.  правильный выбор плотности промывочной жидкости;

2.  предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

1.  образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;

2.  заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов – сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.

Причины аварий

Технические причины аварий

1.  Неудовлетворительное качество исходного материала (механическая прочность, упругость, твердость, морозостойкость, коррозиестойкость и т. д.), из которого изготовлены буровые установки, технологический, вспомогательный и специальный инструмент, контрольно-измерительные и регистрирующие приборы, технические средства для гидрогеологических и геофизических исследований в скважинах.

2.  Применение изношенных технических средств со скрытыми конструктивными недостатками или изготовленных (отремонтированных) с нарушением.

3.  Усталость металла, возникающая в процессе эксплуатации под действием различных нагрузок, меняющихся по величине и направлению.

4.  Использование технических средств, которые не соответствуют в полной мере своему назначению.

5.  Низкие эргономические показатели применяемых технических средств, особенно в отношении оптимального распределения функций между человеком и машиной, соответствия системы управления и контроля психофизическим возможностям человека, рационального конструктивного решения рабочего места.

Технологические причины аварий

1.  Неправильный выбор и нарушение рациональных параметров режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения, расход промывочной жидкости) и параметров процесса бурения, включая механическую скорость, крутящий момент, нагрузку при подъеме инструмента, давление промывочной жидкости.

2.  Необоснованный выбор вида промывочной жидкости, применение которой не обеспечивает выполнение гидродинамических (вынос продуктов разрушения из скважины на поверхность, размыв породы на забое скважины) и гидростатических (предотвращение проникновения в ствол воды из пластов, образующих стенки скважины; сохранение стенок скважины, сложенных неустойчивыми породами, и т. п.) функций, функций коркообразования и некоторых других.

3.  Несоответствие параметров глинистого или, другого раствора условиям бурения скважины, вызванное некачественным приготовлением, несвоевременной заменой и несовершенной системой его очистки от шлама.

4.  Использование тампонажных смесей и цементных растворов низкого качества, особенно в условиях нарушения целостности стенок скважины.

5.  Неправильный выбор области применения антивибрационных средств, недостаточный учет геологических и гидрогеологических условий, включая геолого-структурные и механические свойства горных пород, степень минерализации подземных вод, характер излива жидкости из скважин, диаметр бурения и др.

6.  Плохая подготовка скважины к геофизическим и гидрогеологическим исследованиям – некачественная проработка ствола долотом или коронкой номинального диаметра на всем неукрепленном интервале с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок; не обеспечение однородности раствора по всему стволу скважины и др.

Организационные причины аварий

1.  Несвоевременное проведение профилактических мероприятий по предупреждению аварий и простоев, которые могут привести к созданию аварийной ситуации на скважине, нечеткое выполнение членами буровой бригады своих обязанностей.

2.  Нечеткая разработка и осуществление мероприятий по предупреждению и преодолению геологических осложнений, вызывающих прекращение углубки скважины.

3.  Отсутствие на буровой необходимых запасов технологического, вспомогательного, аварийного и специального бурового инструмента, материалов, ПЖ, запасных частей для срочного ремонта оборудования, особенно в ночных сменах в соответствии с установленными нормами.