Овчинников В.П., Двойников М.В., Герасимов Г.Т., Иванцов А.Ю. Технологии и технологические средства бурения искривленных сква..


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
152
.
ISBN
пособии
изложен
рекомендован
подбор
технических
средств
технологии
проводки
скважины
.
Приведены

технологические
расчеты
описание
технологических
процессов
,
встречающихся
проводке
скважин
.
Указаны
условия
требования
,
направленные
на
повышение
эффективности
бурения
,
качества
вскрываемых
продуктивных
пластов
,
снижение
неравномерности
(
оптимизации
)
режимов
работы
ГЗД
.
Учебное
пособие
состоит
из
разделов
:
-
первом
разделе
рассмотрены
общие
сведения
об
искривленных
скважинах
,
их
цели
назначения
,
расчеты
проектирование
профилей
направленных
скважин
;
-
второй
раздел
посвящен
анализу
существующих
типов
породораз
рушающего
инструмента
,
конструктивным
особенностям
техническим
характеристикам
;
-
третьем
разделе
рассмотрены
виды
бурильных
колонн
,
условия
работы
,
определение
фактической
нагрузки
на
долото
бурении
горизонтальным
окончанием
;
-
четвертом
разделе
изложены
виды
забойных
двигателей
,
их
описание
,
работа
,
снижение
неравномерности
(
оптимизации
)
режимов
работы
ГЗД
;
-
пятом
разделе
приведены
типы
компоновок
бурильных
колонн
их
анализ
;
-
шестом
разделе
рассмотрены
буровых
промывочных
жидкостей
их
функций
,
видов
применяемых
буровых
растворов
;
-
седьмом
разделе
дано
описание
технических
средств
технологий
бурения
боковых
стволов
.
Рецензенты
:
.
Сызранцев
,
доктор
технических
наук
,
профессор
,
заведующий
кафедрой
«
Машины
оборудование
нефтяной
газовой
промышленности
»
Тюменского
государственного
нефтегазового
университета
;
.
ɏарламов
,
заместитель
директора
Тюменского
отделения
СургутНИПИнефть
«
Сургутнефтегаз
»,
кандидат
техни
ческих
наук
.
ствола
скважины
,
как
отме
чают
некоторые
авторы
,
пологим
профилем
окончания
ствола
скважины
.
Именно
строительство

таких
скважин
рассматривается
данном
учеб
пособии
.
методологии
курса
изложен
рекомендован
подбор
технических
средств
технологии
проводки
скважины
.
Указаны
условия
требования
,
направленные
на
повышение
эффективности
бурения
,
качества
вскрывае
продуктивных
пластов
,
снижение
неравномерности
(
оптимизации
)
режимов
работы
ГЗД
.
Авторы
изложении
материала
курса
делали
попытку
дать
только
описание
характеристику
выпускаемых
технических
средств
оборудо
вания
,
не
вдаваясь
их
критику
.
По
каждому
разделу
даны
общие
реко
мендации
для
обоснования
выбора
инструмента
,
оборудо
вания
,
материалов
.
выполненным
.
различных
геологических
условий
,
назначения
скважины
,
ее
глубины
(
по
вертикали
)
величина
радиуса
круга
допуска
ко
леблется

пределах
15-60
.
горизонтальных
скважин
проект
счита
ется
выполненным
,
если
горизонтальная
часть
ствола
не
вышла
пределы
проектных
значений
коридора
,
ограниченного
двумя
вертикальными
двумя
горизонтальными
плоскостями
.
качестве
примера
таблице
1
приведены
нормы
допустимых
отклонений
забоев
наклонных
скважин
(
ра
диусов
круга
допуска
)
от
проекта
для
месторождений
Западной
Сибири
(
таблице
S-
длина
скважины
по
стволу
, A-
проектное
отклонение
от
вертика
ли
).
Иногда
направленное
бурение
производится
целью
пересечения
ствола
аварийной
,
фонтанирующей
нефтью
или
газом

скважины
для
ее
глушения
.
Геологические
условия
Опорные
поисковые
скважины
Разведочные
скважины
до
2000 2000-25002500-3000
более
Платфор
менные
области
но
не
более
но
не
более
10% A 12%A 15%A 20%A
Задачами
,
решаемыми
помощью
направленного
бурения
,
могут
быть
:
-
снижение
затрат
на
разработку
месторождения
(
бурении
кус
товых
площадок
-
кустовое
бурение
);
-
вскрытие

продуктивного
пласта
под
определенным
углом
(
для
увеличения
площади
фильтрации
);
-
проводка
нескольких
скважин
эстакад
,
платформ
,
расположенных
море
или
на
озере
;
-
проводка

скважин

до
продуктивных
пластов
,
расположенных
участками
земли
сильно
пересеченным
рельефом
(
овраги
,
холмы
,
горы
);
-
вскрытие
продуктивных
пластов
дном
океанов
,
морей
,
озер
,
рек
болот
;
-
уход
сторону
из
аварийной
скважины
(
путем
забуривания
нового
ствола
);
-
вскрытие
продуктивных
пластов
,
залегающих
пологим
сбросом
двумя
параллельными
сбросами
;
-
отклонение
ствола
от
сбросовой
зоны
(
зоны
разрыва
)
направле
нии
продуктивного
горизонта
;
-
вскрытие
продуктивных
пластов
соляными
куполами
(
связи
со
сложностью
бурения
через
них
).
Направленное
бурение
может
осуществляться
применения
спе
циальных
искусственных
отклонителей

только
на
основе
учета
извест
ных
для
данного
района
закономерностей
искривления
,
но
чаще
изводится

использованием
таких
устройств
.
1.3
Проектирование
профилей
направленных
скважин
Проектирование
профилей
наклонно
направленных
скважин
заклю
пять
групп
(
)
профилей
,
которые
широко
применяются
отвечают
практически
всем
геолого
техническим
условиям
бурения
эксплуатации
скважин
:
профиль
обыч
наклонно
направленной
скважины
,
профиль
пологой
скважины
,
филь
радиальной
скважины
,
профиль
горизонтальной
скважины
,
профиль
многозабойной
скважины
Обычные
(
стандартные
)
наклонно
направленные
скважины
вскры
вают
продуктивный
пласт
небольшим
зенитным
углом
(
до
24
).
наи
более
освоены
буровыми
предприятиями
,
имеют
сравнительно
небольшой
отход
от
вертикали
дают
лучшее
попадание
круг
допуска
исполь
зовании
отечественной
буровой
техники
.
Профили
таких
скважин
(
см
.
.
1)
имеют
различный
,
но
можно
выделить
четыре
основных
:
пять
групп
(
)
профилей
,
которые
широко
применяются
отвечают
практически
всем
геолого
техническим
условиям
бурения
эксплуатации
скважин
:
профиль
обыч
наклонно
направленной
скважины
,
профиль
пологой
скважины
,
филь
радиальной
скважины
,
профиль
горизонтальной
скважины
,
профиль
многозабойной
скважины
Обычные
(
стандартные
)
наклонно
направленные
скважины
вскры
вают
продуктивный
пласт
небольшим
зенитным
углом
(
до
24
).
наи
более
освоены
буровыми
предприятиями
,
имеют
сравнительно
небольшой
отход
от
вертикали
дают
лучшее
попадание
круг
допуска
исполь
зовании
отечественной
буровой
техники
.
Профили
таких
скважин
(
см
.
.
1)
имеют
различный
,
но
можно
выделить
четыре
основных
:
Рисунок
1 –
Профили
обычных
наклонно
направленных
скважин
:

трехинтервальный
участком
стабилизации
;

трехинтервальный
участком
малоинтенсивного
уменьшения
зенитного
угла
;

трех
интервальный
участком
набора
зенитного
интервале
бурения
ниже
башмака
кондуктора
технической
колонны
участком
стабилизации
;

четырехинтервальный
; 1 –
вертикальный
участок
, 2 –
участок
набора
па
раметров
кривизны
, 3–
участок
стабилизации
, 4 –
участок
малоинтенсив
уменьшения
зенитного
.
Трехинтервальный
имеет
несколько
вариантов
.
Первый
состоит
из
вертикального
участка
,
набора
зенитного
интервале
бурения
кондуктор
,
стабилизации
(
. 1
)
или
малоинтенсивного
уменьшения
нитного
(
. 1
).
Рекомендуется
для
скважин
на
месторождениях
,
где
геолого
технические
условия
позволяют
осуществлять
бурение
до
кровли
продуктивного
пласта
применением
полноразмерных
центри
элементов
КНȻК
,
где
такая
технология
бурения
отработана
. 1
),
для
скважин
на
новых
месторождениях
(
. 1
).
Второй
(
. 1
)
представлен
вертикальным
участком
,
участком
набора
зенитного
угла
интервале
бурения
ниже
башмака
кондуктора
технической
колонны
,
участком
стабилизации
зенитного
до
кровли
продуктивного
пласта
.
Рекомендуется
для
скважин
отклонением
забоев
от
вертикали
300
мет
ров
менее
.
ɑетырехинтервальный
(
. 1
).
Состоит
из
вертикального
участка
,
набора
зенитного
интервале
бурения
кондуктор
,
стабилизации
зенитного
угла
до
глубины
ниже
интервала
работы
насосного
оборудова
ния
,
уменьшения
зенитного
угла
.
Рекомендуется
для
скважин
отклоне
нием
забоев
от
вертикали
более
300
метров
,
также
для
месторождений
,
где
по
геолого
техническим
условиям
безаварийное
бурение
ниже
интер
вала
работы
насосного
оборудования
компоновками
центраторами
для
стабилизации
параметров
кривизны
затруднено
.
Максимальная
интенсив
ность
искривления
на
участках
набора
падения
параметров
кривизны
таких
скважин
не
должна
превышать
1,5
/10
.
Максимальный
зенит
ный
угол
на
интервалах
набора
стабилизации
для
обычных
скважинами
называют
скважины
,
кото
рые
имеют
большой
зенитный
угол
вскрытии
продуктивного
пласта
.
Такие
скважины
бурятся
целью
увеличения
нефтегазоотдачи
продуктив
пласта
путем
проходки
залежи
участка
ствола
большой
протяжен
ности
.
скважины
вскрывают
продуктивный
пласт
зенитным
углом
от
25
до
55
.
Вскрытие
пласта
такими
скважинами
зенитным
углом
бо
лее
55
нецелесообразно
,
.
возникают
проблемы
проведении
мыслово
геофизических
работ
(
непрохождение
приборов
).
Профиль
гой
скважины
составляется
таким
образом
,
чтобы
создать
наиболее
благо
приятные
условия
для
работы
погружного
нефтедобывающего
оборудова
ния
достичь
наибольший
отход
от
вертикали
.
Так
,
например
,
до
интерва
ла
установки
погружного
нефтедобывающего
оборудования
скважина
имеет
зенитный
не
более
20
,
затем
производят
добор
зенитного
уг
ла
до
необходимой

величины
,
чтобы

набрать

запланированный
отход
,
но
не
более
50
.
Профили
пологих
скважин
(
см
.
. 2)
имеют
различный
,
но
мож
но
выделить
четыре
основных
Рисунок
2 –
Профили
пологих
скважин
:

участком
стабилизации
;

участком
малоинтенсивного
уменьше
ния
зенитного

угла
;


участком

добора
параметров
кривизны
их
стабилизации
;
затем
производят
добор
зенитного
уг
ла
до
необходимой

величины
,
чтобы

набрать

запланированный
отход
,
но
не
более
50
.
Профили
пологих
скважин
(
см
.
. 2)
имеют
различный
,
но
мож
но
выделить
четыре
основных
Рисунок
2 –
Профили
пологих
скважин
:

участком
стабилизации
;

участком
малоинтенсивного
уменьше
ния
зенитного

угла
;


участком

добора
параметров
кривизны
их
стабилизации
;



Рисунок
3 –
Профили
радиальных
скважин
:

участком
набора
параметров
кривизны
ниже
зоны
установки
погруж
нефтедобывающего
оборудования
;

участком

набора
параметров
кривизны
кондукторе
; 1 –
вертикальный
участок
, 2 –
участок
набора
па
раметров
кривизны
, 3 –
участок
малоинтенсивного
увеличения
зенитного
угла
.
Профиль
типа
«
» (
. 3
)
имеет
участки
:
вертикальный
(
до
интер
вала
установки
погружного
нефтедобывающего
оборудования
),
набора

скважины
,
которые
вскрывают
дуктивный
пласт
зенитным
углом
от
80
до
100
.
Горизонтальные
сква
жины
редко
имеют
угол
90
,
.
продуктивные
пласты
,
на
которые
кладываются
,
обычно
имеют
какой
угол
падения
.
Длина
горизонтально
го
участка
может
колебаться
от
100
до
2500
метров
зависимости
от
на
значения
скважины
.
Профили
горизонтальных
скважин
(
см
.
. 4)
также
имеют
различный
вид
,
но
можно
выделить
три
основных
:
Рисунок
4 –
Профили
горизонтальных
скважин
:
где

участком
набора
до
горизонтального
участка
;

участком
на
бора
стабилизации
параметров
кривизны
кондукторе
;

участком
набора
стабилизации
параметров
кривизны
ниже
зоны
установки
по
гружного
нефтедобывающего
оборудования
; 1 –
вертикальный
участок
, 2 –
участок
набора
параметров
кривизны
, 3 –
участок
стабилизации
, 4 –
уча
сток
добора
параметров
кривизны
, 5 –
горизонтальный
участок
.
(
см
.
. 4)
также
имеют
различный
вид
,
но
можно
выделить
три
основных
:
Рисунок
4 –
Профили
горизонтальных
скважин
:
где

участком
набора
до
горизонтального
участка
;

участком
на
бора
стабилизации
параметров
кривизны
кондукторе
;

участком
набора
стабилизации
параметров
кривизны
ниже
зоны
установки
по
гружного
нефтедобывающего
оборудования
; 1 –
вертикальный
участок
, 2 –
участок
набора
параметров
кривизны
, 3 –
участок
стабилизации
, 4 –
уча
сток
добора
параметров
кривизны
, 5 –
горизонтальный
участок
.
(
МЗС
) –
скважины
,
которые
имеют
нижней
части
основного
ствола
разветвления
виде
двух
более
женных
горизонтальных
,
пологих
волнообразных
стволов
,
каждого
из
которых
интервал
вскрытия
продуктивного
пласта
,
как
правило
,
два
более
раза
превышает
толщину
пласта
.
Радиусы
искривления
стволов
глубины
забуривания
определяются
геолого
техническими
условиями
данного
месторождения
.
Профили
многозабойных
скважин
(
см
.
. 5)
имеют
различный
вид
,
но
можно
выделить
основные
:
)
МЗС
горизонтальными
пологими
стволами
;
)
МЗС
волнообразным
дополнительными
стволами
;
)
МЗС
многоярусные
;
)
МЗС
радиально
горизонтальные
;
Рисунок
5 –
Профили
многозабойных
скважин
:

МЗС
горизонтальными
пологими
стволами
;

МЗС
волно
образным
дополнительными
стволами
;

МЗС
многоярусные
;

МЗС
радиально
горизонтальные
.
Кроме
того
,
все
пять
групп
типов
профилей
на
участках
набора
па
раметров
кривизны
их
падения
характеризуются
радиусом
кривизны
интенсивностью
искривления
,
которые
являются
основными
парамет
радиус
кри
менее
10
метров
.
Ȼурение
таких
участков
(
малым
коротким
ра
диусом
кривизны
)
ведется
помощью
специального
бурильного
инстру
мента
по
специальной
технологии
.
Обычно
применяется
бурении
дополнительных
стволов
из
имеющихся
скважин
.
Соотношение
радиуса
кривизны
интенсивности
искривления
приведено
таблице
2.
Таблица
2 –
Соотношение
радиуса
кривизны
интенсивности
ис
кривления
Интен
сив
ность
искрив
ления
Радиус
кри
,
Интен
сивность
искривле
ния
град
/10
Радиус
кри
,
Интен
сивность
искривле
ния
град
/10
Радиус
кри
,
Интен
сивность
искривле
ния
град
/10
диус
кри
ны
,
большим
радиусом
кривизны
радиус
кри
менее
10
метров
.
Ȼурение
таких
участков
(
малым
коротким
ра
диусом
кривизны
)
ведется
помощью
специального
бурильного
инстру
мента
по
специальной
технологии
.
Обычно
применяется
бурении
дополнительных
стволов
из
имеющихся
скважин
.
Соотношение
радиуса
кривизны
интенсивности
искривления
приведено
таблице
2.
Таблица
2 –
Соотношение
радиуса
кривизны
интенсивности
ис
кривления
Интен
сив
ность
искрив
ления
Радиус
кри
,
Интен
сивность
искривле
ния
град
/10
Радиус
кри
,
Интен
сивность
искривле
ния
град
/10
Радиус
кри
,
Интен
сивность
искривле
ния
град
/10
диус
кри
ны
,
большим
радиусом
кривизны
0.1 5730 0.9 637
1.7 337 2.5 229
0.2 2865 1 573 1.8 318 2.6 220
0.3 1910 1.1 521
1.9 302 2.7 212
0,4 1432 1,2 478 2 286 2,8 205
0,5 1146 1,3 441
2,1 273 2,9 198
0,6 955 1,4 409
2,2 260 3 191
0,7 819 1,5 38
2 2,3 249
0,8 716 1,6 35
8 2,4 239
Со
средним
радиусом
кривизны
3,1 185 4,8 119 6,5 88 8,2 69,8
3,2 179 4,9 117 6,6 87 8,3 69
3,3 174 5 115 6,7 85 8,4 68,2
3,4 169 5,1 112 6,8 84 8,5 67,4
3,5 164 5,2 110 6,9 83 8,6 66,6
3,6 159 5,3 108 7 82 8,7 65,8
3,7 155 5,4 106 7,1 81 8,8 65,1
3,8 151 5,5 104 7,2 79 8,9 64,3
3,9 147 5,6 102 7,3 78 9 63,6
4 143 5,7 100 7,4 77 9,1 62,9
4,1 140 5,8 99
7,5 76 9,2 62,2
4,2 136 5,9 97
7,6 75 9,3 61,6
4,3 133 6 95 7,7 74 9,4 60,9
4,4 130 6,1 94
7,8 73 9,5 60,3
4,5 127 6,2 92
7,9 72 9,6 59,6
4,6 124 6,3 91 8 71,6
4,7 122 6,4 89 8,1 70,7
малым
радиусом
кривизны
9,7 59 12,1 47,3 14,5 39,5 16,9 33,9
9,8 58,4 12,2 46,9 14,6 39,2 17 33,7
9,9 57,8 12,3 46,5 14,7 38,9 17,1 33,5
10 57,3 12,4 46,2 14,8 38,7 17,2 33,3
10,1 56,7 12,5 45,8 14,9 38,4 17,3 33,1
10,2 56,1 12,6 45,4 15 38,2 17,4 32,9
10,3 55,6 12,7 45,1 15,1 37,9 17,5 32,7
10,4 55 12,8 44,7 15,2 37,6 17,6 32,5
10,5 54,5 12,9 44,4 15,3 37,4 17,8 32,1
10,6 54 13 44 15,4 37,2 17,9 32
10,7 53,5 13,1 43,7 15,5 36,9 18 31,8
10,8 53 13,2 43,4 15,6 36,7 18,1 31,6
10,9 52,5 13,3 43 15,7 36,4 18,2 31,4
11 52 13,4 42,7 15,8 36,2 18,3 31,3
11,1 51,6 13,5 42,4 15,9 36 18,4 31,1
11,2 51,1 13,6 42,1 16 35,8 18,5 30,9
11,3 50,7 13,7 41,8 16,1 35,5 18,6 30,8
11,4 50,2 13,8 41,5 16,2 35,3 18,7 30,6
11,5 49,8 13,9 41,2 16,3 35,1 18,8 30,4
11,6 49,3 14 40,9 16,4 34,9 18,9 30,3
11,7 48,9 14,1 40,6 16,5 34,7 19 30,1
11,8 48,5 14,2 40,3 16,6 34,5 19,1 30
11,9 48,1 14,3 40 16,7 34,3
12 47,7 14,4 39,7 16,8 34,1
коротким
радиусом
кривизны
(5,7°-10°/1
)
5,7 10 6,8 8,4 7,9 7,2 9 6,36
5,8 9,9 6,9 8,3 8 7,16 9,1 6,29
5,9 9,7 7 8,2 8,1 7,07 9,2 6,22
6 9,5 7,1 8,1 8,2 6,98 9,3 6,16
6,1 9,4 7,2 7,9 8,
3 6,9 9,4 6,09
6,2 9,2 7,3 7,8 8,4 6,82 9,5 6,03
6,3 9,1 7,4 7,7 8,5 6,74 9,6 5,96
6,4 8,9 7,5 7,6 8,6 6,66 9,7 5,9
6,5 8,8 7,6 7,5 8,7 6,58 9,8 5,84
6,6 8,7 7,7 7,4 8,8 6,51 9,9 5,78
6,7 8,5 7,8 7,3 8,9 6,43 10 5,73
Значение
интенсивности
дано
градусах
долях
градуса
.
1.3.2
Расчет
профиля
скважины
Общий
порядок
расчета
профиля
скважины
сводится
следующему
.
1.
По
ранее
пробуренным
на
месторождении
скважинам
определяют
ся
закономерности
искривления
влияние
на
него
различных
факторов
.
данные
позволяют
определить
интенсивность
естественного
искрив
ления
на
отдельных
интервалах
бурения
.
2.
По
схеме
кустования
структурной
карте
геологическим
раз
резам
определяются
проектный
азимут
скважины
,
глубина
скважины
по
вертикали
проектное
смещение
(
отход
).
3.
Определяется

конечная
глубина
верхнего
вертикального
участка
.
Очевидно
,
что
чем
меньше
глубина
,
на
которой
производится
искусствен
искривление

скважины
,
тем
меньше
общие
затраты
средств
време
ни
на
бурение
.
этой
точки
зрения
длина
верхнего
вертикального
участка
должна
быть
минимальной
.
другой
стороны
,
искусственное
искривле
ние
ствола
рыхлых
породах
затруднено
,
Западной
Сибири
есть
опыт
искривления
,
начиная
глубины
20
.
ряде
районов
страны
длина
рассматриваемого
интервала
принима
ется
такой
,
чтобы
насосное
оборудование
процессе
эксплуатации
сква
жин
находилось
вертикальном
участке
.
Длина
его
этом
случае
доходит
до
1000
.
При
бурении
скважин
кустовых
площадок
на
длину
верхнего
вер
тикального
участка
накладывается
еще
ряд
требований
,
связанных
необ
ходимостью
исключения
пересечения
стволов
.
4.
Выбирается
КНȻК
,
обеспечивающая
необходимую
интенсивность
искусственного
искривления
,
которая
не
должна
превышать
ранее
рассчи
танную
максимальную
интенсивность
искривления
.
ряде
случаев
,
на
оборот
,
сначала
может
быть
принята
КНȻК
,
по
ней
определяется
интен
сивность
искусственного
искривления
.
Интенсивность
искривления
на
участках
естественного
уменьшения
зенитного
угла
устанавливается
исходя
из
практического
опыта
.
5.
По
величине
интенсивности
искусственного
искривления
опреде
Рисунок
6 –
Трехинтервальный

профиль
1.3.2.2
ɑетырехинтервальный
профиль
При
проектировании
скважин

четырехинтервальным
профилем
. 7)
качестве
исходных
данных
,
кроме
глубины
скважины
по
верти
кали
h,
отхода
S,
глубины
вертикального
участка
H
,
радиусов
кривизны
R
R
,
вводится
зенитный
угол
скважины
конце
интервала
.
ȿго
величина
определяется
либо
нормативно
(
ряде
случаев
зенитный
угол
скважины
не
может
превышать
определенной
величины
,
например
, 20
),
либо
берется
несколько
больше
рассчитанной
по
формуле
(1).
Далее
опре
деляется
длина
третьего
прямолинейного
участка
по
формуле




l
= A - B, (9)

где
A = [(h - H
- R
sin
) / cos
] -
S - B
sin
, (10)

= R
(1 - cos
) + (h - H
- R
sin
) tg
. (11)
Зенитный
угол
скважины
на
конечной
глубине
определяется
по
формуле
=
- arctg [C/(R
- C
0,5
], (12)
где
C = [ 2R
S - B
cos
- (S - B)
cos
0,5
Параметры
интервала
определяются
по
формулам
(1), (2)
(3).
третьего
интервала
глубина
по
вертикали
h
3
S
опреде
ляются
из
выражений

h
= l
.


S
= l
sin
(15)
четвертого
интервала
параметры
профиля
определяются
по
формулам

l
= 0,01745
R
(
-
(16)
S
= R
(cos
- cos
(17)
Рисунок
7–
ɑетырехинтервальный

профиль
скважины
1.3.3
Элементы
,
определяющие
пространственное
положение
искривление
скважин
процессе
бурения
направленной
скважины
необходимо
знать
по
ложение
каждой
ее
точки
пространстве
.
этого
определяются
коор
динаты
ее
устья
параметры
трассы
,
которым
относятся
зенитный
угол
,
азимут
скважины
(
. 8)
ее
длина
L.
Зенитный
угол

угол
осью
скважины
касательной
ней
вертикалью
.
Азимут

угол
между
направлением
на
север
го
ризонтальной
проекцией
касательной
оси
скважины
,
измеренный
по
ча
совой
стрелке
.
Длина
скважины

это
расстояние
между
устьем
забоем
по
оси
.
Проекция
оси
скважины
на
вертикальную
плоскость
называется
профилем
,
на
горизонтальную

планом
.
Вертикальная
плоскость
,
проходящая
через
ось
скважины
каса
тельную
ней
,
называется
апсидальной
.
При
выполаживании
скважины
происходит
увеличение
зенитного
угла
(
бурение
подъемом
угла
),
при
выкручивании

уменьшение
(
бу
отсутствует
(
. 11,
).
этом
случае
обеспечивается
бурение
прямолинейной
скважины
.
Таким
образом
,
если
искривление
не
желательно
,
необходимо
создать
вышеприведенные
условия
,
что
,
одна
ко
,
трудно
достижимо
;
2.
Все
силы
приводятся
равнодействующей
,
направленной
под
уг
лом
оси
скважины
,
момент
отсутствует
(
. 11,
).
Под
действием
боко
составляющей
равнодействующей
силы
происходит
фрезерование
стенки

скважины
,
следовательно
,
искривление
.
Интенсивность
искрив
ления
зависит
от
физико
механических
свойств
,
боковой
фрезе
рующей
способности
долота
,
механической
скорости
бурения
других
Рисунок
10 –
Механизм
искривления
скважин
3.
силы
приводятся
равнодействующей
,
совпадающей
осью
породоразрушающего

инструмента



опрокидывающему

моменту

от
носительно

его
центра
(
. 11,
).
Вследствие
этого
между
осью
сква
жины
осью
инструмента
образуется
некоторый
угол
,
результате
чего
происходит
искривление
.
Интенсивность
искривления
этом
случае
практически
не
зависит
от
физико
механических
свойств
горных
пород


фрезерующей
способности
долота
,
ось
скважины

представляет
собой
плавную
,
близкую
дуге
окружности
,
что
облегчает
все
после
дующие
работы
;
4.
силы
приводятся
равнодействующей
,
не
совпадающей
осью
скважины
,
опрокидывающему
моменту
(
. 11,
).
этом
случае
искривление
скважины

происходит
счет
совместного
действия
фрезе
рования
стенки
скважины
наклонного
положения
инструмента
относи
тельно
оси
скважины
;
Возникновение
вышеуказанных
сил
моментов
,
действующих
на
породоразрушающий
инструмент
,
происходит
из
множества
причин
,
не
все
из
которых
известны
.
условно
могут
быть
подразделены
на

геологические
,
технологические
технические
.
Правильный
подбор
(
проектирование
)
технологических
техниче
ских
средств
,
именно
компоновки
бурильной
колонны
(
долот
;
бу
колонны
;
ВЗД
;
телесистем
отклонителей
),
также
бурового
рас
твора
,
являются
основополагающими
факторами
обеспечивающими
ус
пешную
(
контролируемую
)
проводку
скважины
.
Причины
искривления
Геологические
горных
Слоистость
сланцеватость
Перемежаемость
слоев
твердости
Трещеноватость
пористость
,
наличие
включений
Технологические
Осевая
нагрузка
ɑастота
враще
Вид
качество
промывочной
Технические
Тип
конструктивные
особенности
породоразрушающего
инструмента
форма
торца
тип
вооружения
езе
ру
ющая
способность
Состав
КНȻК
:
диаметры
отдельных
элементов
стенки
длина
элементов
места
установки
центраторов
калибраторов
23
Рисунок
12.2 –
Шарошечные
долота
12.3
Секто
ные
долота
Рисунок
13 –
Конструкция
трехшарошечного
долота
При
центральной
промывке
забоя
лучше
очищаются
от
шлама
центр
забоя
вершины
шарошек
,
шлам
беспрепятственно
выносится
наддо
лотную
зону
.
Однако
высокой
скорости
углубки
забоя
трудно
подвес
долоту
необходимую
гидравлическую
мощность
,
требуемую
для
ка
чественной
очистки
забоя
(
перепад
давления
на
долотах
центральной
промывкой
не
превышает
0,5-1,5
МПа
).
Ȼоковая
гидромониторная
мывка
обеспечивает
лучшую
очистку
наиболее
зашламованной
перифе
части
забоя
,
позволяет
подвести
долоту
большую
гидравличе
скую
мощность
(
перепад
давления
на
долотах
гидромониторной
мывкой
достигает
5-15
МПа
).
Однако
мощные
струи
бурового
раствора
,
выходящие
из
гидромониторных
насадок
,
экранируют
транспортирование
шлама
через
проемы
между
секциями
долота
,
поэтому
часть
шлама
цир
кулирует
некоторое
время
зоне
действия
шарошек
переизмельчается
,
часть
транспортируется
зазорах
стенкой
скважины
спинками
лап
.
Поэтому
зачастую
переходят
на
ассиметричную
систему
промывки
,
заглушая
одну
две
гидромониторные
насадки
для
повышения
пропу
скной
способности
основных
транспортных
каналов
долота
.
Ȼеговые
дорожки
цапфы
шарошки
тела
качения
сепараторов
составляют
опору
шарошки
.
Помимо
подшипников
качения
опора
может
включать
подшипники
скольжения
(
антифрикционные
втулки
)
торцевую
пяту
(
антифрикционный
диск
).
Полость
опоры
заполняется
консистентной
смазкой
.
Опоры
шарошек

наиболее
ответственные
шарошечного
доло
,
стойкость
которых
чаще
всего
определяет
долговечность
долота
це
Рисунок
14 –
Схема
шарошечных
долот
центральной
(
)
боковой


омонито
ной
омывкой
смазываются
охлажда
ются
буровым
раствором
,
проникающим
ним
по
зазору
между
основани
ем
шарошки
упорной
поверхностью
цапфе
.
Поэтому
буровой
раствор
добавляются
специальные
реагенты
,
улучшающие
его
смазочные
свойст
.
При
бурении
продувкой
скважины
воздухом
условия
работы
опор
шарошек
значительно
ухудшаются
вследствие
недостаточного
теплоотво
да
от
трущихся
деталей
подшипников
.
Поэтому
долотах
,
предназначен
ных
для
бурения
продувкой
воздухом
,
часть
воздуха
по
специальным
каналам
лапах
цапфах
направляется
непосредственно
шаро
шек
.
последние
годы
все
большее
применение
находят
долота
герме
тизированной
маслонаполненной
опорой
(
. 16),
которых
специальная
смазка
поступает
подшипникам
из
эластичного
баллона
по
имеющемуся
лапе
цапфе
каналу
.
Проникновению
бурового
раствора
полость
такой
опоры
утечке
смазки
препятствует
жесткая
уплотнительная
манжета
.
Долговечность
таких
долот
ограниченной
частоте
оборотов
на
поря
док
более
превосходит
долговечность
долот
открытой
опорой
.
смазываются
охлажда
ются
буровым
раствором
,
проникающим
ним
по
зазору
между
основани
ем
шарошки
упорной
поверхностью
цапфе
.
Поэтому
буровой
раствор
добавляются
специальные
реагенты
,
улучшающие
его
смазочные
свойст
.
При
бурении
продувкой
скважины
воздухом
условия
работы
опор
шарошек
значительно
ухудшаются
вследствие
недостаточного
теплоотво
да
от
трущихся
деталей
подшипников
.
Поэтому
долотах
,
предназначен
ных
для
бурения
продувкой
воздухом
,
часть
воздуха
по
специальным
каналам
лапах
цапфах
направляется
непосредственно
шаро
шек
.
последние
годы
все
большее
применение
находят
долота
герме
тизированной
маслонаполненной
опорой
(
. 16),
которых
специальная
смазка
поступает
подшипникам
из
эластичного
баллона
по
имеющемуся
лапе
цапфе
каналу
.
Проникновению
бурового
раствора
полость
такой
опоры
утечке
смазки
препятствует
жесткая
уплотнительная
манжета
.
Долговечность
таких
долот
ограниченной
частоте
оборотов
на
поря
док
более
превосходит
долговечность
долот
открытой
опорой
.
мягкие
,
несцементированные
,
пластичные
(
наносы
,
мягкие
вязкие
,
сланцы
,
мягкие
известняки
)
Мягкие
,
слабосцементированные
,
абразивные
(
песчаники
,
мергели
)
Мягкие
,
неабразивные
,
пропластками
пород
средней
твердо
сти
(
пропластками
слабосцементированных
песчаников
,
каменная
соль
пропластками
ангидритов
,
глинистые
сланцы
)
МСЗ
Мягкие
,
слабосцементированные
,
абразивные
,
пропластками
пород
средней
твердости
(
песчаноглинистые
сланцы
,
плотные

пропластками
песчаников
)
Пластичные
хрупкопластичные
неабразивные
,
средней
твер
дости
(
плотные
,
глинистые
сланцы
,
известняки
средней
твердости
)
СЗ
Абразивные
,
средней
твердости
(
песчаники
,
песчанистые
сланцы
)
СТ
ɏрупкопластичные
,
средней
твердости
,
пропластками
твер
дых
(
песчаники
пропластками
гипса
,
известняки
пропластками
гипса
,
ангидриты
)
Твердые
,
неабразивные
(
твердые
известняки
,
доломиты
,
доло
митизированные
известняки
)
ТЗ
Твердые
,
абразивные
(
окварцованные
известняки
доломиты
)
ТК
Твердые
,
пропластками
крепких
(
твердые
известняки
пластками
мелкокристаллических
известняков
доломитов
)
ТКЗ
Абразивные
,
твердые
,
пропластками
крепких
(
окремнелые
аргиллиты
,
твердые
известняки
доломиты
,
мелкозернистые
сильносцементированные
песчаники
)
Крепкие
,
абразивные
(
окремнелые
мелкокристаллические
из
вестняки
,
доломиты
,
кварциты
)
ОК
Очень
крепкие
,
абразивные
(
граниты
,
квациты
,
диабазы
)
2.1.1
Технические
требования
шарошечным
долотам
1.
Долота
следует
изготовлять
правой
конической
замковой
резьбой
.
Резьбы
3-42
3-63,5 –
по
техническому
документу
,
утвержденно
му
установленном
порядке
.
Резьба
3-50 –
по
ГОСТ
7918.
Остальные
резьбы
(
кроме
величины
натяга
) –
по
ГОСТ
28487.
Соответствие

обозначений

присоединительной

резьбы

по

на
стоящему

стандарту
спецификации
7
Американского
нефтяного
инсти
тута
(API Spec 7)
приведено
таблице
4.
Таблица
4 –
Соответствие
обозначений
присоединительной
резьбы
по
настоящему
стандарту
спецификации
7
Американ
ского
нефтяного
института
(API Spec 7)
Обозначение
присоединительной
резьбы
по
:
настоящему
стандарту
API Spec 7
3-66
Reg
3-76
Reg
3-88
Re
3-117
Re
3-121
Re
3-152
Re
3-171
5
6
Reg
3-177
5
7
Reg
3-201
Reg
2.
Натяг
конической
замковой
резьбы
должен
быть
:
10,35
+0,4
мм

для
ниппельной
резьбы
3-42;
10,00
+0,4
мм

для
ниппельной
резьбы
3-50;
16,00
+0,4
мм

для
ниппельной
резьбы
3-63,5;
мм

для
ниппельных
резьб
3-88, 3-117, 3-121
, 3-152, 3-171, 3-
177, 3-201;
мм

для
муфтовых
резьб
3-88, 3-117,3-121, 3-152,3-171, 3-177, 3-
201.
3.
Система
промывки
гидромониторных
долот
диаметрами
190,5
мм
более
должна
быть
герметична
при
давлении
жидкости
7,85
МПа
;
диамет
рами
менее
190,5
мм

при
давлении
жидкости
5
МПа
.
4.
Насадки
гидромониторных
долотах
боковой
промывкой
диа
метрами
190,5
мм
более
должны
удерживаться
при
давлении
жидкости
7,85
МПа
;
диаметрами
менее
190,5
мм

при
давлении
жидкости
5
МПа
.
На
садки
должны
быть
сменными
.
5.
сварных
швах
на
поверхностях
упорного
уступа
ниппеля
на
рас
стоянии
25
мм
над
упорным
уступом
ниппеля
не
допускаются
дефекты
свар
ки
,
на
остальной
резьбовой
части
ниппеля
допускаются
единичные
поры
раковины
диаметром
не
более
1
мм
количестве
не
более
3
шт
.
на
каждом
шве
.
На
резьбовой
части
корпусных
долот
допускаются
единичные
поры
раковины
диаметром
не
более
2
мм
количестве
до
5
шт
.
6.
Требования
материалам
,
химико
термической
обработке
,
ком
плектующим
,
краскам
,
смазкам
должны
соответствовать
нормативной
тех
нической
документации
,
утвержденной
установленном
порядке
.
7.
Поверхность
долот
,
кроме
присоединительной
резьбы
,
упорного
уступа
ниппеля
(
упорного
торца
муфты
),
ниппеля
заходной
,
должна
быть
покрыта
ровным
слоем
краски
.
После
высыхания
краска
должна
прочно
удерживаться
на
долоте
.
Класс
покрытия
VII –
по
ГОСТ
9.032.
8.
Поры
,
вздутия
,
мелкие
пузыри
выступания
коррозии
через
краску
,
также
попадание
краски
на
присоединительную
резьбу
,
упорный
уступ
,
клапаны
,
отверстия
крышек
смазочных
резервуаров
,
промывоч
ные
каналы
гидромониторных
долот
не
допускаются
.
9.
Присоединительная
резьба
должна
быть
покрыта
антикоррозион
ной
смазкой
.
10.
Опоры
шарошек
должны
быть
заполнены
смазкой
.
Заполнение
смазкой
долот
опорой
НУ
следует
проводить
до
появления
смазки
из
под
манжеты
.
Долота
опорами
АУ
ВУ
перед
заполнением
смазкой
вакууми
руют
.
11.
Шарошки
долот
опорами
АУ
,
НУ
,
ВУ
должны
проворачиваться
на
опорах
от
руки
со
значительным
усилием
.
Шарошки
долот
опорами
,
,
должны
свободно
плавно
проворачиваться
на
опорах
от
усилий
руки
.
покрыта
ровным
слоем
краски
.
После
высыхания
краска
должна
прочно
удерживаться
на
долоте
.
Класс
покрытия
VII –
по
ГОСТ
9.032.
8.
Поры
,
вздутия
,
мелкие
пузыри
выступания
коррозии
через
краску
,
также
попадание
краски
на
присоединительную
резьбу
,
упорный
уступ
,
клапаны
,
отверстия
крышек
смазочных
резервуаров
,
промывоч
ные
каналы
гидромониторных
долот
не
допускаются
.
9.
Присоединительная
резьба
должна
быть
покрыта
антикоррозион
ной
смазкой
.
10.
Опоры
шарошек
должны
быть
заполнены
смазкой
.
Заполнение
смазкой
долот
опорой
НУ
следует
проводить
до
появления
смазки
из
под
манжеты
.
Долота
опорами
АУ
ВУ
перед
заполнением
смазкой
вакууми
руют
.
11.
Шарошки
долот
опорами
АУ
,
НУ
,
ВУ
должны
проворачиваться
на
опорах
от
руки
со
значительным
усилием
.
Шарошки
долот
опорами
,
,
должны
свободно
плавно
проворачиваться
на
опорах
от
усилий
руки
.
Зацепление
зубьев
или
зубков
одной
шарошки
за
зубья
или
зубки
,
также
за
корпус
другой
шарошки
не
допускается
.
12.
Пружинное

кольцо

компенсационного
узла
долота
должно
за
ходить

по

всему
периметру
канавку
не
иметь
повреждений
,
крышка
не
должна
проворачиваться
от
руки
.
13.
Срок
сохраняемости
долот

не
менее
18
мес
.
со
дня
изготовления
.
14.
Маркировка
долот
должна
быть
четкой
сохраняться
на
жении
срока
службы
долота
.
На
торце
ниппеля
(
пояске
муфты
)
маркируют
ся
:
товарный
знак
предприятия
изготовителя
:
условное
обозначение
долота
(
допускается
обозначение
стандарта
не
маркировать
);
обозначение
присоединительной
резьбы
(
по
требованию
потребите
ля
);
порядковый
номер
долота
по
системе
нумерации
предприятия
изготовителя
;
дата
изготовления
(
месяц
,
год
);
клеймо
технического
контроля
.
Ʌитерами
маркируются
долота
для
низкооборотного
бурения
(
до
110
об
мин
),

для
среднеоборотного
бурения
(
от
110
до
об
мин
),

для
высокооборотного
бурения
(
более
300
до
600
об
мин
).
Пример
маркировки
:
III 215.9
МЗГВ

долото
трехшарошечное
,
диаметром
215.9
мм
,
для
бурения
мягких
абразивных
,
боковой
промывкой
,
для
высо
кооборотного
бурения

III 295.3
МСГАУ

долото
трехшарошечное
,
диаметром
295.3
мм
,
для
бурения
мягких
пород
прослойками
средних
,
боковой
промывкой
,
для
низкооборотного
бурения
(
-
все
подшипники
скольжения
),
герме
тизированными
маслонаполненными
опорами
.
Породоразрушающий
инструмент
ОАО
«
Волгобурмаш
настоящее
время
«
Волгобурмаш
»
применяет
новое
обозначе
ние
долот
(
по
системе
ISO
API)

СУɎɎИКСɕ
215,9 VU - LS 43 Z R206
диаметр
долота
,
мм

порядковый
номер


конструкции
завода

продуктовая
линия

изготовителя
модификация
по
долоту

лапе
(
префиксы
)
модификация
по
шарошке

(
суффиксы
)

код
IADC
Таблица
5 –
Продуктивная
линия
VU
NU
AU
AUP
AUL
два
ради
аль
ных
под
тип
ника
сколь
жения
ТОɅɖ
КО
под
шип
-
ники
каче
ния
один
подшип
ник
скольже
ния
остальные
подшип
ники
качения
)
только
под
шип
-
ники
качения

уплот
не
-
нием
один
подшип
ник
сколь
жения
уплот
нением
два
радиаль
ных
подшип
-
ника
скольже
ния
уплот
нением
долота
малого
диамет
ра
до
172
мм
два
ради
альных
подшипни
ка
скольжения

уплотнени
ем
разрезная
плавающая
втулка
упорная
шайба
)
Таблица
6 –
Модификация
шарошке
долоту
лапе

ПРȿɎИКСɕ
СУɎɎИКСɕ

центральная
насадка
X
клиновидный
зубок
VU
NU
AU
AUP
AUL
два
ради
аль
ных
под
тип
ника
сколь
жения
ТОɅɖ
КО
под
шип
-
ники
каче
ния
один
подшип
ник
скольже
ния
остальные
подшип
ники
качения
)
только
под
шип
-
ники
качения
уплот
не
-
нием
один
подшип
ник
сколь
жения
уплот
нением
два
радиаль
ных
подшип
-
ника
скольже
ния
уплот
нением
долота
малого
диамет
ра
до
172
мм
два
ради
альных
подшипни
ка
скольжения
уплотнени
ем
разрезная
плавающая
втулка
упорная
шайба
)
Таблица
6 –
Модификация
шарошке
долоту
лапе

ПРȿɎИКСɕ
СУɎɎИКСɕ
центральная
насадка
X
клиновидный
зубок
Продолжение
таблицы
6

комбинированная
промывка
Y
конический
зубок

продувка
воздухом
Z
зубок
прочей
формы
,
отличный
от
клиновидного
конического
N
удлиненные
насадки

Усиленная
объемная
наплавка
зубьев
L
наплавка
козырька
набегаю
щей
грани
лапы
G
дополнительное
армирование
твердосплавными
зубками
обрат
ного
конуса
шарошки
армирование
спинки
лапы
твер
досплавными
зубками
D
армирование
спинки
лапы
зубками
алмазным
по
D
армирование
обратного
конуса
шарошки
зубками
алмазным
покрытием
2.1.2
Методы
контроля
шарошечных
долот
.
1.
Контроль
размеров
долот
проводится
применением
универсаль
ных
или
специальных
средств
измерений
.
2.
Диаметр
долот

помощью
предельных
калибров
колец
.
3.
Разновысотность
шарошек
относительно
упорного
уступа
,
ради
альное
биение
относительно
оси
резьбы
следует
контролировать
по
тех
ническому
документу
,
утвержденному
установленном
порядке
,
по
мощью
специальных
контрольных
приспособлений
,
штангенрейсмаса
по
ГОСТ
164,
индикатора
часового
типа
по
ГОСТ
577
ценой
деления
0,01
мм
.
4.
Натяг
присоединительной
резьбы
осуществляется
помощью
резь
бовых
калибров
по
техническому
документу
,
утвержденному
установлен
ном
порядке
.
При
этом
поверхность
резьбы
должна
быть
тщательно
очище
на
,
на
поверхность
резьбы
должен
быть
нанесен
тонкий
слой
жидкого
масла
.
5.
Герметичность
системы
промывки
крепления
насадок

опрес
совка
долот
уплотнением
по
упорному
уступу
ниппеля
(
упорному
торцу
муфты
)
течение
20
на
гидравлическом
стенде
.
6.
Методы
контроля
сварных
швов

по
ГОСТ
3242.
7.
Контроль
маркировки
,
окраски
долот
,
наличие
смазки
ниппеля
опорах
,
отсутствия
сколов
наплавленного
слоя
долот
со
стальными
зубь
Кодирование
износа
шарошечных
долот
проводится
как
соот
ветствии
системой
кодов
IADS,
так
соответствии
методикой
ВНИИȻТ
.
Первая
отличается
от
второй
более
подробным
описанием
элементов
долота
включает
8
позиций
,
по
методике
ВНИИȻТ
- 6,
хотя
по
объему
информативности
они
стоят
почти
на
одном
уровне
.
ные
должны
записываться
карточку
согласно
приведенной
ниже
рас
шифровке
кодов
.
Таблица
7 –
Кодирование
износа
шарошечных
долот
по
системе
кодов
IADS
Вооружение
Опора
(
под
шипнику
плотнение
)
Внешний
диаметр
Второстепен
ный
износ
Причина
подъема
I

D
L

G
D
R
1
2
3
4
5
6
7
8
1(1)–
ВНУТРȿННИȿ
ЭɅȿМȿНТɕ
ВООРУɀȿНИə
(
все
внутренние
ря
ды
)
0(2) –
ВНȿШНИȿ
ЭɅȿМȿНТɕ
ВООРУɀȿНИə
все
внешние
ряды
)
колонках
1
2
для
описания
состояния
вооружения
используется
линейная
шкала
от
0
до
8
соответствии
со
следующим
:
Ɏрезерованное
вооружение
: 0 -
отсутствие
потери
высоты
зуба
8 -
полная
потеря
высоты

зуба

Со
вставными
твердосплавными
зубками
: 0 -
отсутствие
износа
вооруже
ния
8 -
полная
потеря
вооружения
фиксированными
резцами
: 0 -
отсутствие
износа
вооружения
алмазные
.
.)
8 -
полная
потеря
вооружения
D (3) -
ОПИСАНИȿ
ИЗНОСА
ВООРУɀȿНИə
(
используются
только
ко
ды
,
относящиеся
вооружению
)
Таблица
8
-
Коды
описания
износа
вооружения
ВС
-
Слом
шарошки
BF -
Слом
алмазной
пластины
по
шву
ВТ
-
Слом
зубьев
резцов
BU -
Салникообразование
на
до
лоте
СС
-
Трещина
шарошке
*CD -
Истирание
шарошки
,
поте
ря
вращения
шарошки
1 -
Перекрытие
шарошек
(
заде
вание
одной
шарошки
другую
)
CR -
Кернение
долота
или
разру
шение
центра
шарошки
СТ
-
Скол
зубков
ER -
Эрозия
FC -
Стачивание
верхушек
зубьев
НС
-
Термическое
растрескивание
JD -
Износ
от
посторонних
пред
метов
на
забое
*LC -
Потеря
шарошки
LN -
Потеря
насадки
LT -
Потеря
зубков
резцов
ОС
-
Эксцентричный
РВ
-
Повреждение
при
СПО
сжатое
долото
)
PN -
Закупорка
насадки
RG -
Износ

по

внешнему
диа
метру
,
скругление
внешних
резцов
R0 -
Кольцевой
износ
SD -
Повреждение

козырька

лапы
долота
SS -
Износ
самозатачивающихся
зубков
TR -
Образование
гребней
на
забое
W0 -
Промыв
инструмента
,
размы
тое
долото
WT -
Износ
зубков
резцов
N0 -
Отсутствие
износа
L (4) –
МȿСТОНАɏОɀДȿНИȿ
Для
шарошки
Шарошка
:
долота
N -
Носовой
ряд

-
Средний
ряд

G -
Внешний
ряд

1
2
3
-
Шарошка

N -
Вершина

-
Конус

S -
Заплечник

G -
Шаблон

-
Все
зоны
(5) –
УПɅОТНȿНИȿ
ПОДШИПНИКА
открытой
опорой
(
не
герметизиро
ванные
)
герметизированные
)
описания
использованного
ре
сурса
применяется
линейная
шкала
от
0
до
8
0 -
ресурс
не
использован
8 -
ресурс
использован
полностью
алмазных
)
закрытой
опорой
-
уплотнения
эффективны
F -
уплотнения
вышли
из
строя
N -
не
возможно
определить
X -
для

долот
без
уплотнений
G (6) –
ВНȿШНИɃ
ДИАМȿТР
1 -
износа
по
диаметру
нет
1/16 -
износа
по
диаметру
1/16
дюйма

1/8 -
износа
по
диаметру
1/8
дюйма

1/4 -
износа
по
диаметру
1/4
дюйма
D (7) –
ВТОРОСТȿПȿННɕɃ
ИЗНОС
(
использовать
коды
из
колонки
3)
R(8) –
ПРИɑИНА
ПОДɖȿМА
ПРȿКРАɓȿНИə
РАȻОТɕ
Таблица
9 –
Коды
причин
подъема
долота
ВНА
-
Смена
КНȻК
СМ
-
Обработка
бур
.
раствора
СР
-
отбор
керна
DMF -
Отказ
турбобура
HR -
Подъем
по
времени
LIH -
Потеря
инструмента
на
забое
LOG -
ГИС
РР
-
Рост
или
падение
дав
ления
на
стояке

PR -
Падение
скорости
буре
ния
Продолжение
L (4)
DP -
Разбуривание
цемента
DSF -
Авария
бур
.
колонной
DST -
Пластовые
испытания
DTF -
Отказ
забойного
инструмента
FM -
Смена

геологической
обстанов
ки
HP -
Авария
RIG -
Ремонт
оборудования
TD -
Проектный
забой
TQ -
Рост
крутящего
момента
TW -
Отворот
инструмента
WC -
Погодные
условия
Таблица
10 –
Некоторые
причины
износа
долот
Состояние
долота
Возможные
причины
износа
Ȼольшое
число
сломанных
потерянных
зубков
Неправильный
выбор
долота

Неправильная
приработка
долота

ɑрезмерно
высокая
частота
вращения
ɑрезмерно
большая
нагрузка

Работа
по
металлу

ɑрезмерно
большая
интенсивность
мывки

Слишком
продолжительное
время
механи
ческого
бурения
Значительный
износ
по
диаметру
ɑрезмерно
высокая
частота
вращения
.
Слишком
продолжительное
время
механи
ческого
бурения

Спуск
работа
долота
стволе
уменьшен
диаметра
Эрозия
тела
шарошки

ɑрезмерно
большая
интенсивность
мывки

Ȼольшое
содержание
твердой
фазы
бу
ровом
растворе

Продолжение
таблицы
9
2.2
Ʌопастные
долота
При
бурении
нефтяных
газовых
скважин
для
проведения
отдель
ных
видов
работ
применяют
трехлопастные
(3
3
ИР
)
шестилопастные
(6
ИР
)
долота
.
Ʌопастное
долото
3
состоит
из
корпуса
,
верхняя
часть
ко
имеет
ниппель
замковой
резьбой
для
присоединения
бурильной
колонне
,
трех
приваренных
корпусу
долота
лопастей
,
расположенных
по
отношению
друг
другу
120
градусов
.
подвода
бурового
раствора
забою
долото
снабжено
промывочными
отверстиями
,
располо
женными
между
лопастями
.
Ʌопасти
выполнены
заостренными
слегка
наклонными
оси
доло
направлении
его
вращения
.
этой
связи
по
разрушения
по
роды
долота
3
относят
долотам
режуще
скалывающего
действия
,
так
как
влиянием
нагрузки
лопасти
врезаются
породу
,
влиянием
вращающего
момента
скалывают
ее
.
3
предназначены
для
бурения
неабразивных
мягких
пла
стичных
породах
(
)
для
бурения
неабразивных
мягких
породах
пропластками
неабразивных
пород
средней
твердости
(
).
увеличения
износостойкости
долот
их
лопасти
укрепляют
(
ар
мируют
)
твердым
сплавом
.
долот
типа
прорезанные
по
определен
схеме
пазы
на
лопастях
наплавляют
зернистый
твердый
сплав
релит
,
лопасть
покрывают
чугуном
,
долот
типа
пазы
укладывают
паивают
твердосплавные
пластинки
покрывают
лопасти
релитом
.
3
выпускают
гидромониторными
насадками
,
так
без
.
последнем
случае
выходные
кромки
промывочных
каналов
армируют
релитом
.
Согласно
ОСТ
26-02-1282 «
лопастные
»
предусмотрен
выпуск
долот
3
диаметром
от
120,6
до
489,9
мм
.
ɑрезмерно
большая
нагрузка

предназначено
для
менее
твердых
пород

ɑрезмерный
износ
опор
долота
ɑрезмерно
высокая
частота
вращения
ɑрезмерно
большая
нагрузка

Слишком
продолжительное
время
механического
бурения

содержание
твердой
фазы
буро
растворе
Приложение
таблицы
3
выпускают
гидромониторными
насадками
,
так
без
.
последнем
случае
выходные
кромки
промывочных
каналов
армируют
релитом
.
Согласно
ОСТ
26-02-1282 «
лопастные
»
предусмотрен
выпуск
долот
3
диаметром
от
120,6
до
489,9
мм
.
ɑрезмерно
большая
нагрузка

предназначено
для
менее
твердых
пород

ɑрезмерный
износ
опор
долота
ɑрезмерно
высокая
частота
вращения
ɑрезмерно
большая
нагрузка

Слишком
продолжительное
время
механического
бурения

содержание
твердой
фазы
буро
растворе
Приложение
таблицы
;
-
неудовлетворительная
центрируемость
на
забое
,
приводящая
ин
тенсивному
непроизвольному
искривлению
.
Отмеченные
недостатки
объясняют
причины
редкого
применения
лопастных
долот
практике
бурения
нефтяных
газовых
скважин
даже
разбуривании
мягких
пород
.
2.3
Алмазные
долота
Алмазные
долота
предназначены
для
разрушения
истиранием
(
мик
рорезанием
)
неабразивных
пород
средней
твердости
твердых
.
Алмазное
долото
состоит
из
стального
корпуса
присоединительной
замковой
резьбой
фасонной
алмазонесущей
головки
(
матрицы
).
Матрица
разделена
на
секторы
радиальными
(
спиральными
)
промывочными
ка
налами
,
которые
сообщаются
полостью
корпусе
долота
через
промы
вочные
отверстия
.
Алмазонесущую
матрицу
изготовляют
методом
прессования
спе
кания
смеси
специально
подобранных
порошкообразных
твердых
сплавов
.
Перед
прессованием
пресс
форме
по
заданной
схеме
размещают
кри
Институтом
сверхтвердых
материалов
(
ИСМ
) –
долота
типа
ИСМ
.
Долота
ИСМ
предназначены
для
разрушения
резанием
истиранием
(
микрорезанием
)
неабразивных
пород
мягких
(
),
перемежающихся
по
твердости
(
)
средней
твердости
(
).
долота
имеют
вооружение
из
сверхтвердого
композиционного
материала
«
Славутич
»,
состав
которого
входят
мелкокристаллические
алмазы
дробленный
карбид
вольфрама
.
оснащения
долот
применяют
цилиндрические
вставки
(
штыри
)
диаметром
8-12
мм
плоскими
по
лусферическими
рабочими
торцами
.
Штыри
корпусе
долота
припаивают
гнездах
.
Существует
две
разновидности
долот
ИСМ
по
конструкции
:
лопаст
ная
секторная
.
Ʌопастная
разновидность
аналогична
по
конструкции
до
6
ИР
.
Секторная
разновидность
долота
состоит
из
стального
корпуса
,
тор
цевая
профильная
поверхность
которого
разделена
на
секторы
радиальны
твердым
сплавом
.
2.6
Инструмент
для
отбора
керна
отбора
керна
используется
специальный
породоразрушающий
инструмент

бурильные
головки
(
ГОСТ
21210)
керноприемные
устрой
ства
(
ГОСТ
21949).
Ȼурголовка
(
. 17),
разрушая
породу
по
периферии
забоя
,
оставля
ет
центре
скважины
колонку
породы
(
керн
),
поступающую
углубле
нии
скважины
керноприемное
устройство
,
состоящее
из
корпуса
кер
ноприемной
трубы
(
керноприемника
).
Корпус
керноприемного
устройства
служит
для
соединения
буриль
головки
бурильной
колонной
,
размещения
керноприемника
защи
Рисунок
19 –
Состав
буриль
колонны
ɏН
(
пределом
текучести
735
МПа
).
Рисунок
20 –
ведущие
буриль
ные
трубы
Сибири
:
-
условные
диаметры
труб
114, 127, 140
мм

условный
» –
означает
округленный
до
целого
значения
);
-
условная
толщина
стенки
9, 11, 13
мм
Рис
нок
– 21
Схема
стальной
ур
ильной
ру
бы
ива
енными
замками
Сибири
:
-
условные
диаметры
труб
114, 127, 140
мм

условный
» –
означает
округленный
до
целого
значения
);
-
условная
толщина
стенки
9, 11, 13
мм
Рис
нок
– 21
Схема
стальной
ур
ильной
ру
бы
ива
енными
замками
-133;
-147;
Рисунок
22 –
Ʌегкосплавные
бурильные
трубы
сборной
конструкции
муфтовыми
концами
,
остальные

промежуточные
(
верхний
конец
муфтовая
резьба
,
нижний

ниппельная
).
Горячекатанные
УȻТ
выполня
ются
гладкими
по
всей
длине
.
На
верхнем
конце
УȻТС
выполняется
ко
нусная
проточка
для
лучшего
захвата
клиньями
спуско
подьемных
ра
ботах
.
Горячекатанные
УȻТ
используются
преимущественно
бурении
забойными
гидравлическими
двигателями
.
Их
изготовляют
из
сталей
прочности
(
предел
текучести
373
490
МПа
)
методом
катки
,
что
обуславливает
их
недостаточную
прочность
,
особенно
резьбо
вых
соединениях
.
Кроме
,
имеют
значительные
допуски
на
кри
,
разностенность
овальность
.
При
вращении
УȻТ
приводит
биению
значительным
усталостным
перегрузкам
.
Основные
параметры
УȻТ
,
наиболее
распространенные
Запад
Сибири
:
муфтовыми
концами
,
остальные

промежуточные
(
верхний
конец
муфтовая
резьба
,
нижний

ниппельная
).
Горячекатанные
УȻТ
выполня
ются
гладкими
по
всей
длине
.
На
верхнем
конце
УȻТС
выполняется
ко
нусная
проточка
для
лучшего
захвата
клиньями
спуско
подьемных
ра
ботах
.
Горячекатанные
УȻТ
используются
преимущественно
бурении
забойными
гидравлическими
двигателями
.
Их
изготовляют
из
сталей
прочности
(
предел
текучести
373
490
МПа
)
методом
катки
,
что
обуславливает
их
недостаточную
прочность
,
особенно
резьбо
вых
соединениях
.
Кроме
,
имеют
значительные
допуски
на
кри
,
разностенность
овальность
.
При
вращении
УȻТ
приводит
биению
значительным
усталостным
перегрузкам
.
Основные
параметры
УȻТ
,
наиболее
распространенные
Запад
Сибири
:
Рисунок
23 –
Сбалансированные
УȻТ
ментов
процессе
бурения
спуско
подъемных
операций
.
3.7
Условия
работы
бурильной
колонны
Условия
работы
ȻК
роторном
способе
бурения
бурении
забойными
двигателями
различны
.
При
роторном
бурении
,
передающая
вращение
от
ротора
долоту
нагрузку
на
долото
,
испытывает
действие
ряда
сил
.
Верхняя
часть
действием
сил
собственного
веса
перепада
давления
промывочных
отверстиях
долота
находится
растянутом
,
нижняя
,
воспринимающая
реакцию
забоя
,
сжатом
состоянии
.
Следовательно
,
имеется
сечение
,
котором
отсутствуют
осевые
растягивающие
сжимающие
силы
.
Выше
свойств
промывочных
жидкостей
параметров
режима
бурения
,
также
применением
разных
конструкций
типоразмеров
породоразру
шающего
инструмента
.
Однако
процессе
углубления
скважины
горизонтальным
оконча
нием
часто
возникают
проблемы
,
связанные
нестабильностью
работы
двигателя
,
его
остановками
,
что
обусловлено
чередованием
разбуриваемых
пород
разными
физико
механическими
свойствами
,
применением
стных
(
матричных
)
долот
,
обладающих
повышенной
моментоемкостью
,
также
отсутствием
информации
фактической
(
истинной
)
осевой
нагрузки
на
долото
.
Российскими
зарубежными
учеными
предложены
способы
контро
ля
осевой
нагрузки
на
долото
бурении
горизонтальных
скважин
.
Ȼольшинство
из
них
включают
определение
момента
двигателя
по
величи
не
необходимой
нагрузки
на
долото

удельного
его
момента
,
исходя
из
определения
(
регистрации
)
разницы
перепадов
давления
двигателе
его
работе
рабочем
режиме
режиме
холостого
хода
[10].
,
боль
шинстве
буровых
предприятий
бурении
горизонтальных
участков
послед
ние
годы
автоматизированные
системы
,
включающие
датчики
,
устанавли
ваемые
комплексе
известных
телеметрических
систем
(
измерение
на
грузки
помощью
тензодатчиков
,
устанавливаемых
немагнитном
пере
воднике
на
двигателем
),
не
позволяют
осуществить
фактический
контроль
осевой
нагрузки
на
долото
.
Невозможность
определения
нагрузки
по
пере
паду
(
изменению
)
давления
на
стояке
(
манифольде
)
буровой
установки
,
снижению
(
потере
)
веса
бурильной
колонны
,
также
использования
чиков
(
настройка
которых
производится
по
оптимальной
энергетической
характеристике
двигателя
)
напрямую
связано
износом
рабочих
органов
)
ВЗД
процессе
его
работы
,
возможным
сальникообразованием
износом
долота
.
Также
сложность
определения
фактической
нагрузки
на
долото
обусловлено
работой

трением
бурильной
колонны
скважине
.
Трение
(
посадки
)
бурильного
инструмента
обусловлено
как
неоднородно
стью
разбуриваемых
горных
пород
(
физико
механическими
свойствами
),
так
углом
закручивания
бурильной
колонны
вследствие
восприятия
ре
активного
момента
двигателя
,
влияющие
на
ее
пространственное
положе
ние
скважине
.
При
бурении
скважины
профилем
,
включающим
несколько
ис
кривленных
участков
,
бурильная
колонна
подвергается
действию
различ
ных
нагрузок
.
процессе
ее
углубления
воспринимает
продоль
ные
,
поперечные
,
так
изгибающие
нагрузки
.
результате
действующих
нагрузок
различные
участки
бурильной
колонны
подвергаются
изгибу
,
котором
она
теряет
прямолинейную
форму
.
Самым
простым
видом
изгиба
является
поперечный
.
Наиболее
характерным
примером
поперечного
изги
ба
бурильной
колонны
является
ее
искривленных
участках
сква
жины
.
Изгиб
происходит
под
действием
поперечных
сил
на
контакте
ко
со
стенкой
скважины
,
этом
возникает
сила
сопротивления
осевого
перемещения
бурильной
колонны
,
причем
увеличением
интен
сивности
искривления
участков
скважины
также
возникают
потери
ее
ус
тойчивости
.
На
рисунке
26
представлены
силы
,
действующие
на
буриль
колонну
потери
ее
устойчивости
на
участках
ствола
скважины
.
Рисунок
25 –
Силы
,
действующие
на
бурильную
колонну
на
участ
ках
скважины
потери
ее
устойчивости
:

прямо
линейный
;

выпуклый
;
,

вогнутый
Из
рисунка
25
видно
,
что
силы
складываются
из
прижимающей
силы
тр
,
величина
которой
зависит
от
профиля
скважины
,
наличия
искривлен
ных
участков

набора
,
стабилизации
,
падения
зенитного
угла
,
также
си
лы
трения
F
тр
перемещения
,
связанной
сопротивлением
бурильной
ко
ее
элементов
(
муфт
,
замков
,
калибраторов
,
центраторов
.)
перемещении
вдоль
стенки
скважины
[4].
Например
,
сила
трения
F
тр
сила
прижатия
F
бурильной
колонны
горную
породу
искривленном
участке
скважины
определяются
выражениями

sin
, (24)
где
q

вес
1-
метра
жидкости
, H;
sin
, (24)
где
q

вес
1-
метра
жидкости
, H;
Рисунок
26 –
Эпюры
осевых
усилий

моментов
бурильной
колонне
:
I –
схема
компоновки
бурильной
колонны
; II –
эпюра
осевых
усилий
ненагруженном
долоте
; III –
осевых
усилий
процессе
бурения
;
IV –
эпюра
крутящего
момента
процессе
бурения
(

реактивный
кру
тящий
момент
достигает
устья

реактивный
крутящий
момент
дос
тигает
устья
. –
условно
нейтральное
сечение
; 1 –
долото
; 2 –
забойный
двигатель
; 3 –
утяжеленные
бурильные
трубы
; 4, 5 –
колонна
СȻТ
Из
представленных
рисунке
26
следует
,
что
осевые
усилия
крутящие
моменты
,
действующие
бурильную
колонну
для
различных
способов
бурения
не
одинаковы
.
целью
увеличения
срока
ее
службы
,
момент
трения
долота
стенки
скважины

момент
долоте

максимальный
тр
l
сж
скв
момент
трения
долота
стенки
скважины

момент
долоте

максимальный
тр
l
сж
скв
-
напряжение
сжатия
трубах
поперечным
сечением
от
действия
силы

напряжения
изгиба

бающий
момент

осевой
момент
сопротивления
сечения
труб
При
увеличении
нагрузки
G
верхнем
сечении
колонны
,
превы
шающей
значение
критической
нагрузки
G
,
происходит
ее

где
модуль
ɘнга
для
стальных
труб
=
;
максимальный
прогиб
,
.
Длина
полуволны
осевой
изогнутой
,

(29)
где
I –
осевой
момент
инерции
поперечного
сечения
,
см
;

вес
одного
метра
,
;

частота
вращения
,
об
мин
.
Например
,
углублении
горизонтальных
участков
интервалах
бурения
2650
до
3155
(
анализ
бурения
20
скважин
Приобского
место
рождения
применяли
компоновки
:
долото
215,9
ȻИТ
2-
МС
;
дви
гатель
3-195;
телесистему
;
бурильные
трубы
приварными
замками
=380
;
= 136,4
см
;
= 892,6
см
величина
осевой
сжимающей
нагрузки
G,
которой
появляется
остаточная
деформация
,
составляет
194
кН
.
Сле
довательно
,
бурении
данных
интервалов
трубах
появляется
остаточ
ная
деформация
,
где
достигает
значения
предела
текучести
труб
,
приводящая
потере
устойчивости
колонны
ее
изгибу
.
Установлено
также
,
что
бурильная
колонна
общем
случае
может
вращаться
:
1.
Вокруг
собственной
прямолинейной
,
плоско
спирально
оси
;
2.
Вокруг
оси
скважины
со
скольжением
по
ее
стенке
;
3.
Вокруг
оси
скважины
обратным
перекатыванием
по
ее
стенке
.
процессе
бурения
скважины
комбинированным
способом
бу
колонне
возникают
статические

динамические
напряже
ния
кручения
,

(30)
Максимальные
напряжения
кручения
зависят
от
моментов
сопротив
лений
возникающих
вращении

бурильной
колонны
,
учетом
одно
временной
работы
.
Суммарный
крутящий
момент
,
действующий
на
бурильную
колонну
тормозном
режиме
работы

Суммарный
крутящий
момент
,
действующий
на
бурильную
колонну
рабочем
режиме
режиме
холостого
хода

,
(32)
9545,
Нǜм
.
Мощность
на
холостое
вращение
растянутой
части
колонны
верти
кальном
участке
скважины
(
по
формуле
.
Ɏедорова

(33)
где

эмпирический
коэффициент
,
зависящий
от
зенитного
скважины
;

плотность
бурового
раствора
,
кг
;

наружный
диаметр
бурильных
,
;

частота
вращения
бурильной
колонны
,
об
мин
;

длина
растянутой
части
колонны
;

длина
вертикального
интервала
,
;

длина
сжатой
части
колонны
(
при
посадке
инст
румента
интервале
набора
кривизны
),
;

нагрузка
(
посадка
инстру
мента
),
; q –
вес
1
учетом
силы
Архимеда
,
.
таблице
представлены
значения
эмпирического
коэффициента
зависимости
от
зенитного
для
определения
мощности
момента
,
действующего
на
бурильную
колонну
растянутом
участке
скважины
длиной
от
900
до
1100
.
Таблица
11 –
Значения
эмпирического
коэффициента
зависимо
сти
от
зенитного
для
определения
мощности
момента
растянутом
участке
скважины

зенитного
угла
где
=0,15÷0,2 –
коэффициент
,
учитывающий
второстепенные
;

радиус
скважины
,
равный
половине
разности
диаметра
ствола
диаметра
бурильных
;
=0,12÷0,25 –
коэффициент
трения
колонны
стенки
скважины
.
Реактивный
момент
на
корпусе
двигателя

,
(35)
где

перепад
давления
двигателе
зависимости
от
величины
нагрузки
на
долото
,
;

объем
рабочих
органов
,
;

гидромеханический
.
двигателя
.

момент
корпуса
двигателя
учетом
искривления
скважины
трения
горную
породу
),
;
,

сила
трения
корпуса
стенки
скважины
,
;

длина
двигателя
,
;

вес
1
двигателя
,
кг
;

наружный
радиус
двигателя
,
;

коэффициент
трения
двигателя
стенки
скважины
;

угол
искривления
скважины
.
Момент
,
расходуемый
на
вращение
калибраторов
,
маховиков
,
соединенных
валу
(
36)
где
G
рад
= 2,0÷5,0
кН

радиальное
усилие
на
рабочие
элементы
калибрато
ра
зависимости
от
длины
рабочей
части
(
элементов
калибратора

радиус
калибратора
;

коэффициент
,
учитывающий
свойства
.
где
=0,15÷0,2 –
коэффициент
,
учитывающий
второстепенные
;

радиус
скважины
,
равный
половине
разности
диаметра
ствола
диаметра
бурильных
;
=0,12÷0,25 –
коэффициент
трения
колонны
стенки
скважины
.
Реактивный
момент
на
корпусе
двигателя

,
(35)
где

перепад
давления
двигателе
зависимости
от
величины
нагрузки
на
долото
,
;

объем
рабочих
органов
,
;

гидромеханический
.
двигателя
.

момент
корпуса
двигателя
учетом
искривления
скважины
трения
горную
породу
),
;
,

сила
трения
корпуса
стенки
скважины
,
;

длина
двигателя
,
;

вес
1
двигателя
,
кг
;

наружный
радиус
двигателя
,
;

коэффициент
трения
двигателя
стенки
скважины
;

угол
искривления
скважины
.
Момент
,
расходуемый
на
вращение
калибраторов
,
маховиков
,
соединенных
валу
(
36)
где
G
рад
= 2,0÷5,0
кН

радиальное
усилие
на
рабочие
элементы
калибрато
ра
зависимости
от
длины
рабочей
части
(
элементов
калибратора

радиус
калибратора
;

коэффициент
,
учитывающий
свойства
.
,

где

модуль
упругости
при
сдвиге
,
Па
;

плотность
материала
,
кг
;
g

ускорение
свободного
падения
,
;

частота
вращения
колонны
,
об
мин
;
d

наружный
диаметр
,
.
= 7,5
МПа
;
= 7800
кг
;
g
= 9,8
;
= 80
об
мин
;
=
0,127
мм
,
динамические
напряжения
составят
1228
/
Суммарные
статические
динамические
напряжения
кручения
бурильной
колонне
при
комбинированном
способе
бурения
составят
4,75
кН
.
.
данные
напряжения
элементами
ударов
забой
долота
могут
никать
распрямлении
колонны
,
представляющей
собой
местах
ин
тенсивного
искривления
скважины
спираль

пружину
.
Динамические
напряжения
кручения
можно
рассчитать
по
формуле
,

где

модуль
упругости
при
сдвиге
,
Па
;

плотность
материала
,
кг
;
g

ускорение
свободного
падения
,
;

частота
вращения
колонны
,
об
мин
;
d

наружный
диаметр
,
.
= 7,5
МПа
;
= 7800
кг
;
g
= 9,8
;
= 80
об
мин
;
=
0,127
мм
,
динамические
напряжения
составят
1228
/
Суммарные
статические
динамические
напряжения
кручения
бурильной
колонне
при
комбинированном
способе
бурения
составят
4,75
кН
.
-
работа
ВЗД
режиме
холостого
хода
n
<
ВЗД
-
работа
ВЗД
рабочем
режиме
n
<
ВЗД
-
работа
ВЗД
тормозном
режиме
n
ВЗД
кН
сп
сп
кр
кр
2400
1100
0 L
скв
24
кН
+
-
1
2
3
4
5
0
630
кН
0
400
кН
0
5510
370
0
18
0
21
0
I
II
50
кН
III
10
кН
IV
V
VI
VII
VII
630
кН
65
как
пространственных
ее
форм
,
так

сил
трения
F
тр
.
Сила
трения
является
трудноопределимой
переменной
процесса
бурения
,
существенное
значение
неопределенность
которой
наклонных
горизонтальных
скважинах
затрудняет
доведение
определение
фактической
осевой
нагрузки
забоя
поддержание
за
данного
режима
работы
винтового
двигателя
.
Предлагается
способ
определения
фактической
осевой
нагрузки
долото
бурении
горизонтальных
скважин
винтовым
забойным
двига
телем
.
Способ
осуществляется
следующим
образом
.
бурении
горизонтальных
наклонно
направленных
скважин
использованием
качестве
привода
породоразрушающего
инструмента
забойного
двигателя
выбирается
эффективный
режим
бурения
,
обеспечивающий
надежную
работу
породоразрушающего
инструмента
.
этой
целью
бурильной
колонне
закрепленным
нем
долотом
опускается
скважину
.
доходя
забоя
,
колонне
бурильных
подается
необходимое
количество
(
согласно
паспортным
данным
за
вода
изготовителя
)
бурового
раствора
.
После
запуска
двигателя
(
над
забо
ем
при
работе
его
режиме
холостого
хода
,
манометру
определяют
давление
стояке
буровой
установки
,
затем
производят
проворачивание
как
пространственных
ее
форм
,
так

сил
трения
F
тр
.
Сила
трения
является
трудноопределимой
переменной
процесса
бурения
,
существенное
значение
неопределенность
которой
наклонных
горизонтальных
скважинах
затрудняет
доведение
определение
фактической
осевой
нагрузки
забоя
поддержание
за
данного
режима
работы
винтового
двигателя
.
Предлагается
способ
определения
фактической
осевой
нагрузки
долото
бурении
горизонтальных
скважин
винтовым
забойным
двига
телем
.
Способ
осуществляется
следующим
образом
.
бурении
горизонтальных
наклонно
направленных
скважин
использованием
качестве
привода
породоразрушающего
инструмента
забойного
двигателя
выбирается
эффективный
режим
бурения
,
обеспечивающий
надежную
работу
породоразрушающего
инструмента
.
этой
целью
бурильной
колонне
закрепленным
нем
долотом
опускается
скважину
.
доходя
забоя
,
колонне
бурильных
подается
необходимое
количество
(
согласно
паспортным
данным
за
вода
изготовителя
)
бурового
раствора
.
После
запуска
двигателя
(
над
забо
ем
при
работе
его
режиме
холостого
хода
,
манометру
определяют
давление
стояке
буровой
установки
,
затем
производят
проворачивание
ГТИ
факт
,
(39)
где

осевая
нагрузка
на
долото
станции
ГТИ
,
;

момент
роторе
режиме
работы
холостом
ходу
,
;
. –
момент
на
роторе
рабочем
режиме
работы
,
;

диаметр
скважины
,
;
где


скорость
перемещения
бурильной
колонны
вдоль
стенки
скважины
;

угловая
скорость
вращения
бурильной
колонны
относи
тельно
стенки
скважины
.
Расчет
фактической
нагрузки
(
согласно
вышеприведенным
данным
20
скважинам
Приобского
месторождения
предложенному
способу
показал
следующее

()
факт
кН
.
Определение
фактической
осевой
нагрузки
позволит
увеличить
эф
фективность
бурения
горизонтальных
наклонно
направленных
скважин
,
также
повысить
надежность
забойного
двигателя
породо
разрушающего
инструмента
.
расчетов
следует
,
что
фактическая
нагрузка
при
бурении
скважи
горизонтальным
окончанием
составила
50
кН
.
Следовательно
,
ошиб
ка
определения
нагрузки
станции
ГТИ
составляет
26 %.
Также
процессе
бурения
вышеизложенному
способу
возможно
определение
фактической
осевой
нагрузки
при
работе
двигателя
тормоз
ном
режиме
.
Для
этого
необходимо
определить
величину
момента
ро
при
работе
тормозном
режиме
по
вышеприведенной
формуле
определить
фактическую
осевую
нагрузку
долото
тормозном
режиме
работы
ВЗД
.

)
Турбина

Винтовой
забойный
двигатель
Рисунок
29 –
работы
турбины
ВЗД
Однако
усовершенствование
конструкций
долот
ВЗД
привело
тому
,
что
настоящее
время
турбины
применяются
только
особых
(
спе
циальных
)
случаях
.
этой
главе
мы
рассмотрим
деталях
ВЗД
.
Турбины
рассматриваться
не
будут
,
поскольку
принципы
их
работы
расчеты
де
тально
рассмотрены
изданиях
публикациях
.
позволяет
наполнять
колонну
опо
рожнять
ее
спускоподъемных
операциях
.
При
установке
на
минималь
скорость
потока
,
поршень
клапана
придавливается
вниз
,
перекрывая
выход
затрубное
пространство
(
. 30).
приводит
тому
,
что
рас
твор
направляется
мотор
.
Когда
скорость
потока
становится
меньше
этой
минимальной
величины
,
пружина
возвращает
поршень
клапана
жение
"
открыто
",
открывая
перепускное
отверстие
.
Во
избежание
попада
ния
твердой
фазы
из
затрубного
пространства
(
особенно
песчаных
фор
мациях
),
переводник
клапаном
устанавливается
настолько
близко
дви
гателю
,
насколько
возможно
.
по
двигатель
может
работать
без
этого
клапана
.
ȿго
мож
но
устанавливать
помощью
переводника
тем
же
размером
соединений
,
что
двигателя
,
полностью
закрытым
перепускным
отверстием
.
Одна
ко
более
предпочтительным
является
применение
клапана
,
.
он
ет
наполняться
колонне
время
спуска
"
опрожнятся
время
подъема
.
Секция
преобразования
энергии
потока
раствора
.
Винтовой
забойный
двигатель

обратный
по
своему
действию
насо
су
Муано
.
ɀидкость
прокачивается
через
протяженные
кривые
поверхно
сти
.
Сила
движения
жидкости
заставляет
вал
вращаться
внутри
статора
. 31).
Сила
вращения
затем
передается
через
шарнир
приводному
лу
далее
,
долоту
.
Рисунок
30
Рисунок
31
забойный
двигатель

обратный
по
своему
действию
насо
су
Муано
.
ɀидкость
прокачивается
через
протяженные
кривые
поверхно
сти
.
Сила
движения
жидкости
заставляет
вал
вращаться
внутри
статора
. 31).
Сила
вращения
затем
передается
через
шарнир
приводному
лу
далее
,
долоту
.
Рисунок
30
Рисунок
31
Этот
узел
соединяется
ниж
ней
частью
ротора
передает
крутящий
момент
скорость
вращения
ро
тора
на
приводной
вал
долото
.
Универсальные
соединения
преобразуют
эксцентричное
движение
ротора
концентричное
движение
приводного
вала
(
. 31).
На
некоторых
моделях
двигателей
подвижные
соединения
закрывают
защитным
резиновым
покрытием
.
предотвращает
их
эро
от
бурового
раствора
.
Подшипники
узел
приводного
вала
Приводной
вал
является
сталь
ным
,
пустотелым
,
жестким
элементом
.
Он
крепится
обоймах
радиальных
осевых
опорных
подшипников
(
см
.
. 3.1).
Наибольшая
часть
жидко
сти
течет
прямо
через
центр
вала
долоту
.
Обычный
содержит
сле
дующие
подшипниковые
узлы
:
.
верхние
подшипники

противостоят
гидравлической
на
грузке
,
весу
ротора
,
шатуна
,
приводного
вала
долота
,
когда
двигатель
находится
подвешенном
состоянии
(
не
упирается
дно
забоя
).
Обычно
бывают
шариковые
.
b.
радиальные
подшипники

втулочного
,
применяются
как
верхней
,
так
нижней
части
.
Радиальные
подшипники
двигателей
,
пускаемые
Анадриллом
,
представляют
собой
втулки
покрытием
из
кар
бида
вольфрама
.
Они
обеспечивают
удержание
вала
радиальном
направ
лении
.
Они
так
регулируют
раствора
через
подшипниковый
узел
,
отклоняя
часть
потока
(
обычно
4-5 %)
на
охлаждение
смазку
вала
,
ради
альных
опорных
подшипников
выводя
часть
прямо
затрубное
пространство
выше
переводника
долото
вал
.
Количество
этой
части
рас
твора
определяется
условиями
смазки
охлаждения
подшипников
поте
рей
давления
на
долоте
.
Закрытые
,
смазывающиеся
маслом
подшипники
являются
альтерна
втулочным
.
Закрытые
подшипники
можно
рекомендовать
использо
вать
тех
случаях
,
когда
применяется
раствор
,
вызывающий
коррозию
,
ко
гда
растворе
содержится
значительное
количество
твердых
частиц
по
условиям
необходимости
уменьшения
потери
давления
на
долоте
.
представляют
собой
втулки
покрытием
из
кар
бида
вольфрама
.
Они
обеспечивают
удержание
вала
радиальном
направ
лении
.
Они
так
регулируют
раствора
через
подшипниковый
узел
,
отклоняя
часть
потока
(
обычно
4-5 %)
на
охлаждение
смазку
вала
,
ради
альных
опорных
подшипников
выводя
часть
прямо
затрубное
пространство
выше
переводника
долото
вал
.
Количество
этой
части
рас
твора
определяется
условиями
смазки
охлаждения
подшипников
поте
рей
давления
на
долоте
.
Закрытые
,
смазывающиеся
маслом
подшипники
являются
альтерна
втулочным
.
Закрытые
подшипники
можно
рекомендовать
использо
вать
тех
случаях
,
когда
применяется
раствор
,
вызывающий
коррозию
,
ко
гда
растворе
содержится
значительное
количество
твердых
частиц
по
условиям
необходимости
уменьшения
потери
давления
на
долоте
.

Рисунок
34

Рисунок
35
.
нижние
опорные
подшипники

передают
нагрузку
от
невращаю
щегося
корпуса
двигателя
на
вращающееся
долото
.
подшипники
принимают
нагрузку
бурении
.
могут
быть
как
шариковые
(
Анад
),
так
алмазными
подшипниками
скольжения
(Dyna - drill F2000S).
Вращающийся
переводник
долота

единственная
наружная
движу
щаяся
часть
двигателя
.
Он
имеет
соединения
соответствии
со
стандарта
ми
соединений
долот
API.
некоторых
конструкциях
двигателей
преду
сматривается
установка
предохраняющего
переводника
корпусом
статора
перепускным
клапаном
целях
предохранения
резьбы
дорогого
корпуса
мотора
.
Замечание
соединения
корпусов
(
исключением
тех
,
которые
находятся
над
перепускным
клапаном
)
рассоединять
соединять
услови
буровой
не
допускается
.
должно
делаться
на
базе
правильным
крутящим
моментом
.
было
сказано
выше
,
перепускной
клапан
не
влияет
на
работу
мотора
.
некоторых
случаях
допускается
замена
перепу
скного
клапана
,
наличии
подходящего
перепускного
переводника
,
можно
обойтись
без
перепускного
клапана
.
Подъемный
переводник
нужно
применять
только
подъеме
укладке
.
4.2
Гидравлика
забойных
двигателей
Применение
забойных
двигателей
существенно
изменяет
гидравли
ческие
расчеты
циркуляционной
системы
.
Необходимо
учитывать
сле
дующие
факторы
:
1.
Допустимый
диапазон
скорости
потока
размер
двигателя
рассчитан
на
определенный
диапазон
объемов

проходящей
че
рез
него
жидкости
.
Многогребневые
моторы
имеют
намного
больший
диа
ротором
статором
нарушается
из
дефор
мации
внутреннего
покрытия
статора
,
буровой
раствор
течет
через
дви
гатель
,
не
производя
полезной
работы
,
не
вращая
долото
.
Пока
зания
давления
системе
подачи
резко
подпрыгивают
не
меняются
увеличении
эффективной
нагрузки
на
долото
.
Недавние
исследования
показали
,
что
кривая
выходной
мощности
имеет

параболы
(
. 35),
не
непрерывно
возрастающей
кривой
,
считалось
раньше
.
ȿсли
двигатель
работает
на
уровне
50-60%
от
предель
давления
,
им
производится
работа
,
что
величине
90%
от
предельного
давления
.
Но
первом
случае
ситуация
оказывается
на
много
лучше
,
.
имеется
значительное
преимущество
до
точки
дельного
давления
этом
существенно
удлиняется
моторесурс
двига
теля
.
больше
выработка
подшипниках
двигателя
,
тем
легче
дос
тичь
точки
предельного
давления
.
Полезно
достижении
забоя
умыш
ленно
на
очень
короткое
время
сильно
увеличить
давление
для
определе
ния
его
предельного
значения
.
поможет
эксплуатировать
двигатель
на
уровне
примерно
50%
от
этой
величины
.
Но
всех
случаях
ни
коем
случае
нельзя
превышать
пределы
,
устанавливаемые
спецификациях
конструкции
двигателя
.
ротором
статором
нарушается
из
дефор
мации
внутреннего
покрытия
статора
,
буровой
раствор
течет
через
дви
гатель
,
не
производя
полезной
работы
,
не
вращая
долото
.
Пока
зания
давления
системе
подачи
резко
подпрыгивают
не
меняются
увеличении
эффективной
нагрузки
на
долото
.
Недавние
исследования
показали
,
что
кривая
выходной
мощности
имеет

параболы
(
. 35),
не
непрерывно
возрастающей
кривой
,
считалось
раньше
.
ȿсли
двигатель
работает
на
уровне
50-60%
от
предель
давления
,
им
производится
работа
,
что
величине
90%
от
предельного
давления
.
Но
первом
случае
ситуация
оказывается
на
много
лучше
,
.
имеется
значительное
преимущество
до
точки
дельного
давления
этом
существенно
удлиняется
моторесурс
двига
теля
.
больше
выработка
подшипниках
двигателя
,
тем
легче
дос
тичь
точки
предельного
давления
.
Полезно
достижении
забоя
умыш
ленно
на
очень
короткое
время
сильно
увеличить
давление
для
определе
ния
его
предельного
значения
.
поможет
эксплуатировать
двигатель
на
уровне
примерно
50%
от
этой
величины
.
Но
всех
случаях
ни
коем
случае
нельзя
превышать
пределы
,
устанавливаемые
спецификациях
конструкции
двигателя
.
трехшаро
шечным
долотом
.
этом
случае
уменьшается
износ
подшипников
долота
продлевается
его
долговечность
.
обоих
случаях
определенная
часть
потока
бурового
раствора
от
клоняется
от
канала
между
ротором
статором
.
Поток
,
проходящий
через
ротор
,
зависит
от
величины
дифференциального
давления
двигателя
,
кото
рая
,
свою
очередь
,
прямо
пропорциональна
величине
крутящего
момен
,
производимого
двигателем
.
ȿсли
он
оказывается
меньше
необходимо
го
,
количество
жидкости
,
проходящей
через
ротор
,
нужно
уменьшить
.
При
этом
возрастает
скорость
вращения
увеличивается
вероятность
по
ломки
двигателя
.
Таким
образом
,
если
на
ротор
установлена
насадка
по
условиям
очистки
забоя
скорость
потока
должна
быть
высокой
,
нужно
либо
увеличить
размер
насадки
,
либо
уменьшить
скорость
потока
.
Имеют
ся
специальные
таблицы
для
различных
двигателей
,
которые
позволяют
подобрать
величину
перепуска
потока
жидкости
различных
конфигу
рациях
насадок
.
Выбор
насадок
ротора
очень
важен
.
Слишком
большая
величина
пе
репуска
приводит
существенному
уменьшению
работоспособности
дви
гателя
,
следовательно
,
понижению
эффективности
бурения
.
ȿсли
насад
никами
как
основа
"
гибких
дви
гателей
.
Из
вышеприведенного
видно
,
что
необходимо
тщательно
планиро
вать
гидравлическую
программу
для
ВЗД
.
Сравнение
двигателей
типа
1:2
многогребневых
Высокая
скорость

Низкий
крутящий
момент
Низкие
скорости
потока
Отсутствует
роторная
насадка
пере
пуска
Низкая
потеря
давления
на
двигателе
Низкая
потеря
давления
на
долоте
Малый
эффективный
вес
на
долото

Необходимы
высокоскоростные
до
лота

Относительно
легко
ориентируемые

Обычно
применяются
кривыми
пе
реводниками
Низкая
скорость
Высокий
крутящий
момент
Ȼолее
высокие
скорости
потока
Роторная
насадка
перепуска
Ȼолее
высокая
потеря
давления
на
двигателе
Ȼолее
высокая
потеря
давления
на
долоте

Ȼолее
высокий
предел
нагрузки
на
долото
Можно
применять
шаро
шечные
долота
Ȼолее
трудно
ориентировать
Применяются
кривыми
перевод
никами
как
основа
"
гибких
дви
гателей
.
Из
вышеприведенного
видно
,
что
необходимо
тщательно
планиро
вать
гидравлическую
программу
для
ВЗД
.
Сравнение
двигателей
типа
1:2
многогребневых
Сравнение характеристик двигателей типа 1:2
и многогребневых
никами
как
основа
"
гибких
дви
гателей
.
Из
вышеприведенного
видно
,
что
необходимо
тщательно
планиро
вать
гидравлическую
программу
для
ВЗД
.
Сравнение
двигателей
типа
1:2
многогребневых
никами
как
основа
"
гибких
дви
гателей
.
Из
вышеприведенного
видно
,
что
необходимо
тщательно
планиро
вать
гидравлическую
программу
для
ВЗД
.
Сравнение
двигателей
типа
1:2
многогребневых
Диапазон
размеров
ствола
скважины
,
мм
. 250,8-311,2 250,8 -
,
6,16 7,41
Максимальная
нагрузка
на
долото
,
кг
9072 29483
Максимальная
потеря
давления
на
долоте
, 34,5 103,4
Минимальная
скорость
потока
,
.
18,9 12,6
Максимальная
скорость
потока
,
.
28,4 41,0
Максимальная
скорость
потока
через
ротор
,
.
-
50,5
Скорость
вращения
вала
,
об
мин
275-415 55- 185
Максимальный
крутящий
момент
,
кг
159 622 - 830
Максимальная
потеря
давления

на
моторе
,
атм
.
Количество
ступеней
3
2

Сравнение характеристик двигателей типа 1:2
и многогребневых
давление
двигателя
специфиче
ском
узком
диапазоне
(
меньше
допустимой
максимальной
величины
),
можно
оптимизировать
скорость
проходки
.
4.3
Рекомендации
по
работе
ВЗД
4.3.1
Сборка
двигателя
-
Приподнимите
двигатель
,
установите
хомут
из
двух
,
от
крутите
подъемный
переводник
.
-
Проверьте
рукой
работу
перепускного
клапана
.
-
проверки
работы
ВЗД
присоедините
сначала
долото
.
-
При
проверке
мотора
кривым
переводником
,
сведите
время
про
качивания
абсолютному
минимуму
.
-
Возьмите
УȻТ
телесистемой
.
Подсоедините
обратный
клапан
кривой
переводник
трубе
.
-
Установите
ниппель
кривого
переводника
муфту
ВЗД
.
давление
двигателя
специфиче
ском
узком
диапазоне
(
меньше
допустимой
максимальной
величины
),
можно
оптимизировать
скорость
проходки
.
4.3
Рекомендации
по
работе
ВЗД
4.3.1
Сборка
двигателя
-
Приподнимите
двигатель
,
установите
хомут
из
двух
,
от
крутите
подъемный
переводник
.
-
Проверьте
рукой
работу
перепускного
клапана
.
-
проверки
работы
ВЗД
присоедините
сначала
долото
.
-
При
проверке
мотора
кривым
переводником
,
сведите
время
про
качивания
абсолютному
минимуму
.
-
Возьмите
УȻТ
телесистемой
.
Подсоедините
обратный
клапан
кривой
переводник
трубе
.
-
Установите
ниппель
кривого
переводника
муфту
ВЗД
.
на
долото
,
указывает
на
,
что
перепускной
клапан
не
закрыт
.
При
поднимите
забоя
прерывистым
резким
изменением
давления
попытай
тесь
заставить
его
закрыться
.
-
Как
только
долото
опустится
на
забой
начнется
бурение
,
крутя
щий
момент
на
двигателе
возрастет
.
Потеря
давления
на
двигателе
увели
чится
пропорционально
моменту
.
Необходимо
уменьшить
дифференци
альное
давление
двигателя
до
рекомендованной
для
данного
двигателя
личины
(
примерно
26
атм
.
для
расстояние
между
нижней
частью
корпуса
подшипников
верхней
кром
кой
переводника
долота
,
расстояние
.
-
Опускайте
двигатель
до
тех
,
пока
он
не
упрется
всем
сво
им
весом
.
Опять
измерьте
эту
величину
,
расстояние
.
Ʌюфт
подшипников
будет
равен
(
).
каждого
двигателя
существует
своя
допустимая
личина
люфта
.
Определите
,
нужно
ли
отправлять
двигатель
на
сервисное
обслуживание
.
-
Уложите
двигатель
.
-
ȿсли
Вы
не
позаботитесь
своем
двигателе
,
следующий
раз
он
не
будет
работать
.
-
На
корпусе
двигателя
желательно
краской
указать
количество
ча
сов
бурения
циркуляции
.
информация
окажется
очень
полезной
дальнейшем
.
расстояние
между
нижней
частью
корпуса
подшипников
верхней
кром
кой
переводника
долота
,
расстояние
.
-
Опускайте
двигатель
до
тех
,
пока
он
не
упрется
всем
сво
им
весом
.
Опять
измерьте
эту
величину
,
расстояние
.
Ʌюфт
подшипников
будет
равен
(
).
каждого
двигателя
существует
своя
допустимая
личина
люфта
.
Определите
,
нужно
ли
отправлять
двигатель
на
сервисное
обслуживание
.
-
Уложите
двигатель
.
-
ȿсли
Вы
не
позаботитесь
своем
двигателе
,
следующий
раз
он
не
будет
работать
.
-
На
корпусе
двигателя
желательно
краской
указать
количество
ча
сов
бурения
циркуляции
.
информация
окажется
очень
полезной
дальнейшем
.
Рисунок
36
Рисунок
37
Рисунок
38
Рисунок
39



Рисунок
40

Рисунок
41
Рисунок
42
Рисунок
40 –
Типовая
компоновка
низа
бурильной
колонны
для
на
бора
зенитного
угла
Рисунок
41–
компоновка
,
или
компоновка
для
участков
падения
нитного
Рисунок
42 –
Типовая
маятниковая
стабилизации
зенитного
угла
центратором
должно
быть
меньше
2
(6
фут
).
Эффективность
этого
переводника
также
будет
зависеть
от
на
грузки
на
долото
,
диаметра
первого
центратора
расстояния
между
пер
вым
вторым
центраторами
.
Влияние
диаметра
центратора
будет
определяться
диаметрами
цен
траторов
утяжеленных
бурильных
труб
относительно
диаметра
скважи
ны
нагрузки
на
долото
.
Этот
эффект
будет
небольшим
по
сравнению
двумя
первыми
заметен
только
тогда
,
когда
утяжеленных
бу
рильных
труб
не
позволяет
им
касаться
стенок
скважины
.
На
. 43
показана
типовая
маятниковая
компоновка
компонов
ка
для
участка
падения
зенитного
угла
.
Рисунок
43 –
Схема
действия
боковой
силы
на
долоте
должно
быть
9
(30
фут
),
расстояние
между
вторым
третьим
центраторами
должно
быть
примерно
18
(60
фут
).
Интенсивность
падения
зенитного
угла
для
компоновки
достигнет
максимума
том
случае
,
когда
расстояние
вторым
третьим
цен
траторами
позволит
утяжеленным
бурильным
трубам
провиснуть
кос
нуться
стенки
скважины
.
Интенсивность
падения
зенитного
угла
будет
также
зависеть
от
нагрузки
на
долото
диаметра
центраторов
утяжелен
ных
бурильных
труб
относительно
диаметра
скважины
;
-
уменьшения
диаметра
первого
центратора
.
ȿго
эффект
будет
не
большим
по
сравнению
двумя
первыми
факторами
.
Влияние
диаметра
центратора
будет
зависеть
от
диаметра
центратора
утяжеленных
буриль
ных
труб
относительно
диаметра
скважины
нагрузки
на
долото
.
На
. 45
дана
типовая
компоновка
для
стабилизации
зенитного
уг
ла
жесткая
компоновка
.
компоновка
снижает
склонность
скважи
ны
искривлению
обычно
содержит
три
более
центратора
,
располо
женных
на
небольшом
расстоянии
друг
от
друга
.
Диаметр
расположение
центраторов
приводят
снижению
наклона
долота
боковой
силы
на
до
лото
.
Компоновка
может
быть
спроектирована
тенденцией
слабого
набо
ра
падения
зенитного
для
компенсации
тенденции
влияния
гор
должно
быть
9
(30
фут
),
расстояние
между
вторым
третьим
центраторами
должно
быть
примерно
18
(60
фут
).
Интенсивность
падения
зенитного
угла
для
компоновки
достигнет
максимума
том
случае
,
когда
расстояние
вторым
третьим
цен
траторами
позволит
утяжеленным
бурильным
трубам
провиснуть
кос
нуться
стенки
скважины
.
Интенсивность
падения
зенитного
угла
будет
также
зависеть
от
нагрузки
на
долото
диаметра
центраторов
утяжелен
ных
бурильных
труб
относительно
диаметра
скважины
;
-
уменьшения
диаметра
первого
центратора
.
ȿго
эффект
будет
не
большим
по
сравнению
двумя
первыми
факторами
.
Влияние
диаметра
центратора
будет
зависеть
от
диаметра
центратора
утяжеленных
буриль
ных
труб
относительно
диаметра
скважины
нагрузки
на
долото
.
На
. 45
дана
типовая
компоновка
для
стабилизации
зенитного
уг
ла
жесткая
компоновка
.
компоновка
снижает
склонность
скважи
ны
искривлению
обычно
содержит
три
более
центратора
,
располо
женных
на
небольшом
расстоянии
друг
от
друга
.
Диаметр
расположение
центраторов
приводят
снижению
наклона
долота
боковой
силы
на
до
лото
.
Компоновка
может
быть
спроектирована
тенденцией
слабого
набо
ра
падения
зенитного
для
компенсации
тенденции
влияния
гор
Рисунок

Рисунок
45
. 44 –
Типовая
компоновка
для
стабилизации
зенитного
угла
,
жесткая
компоновка
. 45 –
Компоновка
изогнутым
корпусом
забойного
двигателя
регулируемым
углом
перекоса
центраторов
Компоновки
низа
бурильной
колонны
забойным
двигателем
Компоновки
забойным
двигателем
являются
универсальными
применяются
всех
участках
направленных
горизонтальных
скважин
.
используются
для
отклонения
от
вертикали
набора
зенитного
угла
,
бурения
участков
,
стабилизации
зенитного
обеспечивают
точное
управление
траекторией
скважины
.
Проектирование
компоновки
забой
ным
двигателем
будет
зависеть
от
ее
назначения
.
случае
роторны
9 м (30 фут.)
9 м (30 фут.)
Регулируемый
стабилизатор
Регулируемое
расстояние
3 м (10 фут.)
Рисунок
46 –
График
характеристики
интенсивности
резкого
переги
ба
скважины
На
. 48
показан
изогнутый
корпус
компоновки
,
включающей
за
бойный
двигатель
регулируемым
углом
перекоса
(SMA)
каких
либо
центраторов
.
Действие
этой
компоновки
чувствительно
зенитному
углу
положению
зоны
изгиба
.
На
. 42
показана
характеристика
интенсивно
сти
резкого
перегиба
скважины
зависимости
от
расстояния
доло
том
перекосом
для
зенитных
углов
менее
более
20°.
Для
зенитных
уг
лов
менее
20°
максимальная
интенсивность
резкого
перегиба
ствола
сква
жины
имеет
место
том
случае
,
когда
место
перекоса
расположено
на
рас
стоянии
около
10
(30
фут
.)
от
долота
.
эквивалентна
интенсивности
случае
применения
прямого
забойного
двигателя
кривым
переводником
.
По
мере
увеличения
зенитного
максимальная
интенсивность
резкого
Рисунок
47 –
Иллюстрация
взаи
модействия
компо
новки
забоем
стенкой
скважины
Рисунок
48 –
Двигатель
гнутым
корпусом
центраторами
Рисунок
49 –
Сравнение
интенсивности
резких
перегибов
для
ком
поновок
,
включающих
забойный
двигатель
регули
руемым
углом
перекоса
,
центраторами
них
На
. 49
показана
зависимость
интенсивности
резких
перегибов
от
зенитного
угла
скважины
для
гладкой
компоновки
,
включающей
забойный
двигатель
регулируемым
углом
перекоса
,
компоновки
центратором
на
забойном
двигателе
центратором
,
установленным
над
забойным
двигате
лем
.
Следует
отметить
,
что
компоновка
центраторами
характеризуется
большей
интенсивностью
резких
перегибов
небольшом
зенитном
угле
достигает
меньшего
максимального
зенитного
угла
,
гладкая
компо
новка
.
целом
,
чем
больше
диаметр
верхнего
центратора
,
тем
более
эф
фективна
компоновка
точке
отклонения
скважины
от
вертикали
высоких
зенитных
углах
максимальная
интенсивность
резкого
перегиба
будет
ниже
.
больше
диаметр
нижнего
центратора
,
тем
более
эффек
будет
работать
компоновка
всех
зенитных
углах
скважины
.
Рисунок
50 –
Сравнение
интенсивности
резких
перегибов
для
ком
поновок
регулируемым
углом
перекоса
быть
постоянным
регулируемым
.
Двигатели
двумя
перекосами
будут
набирать
зенитный
угол
более
высокой
интенсивностью
,
чем
двигатели
одним
перекосом
,
но
их
нельзя
вращать
.
Рисунок
51 –
Забойные
двигатели
эксцентричным
корпу
сом
накладкой
унок
52 –
Конструкции
двигателей
двумя
изгибами
исунок
53 –
Компоновка
регули
руемый
углом
пере
коса
без
центраторов
исунок
54 –
Компоновка
забой
ным
двигателем
одним
перекосом
Рисунок
55 –
Компоновка
забойным
двигателем
одним
пе
рекосом
накладкой
Рисунок
56 –
Компоновка
,
включающая
забойный
двигатель
од
ним
перекосом
,
верхним
нижним
центраторами
Рисунок
57 –
Компоновка
,
включаю
щая
забойный
двигатель
двумя
перекосами
,
наклад
кой
центраторами

Рисунок
58 –
Компоновка
забой
ным
двигателем
од
ним
перекосом
для
среднего
угла

Рисунок
59 –
Компоновка
,
вклю
чающая
забойный
дви
гатель
двумя
переко
,
накладкой
цен
тратором

Рисунок
60 –
Компоновка
за
бойным
двигателем
двумя
перекосами
длинной
прямой
ло
пастной
накладкой
до
4
.
Кривой
переводник
включается
компоновку
забойным
дви
гателем
УȻТ
.
результате
большой
жесткости
УȻТ
забойном
двигате
ле
возникает
,
на
породоразрушающем
инструменте
возникает
от
клоняющая
сила
.
Величина
ее
существенно
зависит
от
длины
жесткости
забойного
двигателя
,
поэтому
кривые
переводники
используются
одно
секционными
укороченными
турбобурами
винтовыми
забойными
двигателями
.
Интенсивность
искривления
скважины
применении
кривых
пе
реводников
зависит
от
угла
перекоса
резьб
,
геометрических
,
жесткостных
весовых
характеристик
компоновки
,
режима
бурения
,
фрезерующей
спо
собности
долота
,
физико
механических
свойств
горных
пород
,
зенитного
угла
скважины
.
Поэтому
она
колеблется
широких
пределах
от
1
6
град
/10
.
Рисунок
61–
ивой
пе
ево
ник
происходит
прогиба
турбобура

определяет
ся
по
формуле
l
= 2,83
l
. (43)
перекоса
резьб
переводника
серийно
пускаемых
турбинных
отклонителей
составляет
1,5
,
диаметр
корпуса
– 172, 195
240
мм
.
Ин
Рисунок
62 –
Турбинный

отклонитель
происходит
прогиба
турбобура

определяет
ся
по
формуле
l
= 2,83
l
. (43)
перекоса
резьб
переводника
серийно
пускаемых
турбинных
отклонителей
составляет
1,5
,
диаметр
корпуса
– 172, 195
240
мм
.
Ин
Рисунок
62 –
Турбинный

отклонитель
тенсивность
искривления
ствола

их
приме
нении
доходит
до
3
град
/10
.
Преимуществами
турбинных
отклонителей
являются
приближение
кривого
переводника
забою
скважины
,
результате
чего
искривление
ствола
имеет
более
стабильный
характер
,
мало
зависящее
от
физико
механических
свойств
по
род
технологии
бурения
.
Использование
не
скольких
турбинных
секций
(
отклонители
серии
ОТС
)
позволяет
увеличивать
мощность
крутя
щий
момент
на
долоте
применять
такие
откло
нители
скважинах
малого
диаметра
,
.
.
там
,
где
обычные
кривые
переводники
не
дают
же
лаемых
результатов
.
Существенным
недостатком
турбинных
от
клонителей
является
малый
моторесурс
кулачко
вого
шарнира
,
соединяющего
валы
шпиндельной
турбинной
секций
.
Этого
недостатка
некоторой
степени
ли
шены
шпиндель
отклонители
(
. 63),
кото
рых
кривой
переводник
1
включен
разъем
ный
корпус
2
шпинделя
,
вал
изготавливает
ся
составным
,
соединенным
кулачковыми
полумуфтами
3.
Такая
конструкция
отклонителя
позволяет
разгру
полумуфты
от
гидравлических
нагрузок
личить
долговечность
по
сравнению
турбин
ными
отклонителями
.
Шпиндель
отклонители
мож
но
эксплуатировать
вместо
обычного
шпинделя
любым
секционным
турбобуром
.
перекоса

кривого

переводника
серийно
выпускаемых
шпиндель
отклонителей
составляет
30',
наружный
диаметр
– 195
240
мм
.
приближения

кривого

переводника
забою
шается
отклоняющая
способность
стабильность
искривления
скважины
.
Наиболее
простым
изготовлении
является
отклонитель
эксцентричной
накладкой
,
показан
ный
на
. 64.
этом
случае
на
шпинделе
кор
пусе
забойного
двигателя
приваривается
накладка
.
результате
на
породоразрушающем
инструменте
возникает
отклоняющая
сила
происхо
дит
искривление
скважины
.
Радиус
R
ис
Рисунок
63 –
Шпиндель
-
отклонитель
Рисунок
64 –
Отклонитель


накладкой
искривления
ряде
случаев
компоновку
бурильной
колонны
включается
два
отклоните
ля
,
например
,
шпиндель
отклонитель
винтовым
забойным
двигателем
обычный
кривой
переводник
.
При
этом
,
естественно
,
направления
дейст
отклонителей
должны
совпадать
.
При
применении
всех
описанных
выше
отклонителей
после
искрив
ления
скважины
на
требуемую
величину
производится
замена
компоновки
независимо
от
степени
износа
породоразрушающего
инструмента
.
со
кращения
затрат

времени
возможно
бурение
компоновкой
отклонителем
одновременным
вращением
колонны
бурильных
труб
ротором
.
Наибо
лее
пригодным
для
целей
является
отклонитель
эксцентричной
на
кладкой
,
.
использовании
других
отклонителей
происходит
рый
забойных
двигателей
.
При
этом
следует
отметить
увеличение
искривления
ряде
случаев
компоновку
бурильной
колонны
включается
два
отклоните
ля
,
например
,
шпиндель
отклонитель
винтовым
забойным
двигателем
обычный
кривой
переводник
.
При
этом
,
естественно
,
направления
дейст
отклонителей
должны
совпадать
.
При
применении
всех
описанных
выше
отклонителей
после
искрив
ления
скважины
на
требуемую
величину
производится
замена
компоновки
независимо
от
степени
износа
породоразрушающего
инструмента
.
со
кращения
затрат

времени
возможно
бурение
компоновкой
отклонителем
одновременным
вращением
колонны
бурильных
труб
ротором
.
Наибо
лее
пригодным
для
целей
является
отклонитель
эксцентричной
на
кладкой
,
.
использовании
других
отклонителей
происходит
рый
забойных
двигателей
.
При
этом
следует
отметить
увеличение
положении
.




Рисунок
66 -
Изменение
зенитного
уг
азимута
сква
жины
различных
уг
лах
установки
отклони
теля


270
90
180

-

+

+
Направление

искривления

скважины
Рисунок
65 –
Принципиальная
схема

кривого
переводника


изменяющимся
углом


перекоса
Рисунок
66 -
Изменение
зенитно
го
угла
азимута
скважины
различ
ных
углах
установки
отклонителя
ȿсли
180

270
,
искривлении
происходит
уменьшение
зенитного
угла
азимута
.
ȿсли
270

360
,
то
зенитный
угол
возрастает
,
азимут
уменьшается
(
.
Точное
значение
угла
установки
отклонителя
при
требуемом
изме
нении
зенитного

азимута
может
быть
определено
различными
ме
тодами
:
аналитически
;
графически
(
несколькими
способами
);
по
номо
граммам
,
предложенными
разными
авторами
;
помощью
специальных
приборов
.
Известные
формулы
для
расчета
угла
установки
отклонителя
доста
точно
громоздки
содержат
значение
угла
пространственного
искривле
ния
скважины
на
интервале
применения
отклонителя
,
.
предварительно
необходимо
задаться
длиной
этого
интервала
.
Однако
фактическая
длина
интервала
искривления
практически
никогда
не
совпадает
предваритель
но
принятой
,
поэтому
расчете
угла
установки
появляется
погрешность
.
Наиболее
просто
достаточной
степенью
точности
установки
отклонителя
может
быть
определен
графически
.
этого
от
направления
,
условно
принятого
северное
(
. 67),
откладывается
фактический
на
забое
скважины
)
требуемый
тр
(
конце
интервала
искривления
)
тр
тр

переносится
метка
нижнего
конца
СȻТ
ТȻПВ
127
9,
спуск
продолжается
.
После
навинчивания
квадрата
метка
на
последней
опущенной
трубе
совмещается
последней
меткой
на
ленте
,
метка
ленты
переносится
на
переводник
квадрата
.
Эта
метка
указывает
направление
действия
отклонителя
,
находящегося
скважине
.
Далее
необходимо
путем
поворота
всей
колонны
бурильных
(
всегда
по
ча
совой
стрелке
)
совместить
метку
проектным
направлением
скважи
ны
.
При
этом
необходимо
учесть
угол
закручивания
инструмента
под
ствием
реактивного
момента
забойного
двигателя
.
Практически
опера
ция
выполняется
следующим

образом
.
Из

плана

программы
на
проводку
скважины
,
которая
выдается
буровой
бригаде
до
начала
бурения
,
берутся
значения
проектного
азимута
скважины
пр
азимут
приемных
мостков
буровой
установки
,
предварительно
определяется
значение
вспомога
тельного
угла
по
формуле



=
пр
-

(47)
по
формуле




= 3 n
0,5

град

(48)
где
n –
число
переноса
меток
.
закручивания
инструмента
действием
реактивного
момента
забойного
двигателя
,
откладываемый
на
неподвижной
части
ротора
от
метки
по
часовой
стрелке
,
зависит
от
многих
факторов
.
их
числу
от
носится
тип
забойного

двигателя
,
физико
механические
свойства
буримых
пород
,
тип
долота
,
осевая
нагрузка
,
расход
качество
промывочной
жид
кости
,
компоновка
колонны

бурильных
труб
,
интенсивность
искривления
скважины
др
.
Значение
угла
закручивания
может
быть
определено
ана
литически
по
номограммам
.
Однако
чаще
его
определяют
,
исходя
из
опыта
бурения
конкретных
условиях
,
так
,
например
,
условиях
Запад
. 68 -
Ориентирование

отклонителя
на
роторе

вертикальном
стволе
гол
закручивания
,
град
4 8-10 12-14 18-20 25
компоновки
,
состоящей
из
долота
диаметром
215,9
мм
,
тур
бинного
отклонителя
ТО
195,
147
11 - 36
,
ТȻПВ
127
9 - 500-700
,
147
11
остальное
,
используемой
бурении
эксплуатационную
колонну
,
значения
угла
закручивания
приведены
табл
. 15.
Таблица
15 –
закручивания
инструмента
при
бурении
экс
плуатационную
колонну
Глубина
скважи
ны
,
закручива
ния
,
град
Глубина
скважи
ны
,
закручи
вания
,
град
600
30
1300 70-80
700
40
1400 80-90
800
45
1500 90-100
900
50
1600 100-110
1000
55
1800 110-120
1100
60
1900 120-130
1200
70
2700 120-130



указывалось
ранее
,
закручивания
инструмента
зависит
от

многих
факторов
,
поэтому
фактическое
его
значение
зачастую
весьма
су
щественно
отличается
от
принятого
.
связи
,
процессе
искусст
венного
искривления
скважины
производится
определение
фактического
угла
закручивания
.
При
этом
,
как
правило
,
используется
графический
ме
тод
.
этого
после
бурения
отклонителем
определенного
интервала
,
гол
закручивания
,
град
4 8-10 12-14 18-20 25
компоновки
,
состоящей
из
долота
диаметром
215,9
мм
,
тур
бинного
отклонителя
ТО
195,
147
11 - 36
,
ТȻПВ
127
9 - 500-700
,
147
11
остальное
,
используемой
бурении
эксплуатационную
колонну
,
значения
угла
закручивания
приведены
табл
. 15.
Таблица
15 –
закручивания
инструмента
при
бурении
экс
плуатационную
колонну
Глубина
скважи
ны
,
закручива
ния
,
град
Глубина
скважи
ны
,
закручи
вания
,
град
600
30
1300 70-80
700
40
1400 80-90
800
45
1500 90-100
900
50
1600 100-110
1000
55
1800 110-120
1100
60
1900 120-130
1200
70
2700 120-130



указывалось
ранее
,
закручивания
инструмента
зависит
от

многих
факторов
,
поэтому
фактическое
его
значение
зачастую
весьма
су
щественно
отличается
от
принятого
.
связи
,
процессе
искусст
венного
искривления
скважины
производится
определение
фактического
угла
закручивания
.
При
этом
,
как
правило
,
используется
графический
ме
тод
.
этого
после
бурения
отклонителем
определенного
интервала
,
на
одной
прямой
,
но
не
совпадут
,
свидетельствует
том
,
что
фактический
угол
закручи
вания
инструмента
равен
принятому
,
но
фактическая
интенсивность
ис
кусственного
искривления
для
используемого
отклонителя
отличается
от
указанной
технической
характеристике
.
После
определения
величины
поправки
угла
закручивания
инстру
мента
необходимо
произвести
корректировку
установки
отклонителя
путем
поворота
колонны
бурильных
труб
.
более
точного
откладывания
углов
на
неподвижной
части

рото
ра
необходимо
перевести

их
значения
градусах
длину
дуги
окружности
стола
ротора
по
формуле



(50)
где
r –
радиус
стола
ротора
;

откладываемый
угол
.
дуги
измеряется
стальной
рулеткой
.
Рисунок
69 –
Графический
метод
определения
поправки
угла
закручивания

наклонном
стволе
используется
косвенный
метод
ориентирования
,
основанный
на
определении
положения
плоскости
действия
отклонителя
относительно
апсидальной
плоскости
скважины
.
существенно
снижает
затраты
времени
повышает
точность
ориентирования
отклонителя
.
компоновку
бурильной
колонны
включается
так
называемый
магнит
ный
переводник
,
представляющий
собой
обычный
переводник
,
внут
ренней
боковой
поверхности
которого
встроен
постоянный
магнит
.
Созда
ваемый
им
магнитный

поток
имеет
то
направление
действия
,
что
на
правление
действия
отклонителя
.
При
ориентировании
внутрь
колонны
бурильных
труб
опускается
инклинометр
магнитной
буссолью
,
напри
мер
,
типа
КИТ
.
Разрыв
реохорда
(
начало
отсчета
)
буссоли
инклинометра
за
счет
эксцентричного
груза
рамки
датчиков
наклонной
скважине
распола
гается
апсидальной
плоскости
.
Магнитная
стрелка
буссоли
,
находящейся
магнитном
переводнике
,
фиксируется
направлении
действия
отклони
теля
.
При
замере
инклинометр
показывает
угол
разворота
плоскости
ствия
отклонителя
по
отношению
азимуту
скважины
.
Отсчитывается
этот
угол
против
хода
часовой
стрелки
.
Ориентирование
отклонителя
скважине
практически
производится
следующим
образом
.
Предварительно
определяется
значение
вспомога
тельного
угла
по
формуле
d
=
-
,

(51)
где

фактический

азимут
скважины
на
забое
;

азимут
приемных
мостков
,
значение
которого
берется
из
плана
-
программы
на
ку
скважины
.



Рисунок
70 –
Ориентирование
от
клонителя
на
роторе
наклонном
стволе


Рисунок
70 –
Ориентирование
от
клонителя
на
роторе
наклонном
стволе
от
УȻТ
3
от
стального
замка
ɅȻТ
.
Таким
образом
,
замер
производится
на
некотором
удалении
от
забоя
.
определения
зенитного
угла
азимута
скважины
непосредст
венно
на

забое

чаще

всего
используется
графический
метод
.
этого
от
некоторого
направления
,
условно
принимаемого
северное
,
отклады
ваются
азимуты

ствола
начале
интервала
искусственного
искривления
замеренный
(
. 71).
По
направлениям
принятом
линей
масштабе
откладываются
соответствующие
зенитные
углы
.
Полученные
точки
соединяются
между
собой
.
Величина
отрезка
АВ
принятом
линейном
масштабе
равна
углу
пространственного
искривле
ния
скважины
на
интервале
h
от
начала
применения
отклонителя
до
точки
замера
параметров
искривления
.
Следовательно
,
интенсив
ность
пространственного
искривления
i

на
этом
интервале
равна



=
/ h

(52)
пространственного
искривления
скважины
на
интервале
h
от
начала
применения
отклонителя
до
забоя
составит


= i
(53)
снижается
.
Стабилизация
,
уменьшение
увеличение
зенитного
наклон
Рисуно



снижается
.
Стабилизация
,
уменьшение
увеличение
зенитного
наклон
Рисуно
71 –
Графический
метод
опреде
ения
зенитного
азимутального
углов
на
забое
скважины

менным
уменьшением
азимута
на
1 – 3
на
100
.
При
необходимости
увеличения
зенитного
угла

используются
сле
дующие
компоновки
:
долото
,
калибратор
,
турбобур
3
ТСШ
1 – 195,
на
шпинделе
которого
установлена
центрирующая
коронка
СТК
диаметром
214
мм

или
долото
,
два
калибратора
,
соединенных
ниппельным
проводни
ком
,
турбобур
3
ТСШ
1 – 195.
При
применении
компоновок
зенитный
угол
повышается
интенсивностью
1 – 3
на
100
при
одновременном
уменьшении
на
1 – 3
на
100
.
малоинтенсивного
снижения
зенитного
на
1 – 3
на
100
используется
компоновка
,
состоящая
из
долота
,
калибратора
,
турбобура
ТСШ
1 – 195.
При
этом
азимут
также
уменьшается
на
1 – 3
на
100
.
При
необходимости
уменьшения
зенитного
угла
интенсивностью
до
3 – 15
на
100
применяются
компоновки
,
включающие
долото
,
переводник
муфто
вый
,
винтовой
забойный
двигатель
– 2 – 195,
переводник
,
147
длиной
12
долото
,
переводник
,
труба
ТȻПК
127
длиной
6 - 8
,
калибратор
,
турбобур
3
ТСШ
1 – 195.
При
применении
последней
компо
новки
азимут
скважины
снижается
интенсивностью
3 – 5
на
100
.


Рисунок
72 –
Зависимость
интенсивности
искривления
скважины
от
места
установки
центратора
:

турбобур
диаметром
172
мм
,
долото
диаметром
215,9
мм
,
диаметр
центратора
1-214
мм
, 2-212
мм
, 3-240
мм
;

турбобур
диаметром
195
мм
,
долото
диаметром
215,9
мм
,
диаметр
цен
тратора
1-214
мм
, 2-212
мм
;

турбобур
диаметром
240
мм
,
долото
диа
метром
295,3
мм
,
диаметр
центратора
1- 290
мм
, 2-285
мм
, 3-280
мм

исходных
прочностных
ха
рактеристик
горных
,
их
изменения
времени
под
действием
раз
личных
факторов
.
Ȼольшая
роль
здесь
принадлежит
процессу
промывки
промывочному
агенту
.
Основная
задача
промывки

обеспечение
эффек
тивного
процесса
бурения
скважин
,
она
включает
сохранение
как
устойчивости
стенок
скважин
,
так
керна
.
условиях
,
когда
нарушена
целостность
породы
,
большую
роль
иг
рает
горное
давление
.
приствольной
части
скважины
проявляется
как
вертикальном
,
так
горизонтальном
направлении
.
Ȼоковое
давле
ние
является
следствием
вертикального
вызывает
касательные
напряже
ния
,
способствующие
выпучиванию
пород
,
сужению
ствола
обвалообра
зованию
.
Величина
касательных
напряжений
зависит
не
только
от
горного
давления
,
но
от
давления
промывочной
жидкости
.
ности
породы
способствуют
ее
смачиванию
.
местах
нарушения
дви
жется
фильтрат
возникают
капиллярные
силы
.
другой
стороны
,
нали
чие
нарушений
является
условием
образования
фильтрационной
корки
из
частиц
твердой
фазы
промывочного
агента
,
способствующей
повышению
устойчивости
породы
.
Важный
фактор
устойчивости
породы

ее
естественная
влажность
.
Даже
при
незначительном
увлажнении
глубина
их
ус
тойчивого
залегания
резко
уменьшается
.
При
полном
водонасыщении
прочность
,
например
,
плотных
глинистых
сланцев
,
снижается
2 –
10
раз
.
значение
для
устойчивости
стенок
скважин
имеет
физи
ко
химический
состав
жидкостей
,
насыщающих
породу
.
Пластовая
жидкость
оказывает
химическое
воздействие
на
горную
породу
,
усиливающееся
вскрытии
пласта
,
является
предпосыл
кой
диффузии
осмоса
.
ȿсли
скважине
промывочная
жидкость
будет
более
минерализованной
,
пластовая
вода
,
процесс
осмоса
не
по
процессе
циркуляции
,
приводит
дополнительному
экологическому
загрязнению
.
Неустойчивая
циркуляция
осложняет
техно
бурения
,
поддержание
качества
жидкости
,
ее
регулирование
.
Поглощения
делятся
на
частичные
полные
.
Проницаемые
зоны
классифицируются
по
величине
коэффициента
,
характеризующего
цаемость
зоны
процессе
бурения
.
Проницаемые
зоны
,
представленные
неустойчивыми
,
тонкотрещиноватыми
пористыми
породами
,
изоли
руются
частицами
твердой
фазы
промывочной
жидкости
процессе
буре
ния
скважин
.
Потеря
промывочного
агента
здесь
сводится
объему
,
от
фильтровавшемуся
процессе
формирования
корки
.
Однако
если
бурение
скважины
ведется
на
жидкое
газообразное
полезное
ископаемое
,
ставится
задача
сохранения
проницаемости
ста
роль
промывочного
агента
усложняется
.
Соотношение
давлений
столба
промывочной
жидкости
пластового
порового
)
определяет
величину
дифференциального
давления
скважине
,
которое
играет
важную
роль
не
только
сохранении
стенок
скважины
,
но
Рисунок
73 –
Схемы
промывки
выходом
бурового
раствора
на
поверх
ность
:

прямая
промывка
,

обратная
промывка
,

об
ратная
промывка
через
двойную
колонковую
трубу
(
гидро
транспортом
керна
,

комбинированная
промывка


породоразрушающего
инст
румента
за
счет
совершаемой
на
забое
механической
работы
.
Ȼуровой
рас
твор
,
омывая
породоразрушающий
инструмент
,
результате
конвекцион
обмена
отводит
тепло
.
Эффективность
охлаждения
зависит
от
расхо
да
бурового
раствора
,
его
теплофизических
свойств
начальной
темпера
туры
,
также
от
размеров
конструктивных
особенностей
породоразру
шающего
инструмента
.
раствор
также
охлаждает
бурильные
трубы
,
нагревающиеся
вследствие
трения
стенки
скважины
.
Ȼуровые
растворы
обладают
относительно
высокой
теплоемкостью
,
поэтому
функция
охлаждения
выполняется
даже
небольших
их
расхо
.
Удержание
частиц
выбуренной
породы
взвешенном
состоянии
Удержание
частиц
выбуренной
породы
утяжелителя
во
взвешен
состоянии
промывочной
жидкости
,
находящейся
скважине
,
необ
ходимо
для
предотвращения
прихватов
бурильного
инструмента
зико
химического
взаимодействия
дисперсионной
среды
развивающими
ся
процессе
механического
разрушения
новыми
поверхностями
горной
породы
.
Дисперсионная
среда
бурового
раствора
добавленными
понизи
телями
твердости
,
проникая
зону
предразрушения
распределяясь
по
микротрещинам
,
образует
на
поверхностях
горных
адсорбционные
пленки
(
сольватные
слои
).
Эти
пленки
производят
расклинивающее
дейст
зонах
,
расположенных
вблизи
поверхности
обнажаемых
горных
по
род
,
вследствие
чего
создаются
лучшие
условия
их
разрушения
.
силь
нее
этом
связь
смачивающей
жидкости
поверхностью
тела
,
тем
сильнее
расклинивающее
действие
адсорбционно
сольватных
слоев
.
Наблюдения
показали
,
что
бурении
добавкой
буровой
рас
твор
понизителей
твердости
зоны
предразрушения
горных
становят
ся
более
развитыми
,
зародышевые
щели
распространяются
значительно
глубже
количество
их
увеличивается
по
сравнению
воздействием
жид
кости
малоактивной
,
адсорбирующихся
добавок
.
Поверхностно
активные
вещества
,
адсорбируясь
на
обнажаемых
по
верхностях
микротрещин
,
способствуют
снижению
свободной
поверхно
обрушения
стенок

действие
горного
давления
.
Смачивание
горных
пород
рыхлого
комплекса
процес
се
бурения
промывкой
резко
уменьшает
прочность
стенок
скважины
,
следовательно
,
их
устойчивость
.
дальше
распространяется
зона
сма
чивания
,
тем
интенсивнее
идет
процесс
разрушения
стенок
.
Этот
процесс
усиливается
вследствие
размывающего
действия
промывочной
жидкости
,
наличия
ней
веществ
,
способствующих
разрушению
горных
.
Нежелательное
изменение
свойств
пород
устраняется
подбором
ре
цептуры
промывочной
жидкости
.
частности
,
нее
вводят
компоненты
,
придающие
ей
крепящие
свойства
.
Кроме
,
ряд
промывочных
жидко
стей
содержит
твердую
фазу
,
которая
,
отлагаясь
фильтрации
порах
тонких
трещинах
,
образует
малопроницаемую
для
жидкой
фазы
корку
.
Та
кая
корка
,
обладая
определенной
механической
прочностью
,
связывает
слабосцементированные
частицы
горных
,
замедляет
полностью
останавливает
процесс
дальнейшего
распространения
смоченной
зоны
круг
ствола
скважины
.
процессом
промывки
;
загрязняются
подземные
воды
.
ȿсли
пластовое
давление
больше
гидростатического
давления
мывочной
жидкости
,
возникает
водопроявление

жидкость
из
скважины
поступает
на
поверхность
.
Это
также
приводит
нежелательным
послед
ствиям
:
загрязняется
прилегающая
скважине
территория
,
резко
ухудша
ется
качество
промывочной
жидкости
,
что
вызывает
обрушение
(
или
пуче
ние
)
стенок
скважин
.
процессе
бурения
давление
жидкости
скважине
изменяется
:
гидростатическому
добавляется
давление
,
величина
которого
зависит
от
выполняемых
скважине
технологических
операций
.
Поэтому
возможны
условия
,
когда
бурении
поглощение
периодически
перемежается
допроявлением
,
что
также
отрицательно
сказывается
на
функциях
промы
вочной
жидкости
.
процессом
промывки
;
загрязняются
подземные
воды
.
ȿсли
пластовое
давление
больше
гидростатического
давления
мывочной
жидкости
,
возникает
водопроявление

жидкость
из
скважины
поступает
на
поверхность
.
Это
также
приводит
нежелательным
послед
ствиям
:
загрязняется
прилегающая
скважине
территория
,
резко
ухудша
ется
качество
промывочной
жидкости
,
что
вызывает
обрушение
(
или
пуче
ние
)
стенок
скважин
.
процессе
бурения
давление
жидкости
скважине
изменяется
:
гидростатическому
добавляется
давление
,
величина
которого
зависит
от
выполняемых
скважине
технологических
операций
.
Поэтому
возможны
условия
,
когда
бурении
поглощение
периодически
перемежается
допроявлением
,
что
также
отрицательно
сказывается
на
функциях
промы
вочной
жидкости
.
специальных
компонентов
.
Перенос
энергии
от
насосов
забойным
механизмам
эффективной
работы
забойных
механизмов
(
турбобуров
,
гидро
ударников
,
винтовых
двигателей
)
требуется
определенная
энергия
,
которая
переносится
от
бурового
насоса
,
установленного
на
поверхности
,
забою
скважины
.
Количество
этой
энергии
определяется
техническими
характе
ристиками
забойных
механизмов
условиями
бурения
.
Энергия
,
затрачи
ваемая
на
привод
бурового
насоса
,
расходуется
,
кроме
,
на
преодоле
ние
гидравлических
сопротивлений
при
циркуляции
промывочной
жидко
сти
скважине
.
Технические
возможности
насосов
ограничены
,
поэтому
количество
подведенной
забойному
двигателю
энергии
будет
зависеть
от
потерь
на
пора
циркуляции
промывочной
жидкости
.
Потери
зависят
,
при
прочих
равных
условиях
,
от
подачи
насоса
реологических
свойств
жидкости
.
Так
как
на
подачу
насоса
влияют
геологические
условия
бурения
расход
жидкости
,
требуемый
для
устойчивой
работы
забойного
механизма
режиме
,
главным
регулирующим
фактором
энергетических
затрат
ос
активность
.
Коррозионную
активность
снижают
введением
специ
альных
добавок

ингибиторов
коррозии
.
уменьшения
абразивного
из
носа
промывочные
жидкости
следует
регулярно
очищать
на
поверхности
от
твердых
абразивных
частиц
.
Закупоривание
каналов
целью
снижения
поглощения
бурового
водопритоков
раствор
должен
обладать
закупоривающими
свойствами
.
достигается
введением
измельченных
веществ
наполнителей
.
Отлага
ясь
сужениях
трещин
,
частицы
наполнителя
создают
каркас
,
на
котором
осаждается
твердая
фаза
,
формируя
изоляционные
тампоны
.
Постепенно
такие
тампоны
смыкаются
,
образуя
поглощающем
пласте
вокруг
сква
жины
водонепроницаемую
завесу
.
ɑастицы
наполнителя
должны
равномерно
распределяться
жидко
сти
,
поэтому
необходимо
,
чтобы
жидкость
обладала
определенной
струк
турой
,
препятствующей
осаждению
наполнителя
.
Размеры
частиц
напол
нителя
его
концентрация
не
должны
существенно
ухудшать
работу
буро
вых
насосов
.
активность
.
Коррозионную
активность
снижают
введением
специ
альных
добавок

ингибиторов
коррозии
.
уменьшения
абразивного
из
носа
промывочные
жидкости
следует
регулярно
очищать
на
поверхности
от
твердых
абразивных
частиц
.
Закупоривание
каналов
целью
снижения
поглощения
бурового
водопритоков
раствор
должен
обладать
закупоривающими
свойствами
.
достигается
введением
измельченных
веществ
наполнителей
.
Отлага
ясь
сужениях
трещин
,
частицы
наполнителя
создают
каркас
,
на
котором
осаждается
твердая
фаза
,
формируя
изоляционные
тампоны
.
Постепенно
такие
тампоны
смыкаются
,
образуя
поглощающем
пласте
вокруг
сква
жины
водонепроницаемую
завесу
.
ɑастицы
наполнителя
должны
равномерно
распределяться
жидко
сти
,
поэтому
необходимо
,
чтобы
жидкость
обладала
определенной
струк
турой
,
препятствующей
осаждению
наполнителя
.
Размеры
частиц
напол
нителя
его
концентрация
не
должны
существенно
ухудшать
работу
буро
вых
насосов
.
вызывает
увеличение
стоимости
буровых
работ
.
Экологическая
чистота
При
бурении
наклонно
направленных
скважин
буровой
раствор
мо
жет
попадать
водоносные
горизонты
,
русло
рек
разливаться
по
по
верхности
прирусловой
зоне
.
По
этой
причине
(
несмотря
на
мероприятия
по
предупреждению
явлений
)
раствор
не
должен
оказывать
губитель
влияние
на
окружающую
среду

должен
быть
экологически
безопас
ным
.
этой
цели
буровой
раствор
должен
изготавливаться
из
нетоксич
ных
материалов
,
не
способных
создавать
ядовитые
соединения
.
Токсич
ность
материалов
их
соединений
должна
контролироваться
на
этапе
ектирования
.
Экономическая
эффективность
При
условии
выполнения
буровым
раствором
всех
вышеперечислен
ных
функций
он
должен
иметь
минимально
возможную
стоимость
.
обеспечивается
оптимальным
подбором
рецептуры
приготовления
бурово
настоящее
время
высококонцентрированные
инвертные
эмульсионные
растворы
(
ВИЭР
),
разработанные
ВНИИȻТ
,
обладают
низкой
агрегативной
устойчивостью
,
их
использование
практически
невозможно
при
наличии
геологическом
разрезе
водонасыщенных
пластов
[6].
Наиболее
приемлемым
,
экономической
технологической
точки
зре
ния
,
методом
обеспечения
сохранности
продуктивных
зон
нужно
признать
использование
синтетических
ПАВ
,
изменяющих
физико
химическую
при
роду
фильтрата
,
что
позволяет
вместе
другими
технологическими
приема
ми
обеспечить
наименьшее
снижение
проницаемости
нефтенасыщенных
коллекторов
.
Изучению
влияния
ПАВ
на
процессы
адсорбции
смачиваемо
сти
горных
пород
посвящено
достаточно
большое
количество
работ
.
Из
анализа
этих
работ
следует
,
что
применяемые
при
первичном
вскрытии
пластов
синтетические
ПАВ
должны
удовлетворять
следующим
требованиям
:
полностью
растворяться
пластовой
технической
воде
;
сни
жать
межфазное
натяжение
на
границе
раздела
«
фильтрат
бурового
раствора

нефть
»
при
возможно
малых
концентрациях
;
повышать
смачиваемость
по
настоящее
время
высококонцентрированные
инвертные
эмульсионные
растворы
(
ВИЭР
),
разработанные
ВНИИȻТ
,
обладают
низкой
агрегативной
устойчивостью
,
их
использование
практически
невозможно
при
наличии
геологическом
разрезе
водонасыщенных
пластов
[6].
Наиболее
приемлемым
,
экономической
технологической
точки
зре
ния
,
методом
обеспечения
сохранности
продуктивных
зон
нужно
признать
использование
синтетических
ПАВ
,
изменяющих
физико
химическую
при
роду
фильтрата
,
что
позволяет
вместе
другими
технологическими
приема
ми
обеспечить
наименьшее
снижение
проницаемости
нефтенасыщенных
коллекторов
.
Изучению
влияния
ПАВ
на
процессы
адсорбции
смачиваемо
сти
горных
пород
посвящено
достаточно
большое
количество
работ
.
Из
анализа
этих
работ
следует
,
что
применяемые
при
первичном
вскрытии
пластов
синтетические
ПАВ
должны
удовлетворять
следующим
требованиям
:
полностью
растворяться
пластовой
технической
воде
;
сни
жать
межфазное
натяжение
на
границе
раздела
«
фильтрат
бурового
раствора

нефть
»
при
возможно
малых
концентрациях
;
повышать
смачиваемость
по
воздействию
зу
ба
шарошки
,
то
есть
повторному
измельчению
.
.
Ʌитвишко
.
Ʌипк
сом
показано
[14],
что
применение
слабо
структурированных
буровых
растворов
малым
содержанием
твердой
фазы
позволяет
создать
турбулентный
режим
течения
раствора
по
затрубному
про
странству
,
что
способствует
улучшению
качества
очистки
ствола
скважины
повышению
эффективности
работы
долот
.
.
Штурн
показал
,
что
увеличение
концентрации
твердой
фазы
бу
ровом
растворе
оказывает
существенное
влияние
на
значение
механической
скорости
проходки
,
удельную
мощность
разрушения
другие
энергетиче
ские
показатели
процесса
разрушения
.
Вышеуказанные
данные
влиянии
содержания
твердой
фазы
бурового
раствора
на
механическую
скорость
проходки
согласуются
результатами
экспериментальных
исследований
американских
ученых
подтверждены
ис
следованиями
.
Крысина
,
.
Нацепинской
др
. [15,16]
на
примере
бу
рения
скважин
Пермском
Прикамье
.
Следует
отметить
,
что
наличие
растворе
активной
глинистой
фазы
не
только
негативно
отражается
на
скорости
строительства
скважины
,
но
большей
степени
приводит
интенсивной
кольматации
порового
простран
ства
пород
,
значительно
снижая
их
пористость
проницаемость
.
Как
извест
но
,
глины
,
применяемые
для
приготовления
бурового
раствора
,
содержат
до
.
Крылов
.
Крецул
указывают
,
что
подбор
гранулометрическо
го
состава
твердой
фазы
бурового
раствора
для
вскрытия
продуктивных
пла
стов
способен
существенно
улучшить
качество
фильтрационной
корки
,
из
бежать
кольматации
порового
пространства
породы
сохранить
коллектор
ские
свойства
продуктивных
горизонтов
.
.
Ɏедосовым
др
.
разработана
рецептура
безглинистого
полимер
но
гидрогелевого
раствора
типа
«
Экориш
»
на
основе
уксуснокислого
железа
.
Эти
системы
обладают
недиспергирующим
действием
высокой
флоккули
рующей
способностью
пород
различного
минералогического
состава
,
явля
ются
сильнейшими
ингибиторами
набухания
глинистых
пород
,
предотвра
щающими
их
диспергирование
образование
избыточных
объемов
.
Реоло
гической
особенностью
этих
растворов
является
псевдопластичность
,
ре
зультате
чего
улучшается
очистка
забоя
увеличивается
механическая
ско
рость
бурения
.
Гидрогелевые
растворы
позволяют
проводить
геофизические
исследования
для
определения
объема
запасов
углеводородов
залежи
,
так
-
же
работы
,
связанной
проводкой
скважин
.
Однако
наличие
составе
дис
персионной
среды
катионов
трехвалентного
железа
может
вызывать
обиль
ное
осадкообразование
при
контакте
фильтрата
пластовыми
флюидами
.
На
предприятиях
Западной
Сибири
применяли
растворы
бишофита
кристаллогидрата
хлорида
магния
(
ГОСТ
7759-73, [42]).
использованием
этой
легкорастворимой
соли
можно
получить
раствор
плотностью
до
1300
.
Крылов
.
Крецул
указывают
,
что
подбор
гранулометрическо
го
состава
твердой
фазы
бурового
раствора
для
вскрытия
продуктивных
пла
стов
способен
существенно
улучшить
качество
фильтрационной
корки
,
из
бежать
кольматации
порового
пространства
породы
сохранить
коллектор
ские
свойства
продуктивных
горизонтов
.
.
Ɏедосовым
др
.
разработана
рецептура
безглинистого
полимер
но
гидрогелевого
раствора
типа
«
Экориш
»
на
основе
уксуснокислого
железа
.
Эти
системы
обладают
недиспергирующим
действием
высокой
флоккули
рующей
способностью
пород
различного
минералогического
состава
,
явля
ются
сильнейшими
ингибиторами
набухания
глинистых
пород
,
предотвра
щающими
их
диспергирование
образование
избыточных
объемов
.
Реоло
гической
особенностью
этих
растворов
является
псевдопластичность
,
ре
зультате
чего
улучшается
очистка
забоя
увеличивается
механическая
ско
рость
бурения
.
Гидрогелевые
растворы
позволяют
проводить
геофизические
исследования
для
определения
объема
запасов
углеводородов
залежи
,
так
-
же
работы
,
связанной
проводкой
скважин
.
Однако
наличие
составе
дис
персионной
среды
катионов
трехвалентного
железа
может
вызывать
обиль
ное
осадкообразование
при
контакте
фильтрата
пластовыми
флюидами
.
На
предприятиях
Западной
Сибири
применяли
растворы
бишофита
кристаллогидрата
хлорида
магния
(
ГОСТ
7759-73, [42]).
использованием
этой
легкорастворимой
соли
можно
получить
раствор
плотностью
до
1300
раствор
обрабатывают
щелочами
количестве
0,1-0,3
%
от
объема
раствора
.
Для
улучшения
смазывающих
свойств
вводят
нефть
,
нефтепродукты
,
графит
различные
ПАВ
.
Основным
недостатком
данного
раствора
является
его
многокомпонентность
нетехнологичность
промы
словых
условиях
.
.
Давыдовым
,
при
разработке
техники
технологии
первичного
вскрытия
продуктивных
пластов
на
месторождениях
,
находящихся
на
позд
ней
стадии
эксплуатации
,
был
предложен
буровой
раствор
,
содержащий
ин
гибирующие
добавки
неионогенные
ПАВ
,
обеспечивающие
низкие
значе
ния
поверхностного
натяжения
фильтрата
на
границе
нефтью
.
Однако
ра
боте
отсутствуют
данные
по
составу
раствора
дифференцированная
оценка
его
влияния
на
свойства
прискважинной
зоны
пласта
.
.
Андресоном
,
.
Минхайровым
др
. [18]
для
вскрытия
продук
тивных
пластов
на
месторождениях
Ȼашкортостана
предложен
безглинистый
полимерный
раствор
использованием
ПАА
,
неионогенных
ПАВ
(
шкопау
,
ОП
-10
др
.),
технической
соли
(
хлориды
натрия
,
кальция
,
цинка
или
железа
)
очистке
его
от
выбуренной
породы
,
но
удалению
из
системы
полимерных
комплексов
.
.
Ʌеонидовым
,
.
Пахмуриным
[20]
предложен
полимерный
рас
твор
,
состав
которого
входят
2,5 %
хромпика
, 16 %
КССȻ
-2, 1,5 %
каусти
ческой
соды
, 80 %
пластовой
воды
минерализацией
75
.
Положительным
для
данного
раствора
являются
низкие
показатели
фильтрации
.
недостат
кам
следует
отнести
использование
больших
количествах
хромпика
лиг
носульфонатов
.
Основным
направлением
разработке
безглинистых
систем
,
состав
которых
входят
акриловые
полимеры
,
эфиры
целлюлозы
лигносульфонаты
,
является
формирование
устойчивой
во
времени
зоны
кольматации
,
для
раз
рушения
которой
при
освоении
скважины
необходимо
использовать
специ
альные
технологии
.
Положительным
моментом
является
подход
выбору
со
става
дисперсионной
среды
,
который
предупреждает
набухание
дисперги
рование
глинистых
минералов
коллектора
(
калиевые
растворы
,
пластовые
воды
продуктивных
горизонтов
)
предупреждение
образования
ВНЭ
(
выбор
ПАВ
).
Авторами
предложен
безглинистый
эмульсионно
гелевый
полисаха
ридный
раствор
(
ȻЭГПР
)
для
вскрытия
пластов
проводки
скважин
ос
очистке
его
от
выбуренной
породы
,
но
удалению
из
системы
полимерных
комплексов
.
.
Ʌеонидовым
,
.
Пахмуриным
[20]
предложен
полимерный
рас
твор
,
состав
которого
входят
2,5 %
хромпика
, 16 %
КССȻ
-2, 1,5 %
каусти
ческой
соды
, 80 %
пластовой
воды
минерализацией
75
.
Положительным
для
данного
раствора
являются
низкие
показатели
фильтрации
.
недостат
кам
следует
отнести
использование
больших
количествах
хромпика
лиг
носульфонатов
.
Основным
направлением
разработке
безглинистых
систем
,
состав
которых
входят
акриловые
полимеры
,
эфиры
целлюлозы
лигносульфонаты
,
является
формирование
устойчивой
во
времени
зоны
кольматации
,
для
раз
рушения
которой
при
освоении
скважины
необходимо
использовать
специ
альные
технологии
.
Положительным
моментом
является
подход
выбору
со
става
дисперсионной
среды
,
который
предупреждает
набухание
дисперги
рование
глинистых
минералов
коллектора
(
калиевые
растворы
,
пластовые
воды
продуктивных
горизонтов
)
предупреждение
образования
ВНЭ
(
выбор
ПАВ
).
Авторами
предложен
безглинистый
эмульсионно
гелевый
полисаха
ридный
раствор
(
ȻЭГПР
)
для
вскрытия
пластов
проводки
скважин
ос
пресных
системах
.
Тем
же
автором
предложен
состав
раствора
,
который
содержит
декст
риновую
крупу
0,5-3 %,
КМɐ
0,5-2,0 %,
едкий
натр
0,1 %
воду
[23].
Нали
чие
каустической
соды
создает
повышенное
значение
рН
среды
(
до
14),
что
ограничивает
их
применение
условиях
использования
алюминиевых
труб
негативно
сказывается
на
устойчивости
стенок
скважины
.
.
ɏариев
[17]
предложил
использовать
для
вскрытия
продуктив
ных
пластов
буровой
раствор
,
содержащий
КМɐ
0,5-5,0 %,
крахмал
1-3 %
воду
.
Разработан
ряд
промывочных
жидкостей
на
основе
крахмала
добав
ками
ферментных
препаратов
типа
эндополигамектуролозы
или
амилолити
ческих
ферментов
.
Однако
действия
свойства
ферментов
пластовых
усло
виях
еще
недостаточно
изучены
,
их
влияние
на
коллекторские
свойства
пла
ста
нефтенасыщенность
неоднозначны
,
поэтому
применение
таких
промы
вочных
жидкостей
ограничено
.
суспензий
одного
карбоната
кальция
можно
проводить
краткосрочный
ремонт
скважин
.
Проведенный
анализ
существующих
систем
,
применяемых
для
вскры
тия
продуктивных
пластов
,
показал
наличие
их
значительного
числа
,
разра
батываемых
как
специально
для
конкретных
геологических
условий
,
так
попытки
найти
универсальную
рецептуру
.
Наиболее
перспективным
направлением
является
исследования
поли
мерсолевых
составов
,
не
содержащих
или
малосодержащих
твердую
фазу
.
случаях
необходимости
использования
растворов
плотностью
выше
1400
кг
,
возможно
добавление
инертного
утяжелителя
,
не
оказывающего
отри
цательного
влияния
на
проницаемость
прискважинной
зоны
коллектора
.

суспензий
одного
карбоната
кальция
можно
проводить
краткосрочный
ремонт
скважин
.
Проведенный
анализ
существующих
систем
,
применяемых
для
вскры
тия
продуктивных
пластов
,
показал
наличие
их
значительного
числа
,
разра
батываемых
как
специально
для
конкретных
геологических
условий
,
так
попытки
найти
универсальную
рецептуру
.
Наиболее
перспективным
направлением
является
исследования
поли
мерсолевых
составов
,
не
содержащих
или
малосодержащих
твердую
фазу
.
случаях
необходимости
использования
растворов
плотностью
выше
1400
кг
,
возможно
добавление
инертного
утяжелителя
,
не
оказывающего
отри
цательного
влияния
на
проницаемость
прискважинной
зоны
коллектора
.

заканчивают
скважин
.
Ȼурение
боковых
стволов
снижает
стоимость
строительства
горизонталь
ных
скважин
.
Кроме
увеличения
производительности
скважин
,
бурение
боковых
стволов
позволяет
отбирать
углеводороды
из
коллекторов
,
ранее
не
охваченных
разработкой
(
. 74).
Многоствольные
разветвления
из
существующих
скважин
улучшают
условия
вскрытия
продуктивного
ста
(
. 75).
небольшие
изолированные
залежи
нефти
газа
могут
быть
вскрыты
скважинами
большими
отходами
от
вертикали
,
том
чис
ле
многоствольными
(
. 76).
Обычно
горизонтальные
скважины
по

производительности
превосходят
вертикальные
скважины
3-4
раза
,
некоторых
случаях
наблюдалось
увеличение
производительности
17

более
раз
.
Кроме
,
наличии
газовой
шапки
подстилающей
Вскрытие
удаленных
структур
Новые
технологии
технические
средства
бурения
могут
повысить
потребительскую
стоимость
за
счет
вскрытия
мелких
залежей
нефти
.
Ис
пользуя
новейшие
забойные
двигатели
геонавигацию
,
можно
бурить
морских
платформ
направленные
скважины
отходами
несколько
кило
метров
,
исключая
необходимость
дополнительного
строительства
.
Сеть
боковых
стволов
,
пробуренных
из
основной
скважины
,
могут
вскрыть
раз
личные
части
месторождения
,
позволяя
отказаться
от
бурения
новых
сква
жин
.
ȿсли
существующая
скважина
вскрыла
газовую
шапку
вблизи
нее
,
также
наличии
подстилающей
воды
,
содержание
газа
воды
(
зачастую
,
другого
)
добываемой
продукции
скважины
обычно
увеличивается
.
При
отсутствии
газовой
шапки
традиционным
спо
собом
отсрочить
прорыв
воды
является
перфорация
только
верхней
части
продуктивного
интервала
.
Однако
многих
случаях
радиальном
токе
флюида
создаваемой
депрессии
бывает
достаточно
,
чтобы
подтянуть
Вскрытие
удаленных
структур
Новые
технологии
технические
средства
бурения
могут
повысить
потребительскую
стоимость
за
счет
вскрытия
мелких
залежей
нефти
.
Ис
пользуя
новейшие
забойные
двигатели
геонавигацию
,
можно
бурить
морских
платформ
направленные
скважины
отходами
несколько
кило
метров
,
исключая
необходимость
дополнительного
строительства
.
Сеть
боковых
стволов
,
пробуренных
из
основной
скважины
,
могут
вскрыть
раз
личные
части
месторождения
,
позволяя
отказаться
от
бурения
новых
сква
жин
.
ȿсли
существующая
скважина
вскрыла
газовую
шапку
вблизи
нее
,
также
наличии
подстилающей
воды
,
содержание
газа
воды
(
зачастую
,
другого
)
добываемой
продукции
скважины
обычно
увеличивается
.
При
отсутствии
газовой
шапки
традиционным
спо
собом
отсрочить
прорыв
воды
является
перфорация
только
верхней
части
продуктивного
интервала
.
Однако
многих
случаях
радиальном
токе
флюида
создаваемой
депрессии
бывает
достаточно
,
чтобы
подтянуть
па
дению
пластового
давления
).
Ȼолее
дешевым
решением
этой
проблемы
является
вскрытие
всех
пластов
одним
наклонным
боковым
стволом
.
При
проектировании
траек
такого
бокового
ствола
можно
предусмотреть
увеличение
женности
вскрытия
пластов
меньшими
дебитами
,
чтобы
поддерживать
удельную
отдачу
пластов
на
приблизительно
одинаковом
уровне
.
Однако
случае
обводнения
одного
из
высокопроизводительных
пластов
,
вать
его
будет
гораздо
трудней
,
чем
многоствольной
скважине
.
сравнении
вертикальной
скважиной
,
наклонный
боковой
ствол
может
значительно
увеличить
отбор
из
тонкослоистого
месторождения
,
где
из
малой
мощности
невозможно
разместить
горизонтальный
ствол
каждом
отдельном
пропластке
.
ɑасто
углеводородсодержащие
пласты
не
включают
число
эксплуатационных
объектов
,
не
дают
притока
начальных
методах
заканчивания
скважины
.
Такие
интервалы
можно
дополнительно
проперфорировать
после
гидроразрыва
значительно
увеличить
производительность
скважины
.
Од
нако
маломощных
пластах
бурение
боковых
стволов
горизонтальными
участками
эффективнее
гидроразрывов
.
Обычно
горизонтальные
скважины
,
перпендикулярные
природным
трещинам
,
обеспечивают
более
высокую
производительность
,
чем
верти
кальные
скважины
после
гидроразрывов
.
Как
правило
,
природные
трещи
ны
расположены
вертикальных
плоскостях
,
но
если
коллектор
залегает
неглубоко
находится
аномально
высоким
пластовым
давлением
,
могут
встретиться
раскрытые
горизонтальные
трещины
.
таких
случа
целесообразно
бурить
вертикальные
наклонные
скважины
.
Однако
глубоко
залегающих
коллекторах
аномально
высоким
пластовым
давле
нием
лучше
закрепить
раскрытые
трещины
,
чтобы
избежать
потерь
водительности
по
мере
падения
порового
давления
процессе
эксплуата
ции
.
Вытянутые
длину
залежи
могут
образоваться
аллювиальных
от
ложениях
результате
крупных
осложнении
.
Оба
типа
залежей
можно
вскрывать
горизонтальными
скважинами
.
конкретных
условий
выби
рается
стратегия
бурения
,
определяемая
задачами
,
которые
должны
ре
шить
скважины
.
Например
,
ствол
скважин
может
идти
внутри
одной
зале
,
вдоль
нее
вскрывать
по
возможности
большее
число
залежей
.
последнем
случае
ствол
скважины
идет
перпендикулярно
длинным
осям
залежей
,
что
соответствует
перемещению
поперек
склона
,
существовавше
го
период
осадконакопления
.
Другим
решением
могут
быть
много
ствольные
скважины
для
вскрытия
каналов
,
выявленных
сейсмическими
замерами
горизонтальных
скважинах
,
из
которых
бурят
боковые
стволы
.
Рисунок
78 –
Сравнение
добычи
из
наклонных
скважин
много
ствольных
скважин
горизонтальными
ответвления
ми
на
разной
глубине
Оценка увеличения добычи
Динамическое забойное давление, мПа
Устьевое давление в НКТ = 11,6 мПа
Устьевое давление в НКТ = 2,1 мПа
скважина
об
эксплуатации
боковых
стволов
при
меньших
значениях
депрессии
на
пласты
.
При
этом
появляется
возмож
ность
избежать
применения
дорогостоящих
средств
контроля
выносом
песка

гравийных
фильтров
различных
типов
.
Экономический
анализ
трат
на
каждый
работ
учетом
ожидаемых
изменений
добычи
выбрать
оптимальное
решение
.
Способы
бурения
боковых
стволов
Когда
бурение
боковых
стволов
признано
оптимальным
техническим
решением
,
встает
вопрос
,
какую
бурильную
колонну
следует
использовать
-
из
обычных
из
гибких
труб
.
На
платформах
,
где
нет
буровых
устано
,
забуривание
из
НКТ
бурение
депрессией
на
продуктивный
пласт
экономически
эффективно
проводить
помощью
гибких
труб
.
Ȼурение
депрессией
способствует
сохранению
коллекторских
свойств
продуктив
ных
пластов
увеличению
механической
скорости
бурения
.
Ȼольшинство
боковых
стволов
из
старых
скважин
бурят
длинным
более
150
)
средним
(60-150
)
радиусами
кривизны
,
используя
обычные
бурильные
трубы
.
Однако
наметилась
тенденция
увеличения
числа
боковых
стволов
малым
радиусом
кривизны
(12-30
).
буре
ния
ответвлений
коротким
радиусом
кривизны
необходимы
КНȻК
шарнирными
элементами
.
Эти
боковые
стволы
особенно
эффективны
ус
Наруж.диам.НКТ, дюймы/Внутр.диам.НКТ,дюймы
Кривые пропускных характеристик
для различных сечений канала НКТ
(Спущеные в скважину НКТ)
Кривая пропускных характеристик
вертикальной скважины
Дебит газа, тыс. м3/сутки
. 79).
помощью
специального
спускаемого
скважину
устройства
на
данной
глубине
прорезается
круговая
щель
обсадной
колонне
цемент
камне
ней
(
).
рабочем
положении
резцы
выдвигаются
из
корпу
са
устройства
,
транспортном
положении
упираются
пазы
корпуса
.
фрезеруемого
участка
колонны
(
)
зависит
от
таких
факторов
,
как
:
внутренний
диаметр
колонны
наружный
диаметр
ее
муфт
,
диаметр
доло
угол
искривления
корпуса
забойного
двигателя
.
Интервал
открытого
ствола
,
образованный
результате
фрезерования
(
),
перекрывают
це
ментным
мостом
(D)
для
забуривания
бокового
ствола
(
).
ɑасть
старой
скважины
ниже
интервала
забуривания
остается
изолированной
от
боково
го
ствола
.
ȿсли
забуривании
из
вертикального
ствола
ориентирование
от
клонителя
выполняется
помощью
магнитометра
,
освобождают
от
об
садной
колонны
интервал
порядка
18
(
. 80).
фрезеруемого
уча
стка
может
быть
уменьшена
,
если
для
ориентирования
КНȻК
используется
гироскопический
компас
.
Участок
открытого
ствола
скважины
перекры
вают
прочным
цементным
мостом
.
ɑтобы
избежать
магнитных
помех
,
мост
разбуривают
до
глубины
на
6
выше
подошвы
открытого
интервала
.
. 79).
помощью
специального
спускаемого
скважину
устройства
на
данной
глубине
прорезается
круговая
щель
обсадной
колонне
цемент
камне
ней
(
).
рабочем
положении
резцы
выдвигаются
из
корпу
са
устройства
,
транспортном
положении
упираются
пазы
корпуса
.
фрезеруемого
участка
колонны
(
)
зависит
от
таких
факторов
,
как
:
внутренний
диаметр
колонны
наружный
диаметр
ее
муфт
,
диаметр
доло
угол
искривления
корпуса
забойного
двигателя
.
Интервал
открытого
ствола
,
образованный
результате
фрезерования
(
),
перекрывают
це
ментным
мостом
(D)
для
забуривания
бокового
ствола
(
).
ɑасть
старой
скважины
ниже
интервала
забуривания
остается
изолированной
от
боково
го
ствола
.
ȿсли
забуривании
из
вертикального
ствола
ориентирование
от
клонителя
выполняется
помощью
магнитометра
,
освобождают
от
об
садной
колонны
интервал
порядка
18
(
. 80).
фрезеруемого
уча
стка
может
быть
уменьшена
,
если
для
ориентирования
КНȻК
используется
гироскопический
компас
.
Участок
открытого
ствола
скважины
перекры
вают
прочным
цементным
мостом
.
ɑтобы
избежать
магнитных
помех
,
мост
разбуривают
до
глубины
на
6
выше
подошвы
открытого
интервала
.
конического
фрезера
,
над
ко
торым
прямо
УȻТ
устанавливают
один
два
фрезера
эллипсоидной
формы
.
сравнении
вырезанием
окон
фрезерование
обсадной
колонны
по
всему
поперечному
сечению
имеет
ряд
преимуществ
:
исключается
необ
ходимость
использования
гироскопического
компаса
,
имеется
возмож
ность
начинать
набор
кривизны
ближе
объекту
эксплуатации
,
фрезерова
ние
можно
выполнить
одно
долбление
.
другой
стороны
,
выреза
нии
окон
используется
уипсток
,
обеспечивающий
принудительное
откло
нение
,
но
требующий
нескольких
спусков
гироскопического
компаса
для
ориентирования
уипстока
КНȻК
.
Кроме
,
вырезание
окон
требует
нескольких
долблений
различ
ными
фрезерами
,
набор
кривизны
приходится
начинать
выше
,
чтобы
разместить
соответствующие
элементы
КНȻК
.
Какой
бы
способ
зарезки
ни
применялся
,
после
выхода
породу
колонной
появляется
возможность
дополнительного
выбора
.
Кроме
стан
дартного
искривления
по
среднему
радиусу
,
существует
несколько
новых
методов
,
которые
могут
повысить
эффективность
бурения
боковых
ство
лов
.
Ȼурение
коротким
радиусом
кривизны
,
использование
колонны
ких
труб
многоствольные
скважины

все
варианты
нуждаются
тщательном
экономическом
анализе
.
конического
фрезера
,
над
ко
торым
прямо
УȻТ
устанавливают
один
два
фрезера
эллипсоидной
формы
.
сравнении
вырезанием
окон
фрезерование
обсадной
колонны
по
всему
поперечному
сечению
имеет
ряд
преимуществ
:
исключается
необ
ходимость
использования
гироскопического
компаса
,
имеется
возмож
ность
начинать
набор
кривизны
ближе
объекту
эксплуатации
,
фрезерова
ние
можно
выполнить
одно
долбление
.
другой
стороны
,
выреза
нии
окон
используется
уипсток
,
обеспечивающий
принудительное
откло
нение
,
но
требующий
нескольких
спусков
гироскопического
компаса
для
ориентирования
уипстока
КНȻК
.
Кроме
,
вырезание
окон
требует
нескольких
долблений
различ
ными
фрезерами
,
набор
кривизны
приходится
начинать
выше
,
чтобы
разместить
соответствующие
элементы
КНȻК
.
Какой
бы
способ
зарезки
ни
применялся
,
после
выхода
породу
колонной
появляется
возможность
дополнительного
выбора
.
Кроме
стан
дартного
искривления
по
среднему
радиусу
,
существует
несколько
новых
методов
,
которые
могут
повысить
эффективность
бурения
боковых
ство
лов
.
Ȼурение
коротким
радиусом
кривизны
,
использование
колонны
ких
труб
многоствольные
скважины

все
варианты
нуждаются
тщательном
экономическом
анализе
.
Рисунок
82 –
Схема
вырезания
окна
стволов
стоимость
подготовительных
работ
существующей
скважины
остаются
неизмен
ными
.
Таким
образом
,
затраты
на
строительство
одного
ответвления
многоствольной
скважине
меньше
,
чем
скважине
одним
боковым
ство
лом
.
Повышается
эффективность
использования
устьевых
ячеек
морской
донной
экономится
стоимость
бурения
интервала
,
который
уже
вскрыт
существующей
скважиной
.
Ȼоковыми
стволами
можно
вскрыть
но
вые
,
ранее
не
вскрытые
залежи
,
дебит
,
приходящийся
на
одну
ячейку
,
возрастет
.
стволов
стоимость
подготовительных
работ
существующей
скважины
остаются
неизмен
ными
.
Таким
образом
,
затраты
на
строительство
одного
ответвления
многоствольной
скважине
меньше
,
чем
скважине
одним
боковым
ство
лом
.
Повышается
эффективность
использования
устьевых
ячеек
морской
донной
экономится
стоимость
бурения
интервала
,
который
уже
вскрыт
существующей
скважиной
.
Ȼоковыми
стволами
можно
вскрыть
но
вые
,
ранее
не
вскрытые
залежи
,
дебит
,
приходящийся
на
одну
ячейку
,
возрастет
.
Рисунок
83 –
Ȼурение
использованием
колонны
гибких
труб
.
Технология
многоствольного
бурения
обеспечивает
возможность
значительного
снижения
стоимости
затрат
на
бурение
заканчивание
скважин
,
увеличения
уровня
добычи
,
также
более
эффективное
дрениро
вание
коллектора
,
что
позволяет
расширить
возможности
разработки
кол
лектора
увеличить
извлекаемые
запасы
углеводородов
значительном
сокращении
суммарных
затрат
на
разработку
месторождения
.
Компановка VIPER с забойным двигателем-отклонителем
Измерительная аппаратура
Преобразователь Аппаратура
давления и электроника гамма-каротажа и электроника
Забойный двигатель-отклонитель
Немагнитная силовая Устройство для регулирования
секция угла искривления корпуса двигателя-отклонителя
Устройство
для ориентации
Электродвигатель
и редуктор с подшибниками
Электроника управления
электродвигателем
Верхний модуль
соединений
Гибкие трубы Контрольные
и кабель клапаны
Электро соединение Электро-
“мокрого типа” управляемый
разъединитель
Неглубоко залегающие
или истощеные пласты
Много-
пластовые
залежи
Трещиноватая
зона
36/
Способ
создания
контроля
необходимой
нагрузки
на
долото
бу
рении
горизонтальных
наклонно
направленных
скважин
винтовым
бойным
двигателем
большими
смещениями
забоев
от
устья
скважи
ны
Ȼикчурин
.,
Студенский
.,
Вакула
.,
Замалиев
.,
Кашапов
.
10.
.
Северинчик
Машины
оборудование
для
бурения
скважин
.

Недра
, 1986. –
. 146 - 147
11.
Ȼалденко
.,
Ȼалденко
.,
Гноевых
.
Одновинтовые
равлические
машины
:
2
. –
.:
«
Газпром
». – 2007. –
2.
Вин
товые
забойные
двигатели
. –
. 382 - 388
12.
.
,
.
Спивак
,
.
Акбулатов
др
.
Технология
буре
ния
нефтяных
газовых
скважин
:
Учеб
.
для
вузов
. –
«
Недра

Ȼизнесцентр
», 2003. –
. 332 – 333
13.
Двойников
.
Работа
бурильной
колонны
комбинирован
способе
бурения
скважин
горизонтальным
окончанием
. –
Ȼурение
нефть
. – 2008. –
5 –
. 34 – 37
Издательско
полиграфический
центр
«
Экспресс
»
Тюмень
Мельникайте
Тел
факс
: (3452) 32-77-51, 41-99-30
Отпечатано
типографии
ООО
ИПɐ
Экспресс
»

Приложенные файлы

  • pdf 4238158
    Размер файла: 9 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий