Общие сведения о винтовых насосах. Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Установки штанговых винтовых насосов с наземным приводом. Расчет параметров, монтаж, эксплуатация, ремонт установок скважинных винтовых электронасосов

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на дипломное проектирование

Реферат

Введение

1. Бурение наклонно направленных скважин

1.1 Назначение и область применения наклонно направленного бурения

1.2 Способы бурения наклонных скважин

1.3 Профили наклонных скважин

1.4 Основные принципы выбора жестких компоновок

1.5 Многозабойные и многоярусные скважины

1.5.1 Многозабойные скважины (МЗС)

1.5.2 Выбор и обоснование профиля МЗС

1.5.3 Многоярусные скважины (МС)

1.6 Проектирование и расчет профилей горизонтальных скважин

1.6.1 Расчет профиля горизонтальной скважины

1.6.2 Расчет направляющей части профиля

1.6.3 Расчет горизонтального участка профиля

2. Опорно-центрирующие элементы для бурения наклонно направленных скважин

2.1 Назначение опорно-центрирующих элементов КНБК, краткая характеристика

2.2 Использование компоновок с калибратором при бурении наклонных скважин

2.3 Устройство и принцип действия калибратора-виброгасителя типа ВК 122

2.4 Методика определения фактического диаметра и износа центрирующих элементов КНБК

3. Патентная проработка элементов КНБК

4. Технология и технические средства для проводки многозабойных и горизонтально-разветвленных скважин

4.1 Конструкция многозабойных скважин

4.2 Технология бурения многозабойных и горизонтально-разветвленных скважин

4.3 Способы бурения боковых стволов

4.4 Технология бурения боковых стволов

4.5 Забуривание дополнительного ствола

4.6 Определение собственной частоты поперечных колебаний одноразмерного низа бурильной колонны

4.7 Выбор параметров амортизатора

5. Расчетная часть

5.1 Схемы исследования работы нижней части бурильной колонны, находящейся в наклонном стволе скважины

5.2 Оптимальное место установки второго центратора (калибратора) в жесткой компоновке

5.3 Выбор диаметрального зазора по калибратору

5.4 Определение величины выпрямляющей силы

5.5 Определение отклоняющей силы на долоте

5.6 Определение максимального изгибающего момента

5.7 Определение момента инерции в плоскости действия максимального изгибающего момента

5.8 Расчет деталей калибратора-виброгасителя на изгиб, срез и смятие

5.9 Расчет резьбы на прочность

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Характеристики производственной среды

6.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов

6.3 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

6.3.1 Мероприятия по технике безопасности

6.3.2 Мероприятия по промышленной санитарии

6.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

6.5 Анализ воздействия негативных факторов на окружающую природную среду

6.6 Расчет основных источников загрязнения

6.6.1 Объемы отходов при строительстве скважины

6.6.1.1 Расчет производственных отходов бурения и испытания

6.6.1.2 Хозяйственные отходы и дождевые стоки

Заключение

7. Экономическая часть

Список литературы

РЕФЕРАТ

В данном дипломном проекте рассматривается такая проблема современной нефтяной промышленности, как бурение боковых стволов малого диаметра. Разработанные в проекте устройства направлены на решение указанной задачи.

Разработана новая конструкция опорно-центрирующего элемента - виброгасителя-калибратора малого диаметра, в составе компоновки нижней части бурильной колонны.

Пояснительная записка включает в себя 3 раздела: техническую часть, экономическую часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В техническую часть входят: способы и причины бурения наклонно направленных скважин назначение ОЦЭ, описание конструкции, способы эксплуатации, а также все необходимые расчеты с обеспечением работоспособности базовых узлов компоновки. Экономическая часть рассматривает вопросы обеспечения экономической эффективности при применении КНБК с вышеуказанными ОЦЭ. Раздел безопасности и экологичности проекта рассматривает вопросы охраны труда и окружающей среды. бурение жесткий скважина проектирование

Дипломный проект состоит из: графического материала общим объемом в количестве 10 листов формата А1, и пояснительной записки объемом 137 машинописных листов, включающую 34 рисунка, 8 таблиц и 116 формул, а также список литературы, включающий 28 пунктов.

ВВЕДЕНИЕ

В процессе бурения скважины, подверженные естественному искривлению, могут не подсечь нефтегазоносные слои и, следовательно, не выполнить своих проектных заданий. Но накопленный фактический материал по естественному искривлению позволил установить ряд общих закономерностей, учитывая которые буровики научились проходить скважины в строго заданном направлении. Такие скважины получили название наклонно направленных. Искусственное отклонение -- это направление ствола скважины в процессе бурения по определенному плану с доведением забоя до заданной точки.

Искусственное отклонение скважин подразделяется на наклонное многозабойное (разветвленно-направленное) и кустовое (многоствольное) бурение. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, разведку полезных ископаемых, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дефицитных материалов [9].

В процессе бурения различные факторы существенно влияют на эффективность работы бурильного инструмента и технико-экономические показатели бурения. Неоднородность горных пород, особенности технологии процесса, вибрации бурильной колонны, отскоки и скольжения долота и другие процессы ведут к преждевременному износу элементов бурового оборудования и ухудшению показателей бурения.

При проводке скважин различной глубины и в любых геологических условиях стремятся достичь необходимых показателей бурения путем выбора наиболее оптимального режима работы бурильного инструмента, что подразумевает собой предупреждение возникновения аварийных ситуаций, применение центрирующих и стабилизирующих устройств, своевременную и экономически и энергетически целесообразную замену оборудования, устранение нежелательных вибраций бурильного инструмента, приводящих к выходу его из строя.

Одним из путей защиты бурильного инструмента от нежелательных вибраций является применение амортизирующих устройств, устанавливаемых либо над долотом, либо над забойным двигателем, а также использование в качестве таковых дополнительных бурильных труб (УБТ как маховиков или ЛБТ как демпферов) [6].

1. БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

1.1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Разработка нефтяных и газовых месторождений в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, уплотнение сетки разработки, охрана земельных угодий, усиление экологических требований, сложные геологические условия - главные причины бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Искусственное отклонение оси скважины от вертикали подразделяется на наклонное, горизонтальное, многозабойное (разветвлено наклонное и разветвлено горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание и ремонт скважин.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины бурятся кустовым методом, когда устья нескольких скважин в кусте расположены близко друг к другу на одной технологической площадке, а забои находятся в узлах сетки разработки. Количество скважин в кусте колеблется от 2 до нескольких десятков. В Башкортостане это 10…30 скважин, в Западной Сибири да 50 - 60 скважин в кусте.

Самым большим, состоящим из 64 скважин, является куст, построенный в черте города Лос-Анджелес, США. Для этих целей было сооружено специальное здание, в котором было размещено буровое и эксплуатационное оборудование. Число морских скважин в кусте может достигать 50 и более [9].

Вертикально направленными бурятся лишь разведочные и некоторые другие скважины специального назначения.

Искусственное искривление скважин применяется с целью:

1) добычи нефти и газа изтруднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами. оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами;

2) экономии отводимых под строительства буровых плодородных земельных участков, лесов и др.;

З) экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;

4) сокращения средств и времени при строительно-монтажных работах и обслуживании при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;

5) обхода зон катастрофических поглощений. обвалов и аварий в стволе скважины;

6) вскрытия продуктивных пластов, залегающих над пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;

7) проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);

8) вскрытия продуктивных пластов, залегающих под дном морей, рек, озер, болот, каналов, строений;

9) проходки нескольких скважин с буровых оснований, морских платформ, эстакад;

10) бурения стволов для глушения открытых фонтанов и тушения пожаров;

11) перебуривания части ствола скважины;

12) вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа;

13) многозабойного вскрытия продуктивного пласта;

14) газификации угольных пластов и подземного выщелачивания [9].

Особого внимания заслуживает зарубежный опыт бурения специальных наклонно-горнзантально-восстающих скважин с целью прокладки коаксиаль- ных (двойных) дюкеров под руслами рек. Эти работы осуществляются теперь и в Башкортостане Уфимским управлением буровых работ. Спроектировано спе-циальное оборудование, позволяющее забуривать скважину без вертикального участка, под углом 8…12° к горизонту. Нагрузка на долото создается гидравлическими домкратом, забойным двигателем является электробур. Скважина проводится под дном реки на глубине 15...20 м. При выходе долота на поверх-ность на другом берегу реки бурильную колонну соединяют с дюкером и про-таскивают всю систему труб обратно к устью скважины. Затем в дюкер вводят-ся трубы меньшего диаметра, которые будут являться продуктопроводом. Такая двойная конструкция дюкеров исключает проникновение нефтепродуктов в ре-ки, озера, улучшает экологию целых регионов и имеет большое будущее [9].

1.2 СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Существует два способа бурения наклонных скважин: роторный и с при-менением забойного двигателя.

Роторный способ представляет собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону). В качестве отклоняющего устройства применяется отклоняющий клин, на западе он называется wipstock. Отклоняющий клин -- толстостенная обсадная труба, разрезанная по диагонали на две части. По месту разреза приваривается жёлоб. Клинья могут устанавливать стационарно и съемно, предварительно ориентируя желоб в заданном азимуте. При бурении долото скользит по желобу, что при-водит к искривлению скважины на заданном участке. Если набранный зенитный угол меньше проектного, может быть повторно установлен отклоняющий клин. В настоящее время применение отклоняющих клиньев осуществляется весьма редко.

С применением забойных двигателей практически повсеместно, как в Росси так и за рубежом, осуществляется проводка наклонных и горизонтальных скважин В качестве забойных двигателей используются турбобуры, обьемные двигатели, электробуры. Исторически первыми были турбобуры; затем появились объемные (винтовые) двигатели, которые при меньшей длине (по сравнению с турбобурами) обладают большим крутящим моментом и меньшей частотой вращения, что очень важно при использовании их в качестве двигате- лей-отклонителей. Наиболее полно отвечает современным требованиям, предъявляемым к забойным двигателям, электробур. Во-первых, его характеристика не зависит от параметров режима бурения (от осевой нагрузки и расхода промывочной жидкости) и, во-вторых, имеется возможность постоянного контроля траекторных и некоторых других параметров, передаваемых с забоя на поверхность по трех- жильному специальному кабелю [4].

1.3 ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Большое значение в наклонно направленном бурении имеет правильный выбор профиля (вертикальной проекции) скважины. Рациональный профиль позволяет до минимума сократить работу отклоняющей компоновки на возможно меньшей глубине. Обеспечивает необходимое смещение забоя относительно устья (по горизонтали) и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновок бурильной и эксплуатационной колонн профиль должен позволять эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием достаточно долго и безаварийно. Причем забой скважины непременно должен находиться в так называемом «круге допуска».

Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести скважину до проектной глубины без осложнений и аварий, обеспечив надлежащее качество для длительной и безаварийной эксплуатации.

Рисунок 1 - Типы профилей наклонных скважин

В настоящее время широко применяются и отвечают практически всем геолого-техническим условиям и технологическим требованиям бурения и эксплуатации профили скважин следующих типов (рис. 1).

Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора зенитного угла 2, участка стабилизации (наклонно-прямолинейного) ве-личины зенитного угла, продолжающегося до проектной глубины скважины [10].

Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов с отклонителем, получить максимальную величину отхода при минимальном значении зенитного угла. Отсутствие перегибов ствола облегчает и ускоряет спуско-подъемные операции. Эксплуатация скважин с подобным профилем не вызывает затруднений. Однако бурение участка стабилизации требует специальных компоновок низа бурильной колонны (КНБК) и высокой технологической дисциплины.

Профиль Б также состоит из трех участков. Но в отличие от А третий участок - естественного снижения (падения) величины зенитного угла. В этом случае необходимо набрать больший зенитный угол (при том же отходе), что увеличивает объем работы отклоняющей компоновки, ухудшает проходимость инструмента и геофизических приборов, осложняет условия эксплуатации скважины.

Профиль типа В имеет четыре участка: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу , участок падения зенитного угла 3 по радиусу (обычно ) и вертикального участка 4.

Профиль типа Д имеет пять участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу Кд, участок стабилизации 3, участок донабора величины зенитного угла 4 по радиусу с входом в продуктивный пласт при углах 85° и более и горизонтальный участок 5, проходящий по продуктивному пласту.

Длина участка 5 может составлять от нескольких десятков метров до 10 и бо- лее тысяч метров (акватория Северного моря).

Профиль типа Г состоит из четырех участков но в отличие от типа В по-сле вертикального 1 и участка набора зенитного утла 2 бурится наклонно-прямолинейный участок 3, переходящий затем в участок 4 -- падения зенитного угла.

Профиль типа Е состоит из двух участков вертикального и участка мало-интенсивного набора величины зенитного угла по большому радиусу Rе. Этот тип профиля может быть применен при использовании безориентированного бурения, либо в случаях работы самоориентирующихся отклоняющих систем, которые в настоящее время начали появляться как в России, так и за рубежом [10].

Анализируя все приведенные типы профилей, видно, что все они имеют первый вертикальный участок, который необходим для создания минимально необходимой нагрузки на долото. Вторым всегда является участок набора величины зенитного угла. Здесь осуществляются работы по ориентированию от-клонителя чаще всего прямыми методами, точность которых зависит от глубины.

По формуле ( ) можно определить ошибку при прямом методе ориентирования отклонителя (спуск по меткам).

(1)

Здесь М -- ошибка в градусах, n -- число спущенных труб (меток на трубах). Поэтому стремятся эти работы провести на малых глубинах (100…300 м).

Поскольку наибольший объем бурения приходится на Западную Сибирь, где используется кустовой способ разбуривания месторождений, приведем ха- рактерные типы профилей для данного региона. При величине отхода до 300 м применяется профиль А, при больших от- ходах -- профиль типа Г. При бурении скважин с горизонтальным окончанием применяется про- филь Д.

Согласно существующим инструкциям интенсивность набора зенитного угла не должна превышать 1° 30' на 10 м. (=382 м), а максимальное значение зенитного угла на участке стабилизации при максимально возможной его протяженности. Как правило, на таких участках проектируется установка ЭЦН.

Практикой установлено, что удовлетворительная эксплуатация электропогружных и штанговых насосов обеспечивается при зенитных углах 20…25°.

Трех- и четырехинтервальный профиль широко распространен в Тимано-Печорском бассейне, в Среднем Поволжье, Башкортостане и Татарстане при бурении кустовым методом (профили типов А, Б, В) [10]. Зарубежный опыт строительства кустовых скважин свидетельствует о том, что все большее количество наклонных скважин бурится по профилям ти- па А и Д (иногда без участка 5). Могут быть и варианты профиля Д (дуга ок- ружности, большой длины наклонно-прямолинейный участок, участок с посто- янно возрастающим значением зенитного угла).

Профили типов А и Д (разных вариаций) выгодно отличаются от других тем, что не имеют перегибов, это улучшает проходимость инструмента, сни- жаются силы сопротивления при движении бурильных и обсадных колонн. Очень перспективным является двухинтервальный тип профиля Е, разработанный во ВНИИБТ, состоящий из вертикального участка, плавно переходящего в дугу большого радиуса (малоинтенсивный набор величины зенитного угла).

Необходимо отметить, что абсолютное большинство проектируемых типов профилей является плоским. Однако в процессе бурения, особенно в сложных горно-геологических условиях, происходит искривление скважин, и профиль становится пространственным [10].

1.4 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА ЖЕСТКИХ КОМПОНОВОК

Проведенные исследования поведения жестких компоновок для различных условий их взаимодействия с бурильной колонной позволяют наметить основные положения, соблюдение которых обеспечивает эффективную их работу по предупреждению искривления ствола скважины. Обязательным условием для применения жесткой компоновки является установка калибратора непосредственно над до- лотом. Это позволяет получить качественный ствол скважины, и только в этом случае может быть использован основной критерий для выбора оптимально- го расстояния между центрирующими элементами компоновки, поскольку фрезерующая способность долота сводится к минимуму. Следующим обязательным условием при выборе жесткой компоновки является использование таких ее характеристик, при которых коэффициент защемления нижнего конца бурильной колонны был бы более 6 (б > 6). Только при этих значениях коэффициента защемления возможно существование жесткой компоновки [3]



I, II - µ = const; в = const; b = const;

d = const;

III, IV - µ = const; = const; b = const;

d = const;

V, VI - µ = const; в = const; = const;

b = const;

Рис. 2 - Зависимости общего угла поворота нижнего конца компоновки от её длины (длины маховика) для различных , в, d, µ,b.

Параметры УБТ, которые устанавливаются над компоновкой, должны быть таковы, чтобы обеспечивать минимум величины b. Это уменьшит влияние продольно- го изгиба бурильной колонны на компоновку. Длина участков между центрирующими элементами компоновки должна быть оптимальной, т. е. обеспечивать минимум угла поворота нижнего конца участка. На рис. 2 приведены кривые, показывающие изменение общего угла поворота нижнего конца маховика в зависимости от его длины для различных сочетаний величин, входящих в уравнение, из которых видно, что только определенная длина маховика (участка УБТ между центрирующими элементами для роторного бурения) дает возможность получить минимальный угол поворота нижнего его конца. На практике, конечно, трудно подобрать для отдельных условий бурения длину маховика (УБТ между центрирующими элементами), которая в точности соответствовала бы оптимальной, однако длину следует подбирать такой, чтобы она была как можно ближе к точке минимума угла перекоса. Так, например, для случая применения маховых масс под валом турбобура, анализируя полученные данные, можно сделать следующие выводы [3]. 1. Длина маховика для компоновок КНБК, наиболее часто применяемых в настоящее время (диаметр маховика 245 мм, долота 269, 295 мм), должна быть уменьшена в 2 раза (около 4,5 м вместо используемых сейчас 9 -- 10 м).

2. Существенное уменьшение интенсивности искрив-ления ствола скважины можно обеспечить за счет применения высокомоментных турбобуров.

3. Рекомендуется применение маховиков, имеющих минимальный начальный прогиб.

4. В процессе бурения необходим тщательный конт-роль за износом калибрующих элементов: чем меньше диаметральный зазор, тем меньше общий угол поворота нижнего конца компоновки. Минимальный угол поворота нижнего конца компоновки, имеющий только один участок оптимальной длины, можно уменьшить, установив еще один центратор на расстоянии от первого, что значительно уменьшает величину b для верхнего конца участка l, т. е. уменьшает влияние продольного изгиба бурильной колонны на угол поворота нижнего конца компоновки. При использовании компоновок турбинного бурения с маховой массой под валом турбобура длина второго участка , очевидно, определяется длиной турбобура. Установка каждого последующего центратора все меньше влияет на угол поворота нижнего конца компоновки, поэтому пришлось бы сильно усложнить компоновку для устранения влияния продольного изгиба бурильной колонны на угол поворота нижнего конца. Шарнирное соединение бурильной колонны с жесткой компоновкой резко снижает минимальный угол поворота нижнего конца по сравнению с упругим соединением. По этой причине в особенно сложных условиях, с точки зрения искривления ствола скважины, целесообразно применять шарнирное соединение компоновки с бурильной колонной. На первом этапе необходимо использовать такое соединение, работающее в относительно легких условиях, т. е. для случая невращающейся бурильной колонны. Следовательно, для компоновок турбинного бурения с маховой массой под валом турбобура шарнирное соединение целесообразно установить над турбобуром в виде шарнирного центратора. Результаты исследований, представленные в данной главе, позволяют сделать следующие выводы.

1. В качестве основного критерия для выбора оптимальной длины компоновки (оптимальной длины участков компоновки между центрирующими элементами) следует принять минимум угла поворота нижнего конца компоновки. Критерий предусматривает обязательное использование калибратора непосредственно над долотом. 2. Начальные несовершенства УБТ (маховиков) и центробежные силы значительно влияют на устойчивость компоновки [3]. 3. Заметно на уменьшение минимального угла пово- рота нижнего конца компоновки влияет установка вто- рого центратора. Влияние продольного изгиба бурильной колонны на поворот нижнего конца компоновки можно полностью устранить, применив очень большое число центрирующих элементов. Однако радикальным способом устранения влияния продольного изгиба бурильной колонны на жесткую компоновку является применение шарнирного соединения [3].

1.5 МНОГОЗАБОЙНЫЕ И МНОГОЯРУСНЫЕ СКВАЖИНЫ

1.5.1 МНОГОЗАБОЙНЫЕ СКВАЖИНЫ (МЗС)

МЗС -это такие скважины, в нижней части основного ствола которых имеются ответвления в виде двух и более горизонтальных, пологонаклонных пли волнообразных стволов вскрывающих продуктивный пласт (рис 3, 4, 5).

Стволы могут ответвляться от основного на различной высоте от подошвы продуктивного пласта, на различных расстояниях друг от друг иметь различные радиусы искривления, оканчиваться вертикально, наклонно, вдоль пласта.

Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его литологической характеристики, наличия подстилающей воды и др.

Профили стволов, их длина и число ответвлений зависят от степени неоднородности, толщины и литологии пласта. устойчивости разреза [10].

Рисунок 3 - Профиль с вертикальным основанием: 1, 2 -- соответственно основной и вертикальные стволы; 3 -- нефтяной пласт; 4 -- граница участка нефтяного пласта.

Рисунок 4 - Профиль МЗС для разработки залежи на гравитационном режиме.

Основанием для выбора профиля МЗС являются геологическая характеристика разреза, условия эксплуатации скважины и разработки залежи, технико-технологические возможности бурового предприятия, условия крепления, освоения и ремонта скважины и отдельного ствола [10].

Рисунок 5 - Профиль МЗС с разветвленным основным и волнообразными стволом над продуктивным пластом: дополнительными стволами в слоистом 1, 2 -- соответственно основной и дополнительные стволы, 3- нефтяной пласт; 4 -- граница участка нефтяного пласта.

1.5.2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРОФИЛЯ МЗС

Проектирование профиля МЗС начинают с нижней ее части: определяется тип профиля, число ответвлений, их конфигурация, исходя из технических возможностей определяется конструкция основного (маточного) ствола, конструкции дополнительных стволов: по заданной интенсивности набора определяют их радиусы, КНБК, их проходимость по стволам; по допустимой величине изгиба труб выбирают диаметры бурильных и обсадных колонн.

Конфигурация МЗС должна отвечать следующим требованиям: ствол основной скважины должен обеспечивать прохождение КНБК в любом из дополнительных стволов; во всех интервалах стволов должна быть возможность искривления их с максимальной интенсивностью; при необходимости должна быть возможность крепления стволов фильтрами - потайными колоннами стандартных размеров, должны быть проведены в стволах геофизические и инклинометрические исследования.

Для бурения МЗС применяются стандартные БУ с серийным буровым оборудованием.

Опыт показал, что обсадные трубы Ш 146; 168; 219 мм можно спускать в скважины радиусом R=50...60 м, а трубы Ш 273; 324 и 377 мм спускались успешно в скважины R= 140...150 м при i = 4° на 10 м. При этом коэффициент запаса прочности на изгиб обсадных труб 1.25 для дополнительных стволов, оборудованных ЭЦН, и 1.5 для труб, в которых планируется работа ШГН. С целью повышения качества изоляции пластов кафедрой бурения УГНТУ разработаны и внедрены в производство специальные тампонажные смеси повышенной коррозионной стойкости и центраторы обсадных колонн ЦОК, позволяющие надежно центрировать участки колонны в наиболее ответственных местах (кровля -- подошва продуктивного пласта, резкие перегибы ствола и др.). ЦОК разработан для колонн диаметрами 102, 114, 146 и 168 мм [10].

Рисунок 6 - Профиль многоярусной скважины: 1,2 -- стволы верхнего и нижнего ярусов соответственно

Практика строительства МЗС показывает, что входы в дополнительные необсаженные стволы, забуренные в устойчивых породах, сохраняются в течение всего срока эксплуатации и обеспечивают хорошее попадание труб для ремонта или других целей. Имеется опыт крепления дополнительных стволов перфорированными потайными колоннами (хвостовиками) с воронками на верхнем конце.

Обычно МЗС бурятся для разработки нефтяных месторождений с низким пластовым давлением (АНПД), для доразработки старых, выработанных залежей, в случае высоковязких нефтей, слоистых продуктивных пластов, дегазации угольных пластов, увеличения приемистости поглотительных скважин, при глушении открытых фонтанов, тушении пожаров, понижения уровня грунтовых вод в шахте и др. Количество стволов может быть от двух и более. Известны МЗС с 11 стволами. В однородном пласте стволы МЗС размещают в средней по толщине части пласта при напорных режимах, в залежах с гравитационным режимом -- в нижней части. Желательно, чтобы форма стволов была с небольшим подъемом, как показано на рис. 4. Опыт показывает, что в однородном пласте достаточно пробурить до 4-х дополнительных стволов, чтобы получить оптимальную величину дебита. Пологонаклонные стволы в слоистом пласте должны быть пробурены с зенитным углом не менее 60°, возможна и их волнообразная форма (рис. 5) [10].

1.5.3 МНОГОЯРУСНЫЕ СКВАЖИНЫ. (МС)

С целью эффективной эксплуатации продуктивных пластов большой толщины (100 м и более) или многопластовых целесообразно использовать МС. В каждом ярусе бурят по 3-4 дополнительных ствола (рис. 6). Количество ярусов может быть равным 2-3. Их бурят обычно на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Теплоноситель в этом случае можно закачивать в средний ярус скважин, а добычу осуществлять через верхний и нижний ярусы.

Рисунок 7 - Схема возможного применения МС при разработке нефтегазовых залежей

МС с горизонтальными стволами могут быть рекомендованы для залежи большой толщины, имеющей газовую шапку (рис 7). В этом случае верхний ярус стволов (2 - 4) бурят в пределах газовой шапки, а нижний ярус - в пределах нефтяной толщи залежи. В этом случае может быть применен одновременно-раздельный, либо совместно-раздельный способ эксплуатации.

Совместная эксплуатация МС применяется в АО «Куйбышевнефть».

МС с пологонаклонными стволами в каждом ярусе могут использоваться при разработке продуктивных пластов большой толщины, представленных чередованием слоев нефтеносных песчаников и песков с непроницаемыми слоями глин, мергелей и других пород [10].

1.6 ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Идею бурить горизонтальные стволы (горизонтальные скважины) высказал профессор Владиславлев еще в 1941 г. (СССР).

Первые горизонтальные скважины были пробурены в Башкирии в 50-х годах на Карташевской площади под руководством Н. А. Григоряна.В настоящее время в Башкортостане пробурено свыше 100 горизонтальных скважин. Прогнозные оценки зарубежных специалистов, сделанные в середине 90-х годов по ко-личеству горизонтальных скважин на 2000 год составляли 6-6,5 тысяч сква-жин. Однако сегодняшние оценки - порядка 25-30 тысяч. Это связано с тем, что дебиты при этом возрастают в 4-8 раз (опыт Канады, Италии), до 40 раз (Борислав, Западная Украина), в 5-10 раз (США) по сравнению с дебитами вер-тикальных скважин.

Рисунок 8 - Системы разработки месторождений горизонтальными скважинами.

БашНИПИнефть предложил следующие системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: 1) параллельно-линейную; 2) блочно-линейную; 3) лучевую; 4) радиально-лучевую (рис. 8). Однако теории разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами пока не существует, хотя ведутся интенсивные работы в этом направлении [10].

Профиль горизонтальной скважины состоит из 2-х сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от устья до точки с заданными координатами на кровле или в самом продуктивном пласте, являющимся началом горизонтального участка. Причем горизонтальным может считаться участок, имеющий в своем начале зенитный угол в 83-85°и более.

При проектировании профиля не должно быть перегибов его ствола, т.е. не должно быть участков снижения величины зенитных углов. По величине радиусов кривизны стволов различают 3 типа профиля горизонтальных скважин: с большим радиусом (более 300 м), средним радиусом (100 - 300 м) и малым радиусом (10 - 60м). Горизонтальные скважины с большим радиусом могут быть реализованы при кустовом способе бурения с большими отходами и при длине горизонтального участка в 1000 м. и более. При этом используется стандартная техника и технология наклонно-направленного бурения, позволяющая получать интенсивность искривления до 2.. 2,5° на 10 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность i = 3…8° на 10 м проходки и длина горизонтального участка 450…900 м. Скважины, выполняемые по среднему радиусу наиболее экономичны, т.к имеют меньшую длину ствола (по сравнению с длиной ствола скважины с большим радиусом), обеспечивают более точное попадание в заданную точку на поверхности продуктивного пласта, что весьма важно при наличии тонких нефтяных и газовых пластов [10]. Горизонтальные скважины с малым радиусом успешно используются при разбуривании месторождений. находящихся на поздней стадии эксплуатации , а также при бурении вторых стволов из ранее пробуренных скважин. Для этого вырезают окно, либо полностью фрезеруется участок обсадной колонны длиной в 8-10 м. В этих условиях насосное оборудование помешают в основном стволе, причем желательно, чтобы величина зенитного угла на участке его установки и выше не превышала 20° . Интенсивность искривления таких стволов может быть 1 ... 2° на 1 м при радиусах 25 .. 50 м, а длина горизонтального участка до 90-150 м. Если бурение скважин по большому радиусу не требует специального оборудования, то проводка стволов со средними и малыми радиусами может быть осуществлена только с применением специальных бурильных труб и укороченных и коротких двигателей (опыт США, Канады, Франции, Англии). Например, по большому радиусу фирма «Бритиш Петролеум» пробурила под Ла-Маншем на глубине 1700 м скважину с длиной горизонтального участка более 10000 м. Осевая нагрузка на долото создавалась гидравлическим устройством, которое тянуло за собой и бурильную колонну. Фирма «Фрагмастер» (Канада) осуществляет бурение горизонтальных скважин па среднему и малому радиусам. Для этих целей разработаны так называемые непрерывные трубы диаметрами 73, 114, 127 мм. Трубы наматываются на барабаны диаметром 3 м, емкость барабана 3000 м «гибких труб». Внутри труб проложен 7-жильный кабель и труба малого диаметра для подачи жидкости специальному гидравлическому устройству, управляющему положением отклонителя. Скорость поворота отклонителя --1,5° в секунду Кроме того, есть возможность в пределах 1,5° изменять угол изгиба отклонителя (кривого переводника). Эти процессы управляются с поверхности оператором с помощью электрического и гидравлического каналов связи, исполнительного механизма, «мыши» или джойстика компьютера и контролируются на экране дисплея. Нагрузка на долото создается гидравлическим устройством. Фирма «Фрагмастер» с этим оборудованием может проводить горизонтальные стволы в пластах толщиной до 1 м. Этими установками вскрывают обычно продуктивные пласты, а до этого бурят серийным оборудованием [10]. В России также бурятся горизонтальные скважины, имеются специализированные управления горизонтального бурения (Удмуртия, Оренбург, Зап. Сибирь). АНК «Башнефть» совместно с «БашНИПИнефтью» пробурили более 100 горизонтальных скважин, как в Башкортостане, так и в других нефтегазовых регионах. В качестве забойных двигателей применяются электробуры харьковского завода ХЭМЗ, укороченные винтовые (объемные) двигатели типа ДГ, выпускаемые пермским заводом специально для бурения горизонтальных скважин. Системы телеконтроля электробура СТЭ выпускаются на ХЭМЗ, выпуск телесистем с электромагнитным каналом связи разработан и освоен ВНИИГИС в г. Октябрьском. Башкирский опыт позволил получить i до 12° на 10 м, т. е. иметь радиусы менее 50 м. Однако большинство горизонтальных скважин в России бурится по среднему радиусу.

Проектирование горизонтальной скважины начинают с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины, литологии, твердости и устойчивости, угла падения пласта, т. е. от геологической характеристики пласта. Эксплуатационная характеристика пласта должна включать. запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами затруднена или невозможна; пластовое давление, режим работы пласта; способы эксплуатации; эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи. В продуктивных пластах небольшой толщины (5…7 м на глубинах до 800 м и 10…15 м на глубинах до 2000 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в средней по толщине части пласта по траектории параллельной кровле и подошве пласта. В продуктивных пластах толщиной более 20 м профиль ствола макет быть выпуклым. В условиях низких пластовых давлений рекомендуется использовать вогнутые профили. Если продуктивный пласт имеет небольшую толщину и неоднородную структуру, при которой имеются непродуктивные прослойки, причем точное положение их неизвестно, то такие пласты целесообразно разбуривать волнообразно. Это имеет место в Западной Сибири, где осуществляется основной объем добычи нефти. Волнообразный ствол по сравнению с пологонаклонным и параллельным стволами при одинаковой проходке в продуктивном пласте может дать, при прочих равных условиях, больший дебит, т.к. вскрывает пропластки разной проницаемости. Его целесообразно применять при отсутствии в кровле и подошве активных водо- и газоносных поглощающих пластов, так как возможны выходы ствола за пределы продуктивного пласта.

Оптимальная протяженность горизонтального участка нефтедобывающих скважин по критерию минимума затрат на бурение составляет 400-500 м и при глубинах 1200-2600 м, а по критерию общих затрат на разработку месторождения - 700…800 м. Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов: горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород; конструкции скважины; протяженности горизонтального участка; статического уровня жидкости в пласте (ожидаемого); толщины пласта (продуктивного); технико-зкономических возможностей горизонтального бурения на данном этапе и в данном регионе [10].

1.6.1 РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка. Направляющая часть профиля может включать следующие участки: вертикальный, набор величины зенитного угла в заданном азимуте, наклонно-прямолинейный, донабор величины зенитного угла. Могут быть и другие комбинации названных участков.

Направляющая и горизонтальная части профиля обычно рассчитываются отдельно, но обязательно должны быть сорпяжены друг с другом.

Рисунок 9 - Профили горизонтальных скважин

Для расчетов приняты следующие условные обозначения:

Н - проектная глубина направляющей части профиля (глубина горизонтального участка);

А - проектное смещение скважины на проектной глубине;

- величина зенитного угла на проектной глубине (это угол вхождения в продуктивный пласт);

- длина вертикального участка;

L - длина наклонно-прямолинейного участка направляющей части профиля;

- глубина в конце горизонтального участка;

- величина смещения в конце горизонтального участка;

- величина зенитного угла в конце горизонтального участка;

- длина горизонтального участка;

- протяженность горизонтального участка;

- угол охвата первого интервала волнообразного горизонтального участка;

Т - предельное смещение горизонтального участка в поперечном направлении;

и - предельное смещение двухинтервального горизонтального участка в поперечном направлении вверх и вниз соответственно;

- величина зенитного угла в конце i участка;

и - радиусы первого и второго интервалов волнообразных участков соответственно;

- радиус горизонтального участка [10].

1.6.2 РАСЧЕТ НАПРАВЛЯЮЩЕЙ ЧАСТИ ПРОФИЛЯ

Расчет направляющей части профиля основан на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси.

Расчет сводится к определению длины вертикального участка наклонно-прямолинейного участка (если он имеется).

Профиль №1 (рисунок 9).

Исходные данные: Н, А, .

Расчет:

;(2)

;(3)

Профиль №2 (рисунок 9).

Исходные данные: Н, А, ,,.

Расчет:

;(4)

.(5)

Профиль №3 (рисунок 9).

Исходные данные: Н, А, ,,, .

Расчет:

;(6)

;(7)

где ;(8)

.(9)

Профиль №4 (рисунок 9).

Исходные данные: Н, А, ,,,,, .

Расчет:

;(10)

где ;(11)

;(12)

;(13)

где ;(14)

.(15)

Профиль №5 (рисунок 9).

Исходные данные: Н, А, ,,,,.

Расчет:

;(16)

где ;(17)

;(18)

;(19)

где ;(20)

.(21)

Вертикальную и горизонтальную проекции, длину каждого участка профиля можно рассчитать по формулам для наклонных скважин [10].

1.6.3 РАСЧЕТ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА ПРОФИЛЯ

Рисунок 10 - Виды горизонтального участка скважины

Основные параметры, определяющие геометрию горизонтального участка, следующие:

- величина зенитного угла в начале горизонтального участка;

- протяженность горизонтального участка по пласту;

и - предельные отклонения оси горизонтального участка в поперечном направлении (рисунок 10).

Прямолинейный горизонтальный участок (рис. и рис.10).

Вертикальная проекция:

.(22)

Горизонтальная проекция:

.(23)

Горизонтальный участок в виде дуги окружности (рис. 10).

Радиус горизонтального участка:

.(24)

Вертикальная проекция:

.(25)

Горизонтальная проекция:

.(26)

Величина зенитного угла в конце горизонтального участка:

.(28)

Длина горизонтального участка:

.(29)

В формулах знак «+» соответствует вогнутой, а знак « - » выпуклой дуге окружности [10].

Волнообразный участок горизонтальной части ствола скважины (рис. 10).

Радиус кривизны второго интервала горизонтального участка:

; (30)

где ; (31)

;(32)

;(33)

;(34)

Вертикальная проекция:

.(35)

Горизонтальная проекция:

.(36)

Длина проекции первого интервала горизонтального участка на касательную в его начальной точке:

;(37)

угол охвата интервала с радиусом :

;(38)

зенитный угол в конце горизонтального участка:

.(39)

Зная величины зенитных углов на концах каждого интервала волнообразного участка, а также радиус кривизны, можно рассчитать его длину, используя формулу:

.(40)

2. ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

2.1 НАЗНАЧЕНИЕ ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТОВ КНБК, КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Калибраторы, центраторы и стабилизаторы, входящие в компоновку нижней части бурильной колонны относятся к опорно-центрирующим устройствам. Они применяются при проводке вертикальных и наклонно направленных скважин с целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления, снижения возможностей возникновения осложнений и улучшения технико-экономических показателей бурения скважин.

Калибратор - калибрующее и опорно-центрирующее устройство, предназначенное для расширения и калибрования ствола скважины по диаметру долота, центрирования и снижения радиальной вибрации долота и вала забойного двигателя, улучшения условий работы, а также управлением параметрами искривления ствола скважины. Его устанавливают непосредственно над долотом, а при роторном бурении можно устанавливать и между секциями УБТ (рисунок 11).

Необходимость применения калибраторов вызывается тем, что при бурении в твердых породах, формируется ствол, поперечное сечение которого отличается от окружности, имеет форму многоугольника с числом вершин на единицу больше числа шарошек или лопастей долота. При этом диаметр ствола по просвету меньше диаметра использованного долота, но спуск шарошечного долота по такому стволу протекает нормально в результате проскальзывания шарошек по вершинам полученного многоугольника.

Кроме того, вследствие износа опоры и вооружения калибрующий диаметр долота после бурения некоторого интервала уменьшается, что приводит к снижению диаметра скважины. При бурении же в мягких и средней твердости породах в результате радиальной вибрации стойкость долота и межремонтный период работы забойных двигателей уменьшаются [9].

Рассмотренный калибратор-виброгаситель предназначен для гашения продольных и крутильных колебаний, а также для повышения эффективности и качества проводки наклонно-направленных скважин за счет калибрования стенок ствола и стабилизации азимутального направления бурения.

Рисунок 11 - Калибраторы:

а) лопастные; б) шарошечные; в) на шаровой опоре

Применение калибратора-виброгасителя позволяет регулировать зенитный угол наклонной скважины. Для этого калибратор-виброгаситель включается в состав КНБК непосредственно над долотом. При необходимости данное устройство устанавливается в расчетном месте компоновки.

Центратор - опорно-центрирующее устройство, предназначенное для центрирования нижней части бурильной колонны и забойного двигателя с целью стабилизации параметров искривления ствола и управляемого изменения зенитного угла скважины (рисунок 12). Они улучшают условия работы долот и забойных двигателей за счет предотвращения возникновения или уменьшения отклоняющей силы на долоте. Центраторы устанавливают на корпусе забойного двигателя или в колонне бурильных труб. В первом случае они называются центраторами забойного двигателя, во втором - колонными центраторами [9].

Рисунок 12 - Центраторы

Стабилизатор - опорно-центрирующее устройство, предназначенное для стабилизации параметров искривления ствола и центрирования бурильной колонны (рисунок 13). Его устанавливают над калибратором или в колонне бурильных труб.

Рисунок 13 - Стабилизирующие устройства:

а) стабилизаторы; б) маховик

Децентратор - опорный элемент нижней части бурильной колонны (забойного двигателя, УБТ, бурильных труб) - предназначен для фиксации упругой оси колонны в данной точке над осью ствола скважины, используется преимущественно в отклоняющих устройствах при бурении горизонтальных скважин.

Все указанные калибрующие и опорно-центрирующие устройства, помимо своих основных функций, также уменьшают поверхность контакта низа бурильной колонны со стенками скважины и предотвращают или снижают возможность возникновения заклинивания и прихвата бурильной колонны.

Расстояние от долота до места установки центраторов и стабилизаторов определяют расчетным путем, исходя из назначения КНБК: борьба с искривлением ствола, стабилизация, набор и снижение зенитного угла скважины [9].

Тип калибраторов и центраторов характеризует область их применения в соответствии с условным разделением пород на мягкие, средние, твердые и крепкие, а также их сочетанием.

Стабилизаторы отличаются от центраторов большей длиной, хотя они выполняют примерно одни функции и могут быть конструктивно одинаковыми.

По конструктивным признакам калибраторы можно разделить на следующие:

- лопастные муфтовые;

-со сменными лопастями;

-шарошечные;

-с лопастями, выполненными как единое целое с корпусом;

Проводка горизонтальных и многозабойных скважин осуществляется по радиусам кривизны, не превышающим 100 м что в 5-7 раз меньше, чем при бурении обычных наклонно направленных скважин.

При малых радиусах кривизны ствола скважины диаметры наддолотного калибратора, при которых он не является опорой, допуск по диаметру уже не позволяет вписываться долоту (диаметр 215,9 мм) с калибратором (длина 500 мм) в искривленный ствол скважины. Поэтому калибратор, как видно из рисунка 14 при бурении искривленного участка профиля скважины отклонителем интенсивно фрезеруют нижнюю стенку, выходя при этом за габариты скважины [9].

1 - калибратор

2 - долото

Рисунок 14 - Схема взаимодействия наддолотного калибратора с искривленным стволом скважины.

Как показывают расчеты, на калибратор при этом действует поперечная сила более 10 кН. При таком взаимодействии калибратора со стволом скважины резко снижается скорость бурения, интенсивно изнашивается вооружение калибратора, происходит зависание отклоняющей КНБК и затрудняется управление проводкой скважины. Кроме того, отмеченное обстоятельство затрудняет прохождение через искривленные участки ствола скважины стабилизирующей КНБК с калибратором и приводит к необходимости проработок ствола скважины.

Для обеспечения вписывания в искривленный по среднему и малому радиусу кривизны ствол скважины системы долото - калибратор - гидравлический забойный двигатель необходимо:

- применять калибраторы со значительно меньшим диаметром по сравнению с диаметром долота;

- изменить геометрию его калибрующей части поверхности, выполнив ее, например, бочкообразной;

-использовать короткие калибраторы, устанавливаемые непосредственно над долотом без промежуточного переводника [9].

Последний вариант поставленной задачи самый простой и технологически оправданный, при этом максимальная длина калибратора (м) должна соответствовать выражению:

, (41)

где R - проектный радиус кривизны скважины, м;

T -диаметральный допуск калибратора, м;

Lд - высота долота без резьбы, м;

Для забойных двигателей изготовляются стационарные и передвижные центраторы со спиральными и прямыми лопастями. Стационарные центраторы могут быть установлены в нижней части шпинделя, над забойным двигателем или в разъеме его секций. Передвижные центраторы могут быть установлены практически в любом месте на корпусе забойного двигателя или УБТ.

При бурении горизонтальных и многозабойных скважин в зависимости от конструкции и геометрии отклоняющей КНБК и радиуса кривизны скважины в состав КНБК могут быть включены центраторы и децентраторы [9].

2.2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОМПОНОВОК С КАЛИБРАТОРОМ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

В настоящее время компоновки с центратором, включающие наддолотный калибратор, находят широкое применение при проводке наклон-ных скважин на многих месторождениях. Эти компоновки, применяемые для проводки наклонно-прямолинейных участков, профиля и интервалов малоинтенсивного искривления, обусловливают, возможность получения высоких технико-экономических показателей бурения. Необходимо отметить, что при использовании калибраторов в компоновках низа отпадает также необходимость в проведении дополнительных, работ по подготовке ствола скважины к спуску обсадных колонн (проработка, шаблонирование). Установлено, что калибраторы любой конструкции помимо своей основной функции -- калибрования (фрезерования) ствола скважины, оказывают существенное влияние на процесс искривления. Находясь, по своему назначению, в непосредственной близости от долота и являясь, таким образом, дополнительной опорой в КНБК, калибраторы зачастую изменяют не только интенсивность, но и направление искривления, так что, если не учитывать их наличие, то при использовании центратора в ка- честве управляющего элемента компоновки, можно получить результаты, противоположные ожидаемым. Анализ промысловых данных по проводке наклонных скважин на многих месторождениях показал низкую эффективность и недостаточную надежность работы неориентируемых КНБК, когда в качестве регулирующего или стабилизирующего интенсивность искривления элемента компоновки применялся калибратор [11]. Применение компоновок с калибратором, но без центратора для регулирования или стабилизации зенитного угла необходимо считать неэффективным.Калибратору в этомслучае свойственны все недостатки центрирующих приспособлений, устанавливаемых близко к долоту и, причем, на валу турбобура: большая величина прижимающего к стенке скважины усилия (реакция на калибра- торе); быстрый радиальный износ; снижение работоспособности при износе и т.п.). При определенном радиальном износе калибратора он прекращает выполнять свою основную функцию по поддержанию номинального диаметра ствола скважины. В этом случае центратор, включенный в компоновку с наддолотным калибратором, должен самостоятельно выполнять функцию по регулированию или поддержанию набранного зенитного угла (в случае его стабилизации). Исходя из указанных положений, возникает необходимость исследования работы отклоняющей компоновки с калибратором с целью повышения эффективности бурения интервалов стабилизации и регулирования искривления наклонных скважин неориентируемыми отклоняющими компоновками с центраторами, включающими наддолотный калибратор. При расчете КНБК с калибратором необходимо иметь в виду осо- бенности последних, отличающие их от обычных центраторов. Эти осо- бенности, как было отмечено, связаны с близостью калибратора от до- лота, большой скоростью его вращения и незначительным отличием диа метра калибратора от диаметра долота (скважины). Поэтому в зави- симости от конкретных условий калибратор может касаться как нижней, т ак и верхней стенки скважины, вообще не касаться стенок, отрывать от нижней стенки центратор, исключая, тем самым, влияние его на ра- боту отклоняющей компоновки. Кроме того, при расчете такой компоновки необходимо учитывать форму продольного сечения рабочей поверхности калибратора. Шарошечные калибраторы с бочкообразным контуром продольного сечения могут рассматриваться как шарнирные опоры, тогда как при рас- чете компоновок, включающих лопастные калибраторы с цилиндрическим контуром. Необходимо учитывать возможность касания их стенок скважины сразу в двух точках, соответствующих передней и задней кромкам, причем наиболее вероятным является касание передней кромкой -- верхней, а задней кромкой -- нижней стенок скважины [11]. На рис. 15, 16 приведены результаты расчета компоновок с полноразмерным и имеющим определенный износ по диаметру калибратором. Рисунки построены для следующих типоразмеров компоновок: на рис. 1-- долото 215,9 мм, калибратор 215,9 мм турбобур ЗТСШ-195ТЛ с центра тором; на рис. 2 -- долото 214 мм калибратор (с различной степенью износа), турбобур ЗТСШ-195ТЛ с центратором, установленным на рас- стоянии 2,8 м от долота.

...