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

Кривые 1, 2, 3 показывают зависимость - ; 4, 5, 6 - - .

Кривые 1, 6 построены для центратора 214 мм;

2, 5 - 212 мм; 3, 4 - 210 мм.

Рисунок 15 - Изменение отклоняющей силы па долоте () и реакция на калибраторе () и зависимости от места уста новки центратора.

Кривые 1, 2, 3 построены для диаметров центратора, соответственно равных 208, 210, 212 мм.

Рисунок 16 - Влияние износа калибра-тора по диаметру на величину отклоняющей силы на долоте (---) и сил контактного давления калибратора на стенки скважины (--).

Казалось, учитывая результаты расчета, логично рекомендовать применение центратора малого диаметра, который обеспечивает во всем диапазоне изменения месторасположения центратора запас по отклоняющей силе, достаточный не только для стабилизации зенитного угла, но и для его увеличения. Однако кривые 4, 5 (рис. 15) и 1, 2 (рис. 16) показывают, что при использовании ценраторов малого диаметра на калибраторе возникают значительные реакции, способствующие быстрому износу последнего (учитывая, что калибратор еще и вращается). При определенном, незначительном износе калибратор вообще не влияет на работу компоновки и величина отклоняющей силы в этом случае, определяется только геометрическими размерами и месторасположением центратора (рис. 16, кривые 2, 3). Если калибратор потеряет работоспособность, то центратор малого диаметра не в состоянии будет обеспечить на долоте отклоняющую силу (+100 кГс), необходимую для стабилизации зенитного угла (рис. 16, кривые 1, 2). Кроме того, с уменьшением диаметра центратора реакция на калибраторе увеличивается по абсолютной величине (рис. 15, кривые 6, 5, 4).

При определенных соотношениях места установки центратора, диаметров калибратора и центратора калибратор прижимавшейся ранее к нижней стенке скважины, начинает давить на верхнюю стенку (рис. 15, кривая 6 - показано пунктиром). Очевидно, что состояние является оптимальным с точки зрения отработки калибраторов, т. к. последние, калибруя стенки скважины, прижимаются к ней с минимальным усилием.

Из вышеизложенного следует, что при наличии калибратора в компоновках для стабилизации зенитного угла эффективно использование центратора максимального, технологически допустимого диаметра.

Если в компоновку включен лопастной калибратор прямоугольного продольного сечения, то, последний, если он полноразмерный, касаясь одновременно верхней и нижней стенок скважины вдоль образующей, представляет собой защемление, препятствующее передаче долоту боковых усилий от вышележащих частей компоновки [11].

Отсутствие в этом случае отклоняющей силы на долоте и соосность его со скважиной создают при этом необходимые условия для стабилизации зенитного угла. Однако передаваемый калибратору от вышележащих частей компоновки момент создает значительные прижимающие усилия на его торцевых сечениях, в результате чего: последние интенсивно изнашиваются, прямоугольное сечение калибратора становится овальным, калибратор приобретает свободу поворота в вертикальной плоскости и на долоте появляется боковое усилие, приводящее к непрогнозируемому искривлению скважины. При этом лопастным калибраторам, присущи рассмотренные особенности работы шарошечных калибраторов.

Таким образом, наличие в компоновке полноразмерного лопастного (в определенных случаях и шарошечного) калибратора препятствует управлению изменением зенитного компоновками с центраторами.

Надежное управление возможно только в том случае, если калибратор, выполняя свою основную функцию по калиброванию ствола, будет разгружен от прижимающих его к стенке скважины усилий. Этого можно добиться применением калибраторов уменьшенного диаметра (имеющих определенный износ по диаметру).

На основании расчетов, проведенных для всех типоразмеров применяемых компоновок с центратором, определены максимальные величины износа калибраторов по диаметру, при которых их применение эффективно для калибрования ствола (основная функция) и создания условий надежного управления искривлением наклонных скважин (вспомогательная функция). Результаты расчетов показали, что диапазон допустимых (максимальных) величин износа калибраторов по диаметру довольно широкий, зависит, в основном, от типоразмера применяемой компоновки и составляет от 0.3 до 9.3 мм [11].

2.3 УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КАЛИБРАТОРА-ВИБРОГАСИТЕЛЯ

Рисунок 17 - Устройство калибратора-виброгасителя типа ВК-122.

Конструкция калибратора-виброгасителя типа ВК-122 показана на рисунке 17. Он содержит корпус 2, калибрующую втулку 1, оснащенную твердосплавными пластинами, упругие элементы 4 с металлическими обоймами, шайбы 3, гайку 5 и уголки 6. Длина калибрующей втулки - 115 мм.

В отличие от известных калибраторов как радиальные, так и крутильные нагрузки с калибровочной втулки передаются через упругие элементы. Благодаря стальным уголкам резиновые элементы работают на сжатие. Осевое перемещение обоймы с собранными упругими элементами относительно корпуса ограничивается гайкой 5. Разъемная конструкция позволяет корпус, гайку, втулку и шайбы использовать многократно за счет замены упругих элементов и калибрующей втулки по мере износа.

За счет наличия упругих элементов, данные калибраторы обладают повышенной износостойкостью и улучшенной проходимостью КНБК в стволах, имеющих участки с резкими перегибами.

2.4 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ДИАМЕТРА И ИЗНОСА ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ КНБК

Знание фактических диаметров центраторов (калибраторов), устанавливаемых в компоновках нижней части бурильной ко- лонны при бурении глубоких скважин необходимо для решения многих вопросов. В частности, значения фактического диаметра центратора (калибратора) необходимы для разработки рекомендаций по предупреждению искривления стволов скважин, оптимизации параметров режима бурения, разработки методики рациональной отработки центрирующих элементов и установления причин аварий, обусловленных заклинкой КНБК при их спуске и подъеме. На практике в качестве центрирующих элементов КНБК часто используют трехлопастные, трехгранные или трехшаро- шечные калибраторы, центраторы и расширители. Наружный диаметр нового или уже отработанного центратора (калибра- тора) заменяют с помощью кольца-шаблона и стальной линейки. Кольцо-шаблон одевается на центратор (калибратор) и плотно прижимается к двум лопастям (граням), а зазор меж- ду третьей лопастью (гранью) и внутренним диаметром шабло- на измеряется стальной линейкой, рис. 18. Затем для нахождения фактического диаметра центратора (калибратора) в разных районах используют различные аналитические зависимости

(42)

где -- фактический диаметр центратора; -- внутренний диаметр шаблона; Д -- зазор между третьей лопастью (гранью) центратора и внутренним диаметром шаблона. Сравнивая формулы (42), видим, что получаемые по ним результаты существенно различаются. С целью получения аналитического решения задачи, рас- смотрим положение центратора и шаблона, когда кольцо-шаблон плотно прижато к двум граням (см. рис. 18) [5].

Рисунок 19 - Расчетная схема для определения диаметра центра-тора с помощью шаблона

Рисунок 18 - Положение центра-тора и шаблона при замередиаметра центрирующего эле-мента

Воспользуемся расчетной схемой, рис. 19. Точки А, В, С на этом рисунке определяют положения середины соответ- ствующих лопастей по наружному диаметру. Из геометрических соотношений можно записать следующие очевидные формулы:

АВ= АС= ВС, (43)

КС = 0,5ВС = 0,5АС = 0,5АВ, (44)

, (45)

,.(46)

Выполнив элементарные преобразования, находим:

.(47)

Теперь окончательно запишем

.(48)

Формула (48) определяет фактический диаметр центра- тора () через внутренний диаметр шаблона () и зазор между третьей лопастью и внутренним диаметром шаблона (Д). Эту зависимость можно использовать при любом реальном сочетании диаметров шаблона и центратора. Для нахождения фактичсского износа лопастей (граней) центратора (калибратора) можно использовать зависимость

,(49)

где -- фактический диаметр центратора (калибратора), определяемый по формуле (49) перед началом бурения; -- - фактический диаметр центратора (калибратора) после оконча- ния бурения. Поскольку лопасти (грани) центраторов (калибраторов) в процессе работы изнашиваются неравномерно, то целесообраз- но замерять их фактические диаметры в трех, четырех различ- ных сечениях. Для надежности результатов достаточно делать три -- пять замеров в каждом сечении и использовать среднее значение [5]. Рассмотрим пример расчета. Пусть внутренний диаметр. шаблона равен 295,3 мм (=295,3 мм). Перед началом бурения с помощью измерительной линейки установлено, что зазор между третьей лопастью (гранью) центратора (калибра- тора) и шаблоном оказался равным 8 мм (= 8 мм). После окончания бурения замером установлено, что зазор стал равен 18 мм ( -- 18 мм). По формуле (48) находим фактический диаметр центратора перед началом бурения:

;

фактический диаметр центратора послс окончания бурения:

.

По значениям и находим полный износ центратора по диаметру:

U = 289,9 -- 282,9 = 7 мм.

Важно отметить, что величина полного износа центратора по диаметру не равна разности конечного () и начального () зазоров.

Таблица 1 - Значения диаметров (), () при соответствующем зазоре (Д) для основных типоразмеров центраторов и шаблонов

1) .мм	Р, мм прм Л, мм
	0	2	4	8	8	10	12	14	16	18	20
393,7	393,7	392,4	391,1	389,1	388,3	386,9	385,5	384,5	382,8	381,3	379,9
349,2	349,2	347,8	346,5	345,1	343,9	342,4	341,0	339,7	338,3	336,8	335,3
295,3	295,3	293.9	292,6	291,2	289,9	288,5	287,0	285,7	284,2	282,9	281.5
269,9	269,9	268,6	267,3	265,9	264,4	263,0	261,6	260,3	258,8	257,4	256,0
244,5	244,5	243,1	241,8	240,4	239,0	237,6	236,3	234,8	233,4	232,0	230,5
215,9	215,9	214,5	213,2	211,8	210,4	209,0	207,6	206,1	204,7	203,9	200,7
190,5	190,5	189,1	187,8	186,4	185,1	183,6	182,2	180,7	179,3	177,8	176,3
161,0	161,0	159,7	158,3	156,9	155,5	154,0	152,6	151,2	149,6	148,2	146,7
139,7	139,7	138,3	137,0	135,6	134,2	132,7	131,3	129,8	128,3	126,7	125,2

Для практического использования в табл. 1 представлены значения диаметров шаблонов () и центраторов () для основных типоразмеров при различных значениях зазоров (Д) [5].

3. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА. ЭЛЕМЕНТОВ КНБК

Существует много различных конструкций опорно-центрирующего инструмента (центраторов, калибраторов и тд.). Одна из конструкций представлена на рисунке 20. Данный центратор бурильного инструмента содержит корпус, выполненный из двух частей 1 и 2 с ребрами 3, втулку 4, концы которой имеют жестко связанные с ней верхние 5 и нижние 6 клиновые зажимные элементы, установленные с возможностью взаимодействия с внутренней конусной поверхностью корпуса, и узел фиксации зажимных элементов 5 и 6, выполненный в виде пружины 7, установленной между частями 1 и 2 корпуса в углублениях 8 и 9. Зажимные элементы для лучшего сцепления с поверхностью бурильного инструмента 10 имеют насечки 11.

Однако у устройства недостаточная надежность крепления центратора, т.к. используется клиновой эффект только в осевом направлении [24].

Известны центраторы бурильного инструмента, содержащие центрирующий узел втулки и запорный элемент. Центрирующий узел выполнен в виде корпуса с лопастями, а втулки установлены с обоих концов корпуса. Запорный элемент выполнен в виде штифтов, посредством которых втулки крепятся на бурильном инструменте.

Такой центратор меняется или передвигается по бурильному инструменту в условиях буровой.

Однако возможности по регулированию направления ствола центратором невелики, так как место установки центратора заранее определить трудно, а отверстия под штифты на бурильном инструменте могут соответствовать необходимому месту расположения центратора. Штифты не обеспечивают надежного крепления и от вибрации отворачиваются, кроме того, крепление центратора посредством резьбовых штифтов в условиях буровой сложно и требует затрат значительного времени [21].

Рисунок 20 - Центратор бурильного инструмента

Рисунок 21 - Центратор бурильного инструмента

Центратор (рисунок 21) включает корпус 1, съемные центрирующие планки 2, поперечное сечение которых имеет форму трапеции, большее основание которой выполнено вогнутым, а также гайки 3.

В этом центраторе крепление съемных ребер осуществляется путем их прижатия вогнутыми основаниями к цилиндрическому корпусу. Для этого прорези во втулке под ребра имеют коническую форму с выходом основания конуса на верхний торец втулки и расширяющийся в поперечном сечении к оси конуса, а ребра имеют в продольном сечении ответную им форму. Само прижатие ребер к корпусу производится посредством затягивания гайки, завернутой на конец втулки со стороны торца, на которую выходят прорези, и взаимодействующие с торцами ребер. Надежность такого крепления съемных ребер на корпусе вызывает сомнение, поскольку действующие на центратор в процессе работы усилия (окружные и осевые) могут многократно превысить, особенно в экстримальных ситуациях (прохождение зауженных участков, прихваты или затяжки инструмента и т.п.), силу сцепления ребер с корпусом и втулка начнет проворачиваться на корпусе со всеми вытекающими отсюда последствиями. Кроме того, у этого центратора в процессе работы не исключено самопроизвольное отворачивание гайки и последующее выпадение съемных ребер из втулки, что также чревато большими осложнениями [28].

На рисунке 22 представлен гидравлический центратор. Он состоит из корпуса 1, перфорированной рубашки 2, в окнах которой закреплены эластичные диафрагмы 3 со щитками 4, переводника 5, гильзы-поршня 6, пружины 7, сменной втулки 8 и уплотнительного кольца 9. В стенках корпуса выполнены радиальные отверстия 10, а торцы перфорированной рубашки 2 снабжены подпятниками. Полость между корпусом и гильзой-поршнем заполнена жидким агентом.

Недостаток данного центратора в том, что он не обеспечивает достаточной надежности работы, т.к. возникающие при бурении, особенно твердых пород, продольные колебания способствуют быстрой поломке элементов бурильной колонны [22]. Имеет низкую эксплуатационную надежность из-за быстрого износа

Рисунок 22 - Гидравлический центратор эластичной диафрагмы [18]. А также не обеспечивает достаточной надежности центрирования обсадной колонны и, кроме того эластичный элемент перекроет полностью затрубное пространство, что недопустимо при цементировании [20].

На рисунке 23, показан центратор бурильного инструмента, включающий корпус 1, установленную на нем с возможностью вращения центрирующую втулку 2, связанную с корпусом двумя рядами шаров 3, расположенных в кольцевых канавках 4 корпуса и углублениях 5 в центрирующей втулке. На корпусе для размещения каждого из шаров выполнены продольные пазы 6, сообщающиеся с кольцевыми канавками 4. Центрирующая втулка имеет радиальные отверстия для размещения пробок 7, установленных с возможностью взаимодействия с шарами 3.

В данном центраторе предусмотрена передача крутящего момента от корпуса втулке при прихватах последней в скважине в процессе подъема инструмента. Его недостаток состоит в том, что количество шариков в подшипниках равно количеству центрирующих ребер втулки, т.е. существенно уменьшено по сравнению с обычными подшипниками качения, а сами шарики используются для передачи крутящего момента на втулку от корпуса. Для этого на корпусе под беговыми дорожками выполнены глухие продольные пазы, в которые закатываются шарики при максимальном смещении втулки в направлении подачи инструмента. Увеличение нагрузок на подшипники центратора за счет уменьшения количества шариков и передачи через них крутящего момента приводит к ускоренному износу и разрушению как самих шариков и их беговых дорожек на корпусе, так глухих продольных пазов корпуса. В результате надежность работы центратора резко падает. Кроме того необходимость выполнения на корпусе глухих продольных пазов, а во втулке - индивидуальных гнезд под каждый шарик значительно усложняет конструкцию центратора и делает более трудоемким его изготовление [27].

Центратор-виброгаситель, представленный на рисунке 24, содержит корпус 1 с осевым 2 и радиальным 3 каналами. В проточках каналов 3 установлен с возможностью вращения кольцевой центрирующий элемент 4 с ребрами. Между элементом 4 и корпусом расположен износостойкий упругий элемент 5. Между корпусом 1 и элементом 5 установлена упругая цилиндрическая втулка 7 с калиброванными отверстиями 8, причем последняя образует с корпусом 1 полость 9, сообщающуюся через радиальные каналы 3с осевым каналом 2 корпуса 1. В нижней части центри-

Рисунок 23 - Центратор бурильного инструмента

Рисунок 24 - Центратор-виброгаситель рующего элемента 4 установлена манжета 10.

Верхняя торцовая поверхность центрирующего элемента 4 взаимодействует с верхней упругой износостойкой осевой опорой 11, а нижняя с нижней упругой осевой опорой 12, дополнительно подпружиненной относительно корпуса 1 упругим элементом 13. Упругая цилиндрическая втулка 7 снабжена уплотнительными узлами 14.

Предлагаемый мной калибратор-виброгаситель содержит небольшое количество упругих элементов, одинаковых по своей конструкции и простых в изготовлении. Разъемная конструкция позволяет корпус, втулку, шайбу и гайку использовать многократно за счет замены упругих элементов и калибрующей втулки по мере износа.

За счет наличия упругих элементов, данные калибраторы обладают повышенной износостойкостью и улучшенной проходимостью КНБК в стволах, имеющих участки с резкими перегибами.

4. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПРОВОДКИ МНОГОЗАБОЙНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНО РАЗВЕТВЛЕННЫХ СКВАЖИН

4.1 КОНСТРУКЦИЯ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Конструкцию многозабойной скважины выбирают по условию отбуривания дополнительных стволов из интервала, сложенного устойчивыми горными породами, так как в ходе забури- вания ответвлений ствол скважины должен быть открытым. В этом случае забуривание дополнительного ствола технологи- чески упрощается. Однако в неустойчивых породах предполагается предварительное закрепление основного ствола обсадной колонной и цементированием до устойчивого горизонта. Основные требования к конструкции многозабойной скважины можно сформулировать следующим образом: ствол основной скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящейся скважины отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров; во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью; все участки скважины должны обеспечивать возможность крепления искривленных интервалов стандартными обсадными трубами; по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований. Многозабойная скважина, которая должна оканчиваться горизонтальным стволом и при этом имеет в области продуктивного горизонта зенитный угол порядка 60 -- 70°, при креплении обсадной колонной рассматривается как резко искрив- ленная. Поэтому для достижения концентричности цементного кольца при спуске обсадной колонны должны быть предусмотрены специальные мероприятия, в частности, создание небольших искусственных каверн и местных расширений ствола в нижней части скважины. Фонари для центрирования обсадных колонн в резко искривленных скважинах не всегда эффективны из-за их смятия в процессе спуска [9].

4.2 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНО РАЗВЕТВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Многозабойные и горизонтально разветвленные скважины бурят обычными буровыми установками с помощью серийно выпускаемого бурового оборудования. Мощность и грузо- подъемность буровой установки необходимо выбирать с уче- том дополнительных сил сопротивления, возникающих на участках резкого искривления и горизонтальных участках при взаимодействии бурильной и обсадной колонн со стенка- ми скважины при осевых перемещениях. Напряженность бурильных и обсадных колонн дополнительно возрастает вследствие изгиба труб на участках резкого искривления скважины. Колонны для многозабойного и горизонтального бурения необходимо выбирать по допустимым напряжениям, возникающим в теле трубы при их деформированном положении в скважине. Опыт эксплуатации показал, что обсадные трубы диаметрами 146, 168 и 219 мм могут быть использованы для крепления резко искривленных скважин, причем допустима их предварительная перфорация отверстиями диаметрами 8 -- 20 мм с интенсивностью до 20 отверстий на 1 м. В качестве примера можно указать, что трубы диаметрами 146 и 168 мм спускали в стволы с кривизной радиусом 50 -- 60 м. Обсадные трубы диаметрами 273, 324 и 377 мм могут быть спущены в скважи- ны, пробуренные с радиусом кривизны до 140-250 м при ин- тенсивности искривления до 4° на 10 м проходки. Сопоставление расчетных данных с практическими результатами показало, что при расчетах обсадных труб, применяемых для крепления дополнительных стволов, коэффициент запаса прочности может быть минимальным, равным 1,25. Для труб, применяемых с последующим цементированием, и для труб, в которых предусматривается прохождение различного инструмента (долот, глубинных насосов и т.п.) с малы- ми зазорами, коэффициент запаса прочности должен быть не менее 1,5. Для обсадных труб, предназначенных для работы в условиях высоких внутренних или внешних давлений, ко- эффициент запаса прочности принимается не менее 2. Пре- дельные радиусы кривизны нефтепромысловых труб при уп- ругих деформациях можно определить по номограмме, приве- денной на рис. 25.

Рисунок 25 - Номограмма для определения предельного радиуса кривизны нефтепромысловых труб. Упругие деформации, МПа: 1 -- 750; 2 -- б50; 3 -- 550; 4 -- 500; 5 -- 380; б--320; 7 -- 250; А, С, Д, К, Е, Л, М -- группы прочности стали

В ходе бурения горизонтальных ответвлений скважин обычно используют как стандартные, так и нестандартные оборудование, инструмент и приспособления. При наборе зенитного угла могут быть применены серийные турбинные от- клонители ТО-240 и ТО-195. Для набора зенитного угла по среднему радиусу можно использовать отклонители на базе винтовых забойных двигателей Д-172, а также отклонители ОШ-172 [9]. Для бурения радиальных ответвлений из горизонтального ствола целесообразно использовать отклонители ДГ-95; ДГ- 108; ДГ-106. Опыт бурения многозабойных и горизонтально разветвленных скважин с большим смещением забоев показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с по- мощью инклинометра и магнитного переводника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. Это объясняется тем, что при больших углах плоскость вращения стрелки буссоли инклинометра выходит из плоскости действия магнита в переводнике, при этом стрелка буссоли может останавливаться в любом положении. Поэтому при бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, разме- щенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах. В таком инклинометре рамка зенитного угла фиксируется в определенном положении и не позволяет буссоли выйти из плоскости действия магнитов. Для непрерывного контроля процесса забуривания и бурения горизонтальных ответвлений в настоящее время доступны только телесистемы с проводным каналом связи типа СТЭ, СТТ, ЭТО-2, "Курс" [9].

4.3 СПОСОБЫ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Когда бурение боковых стволом признано оптимальным техническим решением, встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать -- из обычных или из гибких труб. На платформах, где нет буровых установок. забуривание из НКТ или бурение с депрессией на продуктивный пласт экономически эффективно проводить с помощью гибких труб. Бурение с депрессией способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению механической скорости бурения.

Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60--150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. Однако наметилась тенденция увеличения числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12 - 30 м). Для бурения ответвлений с коротким радиусом кривизны необходимы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы особенно эффективны в устойчивых породах, где можно обойтись без спуска обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Технические средства бурения по короткому радиусу требуют меньшей протяженности искривленной части ствола скважины, как при работе с обычными, так и с гибкими трубами. Это позволяет забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или размещать как криволинейный, так и горизонтальный участки ответвления в продуктивном пласте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами.

Растет популярность многоствольных новых скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько горизонтальных боковых стволов. Эта технология позволяет уменьшить число скважин на месторождении и сделать экономически эффективной разработку мелких месторождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудование устьев и вывод стояков на поверхность при подводном заканчивании морских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте для улучшения условий вскрытия, или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях многопластового месторождения. Многоствольная конфигурация может применяться в одном пласте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими параллельными или расходящимися веерообразно боковыми стволами [5].

4.4 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны.

Чтобы обеспечить условия эффективного фрезерования окон или обсадных труб по всему поперечному сечению, корпорация Шлюмберже организовала альянс с компанией Смит Дриллинг энд Комплишнз.

Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины [5].

Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнетометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18 м (см. плакат). Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины на 6 м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после бурения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничивается условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования.

Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (см. плакат). После того, как уипсток установлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером первого этапа. Начинают вращать бурильную колонну, и твердосплавные резцы наконечника фрезера врезаются в стенку обсадной колонны. На следующем этапе окно в колонне прорезается специальным долотом, которое отжимается наклонной плоскостью уипстока в сторону стенки обсадной колонны и породы за нею. Окно расширяют и выравнивают его края с помощью конического фрезера, над которым прямо под УБТ устанавливают один или два фрезера эллипсоидной формы.

В сравнении с вырезанием окон фрезерование обсадной колонны по всему поперечному сечению имеет ряд преимуществ: исключается необходимость использования гироскопического компаса, имеется возможность начинать набор кривизны ближе к объекту эксплуатации, фрезерование можно выполнить за одно долбление. С другой стороны, при вырезании окон используется уипсток, обеспечивающий принудительное отклонение, но требующий нескольких спусков гироскопического компаса для ориентирования уипстока и КНБК. Кроме того, вырезание окон требует нескольких долблений различными фрезерами, а набор кривизны приходится начинать выше, чтобы разместить соответствующие элементы КНБК.

Какой бы способ зарезки ни применялся, после выхода в породу за колонной появляется возможность дополнительного выбора Кроме стандартного искривления по среднему радиусу, существует несколько новых методов, которые могут повысить эффективность бурения боковых стволов. Бурение с коротким радиусом кривизны, использование колонны гибких труб и многоствольные скважины -- все эти варианты нуждаются в тщательном экономическом анализе [5].

4.5 ЗАБУРИВАНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СТВОЛА

Перед ответвлением скважины предварительно выбирают интервал для забуривания дополнительного ствола. Наиболее благоприятны для этой цели горизонты, сложенные монолитными устойчивыми породами большой мощности. В перемежающихся геологических разрезах для забуривания ствола выбирают интервалы устойчивых прослоев с таким расчетом, чтобы верхний и нижний края "окна" отстояли не менее чем на 1 -- 2 м от кровли и подошвы пласта. При таком расположении устья ответвления оно сохраняется как в процессе бурения, так и при последующей эксплуатации скважины. Частое чередование тонких (менее 0,5 м) устойчивых и не- устойчивых пород также создает благоприятные условия для ответвления скважины, так как образовавшийся каркас способствует сохранению в целостности входному отверстию в ответвлении. Для забуривания дополнительного ствола обычно приме- няют отклоняющие компоновки с максимально возможной интенсивностью искривления. При этом учитывается пропускная способность скважины и проходимость забойной компоновки. Для получения устья ответвления правильной фор- мы и минимальной длины необходимо, чтобы длина нижних элементов отклоняющей компоновки была минимальной. Забойные двигатели должны обладать достаточной мощностью, так как в начальный период работы в условиях действия больших отклоняющих усилий они должны легко запускаться. В процессе забуривания ответвлений после запуска турбо- бура бурильный инструмент подают вниз на 0,5 -- 0,6 м с постоянной скоростью. Затем поднимают его на 0,5 м выше начального положения и операцию повторяют. После повторения такой процедуры 3 -- 4 раза в этом интервале образуется уступ размером не менее половины диаметра скважины, и дальнейшее бурение ведут от этого уступа. После проходки 8-10 м от начала забуривания дополнительный ствол ориентируют в заданном направлении [9]. В ряде случаев дополнительный ствол забуривают с цементного моста. Особенность забуривания нового ответвления с цементного моста -- то, что в начальный период возникают условия, предотвращающие искривление скважины, так как прочность цементного камня невысока, и он разбуривается значительно легче, чем горная порода. В начальный момент после запуска турбобура торец долота разрушает цементный камень, а боковые выступы долота фрезеруют горную породу. Скорость фрезерования в начальный момент максимальна, а по мере внедрения долота в породу отклоняющее усилие, а следовательно, и скорость фрезерования уменьшаются. Так как искривление скважины зависит от соотношения скоростей фрезерования и разрушения цементного камня, процесс забу- ривания можно ускорить, снизив скорость разрушения цемен- та при бурении с ограниченной подачей бурильного инстру- мента. Скорость подачи колонны необходимо принимать равной 0,3-0,5 от механической скорости при проходке основного ствола. Для уменьшения интервала забуривания необходимо один и тот же участок прорабатывать несколько раз. Для этого ведущую трубу размечают мелом на отрезки длиной 25 -- 50 см. Ствол прорабатывают на интервале отрезка; колонну приподнимают до первой метки и ствол прорабатывают на интервале первого и второго отрезков; снова колонну приподнимают до первой отметки и прорабатывают ствол на интервале первого, второго, третьего отрезков и т.д. В результате в стенке скважины образуется уступ. По мере роста ширины уступа про- работку ствола необходимо прекратить и дальнейшее бурение вести с ограниченной нагрузкой. При наличии в шламе 30 -- 50 % выбуренной породы по от- ношению к цементу нагрузка на долото увеличивается; при количестве породы в шламе до 80 -- 90 % бурить можно без ограничения осевой нагрузки на долото. За первый рейс долота при забуривании с цементного моста так же, как и при забу- ривании с твердого забоя, должен быть набран угол наклона в пределах 5-6° [9].

4.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОБСТВЕННОЙ ЧАСТОТЫ ПОПЕРЕЧНЫХ КОЛЕБАНИЙОДНОРАЗМЕРНОГО НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.

Рисунок 26 - Низ бурильной колонны в скважине

На рисунке 26 представлен низ бурильной колонны, расположенный в наклонном прямолинейном стволе скважины. Где P и Q - реакции забоя, L - расстояние от долота до точки касания колонны со стенкой скважины, - угол искривления скважины, r - кажущийся радиус.

При расположении координат, как показано на рисунке 26, граничные условия будут следующие:

при x = 0; y = 0; yґ= 0;(50)

при x = L; y = r; yґ= 0; yґґ= 0;(51)

Для определения наименьшего значения собственной частоты поперечных колебаний одноразмерного низа бурильной колонны удобно воспользоваться методом Релея. Если отсчет потенциальной энергии вести от положения равновесия, то должно выполняться равенство:

П = Т ,(52)

где П - потенциальная энергия системы;

Т - кинетическая энергия системы [8].

Когда колонна испытывает одновременно и действие продольной силы, то потенциальная энергия системы будет равна:

, (53)

где EI - жесткость колонны;

Р - продольная сила.

Кинетическую энергию системы запишем в виде:

, (54)

где р - частота собственных колебаний;

m = m(x) - интенсивность распределения массы колонны.

Из равенства выражений (53) и (54) определим собственную частоту колебаний:

, (55)

Точность вычисления по формуле (55) зависит от того, насколько форма колебаний y(x) соответствует истинной. При выборе апроксимирующей функции необходимо стремиться возможно лучше отразить ожидаемую форму колебаний и обеспечить выполнение граничных условий, соответствующих заданным условиям закрепления концов стержня.

Для решения задачи зададимся формой колебаний в виде:

,(56)

Закрепление концов соответствует граничным условиям. Подставляя (55) и (54) и интегрируя, получим выражения для определения соответственной частоты одноразмерного низа в искривленной скважине:

, (57)

где q - вес единицы длины колонны;

g - ускорение силы тяжести.

Из выражения (57) следует, что при растяжении (Р < 0) частота увеличивается , при сжатии - уменьшается. Если значение сжимающей силы приближается к:

, (58)

то к нулю стремиться и частота p.

Если сравнить (57) с частотой n-го тона колебаний шарнирного опертого стержня при продольной нагрузке:

 , (59)

то из формулы (58) можно видеть, что при продольной силе, равной критической, частота = 0. В случае наклонно расположенного стержня сжимающая продольная сила, при которой частота равна нулю меньше критической.

Выражение (57) получено без учета потенциальной прогиба под действием поперечной составляющей от собственного веса. Эти силы, как показали расчеты, еще уменьшают значение продольной силы P, при которой частота собственных поперечных колебаний обращается в ноль.

Таким образом при принятой схеме частота собственных поперечных колебаний одноразмерного низа бурильной колонны от долота до точки касания со стенкой искривленной скважины стремиться к нулю при нагрузках на долото менее критической. С увеличением угла искривления расстояние от долота до точки касания турбобура со стенкой скважины L уменьшается, и влияние продольной силы на частоту собственных колебаний низа колонны снижается (выражение(58)) [8].

4.7 ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ АМОРТИЗАТОРА

Виброзащитную систему массой m можно представить упрощенной моделью (рис. 27). Демпфирующие способности амортизатора (параметр ) - это невозвратные потери энергии вибрации, например, за счет гистерезисных потерь в материале и сухого трения в элементах амортизатора. Упругость пружины (параметр с ) играет большую роль виброизолятора между техническим устройством и основанием.

Рисунок 27 - Модель виброзащитной системы.

Одной из главных задач исследования влияния случайных процессов на виброзащитную систему является определение параметров амортизатора: массы m, жесткости с и коэффициента демпфирования.

При расчете колебаний пользуются двумя основными характеристиками: воздействия и динамической системы. Для оценки воздействия чаще всего пользуются корреляционной функцией и спектральной плотностью. Если допустить, что корреляционная функция случайной возмущающей силы известна, а нужно найти движение, вызываемое такой силой, то иногда достаточно определить среднеквадратичное значение перемещения [6]. Решение такой задачи содержит следующие этапы:

1) определяется спектральная плотность возмущающей силы:

;(60)

2) определяется спектральная плотность перемещения:

;(61)

где - частотная характеристика системы (комплексная амплитуда колебаний, вызываемых единичной возмущающей силой),

;(62)

3) определяются дисперсия перемещения и среднеквадратичное отклонение:

;(63)

4) из условия минимума дисперсии определяются параметры амортизатора.

Рассмотрим воздействие случайной нагрузки на нелинейную систему. Общий вид уравнения движения системы:

;(64)

Спектральная функция случайного воздействия задана следующим образом:

(65)

(66)

Для решения уравнения используют метод комплексных амплитуд:

, , ,(67)

- собственная частота консервативной системы;(68)

- коэффициент затухания.(69)

Комплексная частотная характеристика перемещения:

;(70)

Спектральная функция перемещения:

при , ;(71)

при .(72)

Спектральная функция скорости:

.(73)

Спектральная функция ускорения: .(74)

Дисперсия перемещения: ,(75)

Дисперсия силы воздействия на основание:

.(76)

При и при дисперсия будет неограниченно возрастать, а значит, будет возрастать амплитуда колебаний вблизи резонансной частоты. Однако найдено значение , при котором значение дисперсии силы воздействия будет минимальным:

.(77)

Для снижения дисперсии перемещения и дисперсии силы воздействия на основание необходимо увеличение жесткости пружины, демпфирования, массы, снижения собственной частоты.

Произведя несложные математические выкладки, можно увидеть, что собственная частота системы будет снижаться при увеличении массы , а сопротивление амортизатора будет тем больше, чем больше жесткость пружины (). Для поддержания механизма большой массы, естественно, необходима соответствующая жесткость пружины.

Таким образом, необходимо принимать в расчет каждый из параметров амортизатора. Но в большинстве случаев демпфирование эффективно только при подавлении резонансных колебаний, характеризующихся большой амплитудой деформации; при малых амплитудах оно является вредным, увеличивая полную реакцию амортизатора и, тем самым, ухудшая его виброзащитные свойства. Для «полезного» демпфирования колебаний нужно, чтобы у системы была низкая резонансная частота. В реальности добиться этого сложно, поэтому стремятся частоту возбуждающей силы значительно снизить относительно резонансной частоты. Эффективно также внутреннее трение, когда с ростом амплитуды происходит быстрое увеличение силы сопротивления [6].

5. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

5.1 СХЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, НАХОДЯЩЕЙСЯ В НАКЛОННОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

При исследовании работы бурильной колонны принимаем, что ствол скважины уже отклонен от вертикали и нижняя часть бурильной колонны расположена в наклонном, но прямолинейном участке ствола скважины, причем на некотором расстоянии от долота колонна лежит на нижней стенке скважины. Предполагается, что под действием силы, приложенной к долоту, угол искривления ствола скважины может или увеличиваться, или уменьшаться в зависимости от направления вектора силы, приложенной к долоту. В качестве критерия, который характеризует стремление ствола скважины к искривлению в зависимости от существующего угла искривления, радиального зазора между колонной и стенкой скважины и нагрузки на долото, принято отношение , где угол - угол между вертикалью и направлением вектора силы, приложенной к долоту.

Рисунок 28 - Схема исследования работы жесткой компоновки нижней части бурильной колонны (по Хочу)

Исследование направления действия силы, приложенной к долоту, аналитическим путем было проведено А. Лубинским. Подобные исследования в экспериментальных условиях для невращающейся бурильной колонны для изотропных пород были проведены О.А. Макаровым. В данном случае к нижнему концу колонны прикладывался также крутящий момент [3].

Рассмотрим методику расчета, предложенную Р. Хочем, в которой компоновка анализируется как жесткая система.

При выборе схемы для расчета компоновки Р. Хоч исходил из предположения, что ось ствола скважины представляет кривую, которая определяется тремя точками скважины. Точками контакта являются долото и два центратора, расположенные на оптимальном расстоянии от долота.

На рисунке 28, изображена компоновка в прямолинейном наклонном стволе скважины и в стволе, имеющем интенсивность искривления . В прямолинейном наклонном стволе скважины оба центратора лежат на нижней стенке ствола скважины. Между центраторами и верхней стенкой ствола скважины имеется зазор С, Р - нагрузка на долото. При бурении в наклонно залегающих пластах долото подвергается действию боковой силы . При перемещении долота по направлению действия этой силы нижний центратор контактирует с верхней стороной стенки скважины, что приводит к изгибу нижнего участка бурильных труб в соответствии с кривизной ствола скважины. Когда бурильные трубы отклоняются, они противодействуют силе силой противодействия. Возникающая в результате этого сила сопротивления, или выпрямляющая сила , величина которой является основным критерием при рассмотрении работы компоновки, зависит от длины УБТ (h и ah), зазора С, нагрузки на долото Р, угла наклона скважины и интенсивности искривления. Величина бокового смещения центра нижнего центратора от оси, соединяющей центры долота и верхнего центратора, выражается формулой

;( 78 )

где h - расстояние между долотом и верхним центратором;

ah - расстояние между долотом и нижним центратором;

a - коэффициент, величина которого меньше 0,5.

Основной задачей при расчете компоновки с малыми зазорами является подбор места расположения центраторов с таким расчетом, чтобы получить компоновку, которая даст максимальную силу сопротивления боковой отклоняющей силе .

Это, по мнению Р. Хоча, гарантирует минимальное смещение долота и, следовательно, достижение наименьшей интенсивности искривления ствола скважины. Математический анализ проведенный З. Хочем, подтвердил рекомендации относительно того, что УБТ, расположенные ниже верхнего центратора, должны иметь наибольший наружный диаметр, допускающий проведение ловильных работ.

Наличие зазора С требует, чтобы расстояние между долотом и верхним центратором было бы больше некоторой величины , при которой сила сопротивления на долоте в состоянии ограничить интенсивность искривления ствола скважины. Минимальное расстояние определяется из уравнения (78) для случая, когда отклонение нижнего центратора от оси ствола скважины W равно нулю.

;(79)

Максимальное критическое расстояние между долотом и верхним центратором определяется по формуле Л. Эйлера

;(80)

где I - момент инерции УБТ;

- критическая нагрузка.

При этом учитывается, что длина УБТ h > приводит к изгибу этого участка и поэтому окажется неэффективной для создания выпрямляющей силы .

Расстояния h и ah, которые приводят к возникновению максимальной силы , представляют собой оптимальные значения расстояний между двумя центраторами для компоновки с малым зазором [3].

Величина W рассчитывается по следующей формуле:

(8

1) где m - вес 1 см УБТ в кгс;

- угол искривления ствола скважины в градусах;

a - коэффициент, величина которого меньше 0,5;

E - модуль упругости;

I - момент инерции УБТ в ;

h - расстояние между долотом и верхним центратором мм;

ah - расстояние между долотом и нижним центратором мм;

Уравнение (81) приравнивалось к уравнению (78) для нахождения расстояний h и ah методом последовательных приближений. Оптимальные значения величин h и ah выбирались для каждого конкретного случая, при котором величина была максимальной, по следующей формуле:

(82)

Р. Хоч отмечает, что уравнения (81) и (82) справедливы, если траничные условия на верхнем конце компоновки отвечают шарнирному соединению, т. е. изгибающий момент равен нулю. Систему в которой изгибающий момент приложен к верхнему концу компоновки анализировать весьма трудно [3].

5.2 ОПТИМАЛЬНОЕ МЕСТО УСТАНОВКИ ВТОРОГО ЦЕНТРАТОРА (КАЛИБРАТОРА) В ЖЕСТКОЙ КОМПОНОВКЕ

Как видно из монограммы (рисунок 29), оптимальное расстояние между долотом и центратором (калибратором) практически не зависит от величины изгибающего момента приложенного к верхнему концу компоновки (величины b).

Рисунок 29 - Схема к определению оптимального места установки второго центратора (калибратора) в жесткой компоновке

Рассмотрим как отражается установка второго центратора на величине угла поворота нижнего конца компоновки между центрирующими (калибрующими) элементами. На схеме (рис. ) показан изгиб компоновки только под действием изгибающих моментов. В случае потери устойчивости бурильной колонны, расположенной над компоновкой, кроме изгибающего момента , приложенного к ее верхнему концу , на нижний конец второго участка будет действовать изгибающий момент . Величина момента может быть выражена через коэффициент защемления и угол поворота упругой оси верхнего конца компоновки:

.(83)

С другой стороны: .(84)

Поэтому можно записать

.(85)

При этом предполагается, что жесткость участков и компоновки одинаковы. Нетрудно видеть, что в выражении (85) величина является коэффициентом защемления для случая, когда нижний конец участка имеет шарнирную опору.

Таким образом, установка второго центратора увеличивает коэффициент защемления бурильной колонны, расположенной над компоновкой.

В [3] было показано, что увеличение коэффициента защемления при > 6 практически не влиляет на величину коэффициента момента i ,т. е. при прочих равных условиях величина b, входящая в граничные условия на верхнем конце компоновки, остается практически постоянной. Следовательно, оптимальная длина участка равна длине участка компоновки между долотом и первым центрирующим элементом l. Оптимальная длина участка может быть найдена по номограмме [3, рис.16] и обеспечит минимум угла поворота упругой оси компоновки на верхнем конце участка l.

Из равенства углов поворота упругой оси коипоновки на границе участков и l получим:

,(86)

т.е..(87)

Следовательно, для верхнего конца участка компоновки выражение для первой производной можно записать следующим образом, исходя из выражения (87):

,(88)

где .(89)

Запишем, как и ранее:

.(90)

Таким образом, установка второго центратора (калибратора) позволяет в 4 раза уменьшить величину b (изгибающего момента приложенного к верхнему концу компоновки) для нижнего участка компоновки [3].

1, 2, 3, 4, 5 - упругое соединение компоновки и бурильной колонны;

I, II, III, IV - шарнирное соединение компоновки и бурильной колонны.

Рисунок 30 - Зависимости минимального угла поворота нижнего конца компоновки ц от (1, I ), в (2, II ), d (3, III ), м (4, IV), b (5)

Оптимальную длину участка вычисляли по описанной ранее методике для различных сочетаний , , при различных коэффициентах защемления нижнего конца участка . В каждом конкретном случае величина оказалась равна l с точностью до шага, который был принят при расчетах на ЭВМ (0,2 м). Несмотря на то, что оптимальное расстояние между центрирующими (калибрующими) элементами остается практически постоянным, удается уменьшить величину минимального угла поворота нижнего конца компоновки (Рис. 30, кривая 5).

Очевидно, чтобы совершенно исключить влияние продольного изгиба бурильной колонны на нижний конец компоновки, необходимо применить компоновку с большим числом центраторов, установленных на оптимальном расстоянии друг от друга, причем каждый последующий центратор будет все меньше влиять на изменение минимального угла поворота нижнего конца компоновки (Рис. 30, кривая 5).

Следовательно, целесообразно применять жесткую компоновку только с двумя центрирующими (калибрующими) элементами, расположенными на оптимальном расстоянии друг от друга. Установка дополнительных центраторов (калибраторов) приведет к излишнему усложнению компоновки без значительного уменьшения минимального угла перекоса [3].

5.3 ВЫБОР ДИАМЕТРАЛЬНОГО ЗАЗОРА ПО КАЛИБРАТОРУ

При выборе диаметрального зазора по калибратору С учитываются фактический диаметр калибратора с учетом погрешностей изготовления, его износ по диаметру (2-3 мм), уширение ствола скважины и потери диаметра долота при бурении.

Диаметральный зазор по калибратору берут как среднее арифметическое диаметральных зазоров перед началом и концом долблений, когда калибратор заменяют ввиду сработки его граней. Исходя из сказанного, диаметральный зазор по калибратору, необходимый для выбора оптимальной длины маховика, определяется следующим образом:

...