додати матеріал


Направлене буріння

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Міністерство освіти Російської Федерації
Томський політехнічний університет
Інститут геології та нафтогазового справи
Геологорозвідувальний факультет
Кафедра техніки розвідки родовищ
корисних копалин
група 2440
РОЗРАХУНКОВО-ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до курсової роботи з направленого буріння свердловин
Виконав: ЕСТА Н.Б.
Керівник: Бондарчук І.Б.
Дата здачі проекту:
по графіку______________
фактіческі______________
Дата захисту проекту :_________
Оцінки:
запіска_______
доклад________
зашіта________
общая________
Томськ 2007

Міністерство освіти Російської Федерації
Томський політехнічний університет
Інститут геологорозвідки та нафтогазового справи
Кафедра буріння свердловин
2007/2008 уч. рік
7 семестр група 2410
Завдання № 15
Студенту Естаеву Н.Б. виконати курсову роботу по направленому буріння свердловин.
Вихідні дані
1. Корисна копалина золото.
2. Проектна глибина свердловини 1000 м.
3. Величина допустимого відходу забою на кінцевій глибині від заданої точки 40 м.
4. Среднеквадратическая величина відходу пробурених свердловин від заданої проектом точки 20 м.
5. . Глибина свердловини, на якій необхідне коректування траси 670 м.
6. Найменування і коротка характеристика порід у місці коригування траси сланці щільні.
7. Необхідна величина відхилення і напрями коригування по зенітному куті + 6 град. По азимуту + 25 град.
8. Діаметр свердловини 76 мм.
9. Спецпитання: Аварії та ускладнення при направленому бурінні свердловин.
Дата видачі завдання ____________________________________2007 р.
Дата здачі проекту на перевірку ________________________2007 р.
Керівник проектування: _____________________________

Зміст

Зміст. 3
Введення. 3
1. Виявлення закономірностей природного скривлення свердловин. 3
2. Розрахунок координат проектної свердловини .. 3
3. Вибір технічних засобів і опис методики проведення інклінометрії 3
3.1 Оперативний контроль викривлення свердловин. 3
3.2 Плановий контроль викривлення свердловин. 3
3.3 Инклинометр .. 3
3.3.1 Инклинометр для оперативного контролю. 3
3.3.2 Инклинометр для планового контролю. 3
4. Вибір засобів і опис технології боротьби з природним викривленням 3
5. Вибір засобів і опис технології розвитку викривлення. 3
6. Вибір технічних засобів і опис технології штучного викривлення свердловини .. 3
7. Розрахунок кута установки відхилювача. 3
7. Спецпитання. 3
Висновок. 3
Список літератури .. 3

Введення

Техніка та технологія направленого буріння (НБ), відпрацьована методика проектування та коригування траєкторії геологорозвідувальних свердловин є одним із засобів вдосконалення процесу геологорозвідувальних робіт, що забезпечує скорочення обсягу буріння при одночасному підвищенні інформативності свердловин.
Курс «Направлене буріння свердловин» виділився із загального курсу «Буріння свердловин» в самостійний, що було пов'язано зі збільшенням інформації про природний викривленні свердловин, з розвитком техніки і технології НБ. У той же час у виробничих геологорозвідувальних організаціях для узагальнення досвіду НБ, розробки досконалої і впровадження нових технічних засобів НБ створювалися і успішно функціонували спеціалізовані підрозділи технічної служби буріння. Удосконалення технічних засобів НБ, вимірювальної та контрольної апаратури і розвиток теоретичних положень, виконаних у науково-дослідних (Всесоюзному інституті методики і техніки розвідки, Казахському інституті мінеральної сировини, Забайкальському комплексному інституті) і навчальних університетах та інститутах (Томському політехнічним, Свердловському гірському і ін ) дозволили підвищити надійність виконання свердловин геологічного завдання, а також бурити свердловини по складних, але технічно і економічно обгрунтованим траєкторіями. Великий інформаційний виробничий матеріал з даними про досвід буріння та показники процесу викривлення свердловин, узагальнення цього матеріалу, представлене у виданій літературі з техніки і технології НБ свердловин, служили базою для послідовного формування навчального курсу з НБ [3, 4].

1. Виявлення закономірностей природного скривлення свердловин

Закономірності природного викривлення свердловин виявляються на підставі фактичних замірів викривлення по групі свердловин. Заміри зенітних і азимутальних кутів по свердловинах 15, 2, 24, 38, 50 наведено в табл. 1.
Таблиця 1
Заміри зенітних і азімутальниз кутів
Глибина, м
Скв.15
Скв.2
Вкв. 24
Вкв. 38
Вкв. 50
θ
α
θ
α
θ
α
θ
α
θ
α
0
17
65
17
65
15
90
1
60
10
70
100
18
67
18
70
16
92
2
65
11
73
200
19
69
18
79
17
97
2
70
12
74
300
21
74
19
91
19
92
3
79
14
80
400
21
74
21
99
19
93
7
83
17
85
500
22
77
23
103
20
93
10
87
19
88
600
23
78
25
113
22
94
12
81
23
94
700
24
81
29
117
23
96
13
80
22
95
800
22
83
27
110
25
99
16
79
24
97
900
24
90
25
106
29
105
18
79
25
99
1000
27
96
24
104
30
111
20
73
27
99
На підставі даних табл. 1 буде проведений кореляційний аналіз залежностей зенітного і азимутального (окремо) кутів від довжини свердловини та оцінено ступінь зв'язку всередині названих залежностей за допомогою коефіцієнта кореляції.
Дані для проведення кореляційного аналізу зв'язку величини зенітного кута з довжиною свердловини заносяться в табл. 2.
У стовпці l i записуються середні значення глибин стометрових відрізків свердловин.
У стовпці θ i записуються середні значення зенітних кутів по всіх п'яти свердловин для відповідних інтервалів глибин.
Таблиця 2
Дані для проведення кореляційного аналізу зв'язку величини зенітного кута з довжиною свердловини
l i, м
θ i, град
l i -
θi -
(L i - ) 2
i - ) 2
(L i - ) ∙ i - )
50
12,5
- 450
- 6,16
202500
37,95
2772
150
13,3
- 350
-5,36
122500
28,73
1876
250
14,4
- 250
-4,26
62500
18,15
1065
350
16,1
- 150
-2,56
22500
6,55
384
450
17,9
- 50
-0,76
2500
0,58
38
550
19,9
50
1,24
2500
1,54
62
650
21,6
150
2,94
22500
8,64
441
750
22,5
250
3,84
62500
14,75
960
850
23,5
350
4,84
122500
23,43
1694
950
24,9
450
6,24
202500
38,94
2808
5000
186,6
825000
179,24
12100
Інші стовпці розраховуються відповідно до наведених у заголовку таблиці формулами.
м, (1)
де - Середнє значення глибини по всій вибірці; n - Число рядків в таблиці.
, (2)
де - Середнє значення зенітного кута по всій вибірці.
м, (3)
де - Середньоквадратичне відхилення глибини свердловини.
(4)
де - Середньоквадратичне відхилення зенітного кута.
Оцінка ступеня зв'язку зенітного кута свердловини з її глибиною здійснюється за допомогою коефіцієнта кореляції :
(5)
Шукане кореляційне рівняння залежності зенітного кута від глибини свердловини визначається як:
(6)
На підставі проведених розрахунків побудовані емпіричний (за даними стовпців l i і θ i табл. 2) і теоретичний (по кореляційному рівнянню) графіки залежності зенітного кута від глибини свердловини (рис. 1).

Рис. 1. Залежність зенітного кута (θ) від глибини свердловини (l):
1 - емпірична; 2 - теоретична
Аналогічним чином проводиться кореляційний аналіз залежності азимутального кута від глибини свердловини.
Таблиця 3
Дані для проведення кореляційного аналізу зв'язку величини азимутального кута з довжиною свердловини
l i, м
α i, град
l i -
α i -
(L i - ) 2
i - ) 2
(L i - ) ∙ i - )
50
71,7
-450
-15,23
202500
231,95
6853,5
150
75,6
-350
-11,33
122500
128,37
3965,5
250
80,5
-250
-6,43
62500
41,34
1607,5
350
85
-150
-1,93
22500
3,72
289,5
450
88,2
-50
1,27
2500
1,61
-63,5
550
90,8
50
3,87
2500
14,98
193,5
650
92,9
150
5,97
22500
35,64
895,5
750
93,7
250
6,77
62500
45,83
1692,5
850
94,7
350
7,77
122500
60,37
2719,5
950
96,2
450
9,27
202500
85,93
4171,5
5000
869,3
825000
649,76
22325
У стовпці l i записуються середні значення глибин стометрових відрізків свердловин.
У стовпці α i записуються середні значення азимутальних кутів по всіх п'яти свердловин для відповідних інтервалів глибин.
Інші стовпці розраховуються відповідно до наведених у заголовку таблиці формулами.
м, (7)
де - Середнє значення глибини по всій вибірці; n - Число рядків в таблиці.
, (8)
де - Середнє значення азимутального кута по всій вибірці.
м, (9)
де - Середньоквадратичне відхилення глибини свердловини.
(10)
де - Середньоквадратичне відхилення азимутального кута.
Оцінка ступеня зв'язку азимутального кута свердловини з її глибиною здійснюється за допомогою коефіцієнта кореляції :
(11)
Шукане кореляційне рівняння залежності зенітного кута від глибини свердловини визначається як:
(12)
На підставі проведених розрахунків побудовані емпіричний (за даними стовпців l i і α i табл. 3) і теоретичний (по кореляційному рівнянню) графіки залежності азимутального кута від глибини свердловини (рис. 2).

Рис. 2. Залежність азимутального кута (α) від глибини свердловини (l):
1 - емпірична; 2 - теоретична

2. Розрахунок координат проектної свердловини

На підставі отриманих у розділі 1 рівнянь залежності зенітного і азимутального кутів від глибини свердловини розраховані значення зенітних і азимутальних кутів проектної свердловини на глибинах 50, 150, 250, і тд. І заносяться в табл. 4
Таблиця 4
Розрахунок координат траєкторій свердловин
Інтервал глибин, м
Середні кути, град
Проекція відрізків на осі
X, Y, Z, м
Координати свердловини, м
θ i
α i
l z
l x
l y
Z
X
Y
0 - 100
12,5
71,7
97,63
20,55
6,80
97,63
20,55
6,796
100 - 200
13,3
75,6
97,32
22,28
5,72
194,95
42,83
12,52
200 - 300
14,4
80,5
96,86
24,53
4,10
291,81
67,36
16,62
300 - 400
16,1
85
96,08
27,63
2,42
387,88
94,99
19,04
400 - 500
17,9
88,2
95,16
30,72
0,97
483,04
125,71
20,00
500 - 600
19,9
90,8
94,03
34,03
- 0,48
577,07
159,74
19,53
600 - 700
21,6
92,9
92,98
36,77
- 1,86
670,05
196,51
17,67
700 - 800
22,5
93,7
92,39
38,19
- 2,47
762,44
234,69
15,20
800 - 900
23,5
94,7
91,71
39,74
- 3,27
854,14
274,44
11,93
900 - 1000
24,9
96,2
90,70
41,86
- 4,55
944,85
316,29
7,38
Розрахунок проводиться за наступними формулами:
(13)
де - Проекція i-го відрізка свердловини на вертикальну вісь Z; l - довжина відрізка свердловини по осі, l = 100 м; - Середній зенітний кут відрізка свердловини на i - му інтервалі.
(14)
де - Проекція i-го відрізка свердловини на горизонтальну вісь X; - Середній азимут відрізка свердловини на i-му інтервалі.
(15)
де - Проекція i-го відрізка свердловини на горизонтальну вісь Y.
Поточні координати свердловини знаходяться шляхом послідовного підсумовування проекцій відрізків свердловин на однойменні осі:
(16)
(17)
(18)
де Z i, X i, Y i - поточні координати траси по відповідним осях.
На підставі табл. 4 будується вертикальна і горизонтальна проекції свердловини (рис. 3).

Рис. 3. вертикальна і горизонтальна проекції свердловини

3. Вибір технічних засобів і опис методики проведення інклінометрії

У процесі буріння необхідно контролювати положення осі свердловини в просторі з метою: визначення справжнього стану корисної копалини і правильної побудови геологічного розрізу і визначення положення вибою свердловини.
Різниться два види контролю викривлення свердловин - оперативний і плановий.

3.1 Оперативний контроль викривлення свердловин

Оперативний контроль - здійснюється силами бурової бригади через 15 - 20 м буріння свердловини або один раз на добу і призначений для визначення початку істотного викривлення свердловини і своєчасного вжиття заходів для його усунення.
Оперативний контроль слід проводити при:
1) перетинанні буровим снарядом переміжних шарів порід різної твердості, що супроводжується зміною зенітного і азимутального кутів;
2) перетині м'яких незцементованих або сильно зруйнованих порід, тектонічних порушень, тріщин, порожнеч, а також при виході із зони ускладнення;
3) зміні порід з різними анізотропними властивостями;
4) зміну діаметра свердловини;
5) перед кожним циклом штучного викривлення і по закінчення циклу викривлення;

3.2 Плановий контроль викривлення свердловин

Плановий контроль - здійснюється геофізичними (каротажних) загонами через певні інтервали буріння (практично через 200 - 300 м проходки) або по всьому стовбуру свердловини після закінчення її буріння до проектної глибини.
Особливості технології проведення планового контролю:
· Вимір зенітних і азимутальних кутів здійснюється звичайно через 10 - 20 м при підйомі приладу (инклинометра) зі свердловини;
· Швидкість підйому приладу не> 2000 - 2500 м / год;
· Глибини визначаються по лічильнику;
· При повторних вимірах в одній свердловині перекривається не менше 5 точок колишнього виміру;
· Результати вимірювань заносяться в буровий журнал.

3.3 Инклинометр

За призначенням инклинометра поділяються на прилади:
· Для виміру тільки зенітного кута;
· Для вимірювання зенітного кута і азимута.
Датчики для вимірювання зенітного кута поділяються на дві групи:
· Використовують принцип горизонтального рівня рідини;
· Використовують принцип схилу.
Датчики для виміру азимута:
· Магнітна стрілка;
· Гіроскоп;
· Щуп.
За способом вимірювання та передачі інформації на поверхню инклинометра поділяються на:
· Забійні, що виробляють вимірювання і передачу інформації в процесі буріння (телеметричні системи);
· Прилади, що опускаються у свердловину на кабелі і видають інформацію в процесі підйому з свердловини або спуску;
· Автономні прилади, які спускалися на колоні бурильних труб і видають інформацію тільки після підйому інструменту.

3.3.1 Инклинометр для оперативного контролю

Автономні компасні инклинометра оперативного контролю
Автономні компасні инклинометра оперативного контролю діляться на дві групи [5].
1. Однокрапкові прилади, що забезпечують за один спуск в свердловину вимір однієї точки її стовбура (зенітного та азимуту) в діапазоні зенітних кутів від 2 до 178 °.
2. Багатоточечний фотографічний інклінометр МТ-4-40 конструкції ВІТРО, що забезпечує за один спуск в свердловину вимір до 100 точок її стовбура з реєстрацією на 8-міліметровій плівці; діапазон його роботи від 2 до 60 °.
Инклинометра оперативного контролю опускаються в похилі свердловини на тонкому канаті діаметром 3 - 4 мм з використанням портативних лебідок типу електричної лебідки ЛОК-1500 конструкції ВІТРО, а в горизонтальні і повстають свердловини з допомогою бурильної колони.
Спуск автономних інклінометрії оперативного контролю повинен здійснюватися при використанні блок-труби (мал. 4) свердловини з лічильником глибини.
До одноточечним инклинометра належать [5]:
· Електромеханічний інклінометр ІВК-42 конструкції ВІТРО
· Механічні малогабаритні инклинометра МІ-42У і МІ-ЗОУ конструкції «Востказгеологія».
Автономний одноточковий інклінометр ІВК-42
Автономний одноточковий інклінометр ІВК-42 представляє пристрій, що забезпечує його роботу від автономного блоку електроживлення. Технічна характеристика представлена ​​в табл 5 [5].
Таблиця 5
Технічна характеристика ІВК-42
Діапазон виміру кутів, градус:
зенітних
азимутальних
0 - 180
0 - 360
Похибка вимірювання кутів, градус:
зенітних (при кутах 3 - 177 °)
азимутальних
± 1
± 2,5
Харчування свердловинного приладу (сухі елементи А343 або дискові акумулятори типу Д-0, 26 С), В
2 × 4,5
Зовнішнє гідростатичний тиск на захисному кожусі, МПа,
не менше
зовнішній діаметр захисного кожуха
довжина кожуха, у т. ч. з обважнювачем
20
42
2000/3000
Маса, кг, у т. ч. з обважнювачем
8 / 15, 5
Спуск приладу роблять за заарретірованним (закріпленим) чутливим вимірювальним елементом (ЧЕ), який по команді електронного таймера в заданій точці свердловини, після закінчення встановленого часу, звільняє ЧЕ, магнітна стрілка встановлюється в площині магнітного меридіана Землі, потім по команді таймера ЧЕ основа закріплюється. Після цього прилад витягується з свердловини. На денній поверхні прилад з ЧЕ витягується із захисної гільзи, і показання ЧЕ визначаються візуально (бажано за допомогою збільшувальною лупи).
Прилад дозволяє проводити вимірювання в свердловинах будь-якого напрямку від близьких до вертикалі до повстають завдяки сферичному магнітно-гравітаційного чутливого елементу ЧЕ (2 - 178 °).
При вимірі свердловин з зенітними кутами 2 - 60 ° найбільш ефективно спускати інклінометр на тросі з допомогою будь-якої лебідки. При вимірі свердловин з зенітними кутами понад 60 ° інклінометр в точку виміру доставляється на бурильної колоні. При цьому для усунення впливу сталевий бурильної колони на чутливий елемент (датчик азимута) інклінометр повинен бути віддалений від бурильної колони на 3 - 5 м. Це може бути досягнуто використанням однієї легкосплавний бурильної труби (ЛБТ) або набором спеціальних антимагнітних штанг аналогічної довжини. У складних геологічних умовах (велика кількість шламу, обвалення стінок свердловини і т.п.) слід поміщати прилад у спеціальний контейнер з немагнітного матеріалу.
Инклинометр складається із захисного кожуха, тросової головки, чутливого елемента (ЧЕ), аретируючі механізму, таймера, блоку живлення.
Захисний кожух охороняє інклінометр від механічних впливів і служить для захисту приладу від зовнішнього гідростатичного тиску стовпа рідини в свердловині. Кожух представляє собою трубу діаметром 42 мм зі сплаву Д16Т. Для збільшення швидкості спуску инклинометра в свердловині з в'язкою рідиною промивної до нього приєднується обважнювач.
Тросова головка є універсальним вузлом, що забезпечує кріплення приладу до троса лебідки або до колони бурильних труб. Головка складається з верхнього наконечника і тросової муфти.
Магнітно-гравітаційний чутливий елемент инклинометра є датчиком зенітного кута і азимута і являє собою дві півсфери, підвішені в рухомий рамці (мал. 5).
Нижня півсфера (схил) зі зміщеним центром ваги вниз обертається на агатових підп'ятника в кернових опорах рамки і забезпечує індикацію зенітного кута. У отвесе, перпендикулярно площині зрізу півсфери, встановлений підпружинений керн, на якому вільно обертається на агатовій подпятнике верхня півсфера (картушка), що є датчиком азимута, так як вклеєні всередині її два постійних магніту орієнтують картушка в напрямку магнітного меридіана Землі. Рамка з півсферами обертається навколо осі инклинометра на бронзових підшипниках і, завдяки ексцентрично розташованому центру тяжіння, завжди самовстановлюється в апсідальной площині свердловини [5].

Рис. 5. Сферичний чутливий елемент автономного одноточечного инклинометра ІВК-42 Вітрі.
1 - магніти; 2 - картушка компосная (азимутів), 3, 4 - керн, підп'ятник; 5 - схил зі шкалою зенітних кутів; 6 - пружина; 7 - втулка, 8 - керн картушка; 9 - рамка апсідальная; 10 - склянка з оргскла; 11 - підстава (дно) картушка; 12 - підп'ятник
За взаємною розташуванню сфери виска і покажчика, закріпленого на рамці, визначають зенітний кут, по розташуванню осей магнітів щодо апсідальной площині, нанесеною на нижній півсфері (отвесе) - азимут.
Аретируючі механізм фіксує встановилося в точці виміру стан чутливого елемента і забезпечує незмінність взаєморозташування півсфер і рамки при підйомі инклинометра зі свердловини і при відліку показань.
Кінематична схема инклинометра наведена на рис.6 [5].

Рис. 6. Схема кінематична инклинометра ІВК-42 конструкції Вітрі.
1 - електродвигун, 2 - муфта зчеплення; 3 - гвинтова пара, 4 - куліса, 5 - вирівнююча пружина; 6 - компенсаційна пружина, 7 - фіксатор; 8 - рухлива вилка; 9 - вимірювальна сфера; 10 - фрагмент захисного ковпачка
Приводом всіх деталей аретируючі механізму служить електродвигун 1 типу ІДР-6, який працює по команді, що надходить від таймера. За першою командою через муфту зчеплення 2 обертання передається на гвинтову пару 3, де воно перетвориться в поступальний рух. Через кулісу 4 відводиться штовхач, підпружинений вирівнюючої пружиною 5, а компенсаційна пружина б за допомогою фіксатора 7 відводить вилку 8 від купола захисного ковпака 10 і одночасно звільняє вимірювальну сферу 9. За другою командою полярність живлячої напруги змінюється на зворотну, і відбувається арретірованіе вимірювального вузла чутливого елемента.
Таймер - чутливий елемент инклинометра в процесі зберігання, транспортування і узвозу перебуває в заарретірованном стані, що забезпечує надійність його показань і довговічність роботи инклинометра. Тимчасові інтервали циклу вимірювання забезпечуються таймером.
Таймер дозволяє встановлювати час затримки, необхідне для виконання допоміжних робіт і спуску инклинометра до точки вимірювання. Після закінчення часу затримки автоматично включається двигун в режим разарретірованія (30 с), далі відбувається зупинка двигуна (1 хв) для встановлення і заспокоєння деталей чутливого елемента, і потім знову відбувається включення двигуна (30 с) в режим арретірованія.
Таймер являє собою друковану електронну плату з п'ятьма движкових перемикачами (S1 - S5) для встановлення необхідного часу затримки і тумблера включення живлення инклинометра.
Блок живлення забезпечує автономне живлення инклинометра і представляє циліндричний контейнер з діелектричного матеріалу. Як елементи живлення використовують сухі елементи типу А343 (шість штук), які забезпечують напругу ± 4,5 В. Можливе використання інших джерел живлення, що забезпечують необхідну напругу, наприклад акумуляторів типу Д-026Д або акумуляторних батарей типу НКГЦ-0 ,45-1 (НКГЦ-1 ,8-1).
Инклинометра МІ-42У і МІ-ЗОУ
Инклинометра МІ-42У і МІ-ЗОУ конструкції «Востказгеологія» мають аналогічне конструктивне пристрій.
· Інклінометр МІ-42У забезпечує вимірювання в одній точці просторового положення свердловини діаметром 46 мм і більше до глибини 3500 м;
· Інклінометр МІ-30У може використовуватися в свердловинах 36 мм і більше та, крім того, для вимірювання свердловин, бурим комплексами ССК-46 і великих діаметрів при спуску приладу всередині колони бурильних труб без підйому останніх зі свердловини (рис. 7).
Инклинометр МІ-42У складається з наступних основних частин:
· Вимірювальних вузлів (0 - 90) і (0 - 5)
· Годинного фіксуючого механізму
· Захисної гільзи
· Заводного ключа.
Инклинометр МІ-ЗОУ вимірювального вузла 0 - 5 не має.
Технічна характеристика даних інклінометрії представлена ​​в табл. 6 [5]
Таблиця 6.
Технічна характеристика інклінометрії МІ-42У і МІ-ЗОУ
МІ-42У
МІ-ЗОУ
Діапазон виміру кутів, градус:
зенітних
азимутальних
0 - 180
0 - 360
Похибка вимірювання кутів, градус:
зенітних
азимутальних (> 4 °)
± 0 ° 30
± 4
від - 10 до + 60
Діапазон робочих температур, º С
25
Максимальне гідростатичний тиск на прилад, МПа
7
5
Габаритні розміри, мм:
зовнішній діаметр
довжина
42
30
1200
Вимірювальний вузол (0 - 90) являє собою несучу рамку, що складається з корпусу 3, на торцях якої за допомогою штифтів 2 закріплені крем'яні опори 1, в якій вмонтовані вимірювальні елементи - кутомір зенітних кутів 8 і бусоль магнітна 4. Несуча рамка має форму вирізаного циліндра для розміщення буссоли і виконує роль ексцентричного вантажу, тому що в її нижній частині розміщені три свинцевих вантажу і завдяки яким вона встановлюється в апсідальной площині.
У середній частині корпусу рамки в камері траверси 10, закріпленої гвинтами 7, на крем'яних втулках підвішений кутомір 8, цапфи якого мають бічну амортизацію плоскими пружинами 9 з гвинтами. Угломер є частиною диска (~ 110 °) з циліндричним виступом, на якому нанесена шкала 0 - 90 °. Для збільшення чутливості кутомір також забезпечений свинцевим вантажем. Закріплення буссоли і кутоміра здійснюється пружинами 5, 6.
Вимірювання інклінометрії здійснюється наступним чином. При заводі годинного фіксуючого механізму несуча рама, кутомір і стрілки буссоли знаходяться у вільному стані і під дією гравітаційних і магнітних сил займають певне положення. При спрацьовуванні фіксуючого механізму відбувається поступове переміщення штока 11 і всієї проміжної фіксує системи до зіткнення кільця з гальмівною системою 5, 6 несучої рамки і її упору в амортизатор. Далі відбувається спрацьовування гальмівних систем, що забезпечує арретірованіе вимірювальних елементів.
Відлік проводиться візуально після підйому приладу зі свердловини і його вилучення із захисної гільзи.
Вимірювальний вузол (0 - 5) змонтований у трубчастому корпусі, в якому у верхній частині розміщена бусоль, складова одну систему з маятником-схилом, внизу - фіксуючий пристрій і різьблення для з'єднання з годинниковим механізмом фіксуючим.
При спуску приладу у свердловину на бурильних трубах для уникнення їх магнітного впливу на стрілку буссоли необхідно між гільзою инклинометра і бурильними трубами ввести розділову немагнітних штангу довжиною не менше 6 м, виготовлену з нержавіючих (сталь Х18Н10Т), латунних чи дюралюмінієвих труб.
Инклинометр багатоточковий оперативного контролю МТ-1-40
Даний інклінометр призначений для багаторазових вимірювань в одній або багатьох точках свердловини, що значно підвищує оперативність контролю і достовірність про її просторовому положенні і знижує витрати на инклинометрических вимірювання, особливо при штучному викривленні, що вимагає декількох вимірів інтервалу.
Для вимірювання азимутів і зенітних кутів свердловини інклінометр забезпечений чутливими елементами (магнітною стрілкою і схилом, встановленими на ексцентричної апсідальной рамці). Магнітна стрілка і висок инклинометра забезпечені шкалами для відліку азимута та зенітного кута свердловини.
Принцип дії инклинометра МТ заснований на фотоізометріческом способі реєстрації азимутів і зенітних кутів свердловини. Це дозволяє найбільш простим способом здійснити безконтактну реєстрацію показань магнітної стрілки компаса і схилу инклинометра, укладених в герметично закритий корпус і зважених у рідині, що підвищує точність і об'єктивність вимірювань і надійність приладу [5].
Технічна характеристика даного инклинометра представлена ​​в табл. 7.
Таблиця 7
Технічна характеристика инклинометра МТ-1-40
Діапазон вимірів кутів, градус:
зенітних
азимутів
2 - 60
0 - 360
Основна похибка (при зенітних кутах більше 4 °), не більше, градус:
зенітних кутів
азимутів
0,5
2,5
Габаритні розміри, мм:
діаметр
довжина
40 (42)
2000
Структурна схема инклинометра
Инклинометр МТ є автономне пристрій, що працює або в автоматичному режимі, або в режимі керування без електричного зв'язку з поверхнею. Структурна схема инклинометра показана на рис. 8 [5].

Рис. 8. Структурна схема инклинометра МТ-1-40
Вибір режиму роботи здійснюється відповідною установкою перемикача режиму роботи АВТ-УПР. В автоматичному режимі інклінометр працює за тимчасовою програмою, що задається датчиком тимчасових інтервалів. У цьому режимі інклінометр переміщують по свердловині, контролюючи за секундоміром час проходження циклів програми. Через проміжки часу, передбачені в циклі для заспокоєння ЧЕ та реєстрації їх свідчень, його зупиняють в точці вимірювання, і кожен кадр фотоплівки відповідає одному вимірюванню.
В автоматичному режимі фотографування шкал ЧЕ проводиться циклічно через 2,5 хв, в режимі управління - по команді оператора з поверхні.
У режимі керування фоторегістратор инклинометра спрацьовує тільки в тих точках свердловини, де необхідно провести вимірювання. У цьому режимі датчик прискорень забезпечує логічну схему телеуправління, в якій фактор «переміщення» є заборонним, а фактор «зупинка» - вирішує сигналом, тобто при переміщенні инклинометра по свердловині автоматичний фоторегістратор завжди знаходиться у вимкненому стані і для його запуску необхідно зупинити інклінометр. Для вимірювання в цьому режимі оператор опускає інклінометр в точку вимірювання і витримує його без руху не менше 1 хв.
За цей час відбувається заспокоєння ЧЕ, фотографування його шкал азимута та зенітного кутів та вимкнення фотоінклінометра. Для подальшого вимірювання необхідно перемістити (струснути) інклінометр, а потім його зупинити
Инклинометрических блок свердловинного приладу (рис. 9) складається з чутливого елемента 1, зенітних кутів і азимутів; фотореєструючі пристрої - автоматичного фотоапарату, що складається з фотокамери 2, механізму транспортування фотоплівки 3 з електромагнітом 5, касет з плівкою і програмного блоку 4; пускових пристроїв ( датчика тимчасових інтервалів 7 і датчика прискорень 6); блоку живлення 8, розміщених в захисній гільзі [5].

Рис. 9. Автономний багатоточковий фотоінклінометр МТ-1-40 конструкції ВІТР.1 - чутливий елемент; 2 - фотокамера; 3 - механізм перемотування фотоплівки, 4 - програмний блок, 5 - електромагніт, 6 - датчик прискорення; 7 - датчик тимчасових інтервалів, 8 - блок живлення
Усі вимірювальні вузли ЧЕ - магнітна стрілка і шкала зенітних кутів розміщені в циліндричному герметичному корпусі (у його верхній частині встановлено прозоре скло), заповненому кремені-органічної рідиною ПМС-5, яка служить демпфером і світловодом (рис. 10). Завдяки демпфіруванню ЧЕ в рідині і кульовій опорі 12 вимірювання можна проводити в свердловинах з зенітним кутом 1 - 2 ° і більше.

Рис. 10. Чутливий елемент фотоінклінометра МТ-1-40.
1 - компенсатор тиску, 2 - вал обертання з підшипниками 11; 3 - апсідальная рамка ексцентрична, 4 - маятник; 9, 10 - керни; б - картушка азимутальна; 7 - кільце з органічного скла з поділками зенітних кутів; 8 - скло з нерухомими індексами відліку зенітних кутів; 9 - захисне скло з повітрозабірником; 12 - кульова опора чутливого елемента
Електричне живлення инклинометрических блоку працює від акумулятора або гальванічного джерел (елементи 343 або «Салют»).
Допоміжні приналежності инклинометра МТ-1 призначені для забезпечення його працездатності, обробки і розшифровки фотознімків і складаються з пристрою для підзарядки акумуляторів; світлонепроникного мішка, призначеного для перезарядки касет фотоапарата; проявочній бачка і переглядової лупи.
Инклинометр гіроскопічний автономний ИГА-1 виробництва ЗОА «Гірооптіка»
Область застосування: оперативний контроль просторового положення свердловин при будівництві гірничих виробок. Призначення: визначення тривимірних координат х, у, z осьових точок групи вертикальних свердловин [6].
Склад комплекту: свердловинний прилад, наземне обладнання та програмно-математичне забезпечення.
Свердловинний прилад виконаний у вигляді міцного герметизований корпус циліндричної форми, в якому встановлено блок чутливих елементів (БІЧЕ), електронний блок, вторинний джерело живлення і акумуляторна батарея. У верхній і нижній частинах корпусу свердловинного приладу встановлено два центратора, щоб забезпечити установку його поздовжньої осі по осі свердловини [6].
Наземне обладнання включає ручну лебідку, влаштування її встановлення на обсадної трубі свердловини, пульт управління і візирне пристрій
Програмно-математичне забезпечення включає пакет програм для камеральної обробки вимірювальної інформації з використанням алгоритмів безплатформного інерціальної системи за допомогою програмно-апаратних засобів, що відповідають вимогам:
· ПК P-4, 1,2 ГГц;
· 256 Мбайт - ОЗУ;
· HDD - 20 Гбайт;
· ПЗ Windows 2000/XP.
У результаті камеральної обробки визначаються координати х, у, z осьових точок групи свердловин. Кінцевий результат обробки представляється у вигляді креслень перерізів групи свердловин за заданими горизонтів [6].
Склад і призначення блоків
БІЧЕ включає двоканальний мікромеханічних перетворювач прискорень лінійних (ПУС) і мікромеханічних перетворювач швидкості кутовий ПСК (У). Вісь чутливості ПСК (У) розташована по поздовжній осі свердловинного приладу, а осі чутливості ПУС - взаімноортогональни і перпендикулярні поздовжньої осі.
Електронний блок, що включає аналого-цифрові перетворювачі, контролер внутрішню пам'ять, забезпечує перетворення аналогових сигналів БІЧЕ в цифровий код та реєстрацію вимірювальної інформації у внутрішній пам'яті.
Вторинний джерело живлення перетворює постійну напругу акумуляторної батареї 9 - 12 В в стабілізовані напруги, необхідні для функціонування БІЧЕ і електронного блоку.
Акумуляторна батарея свердловинного приладу виконана у вигляді герметичного змінного блоку, що дозволяє здійснити його заміну у польових умовах.
Ручна лебідка, що встановлюється на обсадної требе свердловини за допомогою пристроїв кріплення, забезпечує спуск і підйом свердловинного приладу у свердловині. До складу лебідки входить барабан з тросом, датчик глибини спуску, стопорний пристрій. Датчик глибини спуску складається з мірного колеса, охоплюваного тросом і валкодера, що включає оптоелектронні датчики кута повороту колеса. При спуску кут повороту мірного колеса пропорційний переміщенню свердловинного приладу.
Пульт керування забезпечує управління режимами функціонування инклинометра і включає клавіатуру, дисплей, знімний модуль Flash-пам'яті, контролер і автономне джерело живлення. Пульт керування підключається до свердловини приладу і датчика глибини спуску. При спуску свердловинний прилад від'єднується від пульта управління і переводиться в автономний режим роботи [6].
Візирне пристрій призначений для установки базової лінії свердловинного приладу у напрямку на реперний пункт з відомими координатами. При візуванні на реперний пункт візирне пристрій встановлюється у верхній частині корпусу свердловинного приладу на базової поверхні.
Технологія зйомки групи свердловин включає послідовне виконання процедур [6]:
· Установку свердловинного приладу инклинометра і наземного обладнання у вихідному положенні в гирлі однієї з свердловин;
· Прив'язка за допомогою візирного пристрою базової лінії свердловинного приладу до реперному пунктом;
· Включення за допомогою клавіатури пульта управління свердловинного приладу, перевірка його функціонування, введення вихідних даних (координат гирла свердловини і реперного пункту, параметрів свердловини);
· Переклад свердловинного приладу в автономний режим запису вимірювальної інформації і від'єднання пульта управління від свердловинного приладу;
· Спуск свердловинного приладу в положення вибою свердловини і подальший підйом у вихідне положення за допомогою ручної лебідки;
· Підключення свердловинного приладу до пульта управління, вимикання автономного режиму запису, перезапис вимірювальної інформації в Flash-пам'ять пульта управління, вимикання инклинометра;
· Виконання перерахованих процедур на кожній свердловині всієї групи свердловин;
· Виконання камеральної обробки з використанням програмно-математичного забезпечення инклинометра і побудова кінцевого продукту зйомки - креслень перерізів групи свердловин за заданими глибин.
Основні технічні дані:
· Інклінометр працездатний:
1) у діапазоні температур навколишнього середовища від - 20 до +40 ° С;
2) при вібрації в діапазоні частот від 10 до 55 Гц з амплітудою - лютого 1910 м/с2;
3) при багаторазових ударах з прискоренням 20 м / с і тривалістю ударного імпульсу 2 мс;
4) у обводнених свердловинах з глибиною водяного стовпа до 50 м
· Інклінометр забезпечує зйомку вертикальних свердловин, обсаджених сталевими трубами з наступними параметрами:
1) внутрішній діаметр труб - 76 - 102 мм;
2) глибина свердловини - 100 м;
3) діапазон зенітних кутів свердловини - ± 8 °.
· Похибка визначення глибини - ± 0,3 м;
· Діапазон вимірювання планових координат X, Y - ± 2 м;
· Випадкова складова похибки визначення планових координат X, Y, - 50/100 мм / м;
· Габаритні розміри свердловинного приладу:
1) діаметр - 68 мм;
2) довжина - 1270 мм;
3) маса свердловинного приладу - 10 кг.

3.3.2 Инклинометр для планового контролю

Вітчизняні електромеханічні компасні инклинометра
Оперативний контроль викривлення свердловин при відсутності спеціальних автономних інклінометрії повинен виконуватися кабельними геофізичними инклинометра.
Для вимірювання свердловин в діамагнітних середовищах найбільш поширені такі вітчизняні електромеханічні компасні инклинометра: МІ-30, СВІТ-36, КІТ-60, КІТА-74 та ін Характеристики наведених вище інклінометрії наведено в табл. 8.

Таблиця 8
Технічна характеристика вітчизняних каротажних інклінометрії
Тип инклинометра
Зенітний кут
Азимут
Діаметр свердловинного приладу, мм
Температура max, ° C
Тиск, max, МПа
Діапазон, градус
Похибка, хв
Діапазон, градус
Похибка, градус
КІТ
0 - 50
± 30
0 - 360
± 4
60
120
60
КІТА
0 - 50
± 30
0 - 360
± 4
74
120
120
ІМ-1
0 - 75
± 20
0 - 360
± 2
73
180
150
ІН1-721
3 - 100
24
0 - 360
± 2
73
120
60
МІ-30
0 - 50
± 30
0 - 360
± 5
30
130
80
СВІТ-36
0 - 45
± 30
0 - 360
± 4
36
80
20
«Зеніт-40У»
2 - 70
± 30
0 - 360
-
40
ІММ-32-125/70
0 - 90
± 12
0 - 360
± 0,5
32
125
70
ІГІ-42-120/70
0 - 90
± 15
0 - 360
± 1
42
120
70
Примітки.
1. Похибка вимірювання азимута дана для зенітних кутів, що перевищують 3 °.
2. Инклинометра ІН1-721 і «Зеніт-40У» забезпечують безперервну реєстрацію кутів.
Феромагнітний ІММ-32-125/70 і гіроскопічний инклинометра ІГІ-42-120/70
В ДП «Момент» (С.-Петербург) розроблена більш сучасна і досконала конструкція кабельного феромагнітного инклинометра діаметром 32 мм з поверхневим приладом типу ПЕОМ, а також спільно з ВІТРО принципово нова конструкція малогабаритного гіроскопічного инклинометра діаметром 42 мм для феромагнітних середовищ зі сферичним гіроскопом- акселерометром з електромагнітним підвісом ротора [5].
Конструктивно чутливий елемент ЧЕ являє собою ротор, розміщений в сферичної порожнини, створюваної торцями оточуючих ротор полюсів восьми електромагнітів (рис. 11) [5].
Рис. 11. Конструкція чутливого елемента у формі кульового гіроскопа-акселерометра з електромагнітним підвісом ротора гіроінклінометра ІГІ-42-120/70.
1 - датчик моменту, 2, 5 - статор підвісу; 3 - ротор; 4 - статор двигуна; 6 - корпус; 7 - датчик кута
Магнітопроводи електромагнітів об'єднані в два кільцевих феритових статора 2, 5. Аксиально отвору ротора з обох сторін розміщені два ідентичних четирехзубцових електромагнітних статора 1, 7, виконують функції датчика моменту, прикладеного до ротора, і датчика кута.
В екваторіальній площині ротора розташований статор двигуна 4, що забезпечує обертання ротора на принципі асинхронної електромашини. Ці вузли розташовані в циліндричній вакуумплотной камері 6, необхідне розрідження в якій забезпечується магніторазрядним газопоглотителем. Підводка харчування та зв'язок гіроскопа з наземним приладом - ПЕОМ здійснюється через гермовводи, розташовані в торцевих кришках чутливого елемента. Технічні характеристики вказаних феромагнітного ІММ-32-125/70 і гіроскопічного інклінометрії ІГІ-42-120/70 дані в табл. 8.
Зарубіжні автономні инклинометра
У зарубіжній практиці автономні инклинометра застосовуються найбільш широко і представлені різноманітними варіантами конструкцій. Залежно від застосовуваних чутливих елементів ЧЕ - датчиків вимірювання кутів вони поділяються на три групи: індикатори зенітних кутів, инклинометра з магнітними ЧЕ і з гіроскопічними ЧЕ, а виготовляються, як правило, з великим числом датчиків у комплекті з підрозділом їх на вузькі піддіапазони вимірювання зенітних кутів ЗУ, нерідко в 2 - 6 ° і 10 - 20 °.
За методом реєстрації свідчень вони поділяються на прилади [5]:
· З механічною реєстрацією шляхом перфорації паперового або фольгированного диска (одна точка ЗУ), на електрохімічної папері,
· Фото-і кінорегістрація, іноді магнітний носій.
Найбільш досконалі з них, наприклад фірми «Фрідріх Лейтерт», забезпечують вимірювання зенітного кута в діапазонах 0 - 10 °, 0 - 20 ° і 17 - 130 ° з похибкою його вимірювання відповідно ± 0,1 °, ± 0,25 °, ± 0,5 ° і азимута, що дорівнює ± 1 °, іноді менше.
Технічні характеристики деяких зарубіжних автономних інклінометрії наведено в табл. 9 [5].
Таблиця 9
Технічна характеристика деяких зарубіжних автономних інклінометрії
Фірма (країна)
Назва приладу
Вимірюваний параметр
Тип датчика азимута
Метод реєстрації
Діапазон вимірювання ЗУ, градус
Зовнішній діаметр, мм
«Істмен уіпсток» (США)
«Дріфт індикатор»
ЗУ
-
П
0,3 - 0,6 - 12,
0 - 30
41, 35, 32
«Сингл шот», R і Е
ЗУ, А
М
Ф
0 - 10,20; 15 - 90,
15 - 120
45, 35
«Магнетик малтірл шот»
ЗУ, А
М
До
0 - 5, 0 - 10,
0 - 17,0 - 90
45, 35
«Гіроскоп-інкмалтіпл шот»
ЗУ, А
Г
До
0 - 12, 0 - 24,
0 - 34,0 - 70
76, 51
«Фрідріх Лейтерт» (Німеччина)
НСТ
ЗУ, А
м
п
0 - 12, 9 - 21,
18 - 30
42
НПЕ, НПР
ЗУ, А
м
Ф, К
0 - 10, 0 - 20,
17 - 130
45
Нге, НГР
ЗУ, А
г
Ф, К
0 - 12, 0 - 20,
0 - 34,0 - 90
76, 51
«Кастер» (США)
«Сингл шот» «Малтішот»
ЗУ, А
ЗУ, А
М
М
Г
Ф
До
До
0 - 3,0 - 20,0 - 80,
0 - 20,0 - 70,0 - 80,
0 -10,0 - 30
32
45
89, 76, 54
«Магнетик сингл шот» А і В
ЗУ, А
М
Ф, К
0 - 2,0 - 6,0 - 20,
0 - 120
32 - 89
«Шуруел»
ЗУ, А
Г
До
0 - 6,0 - 20,0 -70,
0 - 90
45, 76
«Сингл шот» S ​​- S
ЗУ, А
Г
Ф
45
«Тотк» (США)
«Дабл рекордер»
ЗУ, А
М
П
0 - 3,0 - 8,0 - 16,
0 - 90
48, 41
0 - 24,0 - 90
33
«Дірекшнл
дабл ... »
ЗУ, А
М
П
0 - 12,9 - 21,
18 - 30
41
«Ліао Нінг дай-Монд фактору ...» (Китай)
XJL
XDC
XJD
XLD-45
ЗУ, А
ЗУ, А
ЗУ
ЗУ, А
М
М
-
М
в
в
в
в
0 - 50
0 - 6
0 - 90
0 - 90
33,5, 42
42
42
45

Примітка: ЗУ - зенітний кут; А - азимут; М - магнітний датчик; Г - гіроскопічний датчик; П - перфорація; В - візуальний відлік, Ф - фотореєстрації; К - кінорегістрація. Широкий вибір датчиків забезпечує велику зручність, більш високу точність вимірювань кутів у вузьких діапазонах, значну оперативність вимірів і збереження вимірювань по свердловині на паперових або фотоносіїв для контролю.

4. Вибір засобів і опис технології боротьби з природним викривленням

Жорсткі компонування
Одинарні жорсткі компонування
У практиці робіт для зниження інтенсивності викривлення найчастіше використовують подовжені колонкові труби з потовщеною стінкою.
Практично, дуже часто для зниження інтенсивності викривлення використовуються труби, забезпечені різного роду центратором.
Компонування, (рис. 12) включають до складу зовнішньої труби колонкового набору алмазні розширювачі, що дозволяє їм ефективно працювати в переміжних за твердістю породах. Між нижнім і середнім блоками розширювачів-центраторів введена профільована, зазвичай, семігранная труба. Використання компонувань в породах VIII - IX категорій, частково X категорії, дозволяє знижувати інтенсивність викривлення свердловин в 2 - 8 разів.
Подвійні жорсткі компонування
Подвійні жорсткі компонування застосовуються в основному при бескерновом бурінні, що пояснюється особливостями їх конструкції.
За даними Мельничука І. П. найменша інтенсивність природного викривлення була забезпечена компонуванням наступної конструкції (рис. 13). Товстостінна труба 3, виконана з ніпельної заготовки діаметром 57 мм з товщиною стінки 6,0 мм, за допомогою стрічкової різьби з'єднується з перехідником 5 діаметром 73 мм, який має також внутрішню різьбу для з'єднання з шарошечним долотом. Внутрішня труба 3 поміщається в зовнішню трубу-кожух, виконану з ніпельної заготовки діаметром 73 мм з товщиною стінки 6,5 мм. У цьому випадку радіальний зазор 4 між зовнішньої та внутрішньої трубами складає 1,5 мм. Цього достатньо для проходження внутрішньої труби в зовнішню навіть при деякій їх еліптичності. Зазор між трубами заповнюється графітовим мастилом, мастилом КАВС або солідолом.
Перехідники 1, 5 армуються твердосплавними вставками 6, виступаючими над тілом перехідника на 0,5 - 1,0 мм, що служать для калібрування ствола свердловини і запобігання перехідника від зносу.

Рис. 12. Жорстка компонування Рис.13. Подвійна труба-стабілізатор ПГО «Востокгазгеологія»
При даній конструкції низу бурильної колони крутний момент і осьове навантаження на долото передаються тільки через внутрішню трубу. Зовнішня ж труба-кожух не піддається ні осьовим навантаженням, ні скручивающие зусилля, виконуючи роль центратора низу колони і стабілізатора напрямку стовбура свердловини, а також граючи роль гасителя поперечних вібрацій снаряда, що позитивно позначається на ресурсі долота.
Використання подвійних труб-стабілізаторів дозволяє знижувати інтенсивність природного викривлення в 3 - 4 рази.
Подвійні напружені компонування
Типова конструкція компонування наведена на рис. 14. Перед бурінням при складанні колонкового набору проводиться попереднє напруга зовнішньої труби за рахунок енергії стиснутої внутрішньої труби. Внутрішня труба сприймає дуже велику осьове навантаження стиснення, а оскільки вона встановлена ​​в зовнішню трубу без зазору, не згинається і не втрачає стійкості, то критичне навантаження для неї буде визначатися тільки зусиллям зминання матеріалу труб. Практично, компонування напружуються при осьовому зусиллі 40 - 50 кН.
Попередньо напружені компонування дозволяють знизити інтенсивність викривлення у 2 - 3 рази при бурінні в найнесприятливіших, з позицій природного викривлення, умовах.

Рис.14. Подвійна напружена Рис.15. Подвійна жорстка шарнірна компонування компонування
Подвійна жорстка шарнірна компонування
У Томському політехнічному інституті розроблено принципово нову конструкцію компонування, призначеної для попередження викривлення свердловин.
Снаряд (рис. 15) має подовжений центратор, що складається з верхнього 13 і нижнього 12 розширювачів-перехідників, з'єднаних відрізком труби 1. У нижньому розширнику-перехіднику знаходиться ексцентрична втулка 10 з фіксатором повороту 4. Для запобігання витоку промивної рідини в нижньому розширнику-перехіднику встановлено гумовий патрубок 3, закріплений за допомогою втулки 2 і гайки 11. Розширювач-перехідник 12 через трубу 9 жорстко пов'язаний з корпусом двухплечевого шарніра 8. Верхнє плече шарніра входить у внутрішнє отвір ексцентрично розташованої втулки, а нижнє плече з'єднане через перехідник 5 із колонкової трубою 6. До ні жней частини колонкової труби приєднаний породоразрушающий інструмент 7, що має посилене бічне армування.
Завдяки наявності ексцентричної втулки можна отримати в привибійній зоні фрезерованому зусилля до 10 кН, чинне перпендикулярно стінці свердловини в напрямку, протилежному природному викривлення. Це дозволяє знижувати інтенсивність природного викривлення у 2 - 4 рази.
Жорсткі компонування з ексцентричною масою
При використанні компонувань з ексцентричною масою необхідно враховувати кілька підходів до теорії роботи снарядів цієї групи.
Вперше дебалансного снаряд був розроблений у Томському політехнічному університеті (ДС-1-ТДВ).
При обертанні дебалансного снаряда навколо деякої осі (рис. 16) відцентрова сила має або різне спрямування з гравітаційною силою (рис. 16, а), або однакове з нею напрямок (мал. 16, б). Таким чином, сумарні дезорієнтують сили, що діють на висячу і на лежачу стінку свердловини, не рівні між собою, причому друга з них більше. Оскільки свердловини здебільшого виполажіваются, то застосування дебалансного снаряда призводить до зменшення інтенсивності цього процесу і до стабілізації свердловини.
Механізм роботи компонувань зі зміщеним центром ваги передбачає регулювання відцентрової сили або її повне усунення незалежного від частоти обертання і забезпечення виду руху, зменшує викривлення свердловин.

Рис. 16. Схема роботи Рис. 17. Характер обертання компонування
дебалансного снаряда: (за Страбикіну І.М., нескромних В.В.):
а - дебаланс у висячої стінки а-симетрична компонування;
свердловини; б - дебаланс у б-ексцентрична компоновка.
лежачої стінки свердловини.
Жорсткі компонування зі змінним моментом інерції поперечного перерізу
У КазІМСе були розроблені і досліджені компонування для алмазного буріння, що мають різні значення осьового моменту інерції відносно головних осей (рис. 18).

Рис. 18. Поперечні перерізи компонувань зі змінним моментом інерції перерізу з різних осях:
а - циліндрична компоновка з двома паралельними плоскими поверхнями;
б - овальна компоновка.
Використання на низці родовищ колонкових наборів із овальним поперечним перерізом показало можливість зниження інтенсивності викривлення в 1,5 - 2 рази в порівнянні зі стандартними наборами з круглих колонкових труб.
Коронки неправильної форми
Базовані коронки
Базовані коронки (мал. 19) призначені для зниження інтенсивності викривлення свердловини.
Коронка складається з корпусу 1 до якого приєднана метало-керамічна матриця 2, що містить природні або штучні об'ємні 3 та підрізні 7,8 алмази. Зовнішня частина торця матриці нахилена під кутом γ до поперечної осі. У похилій частині торця матриці обраний паз 4 (на рис. 15 горизонтальна проекція паза показана пунктиром). У бічну поверхню матриці вмонтовані базові напрямні 5,6. Базові напрямні рознесені на кут β. Зовнішня поверхня матриці коронки, укладеної між сторонами кута β, підрізними алмазами не армовані.

Рис. 19. Схема базованої коронки
При появі деякої сторонньої поперечної сили, викликаної відомими геолого-технічними причинами, величина і напрям рівнодіючої всіх поперечних сил змінюється, але не виходить за межі сектора, обмеженого базовими напрямними, що виключає можливість притиснення матриці її збройної частиною до стінки свердловини і різко знижує інтенсивність відведення свердловини від первісного напрямку.
Базована коронка захищена авторським свідоцтвом (автор Кривошеєв В.В.).
Коронки з еліптичним торцем
Одним з перспективних напрямів створення технічних засобів для зниження інтенсивності природного викривлення свердловин є розробка нових типів ПРИ.
Зниження необхідних осьових навантажень на коронку без зменшення питомих осьових навантажень може досягатися шляхом розробки оригінальних конструкцій матриці (схема розміщення та крупність алмазів, склад матриці) або шляхом скорочення площі торця коронки.

Рис. 20. Схема роботи коронки з еліптичним торцем
Особливістю коронки, пропонованої для зниження інтенсивності викривлення, є наявність елліпсной кільцевої форми робочої частини (рис. 20), причому більша вісь еліпса по зовнішньому контуру дорівнює діаметру формованого стовбура свердловини, а мала вісь по внутрішньому - діаметру керна. Елліпсная форма торцевої частини дозволяє створити коронки з скільки бажаною малою площею торця без зміни конструкції колонкового набору, оскільки при цьому формуються стовбур свердловини і керн, що мають стандартний діаметр.
Коронки з незамкнутим торцем матриці
У Іркутськом політехнічному інституті розроблено теорію зниження інтенсивності викривлення з використанням алмазних коронок з незамкнутим кінцем матриці (рис. 21).

Рис.21. Схема алмазної коронки з незамкнутим кінцем.
Ідея використання подібної коронки полягає в наступному. Розбіжність центру ваги торця матриці з точкою докладання осьового зусилля приводить до появи згинального моменту, постійно діючого по лінії АВ незалежно від виду руху коронки і прагне орієнтувати слід площині вигину колонкового набору по цій лінії.

5. Вибір засобів і опис технології розвитку викривлення

Гнучкі комплекси
Шарнірні компонування дозволяють регулювати інтенсивність природного викривлення свердловин в ізотропних породах. Для виполажіванія свердловин використовуються одношарнірние компонування (рис. 24) характеризуються тим, що діаметр колонкової труби на один стандарт менше діаметра ПРИ, що має потовщену матрицю (12А3, 13І3). Як ПРИ при бурінні свердловин шарнірними компонування можуть використовуватися алмазні і шарошечні долота.
За рахунок ваги бурильних труб шарнір притискається до лежачої стінці свердловини, і між осями компонування і свердловини з'являється кут перекосу, орієнтований на виположування. Розрізняються дві конструкції одношарнірних компонувань - з опорою на коронку і проміжною опорою.
Двошарнірна компонування (рис. 25) застосовуються для зменшення зенітного кута свердловини. Однак зниження зенітного кута (Δθ) не повинно перевищувати величини, яка визначається з виразу (19)
, (19)
де D - діаметр свердловини; d - діаметр БТ; l - довжина колонкової труби; l до - довжина коромисла; L - довжина інтервалу викривлення; f - кут перекосу коромисла (f = 5 - 7 град).
При недотриманні цієї умови може початися виположування свердловини (рис. 26) за рахунок переміщення верхньої петлі від лежачої до висячої стінку свердловини.
При дослідженні роботи шарнірних компонувань з'ясувалося, що компонування обертається не тільки навколо своєї осі, але і навколо осі свердловини, накочуючись на стінку. Таким чином, при правому обертанні снаряда має місце ліва прецесія снаряда (рис. 27).
Інтенсивність викривлення свердловин компонування в ряді випадків досягає 1 - 1,5 град / м, в середньому ж знаходиться на рівні 0,2 - 0,3 град / м.
Основним елементом шарнірних компонувань є бурової шарнір, що забезпечує передачу крутного моменту й осьової навантаження від одного до іншого несооснорасположенному елементу бурильної колони.

Рис.24. Одношарнірная компоновка. Ріс.25.Двухшарнірная компонування

Ріс.26.Виполажіваніе свердловин Ріс.27.Обратная прецесія
двошарнірної компонуванням. бурового снаряда
Шарнір ШБЗ-6 (рис. 28) складається з корпусу 1, осі 2 і чотирьох спеціальних пальців 3, які входять у відповідні гнізда осі і вікна корпусу. П'ята 5, притискається пружиною 6 до сферичної поверхні осі, призначена для зменшення витоків промивної рідини. Пальці від випадання утримуються втулкою 4. З колоною БТ шарнір з'єднується перехідником 7. Діаметр шарнірів від 44 до 73 мм.

Рис.28. Шарнір ШБЗ-6:
1-корпус, 2-ось; 3-палець; 4-втулка; 5-п'ята; 6-пружина; 7-перехожнік.
Коронки правильної форми
Конусні коронки спеціальної геометрії
Коронки спеціальної геометрії, запропоновані Боярко Ю.Л., призначені для просторового викривлення свердловин в анізотропних породах. Орієнтація снаряда при їх застосуванні не потрібно, однак попередньо необхідно визначити величину і напрям вектора анізотропії порід. У процесі викривлення проводиться відбір керна, що є головною перевагою коронок даного типу.
Якщо робочу поверхню коронки зробити конусної так, щоб робочі поверхні ріжучих елементів утворили конус (внутрішній або зовнішній), тоді при перетині анізотропних гірських порід під гострим кутом до осі снаряда буде відбуватися нерівномірне руйнування порід забою (рис. 29).

Рис.29. Схема штучного викривлення свердловин коронками спеціальної геометрії
Балансувати коронки
Для управління викривленням свердловин в ТДВ розроблені балансували коронки (автори Кривошеєв В.В., Нейштетер І.А., Сулакшин С.С., Дельва В.О.).
Характер викривлення і напрям викривлення залежать від співвідношення сил, які формуються на бічних поверхнях матриці коронки, які є результатом розкладання деякої дезорієнтуючі сили N, яка, у свою чергу, є продуктом дії геолого-технічних факторів, які відхиляють свердловину від первісного напрямку. Співвідношення сил залежить від кількості підрізних алмазів на бічних поверхнях матриці, тому з'являється можливість керування викривленням, збільшуючи або зменшуючи співвідношення підрізних алмазів на бічних поверхнях коронок, і забезпечуючи тим самим ліве або праве відхилення свердловини від первісного напрямку природного викривлення. Важливе значення тут відіграє і фрезерованому здатність підрізних алмазів. Безумовно, зокрема, що найбільш ефективно фрезерують стінку свердловини гострі алмази ізометричний форми. Таким чином, ефект викривлення свердловини в потрібному напрямку може бути посилений за рахунок установки на відповідних поверхнях алмазів різної форми (подрібнених або овалізованних).

6. Вибір технічних засобів і опис технології штучного викривлення свердловини

Виходячи з фактичної геологічної вибираємо такі кошти для штучного викривлення свердловини при її внепроектном відхиленні від заданої траси:
· Відхиляє снаряд типу СО-73/46 конструкції ВІТРО;
· Орієнтатор "Курс";
· Розширювач ступінчастий типу РС-59/76;
· Фрезер разбурнік;
· Шарнірна компоновка - ШК-73.
Відхилювача СО-73/46 (конструкції ВІТРО)
Схема відхиляє снаряда СО-73/46 показана на малюнку 24.
Цільно металевий клин 1, з'єднаний з корпусом відхилювача 3, зрізують заклепками 2, і шпонкою-обмежувачем забезпечує клину, після зрізування заклепок вільне переміщення уздовж осі на довжину шпоночно паза.
Отбурочний снаряд, що відрізняється по діаметру на 2 стандартних розміру від діаметру корпусу клина, складається зі стандартної алмазної або твердосплавної коронки 11 (в моєму випадку алмазна коронка типу ВІЗ) і короткою колонкової труби 10. Через втулку 4, муфту 9 і гайку 8 колонкова труба з'єднується з бурильної трубою 7. Муфта 9 кріпитися в корпусі відхилювача зрізують гвинтами 5.

Рис. 30. Відхилювача СО-73/46 (конструкції ВІТРО)
Відхилювача перед постановкою на забій попередньо орієнтують. Після цього під дією осьового зусилля, створюваного гідравлічною системою подачі бурового верстата, зрізаються заклепки 2. Корпус 3 зміщується вниз і розклинюється між жолобом клина і стінкою свердловини. Збільшуючи осьове навантаження, зрізають гвинт 5. При цьому звільняється муфта 9. Ударом конусної гайки 8 по втулці 6 досягають повного розклинення снаряда в свердловині. Надалі при обертанні колони бурильних труб чайка 8 відгвинчується від муфти 9.
Після цього приступають до буріння свердловини пілот малого діаметра звільненим відбірковим снарядом. Після буріння пілот свердловини (0,8 - 1,2 м ) Отбурочний снаряд разом з корпусом відхилювача витягують із свердловини на бурильних трубах.
Технічна характеристика СО-73/46.
· Діаметр, мм:
корпусу снаряда 73;
алмазної коронки 46;
· Кут нахилу корпусу клина, град 3;
· Довжина жолоба клину, мм 765;
· Радіус жолоби клину, мм 28,5;
· Діаметр снаряда в зборі 6170;
· Маса, кг 50;
· Приєднувальна різьблення до колони бурильних труб - внутрішня замкова діаметром 42 мм.
· Величина викривлення свердловини за цикл становить 1,0 - 1,5 град.
Оріетатор "Курс"
Принцип діючи свердловинного датчика заснований на перетворенні кутового переміщення щітки, нерухомо встановленої в корпусі оріетатора, в омічному опорі реостата, фіксоване що встановлюється за допомогою вантажу щодо апсідальной площині свердловини. Реостат, що має ексцентрично розташований вантаж, закріплений на осі обертається вагатових підшипників.
Під дією вантажу в похилій свердловині реостат встановлюється так, що початок його обмотки, поєднується з апсідальной площиною. Реостат входить в ексцентричну схему приладу і є одним з чотирьох плечей мосту Веетона. Три інших плеча моста перебувати в наземному пульті управління. На рис. 31 наведена кінематична схема свердловинного приладу. Він складається з несучої осі 12, на якій жорстко закріплений великий вантаж 13, на неї ж надітий корпус реостата 9 з малим вантажем 8. Корпус реостата на несучій осі підтримується пружиною. Усередині отвір, під несучої віссю в корпусі реостата знаходиться шпонка, а вздовж осі шпонковий розріз, тому корпус реостата може переміщатися уздовж осі без обертання. Під реостатом нерухомо щодо гільзи приладу в щіткотримач 11 встановлена ​​підпружинена щітка 10.
Як орієнтир використовується електромагніт 2, сердечник 3 якого за допомогою поворотної пружини 4 і шпонок 5 фіксує положення реостата.
Технічна характеристика "Курс"
· Межа допустімочті погркшнсті кутів при зенітних кутах, градус:
<3 - 5 ± 10
> 5 ± (7-5)
· Діапазон зенітних кутів, при яких прилад може працювати, градус
3 - 60
· Розмір скважінінного датчика, мм
зовнішній діаметр 18
довжина £ 1500.
Східчастий розширювач типу РС-59/76
Розширювач ступінчастий (РС) конструкції ВІРТ (рис. 32) являє собою компонування, що складається з направляючої труби 1, двох подкоронніков 2,3, сполучної муфти 4 і перехідника 5. Подкороннікі служать для приєднання до муфти коронок діаметром 59 і 76 мм . Направляюча для того, щоб розширювач розташовувався співвісно з пілот свердловиною і не йшов у бік.
Фрезер-разбурнік
Фрезер-разбурнік призначений для опрацювання викривлених ділянок свердловини після їх відхилення з метою створення нормальних умов роботи бурового снаряда і колони бурильних труб.
Фрезер-разбурнік з центрирующей муфтою (рис.33) складається з ПРИ 1, перехідника 2, бурильних труб 3, алмазного фрезера 4, подкоронніка 5 і муфти центратора 6.
Шарнірна компонування
Шарнірна компонування ШК-57 (рис. 34) необхідна для запобігання зрізання вигину ствола, отриманого за допомогою знімного відхилювача і збільшення набору кривизни. Діаметр колонкової труби 75 мм , А її довжина 1200 мм .
Послідовність операцій циклу штучного викривлення:
1) інклінометрії привибійної зони;
2) чистка свердловини долотом від виступів керна;
3) орієнтація відхилювача на поверхні;
4) спуск відхилювача в свердловину і вивішування його над забоєм;
5) інтенсивна промивка забою свердловини;
6) орієнтація відхилювача;
7) постановка відхилювача на забій;
8) розкріплення відхилювача;
9) викручування отбурочного снаряда з страхувальної гайки;
10) буріння пілот свердловини
11) постановка на забій отбурочного снаряда;
12) зрив керна;
13) витяг відхилювача зі свердловини;
14) перевірка правильності буріння пілот свердловини;
15) подовження та розширення пілот свердловини до номінального діаметра;
16) фрезерування уступу;
17) буріння свердловини шарнірної компонуванням укороченим рейсом до тих пір, поки не увійде стандартна колонкова труба;
18) інклінометрії викривлення стовбура свердловини.

7. Розрахунок кута установки відхилювача

Для розрахунку установки відхилювача будується векторна діаграма, показана на рис. 35.
Від довільно обраного напрямку на північ відкладається за годинниковою стрілкою азимут свердловини в точці початку викривлення . За цим напрямком в масштабі відкладається величина зенітного кута свердловини в точці початку викривлення .
Аналогічним чином відкладаються величини азимутального к) та зенітного к) кутів, які свердловина повинна мати по закінченню штучного викривлення. Закінчення векторів θ н і θ до з'єднуються прямий АВ.

Рис. 35. Векторна діаграма визначення кута установки відхилювача
Кутом установки відхилювача ψ є кут між продовженням вектора θ н і прямої АВ. Довжина прямої АВ у тому ж лінійному масштабі, що і θ н, θ до дає кут повного просторового викривлення свердловини φ, необхідного для отримання по закінченню викривлення зенітного кута і азимута, рівних відповідно θ до і α к.
Для визначення θ до і α до скористаємося формулами (6) і (12):
, ;
Глибина l дорівнює глибині, на якій необхідне коректування траси. Отже:
l = 670 м; °; °.
θ до - θ н = Δθ, (20)
α до - α н = Δα, (21)
де Δθ і Δα необхідні величини відхилення і напрями коригування зенітного кута і азимута відповідно.
Δθ = + 6 °; Δα = +25 °.
θ н = θ до - Δθ = 21,43 - 6 = 15,43 °;
α н = α до - Δα = 31,12 - 25 = 6,12 °;
°; °.
Кількість циклів штучного викривлення (m) відхилювача дискретної дії або довжини рейсу (l р) відхилювача безперервної дії розраховується за формулою (22):
, (22)
де δ - величина викривлення свердловини за один цикл для відхилювача дискретної дії, δ = 1,5.

7. Спецпитання

Аварії та ускладнення при направленому бурінні свердловин
Аварією називається непередбачене припинення поглиблення свердловини, викликане порушенням стану бурової свердловини або знаходиться в ній бурового інструменту. При цьому відмітною ознакою аварії зазвичай є наявність залишених у свердловині деталей бурового снаряда чи інструменту, для отримання яких необхідні спеціальні роботи.
Ускладненням називається утруднення поглиблення свердловини, викликане порушенням стану бурової свердловини.
При направленому бурінні свердловин, що відрізняються від звичайних наявністю інтервалів з різною інтенсивністю викривлення, розташованих на різних ділянках траси, виникають аварії та ускладнення, які пов'язані з процесом штучного викривлення і його наслідками, що вимагає спеціальних методів щодо їх усунення.
Аварії та ускладнення при направленому бурінні можна розділити на два види:
а) аварії та ускладнення при штучному викривленні;
б) аварії та ускладнення після викривлення.
Враховуючи явно виражену зв'язок аварійності бурильних труб з характеристикою кривизни свердловин, отриманої в результаті застосування відхиляє техніки, представляється доцільним спільно розглянути ці питання.
Аварії
Аварії, що виникають при бурінні, можна розділити на чотири групи:
· Аварії з долотами (відгвинчування долота при спуску інструмента внаслідок недостатнього його закріплення, злам долота в результаті перевантаження і т.д.);
· Аварії з бурильними трубами і замками (злам труби по тілу; зрив різьби труб, замків і Перевідники і т.д.);
· Аварії з забійними двигунами (відгвинчування; злам валу або корпусу і т.д.);
· Аварії з обсадними колонами (їх зминання; руйнування різьбових з'єднань; падіння окремих секцій труб у свердловину і т.д.).
Для ліквідації аварій застосовують спеціальні ловильні інструменти (рис. 36): шліпс, дзвін, мітчик, магнітний фрезер, павук і інші. Проте краще всього запобігати аварії, суворо дотримуючись правил експлуатації обладнання, своєчасно здійснюючи його дефектоскопію, профілактику і заміну.
Ускладнення
Обвали порід виникають внаслідок їх нестійкості (тріщинуватості, схильності розбухати під впливом води). Характерними ознаками обвалів є:
1. значне підвищення тиску на викиді бурових насосів;
2. різке підвищення в'язкості промивної рідини;
3. винос нею великої кількості уламків обвалених порід і т.п.
Поглинання промивної рідини - явище, при якому рідина, що закачується в свердловину, частково або повністю поглинається шаром. Зазвичай це відбувається при проходженні пластів з великою пористістю і проникністю, коли пластовий тиск виявляється менше тиску стовпа промивальної рідини в свердловині.
Інтенсивність поглинання може бути від слабкої до катастрофічної, коли вихід рідини на поверхню повністю припиняється.
Для попередження поглинання застосовують такі методи:
1. промивка полегшеними рідинами;
2. ліквідація поглинання закупоркою каналів, поглинаючих рідина (за рахунок добавок у неї інертних наповнювачів - азбесту, слюди, рисового лушпиння, меленого торфу, тирси, целофану; заливки які швидко сумішей і т.д.);
3. підвищення структурно-механічних властивостей промивної рідини (добавкою рідкого скла, кухонної солі, вапна і т.п.).
Газо -, нафто-і водопроявів мають місце при проведенні свердловин через пласти з відносно високим тиском, що перевищує тиск промивальної рідини. Під дією напору води відбувається її перелив або фонтанування, а під дією напору нафти або газу - безперервне фонтанування або періодичні викиди.
До заходів, що дозволяє уникнути газо-, нафто-і водопроявів, відносяться:
1. правильний вибір щільності промивної рідини;
2. запобігання зниження її рівня при підйомі колони бурильних труб і при поглинанні рідини.
Прихвати бурильного інструменту виникають з наступних причин:
1. освіта на стінках свердловини товстої і липкою кірки, до якої прилипає бурильний інструмент, що знаходиться без руху;
2. заклинювання бурильного інструменту в звужених частинах стовбура або при різких викривленнях свердловини, при обвалах нестійких порід, при осадженні разбуренной породи в разі припинення циркуляції.
Ліквідація прихватів - складна і трудомістка операція. Тому необхідно вживати всіх можливих заходів, щоб їх уникнути.
Причини аварій
Технічні причини аварій
1. Незадовільна якість вихідного матеріалу (механічна міцність, пружність, твердість, морозостійкість, коррозієстійкості і т. д.), з якого виготовлені бурові установки, технологічний, допоміжний і спеціальний інструмент, контрольно-вимірювальні та реєструючі прилади, технічні засоби для гідрогеологічних та геофізичних досліджень у свердловинах.
2. Застосування зношених технічних засобів з прихованими конструктивними недоліками або виготовлених (відремонтованих) з порушенням.
3. Втома металу, що виникає в процесі експлуатації під дією різних навантажень, мінливих за величиною і напрямком.
4. Використання технічних засобів, які не відповідають у повній мірі своєму призначенню.
5. Низькі ергономічні показники застосовуваних технічних засобів, особливо щодо оптимального розподілу функцій між людиною і машиною, відповідності системи управління та контролю психофізичним можливостям людини, раціонального конструктивного рішення робочого місця.
Технологічні причини аварій
1. Неправильний вибір і порушення раціональних параметрів режиму буріння (осьове навантаження, частота обертання, витрата промивальної рідини) і параметрів процесу буріння, включаючи механічну швидкість, крутний момент, навантаження при підйомі інструменту, тиск промивальної рідини.
2. Необгрунтована вибір виду промивної рідини, застосування якої не забезпечує виконання гідродинамічних (винесення продуктів руйнування з свердловини на поверхню, розмив породи на вибої свердловини) і гідростатичних (запобігання проникнення в стовбур води з пластів, утворюють стінки свердловини; збереження стінок свердловини, складених нестійкими породами, і т. п.) функцій, функцій коркообразованія і деяких інших.
3. Невідповідність параметрів глинистого або, іншого розчину умовам буріння свердловини, викликане неякісним приготуванням, несвоєчасної заміною і недосконалою системою його очищення від шламу.
4. Використання тампонажних сумішей та цементних розчинів низької якості, особливо в умовах порушення цілісності стінок свердловини.
5. Неправильний вибір області застосування антивібраційних коштів, недостатній облік геологічних та гідрогеологічних умов, включаючи геолого-структурні і механічні властивості гірських порід, ступінь мінералізації підземних вод, характер виливу рідини з свердловин, діаметр буріння та ін
6. Погана підготовка свердловини до геофізичних і гідрогеологічним дослідженням - неякісна опрацювання стовбура долотом або коронкою номінального діаметра на всьому неукріпленої інтервалі з метою ліквідації уступів, різких переходів від одного діаметра до іншого, місць звуження і пробок; не забезпечення однорідності розчину по всьому стовбуру свердловини і ін
Організаційні причини аварій
1. Несвоєчасне проведення профілактичних заходів щодо попередження аварій і простоїв, які можуть призвести до створення аварійної ситуації на свердловині, нечітке виконання членами бурової бригади своїх обов'язків.
2. Нечітка розробка і здійснення заходів щодо попередження та подолання геологічних ускладнень, призводить до припинення поглиблення свердловини.
3. Відсутність на буровій необхідних запасів технологічного, допоміжного, аварійного та спеціального бурового інструменту, матеріалів, ПШ, запасних частин для термінового ремонту обладнання, особливо в нічних змінах у відповідності до встановлених норм.
4. Нерегулярне проведення планово-попереджувального ремонту, включаючи щозмінні огляди та планові ремонти, що проводяться бурової бригадою.
5. Порушення в оформленні технічної документації (буровому журналі, буровому рапорті, журналі з техніки безпеки, журналі профілактичних ремонтів і оглядів обладнання тощо), які спотворюють об'єктивне висвітлення геолого-технічної та організаційної обстановки на буровій вишці.
6. Раптове припинення подачі електричної енергії без попередження бурової зміни, диспетчерської служби або керівництва партії (експедиції), що не дозволило своєчасно вжити заходів до вилучення технологічного інструменту або вимірювального приладу зі свердловини.
7. Відсутність радіотелефонного зв'язку з буровою, незабезпечення технічного нагляду в нічних змінах, особливо на віддалених об'єктах і при бурінні свердловин у складних умовах.
8. Порушення існуючих норм і правил попередження аварій, особливо при бурінні спрямованих і глибоких свердловин, а також при перетині обвалених і Пуча порід, пливунів, карстових пустот, каверн, поглинаючих горизонтів і інших несприятливих зон, що ускладнюють поглиблення свердловини.
9. Недостатня теоретична і практична підготовка робітників, які обслуговують бурові установки і геофізичну (гідрогеологічну) апаратуру.
10. Неточне виконання виробничих інструкцій по комплектації і експлуатації бурового інструменту, особливо з профілактики аварій з породоразрушающим інструментом, колонковими, шламовими і бурильними трубами і елементами їх сполук, при бурінні спрямованих свердловин, а також при перетині скидних і тріщинуватих зон, пухких, слабосвязанних, шаруватих, агрегатованих, перемятих і абразивних гірських порід.
Крім перерахованих причин, існує ряд непрямих факторів, що впливають на виникнення аварій при бурінні свердловин. До них відносяться: глибина і конструкція свердловин; оснащення бурових установок контрольно-вимірювальними і реєструючими приладами; механізація і автоматизація спускопідйомні операцій; швидкість буріння; інтенсивність викривлення свердловини і ін Ці фактори в окремих випадках служать безпосередніми причинами аварій.
Основні види аварій та ускладнень при направленому бурінні та шляхи їх зниження
При штучному викривленні, як правило, виникають аварії, пов'язані з відмовами відхиляє техніки: передчасне від'єднання клина при спуску в свердловину, заклинювання, прихват і обрив снаряда при отбурке від клина і розширенні стовбура, обрив несучих валів, поломка підшипникових, стабілізуючих та розпірних вузлів у відхилювача безперервної дії, поломка шарнірних вузлів у спеціальних гнучких компонуваннях і т. п. При цьому найбільш складною аварією визнана поломка шарніра. Ліквідація таких аварій потребує багато часу [2].
Аналізуючи аварії при штучному викривленні, можна виділити наступні причини їх виникнення [2]:
· Недостатній рівень надійності застосовуваної техніки;
· Незадовільний стан і непідготовленість свердловини до проведення робіт;
· Відсутність належного контролю за забезпеченням справного стану застосовуваної техніки;
· Незабезпеченість робіт належної серійної технікою та інструментами;
· Слабка професійна підготовка виконавців до проведення цього спеціального виду робіт;
· Порушення технології робіт;
· Відсутність необхідного контролю та обліку.
Таким чином, причини носять технічний, технологічний та організаційний характер. Тому з аналізу причин випливають такі шляхи зниження аварійності: [2]
а) детальне вивчення гірничотехнічних умов виконання завдання по викривленню;
б) обгрунтований вибір сучасних способів і технічних засобів для виконання робіт з урахуванням специфіки місцевих умов;
в) підвищення кваліфікації виконавців шляхом вивчення спеціальної літератури, проведення курсів, семінарів, відряджень з обміну досвідом у передові організації, запрошення консультантів тощо;
г) своєчасна профілактика і контроль за станом техніки та інструменту;
д) ретельна підготовка свердловини до проведення робіт;
е) розробка раціональної технології проведення робіт з урахуванням місцевих умов і контроль за її дотриманням;
ж) використання КВП при виконанні робіт;
з) облік проведених робіт, аналіз результатів, вивчення причин негативних результатів і аномальних випадків практики.
Безумовно, ефект від проведення цих організаційних заходів буде значно підвищуватися при об'єднанні творчих зусиль конструкторів і технологів зі створення надійної та безвідмовної відхиляє техніки, що задовольняє сучасним вимогам, і спеціального аварійного інструменту.
Одним із шляхів підвищення безаварійності ОНД може служити забезпечення подвійний лінійної кінематичної зв'язку через ротор і через статор, що дозволяє при поломці ротора витягти весь відхилювача через статорних зв'язок без проведення спеціальних робіт.
Крім того, поломки роторної частини внаслідок заклинювання, руйнування або прижоги долота можна запобігти, якщо ввести до складу снаряда спеціальне запобіжний пристрій, що обмежує зростання забійного крутного моменту сил [2].
Аварія і ускладнення, що виникають після штучного викривлення - це зазвичай обриви БТ та желобообразованіе в нестійких породах. Ліквідація обривів у викривлених свердловинах - справа складна і трудомістка. Причинами аварій і ускладнень є наявність інтервалів з різкими вигинами траси свердловини; різноспрямованість штучних викривлень; поганий стан, обумовлене або зносом, або низькою якістю; приуроченість викривлень до інтервалам нестійких, тріщинуватих порід; розворот клину внаслідок нетривкого закріплення.
Однією з основних причин підвищення аварійності при бурінні додаткових стовбурів є їх висока викривленість.
При аналізі аварійності бурильних труб у викривленій свердловині слід враховувати, що навіть у прямолінійному стовбурі вигин колони в стислій її частини може досягати значної кривизни, яку можна визначити за формулою [2]:
i = , (23)
де i - інтенсивність викривлення при вигині труб, ˚ / м; f - радіальний зазор між зовнішньою поверхнею труби і стінкою свердловини, м; l - довжина напівхвилі в стиснутій частині колони, м.
За розрахунками Б. І. Воздвиженського, довжина напівхвилі бурильних труб діаметром 50 мм може зменшуватися до 2,3 - 2,5 м при частоті обертання 600 об / хв. При діаметрі свердловини 76 мм інтенсивність вигину при цьому буде досягати 1,05 ˚ / м; при 80 мм - 1,2 ˚ / м [2].
Співробітниками ЗабНІІ проводилися дослідження аварійності при направленому бурінні в Зарічній ГРП з впровадженням відхилювача СНБ-КО та ТЗ-3. За показник аварійності n було прийнято число обривів бурильних труб на 100 м буріння. При аналізі великого обсягу бурових робіт було встановлено, що в звичайному бурінні n = 2. При аналізі аварійності бурильних труб в направленому бурінні, який був виконаний по 19 свердловинах з 77 циклами викривлень відхилювача СНБ-КО та ТЗ-3, отримані середні показники аварійності відповідно 5,1 і 2,3 [2].
Коефіцієнт збільшення аварійності К, показує, у скільки разів при викривленні збільшується кількість обривів порівняно зі звичайними свердловинами, склав 2,5 для клину СНБ-КО і 1,1 для відхилювача ТЗ-3. У табл. 10 наведено показники аварійності, серед яких найбільший інтерес представляють матеріали з вкв. 234 і 557, де відхилювача СНБ-КО та ТЗ-3 виконаний майже рівний набір кривизни з однаковою загальною інтенсивністю, але спостерігалося різне число обривів: у вкв. 234 при роботі СНБ-КО - дев'ять, ТЗ-3 - один; в вкв. 557 відповідно 8 і 2 [2].
Таблиця 10
Показники аварійності при бурінні в Зарічній ГРП
№ вкв.
Вимкнути-ль
Загальне іскор-ие, град
Інтенсивність викривлення, град / м
Число циклів іскор-ия
Кількість обривів на викривлених ділянках
Показник авар-ти, n
450
276
232
524
246
603
233
233
234
234
557
557
100
СКБ-КО
»
»
»
»
»
»
ТЗ-3
СКБ-КО
ТЗ-3
СКБ-КО
ТЗ-3
»
23,1
38,8
31,2
20,1
27,7
34,7
9,3
3,8
14,0
14,2
14,4
12,4
8,3
1,80
1,20
2,00
1,45
2,26
2,59
1,90
0,60
0,86
1,03
1,11
1,12
0,80
4
8
5
4
3
9
2
1
4
3
3
3
2
6
19
11
3
1
9
5
1
9
1
8
2
-
4,3
7,0
9,0
2,2
0,9
6,4
1,7
1,5
13,5
4,0
10,0
1,3
2,0
У табл. 11 наведено деякі матеріали за аварійністю бурильних труб; отримані при бурінні свердловин багатоствольних в Олексіївській ГРП Читинського ПГО, де для відгалуження застосовувався комплекс СКО і для набору кривизни додаткових стовбурів - відхилювача ТЗ-3 [2].
Аналіз даних табл. 11 показує, що при бурінні додаткових стовбурів із загальною інтенсивністю викривлення від 0,27 до 1,5 ˚ / м помітного збільшення аварійності бурильних труб не спостерігається [2].

Таблиця 11
Дані щодо аварійності БТ в Олексіївській ГРП
№ вкв.
Довжина доп. стовбура, м
Середня інтенсивність-ть іскор-ия, ˚ / м
Довжина вкв., Мм
Показник аварійності n
Коефіцієнт збільшення аварійності K
осн. стовбур
доп. стовбур
осн. стовбур
доп. стовбур
174
176
181
181
182
182
197
199
227
189,6
202,6
152,3
204,4
236,0
184,0
139,2
89,0
154,7
0,55
0,65
0,12
0,14
0,28
0,27
0,18
0,17
1,05
62
77
76,5
76
76
76
76
76
76
76
76
76
59
59
59
76
76
59
7,7
13,2
9,4
9,7
3,5
3,7
5,8
5,6
3,4
11,6
15,8
3,1
2,7
3,7
3,7
6,0
6,0
3,4
1,5
1,2
0,33
2,0
1,0
1,0
1,03
1,07
1,0
У Гагарінської ГРП були вивчені матеріали за аварійністю бурильних труб в 12 свердловинах, де проводилися штучні викривлення відхилювача ТЗ-3 (20 циклів) і СНБ-КО (10 циклів). На рис. 37 показана залежність аварійності від загального набору кривизни по свердловині при роботі відхилювача СНБ-КО та ТЗ-3. У свердловинах, де застосовувався відхилювача СНБ-КО (пунктирна лінія), аварійність в 5 - 6 разів більше, ніж при використанні відхилювача ТЗ-3 (суцільна лінія) [2].

Рис. 37. Залежність характеру аварійності бурильних труб певного кута викривлення δ при роботі відхилювача ТЗ-3 і СНБ-КО.
Отримані результати підтверджують перевагу плавного викривлення, забезпечуваного відхилювача безперервної дії в порівнянні з нерівномірною кривої, одержуваної при роботі клиновими відхилювача.
Крім того, в Гагарінської ГРП досліджували зв'язок між аварійністю і інтенсивністю штучного викривлення відхилювача ТЗ-3. При цьому було проаналізовано матеріали по направленого буріння 28 свердловин, де було вироблено понад 100 циклів викривлень з різною інтенсивністю локального скривлення від 0,5 до 2,0 ˚ / м і більше. Обробку матеріалів проводили на ЕОМ «Наірі-2» за програмою поліноміальної регресії, розробленої партією «АСУ - Чітагеологія». При цьому були отримані такі залежності [2]:
n = - 1,28 + 4,67 ∙ i - 2; 05 ∙ i 2 - 4,56 ∙ i 3 + 4,63 ∙ i 4 - 1,08 ∙ i 5; (24)
n = 1,86 - 0,92 ∙ δ - 0,14 ∙ δ 2 - 0,17 ∙ δ 3 + 0,001 ∙ δ 5. (25)
На рис. 38 і 39 показані залежності аварійності від різних значень δ і i, які показують можливість появи обривів при δ> 3,3 ° і i> l, 5 ˚ / м [2].

Рис. 38. Залежність аварійності бурильних труб від величини повного кута δ
Рис. 39. Залежність аварійності бурильних труб від інтенсивності викривлення i
Отримані результати представляють практичний інтерес, проте для вибору оптимальних параметрів кривизни необхідний облік і інших чинників.
Виходячи з аналізу ряду причин можуть бути рекомендовані наступні шляхи зниження аварійності при направленому бурінні:
а) вивчення геологічного розрізу, кавернометріі свердловин, стану кернового матеріалу з метою вибору раціональних інтервалів, складених найбільш стійкими в даному комплексі породами;
б) застосування сучасних способів штучного викривлення, які забезпечують плавну зміну траси свердловини;
в) проектування параметрів траси свердловини з урахуванням оптимальної кривизни;
г) підвищення якості орієнтування відхилювача для зниження і виключення різноскерованості площин викривлення;
д) направлене буріння вертикально-похилих свердловин в нестійких інтервалах порід замість похилих для зниження желобообразованія;
е) застосування гладкоствольної бурильної колони при желобообразованіі;
ж) опрацювання інтервалів інтенсивного штучного викривлення спеціальними жорсткими компоновки для усунення жолобів;
з) збільшення гнучкості бурильної колони в інтервалах викривлення комбінуванням діаметрів бурильних труб і включенням бурових шарнірів у замкові з'єднання;
і) вдосконалення конструкції з'єднань бурильних труб;
к) застосування змащувальних речовин, що знижують тертя і зусилля на обертання колони.
Перераховані рекомендації не вичерпують всіх можливих заходів щодо зниження аварійності при направленому бурінні. Їх використання, розробка і реалізація нових прийомів дозволять знизити непродуктивні витрати і підвищити загальну економічність методів направленого буріння.

Висновок

Розвитку е техніки і технології направленого буріння є одним з ефективних шляхів підвищення якості та економічності бурових робіт. Незважаючи на наявні досягнення в розробці нових технічних засобів при впровадженні методів направленого буріння, поки ще не всюди в повній мірі використовують сприятливі геолого-методичні передумови для вдосконалення методики пошуків і розвідки на основі направленого буріння, ще недостатньо високий загальний технологічний рівень виконання робіт.
Аналіз сучасного стану проблеми направленого буріння і вивчення основних тенденцій розвитку технічного прогресу дозволяє вважати перспективними наступні шляхи підвищення ефективності методів направленого буріння.
1. Більш широке використання можливостей направленого буріння для вдосконалення методики розвідки.
2. Удосконалення системи планування та нормування.
3. Забезпеченні виробничих організацій комплексами технічних засобів для штучного викривлення свердловин, а в зв'язку з цим розширення обсягу серійного виробництва цієї техніки
4. Підвищення якості інклінометрії.
5. Підвищення рівня кваліфікації спеціалістів.
6. Удосконалення технології спрямованого буріння з метою підвищення загальної результативності робіт м повного і використання можливостей техніки з урахуванням місцевих умов.
7. Розробка нових відхилювача, комплексу спеціального породоруйнуючого і допоміжного інструменту, дозволяючи отримувати необхідну кривизну або відгалуження в будь-яких породах при збереженні високого рівня продуктивності праці.

Список літератури

1. Зіненко В.П. Направлене буріння. Навчальний посібник для вузів - М.: Недра, 1990.
2. Костін Ю.С. Сучасні методи направленого буріння свердловин. М. Недра, 1981.
3. Морозов Ю.Т. Методика і техніка направленого буріння свердловин на тверді корисні копалини. - Л.: Недра, 1987.
4. Сулакшин С.С. Направлене буріння. - М.: Надра, 1987.
5. www.drillings.ru
6. www.gyro.ru
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
359.5кб. | скачати


Схожі роботи:
Буріння свердловин
Безамбарное буріння
Процес буріння
Розвідувальне буріння
Турбобур у буріння свердловин
Буріння бічних стовбурів
Буріння нафтових свердловин
Буріння свердловин Вибір і
Буріння свердловин на морі
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru