Направленное бурение скважин

     Для регулирования интенсивности искривления  в процессе бурения без подъема  инструмента предложено несколько  конструкций отклонителей. Однако в  настоящее время серийно выпускается  только отклонитель телепилот, разработанный  Французским институтом нефти. Он представляет собой кривой переводник с изменяющимся углом перекоса от 0 до 2,5 или 3^О в зависимости от модификации. Принципиальная схема отклонителя показана на рис. 18.  Он состоит из верхней 1 и нижней 2 секций,  соединенных валом 3,  ось которого наклонена под некоторым углом g к осям секций. При взаимном положении секций 1 и 2, показанном на рис. 16, а, угол перекоса между ними отсутствует и при бурении искривления скважины не происходит.  При повороте секций друг относительно друга на 180^О (рис. 16, б) угол перекоса между осями секций составит 2g,  и при бурении скважина будет искривляться с максимальной для данного отклонителя интенсивностью. При других взаимных положениях секций угол перекоса между ними будет в пределах от 0 до 2g^О. Поворот секций друг относительно друга производится с помощью электродвигателя по командам с поверхности земли, передаваемым по кабелю.  Изготавливались экспериментальные отклонители,  в которых команда на поворот секции передавалась по гидравлическому каналу путем сброса внутрь колонны бурильных труб стальных шаров. Фиксация секций друг относительно друга в разных модификациях отклонителей производится как дискретно, так и в любом желаемом положении. 
 
 
 
 
 
 
 
 

6. Ориентирование отклонителей

     Ориентирование  отклонителей заключается в совмещении направления их действия с направлением необходимого отклонения ствола скважины. Ориентирование производится относительно фиксированной в каком-либо определенном положении плоскости.  В наклонных скважинах такой плоскостью чаще всего является апсидальная,  т.е.  вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, а в вертикальных - плоскость магнитного или истинного меридиана.

     Угол  между фиксированной плоскостью и плоскостью,  в которой происходит искусственное  искривление ствола скважины (плоскость отклонения), называется углом установки отклонителя.

     Угол  установки измеряется от фиксированной плоскости по часовой стрелке и может изменяться от 0 до 360^О. Для вертикальных скважин угол установки отклонителя равен азимуту требуемого искривления скважины.

     В наклонных скважинах при угле установки y  равном 0^О происходит искривление ствола в сторону увеличения зенитного угла Q. При угле установки     y =  180^О  в процессе бурения скважины с отклонителем зенитный угол ее уменьшается. Азимутальный угол в том и другом случае остается неизменным. Если       y = 90^О,  то при искривлении азимут скважины увеличивается, а при y = 270^О - азимут уменьшается при сохранении зенитного угла. При условии, что 0^О < y < 90^О, при искривлении происходит увеличение зенитного угла Q и азимута a. Если 90^О < y < 180^О, то азимут возрастает, а зинитный угол уменьшается.  Если 180^О < y < 270^О  при искривлении происходит уменьшение зенитного угла и азимута.  Если 270^О < y <  360^О  зенитный угол возрастает, а азимут уменьшается (рис. 17).

     Точное  значение угла установки отклонителя  при требуемом изменении зенитного  угла и азимута может быть определено различными методами: аналитически,  графически несколькими способами, по номограммам, предложенными разными авторами, с помощью специальных приборов.

     Известные формулы для расчета угла установки  отклонителя достаточно громоздки  и содержат значение угла пространственного  искривления скважины на интервале применения отклонителя, т.е. предварительно необходимо задаться длиной этого интервала. Однако фактическая длина интервала искривления практически никогда не совпадает с предварительно принятой,  поэтому в расчете угла установки появляется погрешность.

     Наиболее  просто и с достаточной степенью точности угол установки отклонителя может быть определен графически. Для этого от направления, условно принятого за северное (рис. 18), откладывается фактический a_ф (на забое скважины) и требуемый a_тр (в конце интервала искривления) азимутальные углы скважины. По полученным направлениям в принятом линейном масштабе (например, 1^О = 1 см) откладываются соответственно фактический Q_ф и требуемый Q_тр зенитные углы.

     Требуемые азимутальный a_тр и Q_тр углы определяются из необходимости выведения скважины в заданную проектом точку по ранее приведенной методике.

     Полученные  точки А и В соединяются, образовавшийся при этом угол ВАС равен искомому углу установки y. Он измеряется от направления АС по часовой стрелке.

     Величина  отрезка АВ  на рис. 18 в принятом линейном масштабе равна требуемому углу пространственного искривления скважины. Зная из технической характеристики отклонителя интенсивность искривления скважины i при его применении, можно определить длину интервала искусственного искривления L по формуле

                                                                     L = j/i. (62) 

     Перед ориентированием отклонителя в  скважине должно быть определено его фактическое положение относительно либо плоскости  магнитного меридиана (в вертикальном стволе),  либо апсидальной плоскости (в наклонном стволе).

     В первом случае наиболее распространенным является метод непрерывного прослеживания  за положением отклонителя в скважине в процессе его спуска (метод меток).  Другие способы ориентирования в этом случае либо сложны,  либо имеют низкую точность. При ориентировании по меткам на концах всех элементов бурильной колонны предварительно наносятся метки, расположенные в одной осевой плоскости (на одной образующей).

     Ориентированный спуск отклонителя по меткам может осуществляться различными методами,  но наиболее распространенным является следующий. На бумажной ленте длиной чуть более длины окружности замков бурильных труб приблизительно  посредине ставится метка О (отклонитель).  Отклонитель опускается в скважину и на его навинчивается УБТ.  Метка О на ленте совмещается с меткой на отклонителе, указывающей направление его действия, на бумажную ленту переносится метка с нижнего конца УБТ и ставится цифра 1.  Инструмент опускается в скважину, навинчивается ЛБТ (для обеспечения возможности замера  параметров искривления скважины магнитным инклинометром без подъема колонны бурильных труб при искусственном искривлении), метка 1 на ленте совмещается с меткой на верхнем конце УБТ, а метка с нижнего конца ЛБТ переносится на ленту, и ставится цифра 2. Инструмент опускается, навинчивается СБТ, метка 2 на ленте совмещается с меткой на верхнем конце ЛБТ и на ленту переносится метка 3 с нижнего конца СБТ.  В такой последовательности производится спуск всего инструмента. Для повышения точности ориентирования при изменении диаметра труб бумажную ленту необходимо менять. Так, например, после спуска всех ЛБТ 147х11 на верхний их конец с бумажной ленты переносится метка О. Далее метка О на новой бумажной ленте совмещается с меткой О на верхнем конце ЛБТ, на ленту переносится метка нижнего конца СБТ ТБПВ 127х9, и спуск продолжается. После навинчивания квадрата,  метка на последней опущенной трубе совмещается с последней меткой на ленте, а метка О с ленты переносится на переводник квадрата. Эта метка указывает направление действия отклонителя,  находящегося в скважине.  Далее необходимо путем поворота всей колонны бурильных труб (всегда по часовой стрелке) совместить эту метку с проектным направлением скважины. При этом необходимо учесть угол закручивания инструмента под действием реактивного момента забойного двигателя. Практически эта операция выполняется следующим  образом.  Из  плана  -  программы на проводку скважины,  которая выдается буровой бригаде до начала бурения,  берутся значения проектного азимута скважины a_пр и азимут приемных мостков буровой установки a_м, и предварительно определяется значение вспомогательного угла d по формуле

                                                                  d = a_пр - a_м. (63)

     Угол d откладывается на неподвижной части ротора от направления мостков по  ходу часовой стрелки,  если он положительный,  и против хода - если отрицательный (рис. 19).

     На  роторе ставится метка П, указывающая  направление на проектную точку.  От этой метки П всегда по ходу часовой стрелки откладывается угол закручивания инструмента w под действием реактивного момента забойного двигателя,  и на роторе ставится метка О. Затем вращением колонны бурильных труб совмещаются метки О на переводнике квадрата и роторе, последний закрывается, инструмент без вращения опускается на забой и начинается бурение. Для постоянного наблюдения за положением отклонителя в процессе углубки ствола на роторе ставится вспомогательная метка, совмещенная с одним из ребер квадрата.

     При наращивании инструмента отворачивается ведущая труба,  навинчивается  наращиваемая,  последняя метка  на бумажной ленте совмещается с  меткой на последней трубе,  находящейся  в скважине, и на ленту переносится метка с наращиваемой трубы.  Инструмент опускается в скважину, навинчивается квадрат, последняя метка на бумажной ленте совмещается с меткой на нарощенной трубе,  а метка О с ленты переносится на переводник квадрата.  Далее процесс ориентирования повторяется и продолжается углубка ствола скважины в заданном направлении.

     Точность  ориентирования по меткам М сравнительно невелика и может быть определена по формуле

                                                                М = 3 n^0,5  град, (64) 

где n - число  переноса меток.

     Угол  закручивания инструмента под действием  реактивного момента забойного  двигателя, откладываемый на неподвижной части ротора от метки П по часовой стрелке,  зависит от многих факторов. К их числу относится тип забойного  двигателя, физико-механические свойства буримых пород, тип долота, осевая нагрузка, расход и качество промывочной жидкости, компоновка колонны  бурильных труб,  интенсивность искривления скважины и др. Значение угла закручивания может быть определено аналитически или по номограммам. Однако чаще его определяют исходя из опыта бурения в конкретных условиях, так, например, в условиях Западной Сибири для компоновки, состоящей из долота диаметром 295,3 мм, турбобура ТШ 240 (1 секция), кривого переводника, УБТ 178 х90 - 12 м, ЛБТ 147х11 - 36 м, ТБПВ 127х9 - остальное, используемой для искривления скважин в интервале бурения  под  кондуктор,  значения угла закручивания приведены в табл. 1.

Угол  закручивания инструмента при бурении  под кондуктор 

 Таблица  1

     Для компоновки,  состоящей из долота диаметром 215,9 мм , турбинного отклонителя  ТО 195,  ЛБТ 147х11 - 36 м,  ТБПВ 127х9 - 500-700 м, ЛБТ 147х11 - остальное,  используемой при бурении под эксплуатационную колонну, значения угла закручивания приведены в табл. 2.

Угол  закручивания инструмента при бурении под

эксплуатационную  колонну 

Таблица 2