Базированная коронка защищена авторским свидетельством (автор Кривошеев В.В.).

Коронки с эллиптическим торцом

Одним из перспективных направлений создания технических средств для снижения интенсивности естественного искривления скважин является разработка новых типов ПРИ.

Снижение необходимых осевых нагрузок на коронку без уменьшения удельных осевых нагрузок может достигаться путем разработки оригинальных конструкций матрицы (схема размещения и крупность алмазов, состав матрицы) или путем сокращения площади торца коронки.

Рис. 20. Схема работы коронки с эллиптическим торцом

Особенностью коронки, предлагаемой для снижения интенсивности искривления, является наличие эллипсной кольцевой формы рабочей части (рис. 20), причем большая ось эллипса по наружному контуру равна диаметру формируемого ствола скважины, а малая ось по внутреннему - диаметру керна. Эллипсная форма торцевой части позволяет создать коронки со сколько угодной малой площадью торца без изменения конструкции колонкового набора, поскольку при этом формируются ствол скважины и керн, имеющие стандартный диаметр.

Коронки с незамкнутым торцом матрицы

В Иркутском политехническом институте разработана теория снижения интенсивности искривления с использованием алмазных коронок с незамкнутым концом матрицы (рис. 21).

Рис.21. Схема алмазной коронки с незамкнутым концом.

Идея использования подобной коронки заключается в следующем. Несовпадение центра тяжести торца матрицы с точкой приложения осевого усилия приводит к появлению изгибающего момента, постоянно действующего по линии АВ независимо от вида движения коронки и стремящегося ориентировать след плоскости изгиба колонкового набора по этой линии.

5. Выбор средств и описание технологии развития искривления

Гибкие компоновки

Шарнирные компоновки позволяют регулировать интенсивность естественного искривления скважин в изотропных породах. Для выполаживания скважин используются одношарнирные компоновки (рис. 24) характеризующиеся тем, что диаметр колонковой трубы на один стандарт меньше диаметра ПРИ, имеющего утолщенную матрицу (12А3, 13И3). В качестве ПРИ при бурении скважин шарнирными компоновками могут использоваться алмазные и шарошечные долота.

За счет веса бурильных труб шарнир прижимается к лежачей стенке скважины, и между осями компоновки и скважины появляется угол перекоса, ориентированный на выполаживание. Различаются две конструкции одношарнирных компоновок - с опорой на коронку и промежуточной опорой.

Двухшарнирные компоновки (рис. 25) применяются для уменьшения зенитного угла скважины. Однако снижение зенитного угла (??) не должно превышать величины, определяемой из выражения (19)

, (19)

где D - диаметр скважины; d - диаметр БТ; l - длина колонковой трубы; l_к - длина коромысла; L - длина интервала искривления; f - угол перекоса коромысла (f = 5 - 7 град).

При несоблюдении этого условия может начаться выполаживание скважины (рис. 26) за счет перемещения верхнего шарнира от лежачей к висячей стенку скважины.

При исследовании работы шарнирных компоновок выяснилось, что компоновка вращается не только вокруг своей оси, но и вокруг оси скважины, накатываясь на стенку. Таким образом, при правом вращении снаряда имеет место левая прецессия снаряда (рис. 27).

Интенсивность искривления скважин компоновками в ряде случаев достигает 1 - 1,5 град/м, в среднем же находится на уровне 0,2 - 0,3 град/м.

Основным элементом шарнирных компоновок является буровой шарнир, обеспечивающий передачу крутящего момента и осевой нагрузки от одного к другому несооснорасположенному элементу бурильной колонны.

Рис.24. Одношарнирная компоновка. Рис.25.Двухшарнирная компоновка

Рис.26.Выполаживание скважин Рис.27.Обратная

прецессия

двухшарнирной компоновкой. бурового снаряда

Шарнир ШБЗ-6 (рис. 28) состоит из корпуса 1, оси 2 и четырех специальных пальцев 3, которые входят в соответствующие гнезда оси и окна корпуса. Пята 5, прижимаемая пружиной 6 к сферической поверхности оси, предназначена для уменьшения утечек промывочной жидкости. Пальцы от выпадания удерживаются втулкой 4. С колонной БТ шарнир соединяется переходником 7. Диаметр шарниров от 44 до 73 мм.

Рис.28. Шарнир ШБЗ-6:

1-корпус; 2-ось; 3-палец; 4-втулка; 5-пята; 6-пружина; 7-перехожник.

Коронки правильной формы

Конусные коронки специальной геометрии

Коронки специальной геометрии, предложенные Боярко Ю.Л., предназначены для пространственного искривления скважин в анизотропных породах. Ориентация снаряда при их применении не требуется, однако предварительно необходимо определить величину и направление вектора анизотропии пород. В процессе искривления производится отбор керна, что является главным преимуществом коронок данного типа.

Если рабочую поверхность коронки сделать конусной так, чтобы рабочие поверхности режущих элементов образовали конус (внутренний или наружный), тогда при пересечении анизотропных горных пород под острым углом к оси снаряда будет происходить неравномерное разрушение пород забоя (рис. 29).

Рис.29. Схема искусственного искривления скважин коронками специальной геометрии

Балансированные коронки

Для управления искривлением скважин в ТПИ разработаны балансированные коронки (авторы Кривошеев В.В., Нейштетер И.А., Сулакшин С.С., Дельва В.А.).

Характер искривления и направление искривления зависят от соотношения сил, формирующихся на боковых поверхностях матрицы коронки, являющихся результатом разложения некоторой дезориентирующей силы N, которая, в свою очередь, является продуктом действия геолого-технических факторов, отклоняющих скважину от первоначального направления. Соотношение сил зависит от количества подрезных алмазов на боковых поверхностях матрицы, поэтому появляется возможность управления искривлением, увеличивая или уменьшая соотношение подрезных алмазов на боковых поверхностях коронок, и обеспечивая тем самым левое или правое отклонение скважины от первоначального направления естественного искривления. Немаловажное значение здесь играет и фрезерующая способность подрезных алмазов. Определенно, в частности, что наиболее эффективно фрезеруют стенку скважины острые алмазы изометричной формы. Таким образом, эффект искривления скважины в нужном направлении может быть усилен за счет установки на соответствующих поверхностях алмазов различной формы (дробленых или овализованных).

6. Выбор технических средств и описание технологии искусственного искривления скважины

Исходя из фактической геологической выбираем следующие средства для искусственного искривления скважины при её внепроектном отклонении от заданной трассы:

· отклоняющий снаряд типа СО-73/46 конструкции ВИТР;

· ориентатор “Курс”;

· расширитель ступенчатый типа РС-59/76;

· фрезер разбурник;

· шарнирная компоновка - ШК-73.

Отклонитель СО-73/46 (конструкции ВИТР)

Схема отклоняющего снаряда СО-73/46 показана на рисунке 24.

Цельно металлический клин 1, соединён с корпусом отклонителя 3, срезающимися заклёпками 2, и шпонкой-ограничителем обеспечивающей клину, после срезания заклёпок свободное перемещение вдоль оси на длину шпоночного паза.

Отбурочный снаряд, отличающийся по диаметру на 2 стандартных размера от диаметра корпуса клина, состоит из стандартной алмазной или твердосплавной коронки 11 (в моём случае алмазная коронка типа ВИЗ) и короткой колонковой трубы 10. Через втулку 4, муфту 9 и гайку 8 колонковая труба соединяется с бурильной трубой 7. Муфта 9 крепиться в корпусе отклонителя срезающимися винтами 5.

Рис. 30. Отклонитель СО-73/46 (конструкции ВИТР)

Отклонитель перед постановкой на забой предварительно ориентируют. После этого под действием осевого усилия, создаваемого гидравлической системой подачи бурового станка, срезаются заклёпки 2. Корпус 3 смещается вниз и расклинивается между жёлобом клина и стенкой скважины. Увеличивая осевую нагрузку, срезают винт 5. При этом освобождается муфта 9. Ударом конусной гайки 8 по втулке 6 достигают полного расклинивания снаряда в скважине. В дальнейшем при вращении колонны бурильных труб чайка 8 отвинчивается от муфты 9.

После этого приступают к бурению пилот скважины малого диаметра освобождённым отборочным снарядом. После бурения пилот скважины (0,8 - 1,2 м) отбурочный снаряд вместе с корпусом отклонителя извлекают из скважины на бурильных трубах.

Техническая характеристика СО-73/46.

· диаметр, мм:

корпуса снаряда 73;

алмазной коронки 46;

· угол наклона корпуса клина, град 3;

· длина желоба клина, мм 765;

· радиус желоба клина, мм 28,5;

· диаметр снаряда в сборе 6170;

· масса, кг 50;

· присоединительная резьба к колонне бурильных труб - внутренняя замковая диаметром 42 мм.

· Величина искривления скважины за цикл составляет 1,0 - 1,5 град.

Ориетатор “Курс”

Принцип действуя скважинного датчика основан на преобразовании углового перемещения щетки, неподвижно установленной в корпусе ориетатора, в омическом сопротивлении реостата, фиксировано устанавливающегося при помощи груза относительно апсидальной плоскости скважины. Реостат, имеющий эксцентрично расположенный груз, закреплён на оси вращающейся вагатовых подшипников.

Под действием груза в наклонной скважине реостат устанавливается так, что начало его обмотки, совмещается с апсидальной плоскостью. Реостат входит в эксцентрическую схему прибора и является одним из четырех плечей моста Веетона. Три других плеча моста находиться в наземном пульте управления. На рис. 31 приведена кинематическая схема скважинного прибора. Он состоит из несущей оси 12, на которой жестко закреплён большой груз 13, на неё же надет корпус реостата 9 с малым грузом 8. Корпус реостата на несущей оси поддерживается пружиной. Внутри отверстие, под несущей осью в корпусе реостата находится шпонка, а вдоль оси шпоночный разрез, поэтому корпус реостата может перемещаться вдоль оси без вращения. Под реостатом неподвижно относительно гильзы прибора в щеткодержатель 11 установлена подпружиненная щетка 10.

В качестве ориентира используется электромагнит 2, сердечник 3 которого при помощи возвратной пружины 4 и шпонок 5 фиксирует положение реостата.

Техническая характеристика “Курс”

· предел допустимочти погркшнсти углов при зенитных углах, градус:

< 3 - 5 10

> 5 (7-5)

· диапазон зенитных углов, при которых прибор может работать,градус

3 - 60

· размер скважининного датчика, мм

наружный диаметр 18

длина 1500.

Ступенчатый расширитель типа РС-59/76

Расширитель ступенчатый (РС) конструкции ВИРТ (рис. 32) представляет собой компоновку, состоящую из направляющей трубы 1, двух подкоронников 2,3, соединительной муфты 4 и переходника 5. Подкоронники служат для присоединения к муфте коронок диаметром 59 и 76 мм. Направляющая для того, чтобы расширитель располагался соосно с пилот скважиной и не уходил в сторону.

Фрезер-разбурник

Фрезер-разбурник предназначен для проработки искривлённых участков скважины после их отклонения с целью создания нормальных условий работы бурового снаряда и колонны бурильных труб.

Фрезер-разбурник с центрирующей муфтой (рис.33) состоит из ПРИ 1, переходника 2, бурильных труб 3, алмазного фрезера 4, подкоронника 5 и муфты центратора 6.

Шарнирная компоновка

Шарнирная компоновка ШК-57 (рис. 34) необходима для предотвращения срезания изгиба ствола, полученного с помощью съемного отклонителя и увеличения набора кривизны. Диаметр колонковой трубы 75 мм, а её длина 1200 мм.

Последовательность операций цикла искусственного искривления:

1) инклинометрия призабойной зоны;

2) чистка скважины долотом от выступов керна;

3) ориентация отклонителя на поверхности;

4) спуск отклонителя в скважину и вывешивание его над забоем;

5) интенсивная промывка забоя скважины;

6) ориентация отклонителя;

7) постановка отклонителя на забой;

8) раскрепление отклонителя;

9) выкручивание отбурочного снаряда из страховочной гайки;

10) бурение пилот скважины

11) постановка на забой отбурочного снаряда;

12) срыв керна;

13) извлечение отклонителя из скважины;

14) проверка правильности бурения пилот скважины;

15) удлинение и расширение пилот скважины до номинального диаметра;

16) фрезерование уступа;

17) бурение скважины шарнирной компоновкой укороченным рейсом до тех пор, пока не войдет стандартная колонковая труба;

18) инклинометрия искривления ствола скважины.

7. Расчёт угла установки отклонителя

Для расчёта установки отклонителя строится векторная диаграмма, показанная на рис. 35.

От произвольно выбранного направления на север откладывается по часовой стрелке азимут скважины в точке начала искривления . По этому направлению в масштабе откладывается величина зенитного угла скважины в точке начала искривления .

Аналогичным образом откладываются величины азимутального (?_к) и зенитного (?_к) углов, которые скважина должна иметь по окончанию искусственного искривления. Окончание векторов ?_н и ?_к соединяются прямой АВ.

Рис. 35. Векторная диаграмма определения угла установки отклонителя

Углом установки отклонителя ? является угол между продолжением вектора ?_н и прямой АВ. Длинна прямой АВ в том же линейном масштабе, что и ?_н, ?_к даёт угол полного пространственного искривления скважины ?, необходимого для получения по окончанию искривления зенитного угла и азимута , равных соответственно ?_к и ?_к.

Для определения ?_к и ?_к воспользуемся формулами (6) и (12):

, ;

Глубина l равна глубине, на которой необходима корректировка трассы. Следовательно:

l = 670 м; °; °.

?_к - ?_н = ??, (20)

?_к - ?_н = ??, (21)

где ?? и ?? необходимые величины отклонения и направления корректировки зенитного угла и азимута соответственно.

?? = +6°; ?? = +25°.

?_н = ?_к - ?? = 21,43 - 6 = 15,43°;

?_н = ?_к - ?? = 31,12 - 25 = 6,12°;

°; °.

Количество циклов искусственного искривления (m) отклонителем дискретного действия или длины рейса (l_р) отклонителем непрерывного действия рассчитывается по формуле (22):

, (22)

где ? - величина искривления скважины за один цикл для отклонителя дискретного действия, ? = 1,5.

7. Спецвопрос

Аварии и осложнения при направленном бурении скважин

Аварией называется непредвиденное прекращение углубления скважины, вызванное нарушением состояния буровой скважины или находящегося в ней бурового инструмента. При этом отличительным признаком аварии обычно является наличие оставленных в скважине деталей бурового снаряда или инструмента, для извлечения которых необходимы специальные работы.

Осложнением называется затруднение углубления скважины, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

При направленном бурении скважин, отличающихся от обычных наличием интервалов с различной интенсивностью искривления, расположенных на разных участках трассы, возникают аварии и осложнения, которые связаны с процессом искусственного искривления и его последствиями, что требует специальных методов по их устранению.

Аварии и осложнения при направленном бурении можно разделить на два вида:

а) аварии и осложнения при искусственном искривлении;

б) аварии и осложнения после искривления.

Учитывая явно выраженную связь аварийности бурильных труб с характеристикой кривизны скважин, полученной в результате применения отклоняющей техники, представляется целесообразным совместно рассмотреть эти вопросы.

Аварии

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

· аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т.д.);

· аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т.д.);

· аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т.д.);

· аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 36): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

Осложнения

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

1. значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

2. резкое повышение вязкости промывочной жидкости;

3. вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т.п.

Поглощение промывочной жидкости - явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

1. промывка облегченными жидкостями;

2. ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей - асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т.д.);

3. повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.п.).

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

1. правильный выбор плотности промывочной жидкости;

2. предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

1. образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;

2. заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов - сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.

Причины аварий

Технические причины аварий

1. Неудовлетворительное качество исходного материала (механическая прочность, упругость, твердость, морозостойкость, коррозиестойкость и т. д.), из которого изготовлены буровые установки, технологический, вспомогательный и специальный инструмент, контрольно-измерительные и регистрирующие приборы, технические средства для гидрогеологических и геофизических исследований в скважинах.

2. Применение изношенных технических средств со скрытыми конструктивными недостатками или изготовленных (отремонтированных) с нарушением.

3. Усталость металла, возникающая в процессе эксплуатации под действием различных нагрузок, меняющихся по величине и направлению.

4. Использование технических средств, которые не соответствуют в полной мере своему назначению.

5. Низкие эргономические показатели применяемых технических средств, особенно в отношении оптимального распределения функций между человеком и машиной, соответствия системы управления и контроля психофизическим возможностям человека, рационального конструктивного решения рабочего места.

Технологические причины аварий

1. Неправильный выбор и нарушение рациональных параметров режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения, расход промывочной жидкости) и параметров процесса бурения, включая механическую скорость, крутящий момент, нагрузку при подъеме инструмента, давление промывочной жидкости.

2. Необоснованный выбор вида промывочной жидкости, применение которой не обеспечивает выполнение гидродинамических (вынос продуктов разрушения из скважины на поверхность, размыв породы на забое скважины) и гидростатических (предотвращение проникновения в ствол воды из пластов, образующих стенки скважины; сохранение стенок скважины, сложенных неустойчивыми породами, и т. п.) функций, функций коркообразования и некоторых других.

3. Несоответствие параметров глинистого или, другого раствора условиям бурения скважины, вызванное некачественным приготовлением, несвоевременной заменой и несовершенной системой его очистки от шлама.

4. Использование тампонажных смесей и цементных растворов низкого качества, особенно в условиях нарушения целостности стенок скважины.

5. Неправильный выбор области применения антивибрационных средств, недостаточный учет геологических и гидрогеологических условий, включая геолого-структурные и механические свойства горных пород, степень минерализации подземных вод, характер излива жидкости из скважин, диаметр бурения и др.

6. Плохая подготовка скважины к геофизическим и гидрогеологическим исследованиям - некачественная проработка ствола долотом или коронкой номинального диаметра на всем неукрепленном интервале с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок; не обеспечение однородности раствора по всему стволу скважины и др.

Организационные причины аварий

1. Несвоевременное проведение профилактических мероприятий по предупреждению аварий и простоев, которые могут привести к созданию аварийной ситуации на скважине, нечеткое выполнение членами буровой бригады своих обязанностей.

2. Нечеткая разработка и осуществление мероприятий по предупреждению и преодолению геологических осложнений, вызывающих прекращение углубки скважины.

3. Отсутствие на буровой необходимых запасов технологического, вспомогательного, аварийного и специального бурового инструмента, материалов, ПЖ, запасных частей для срочного ремонта оборудования, особенно в ночных сменах в соответствии с установленными нормами.

4. Нерегулярное проведение планово-предупредительного ремонта, включая ежесменные осмотры и плановые ремонты, проводимые буровой бригадой.

5. Нарушения в оформлении технической документации (буровом журнале, буровом рапорте, журнале по технике безопасности, журнале профилактических ремонтов и осмотров оборудования и др.), искажающие объективное освещение геолого-технической и организационной обстановки на буровой вышке.

6. Внезапное прекращение подачи электрической энергии без предупреждения буровой смены, диспетчерской службы или руководства партии (экспедиции), не позволившее своевременно принять меры к извлечению технологического инструмента или измерительного прибора из скважины.

7. Отсутствие радиотелефонной связи с буровой, необеспечение технического надзора в ночных сменах, особенно на отдаленных объектах и при бурении скважин в сложных условиях.

8. Нарушения существующих норм и правил предупреждения аварий, особенно при бурении направленных и глубоких скважин, а также при пересечении обвалившихся и пучащихся пород, плывунов, карстовых пустот, каверн, поглощающих горизонтов и других неблагоприятных зон, затрудняющих углубку буровой скважины.

9. Недостаточная теоретическая и практическая подготовка рабочих, обслуживающих буровые установки и геофизическую (гидрогеологическую) аппаратуру.

10. Неточное выполнение производственных инструкций по комплектации и эксплуатации бурового инструмента, особенно по профилактике аварий с породоразрушающим инструментом, колонковыми, шламовыми и бурильными трубами и элементами их соединений, при бурении направленных скважин, а также при пересечении сбросовых и трещиноватых зон, рыхлых, слабосвязанных, слоистых, агрегатированных, перемятых и абразивных горных пород.

Кроме перечисленных причин, существует ряд косвенных факторов, влияющих на возникновение аварий при бурении скважин. К ним относятся: глубина и конструкция скважин; оснащение буровых установок контрольно-измерительными и регистрирующими приборами; механизация и автоматизация спускоподъемных операций; скорость бурения; интенсивность искривления скважины и др. Эти факторы в отдельных случаях служат непосредственными причинами аварий.

Основные виды аварий и осложнений при направленном бурении и пути их снижения

При искусственном искривлении, как правило, возникают аварии, связанные с отказами отклоняющей техники: преждевременное отсоединение клина при спуске в скважину, заклинивание, прихват и обрыв снаряда при отбурке от клина и расширении ствола, обрыв несущих валов, поломка подшипниковых, стабилизирующих и распорных узлов в отклонителях непрерывного действия, поломка шарнирных узлов в специальных гибких компоновках и т. п. При этом наиболее сложной аварией признана поломка шарнира. Ликвидация таких аварий требует много времени [2].

Анализируя аварии при искусственном искривлении, можно выделить следующие причины их возникновения [2]:

· недостаточный уровень надежности применяемой техники;

· неудовлетворительное состояние и неподготовленность скважины к проведению работ;

· отсутствие должного контроля за обеспечением исправного состояния применяемой техники;

· необеспеченность работ надлежащей серийной техникой и инструментами;

· слабая профессиональная подготовка исполнителей к проведению этого специального вида работ;

· нарушения технологии работ;

· отсутствие требуемого контроля и учета.

Таким образом, причины носят технический, технологический и организационный характер. Поэтому из анализа причин вытекают следующие пути снижения аварийности: [2]

а) детальное изучение горнотехнических условий выполнения задачи по искривлению;

б) обоснованный выбор современных способов и технических средств для производства работ с учетом специфики местных условий;

в) повышение квалификации исполнителей путем изучения специальной литературы, проведения курсов, семинаров, командировок по обмену опытом в передовые организации, приглашения консультантов и т. д.;

г) своевременная профилактика и контроль за состоянием техники и инструмента;

д) тщательная подготовка скважины к проведению работ;

е) разработка рациональной технологии проведения работ с учетом местных условий и контроль за ее соблюдением;

ж) использование КИП при выполнении работ;

з) учет проводимых работ, анализ результатов, изучение причин отрицательных результатов и аномальных случаев практики.

Безусловно, эффект от проведения этих организационных мероприятий будет значительно повышаться при объединении творческих усилий конструкторов и технологов по созданию надежной и безотказной отклоняющей техники, удовлетворяющей современным требованиям, и специального аварийного инструмента.

Одним из путей повышения безаварийности ОНД может служить обеспечение двойной линейной кинематической связи через ротор и через статор, что позволяет при поломке ротора извлечь весь отклонитель через статорную связь без проведения специальных работ.

Кроме того, поломки роторной части вследствие заклинивания, разрушения или прижога долота можно предотвратить, если ввести в состав снаряда специальное предохранительное устройство, ограничивающее возрастание забойного крутящего момента сил [2].

Авария и осложнения, возникающие после искусственного искривления - это обычно обрывы БТ и желобообразование в неустойчивых породах. Ликвидация обрывов в искривленных скважинах - дело сложное и трудоемкое. Причинами аварий и осложнений являются наличие интервалов с резкими изгибами трассы скважины; разнонаправленность искусственных искривлений; плохое состояние , обусловленное либо износом, либо низким качеством; приуроченность искривлений к интервалам неустойчивых, трещиноватых пород; разворот клина вследствие непрочного закрепления.

Одной из основных причин повышения аварийности при бурении дополнительных стволов является их высокая искривленность.

При анализе аварийности бурильных труб в искривленной скважине следует учитывать, что даже в прямолинейном стволе изгиб колонны в сжатой ее части может достигать значительной кривизны, которую можно определить по формуле [2]:

i = , (23)

где i - интенсивность искривления при изгибе труб, ?/м; f - радиальный зазор между наружной поверхностью трубы и стенкой скважины, м; l - длина полуволны в сжатой части колонны, м.

По расчетам Б. И. Воздвиженского, длина полуволны бурильных труб диаметром 50 мм может уменьшаться до 2,3 - 2,5 м при частоте вращения 600 об/мин. При диаметре скважины 76 мм интенсивность изгиба при этом будет достигать 1,05 ?/м; при 80 мм - 1,2 ?/м [2].

Сотрудниками ЗабНИИ проводились исследования аварийности при направленном бурении в Заречной ГРП с внедрением отклонителей СНБ-КО и ТЗ-3. За показатель аварийности n было принято число обрывов бурильных труб на 100 м бурения. При анализе большого объема буровых работ было установлено, что в обычном бурении n = 2. При анализе аварийности бурильных труб в направленном бурении, который был выполнен по 19 скважинам с 77 циклами искривлений отклонителями СНБ-КО и ТЗ-3, получены средние показатели аварийности соответственно 5,1 и 2,3 [2].

Коэффициент увеличения аварийности К, показывающий, во сколько раз при искривлении увеличивается число обрывов по сравнению с обычными скважинами, составил 2,5 для клина СНБ-КО и 1,1 для отклонителя ТЗ-3. В табл. 10 приведены показатели аварийности, среди которых наибольший интерес представляют материалы по скв. 234 и 557, где отклонителями СНБ-КО и ТЗ-3 выполнен почти равный набор кривизны с одинаковой общей интенсивностью, но наблюдалось разное число обрывов: в скв. 234 при работе СНБ-КО - девять, ТЗ-3 - один; в скв. 557 соответственно 8 и 2 [2].

Таблица 10

Показатели аварийности при бурении в Заречной ГРП

№ скв.	Откл-ль	Общее искр-ие, град	Интенсивность искривления, град/м	Число циклов искр-ия	Число обрывов на искривленных участках	Показатель 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

В табл. 11 приведены некоторые материалы по аварийности бурильных труб; полученные при бурении многоствольных скважин в Алексеевской ГРП Читинского ПГО, где для ответвления применялся комплекс СКО и для набора кривизны дополнительных стволов - отклонители ТЗ-3 [2].

Анализ данных табл. 11 показывает, что при бурении дополнительных стволов с общей интенсивностью искривления от 0,27 до 1,5 ?/м заметного увеличения аварийности бурильных труб не наблюдается [2].

Таблица 11

Данные по аварийности БТ в Алексеевской ГРП

№ скв.	Длина доп. ствола, м	Средняя интен-ть искр-ия, ?/м	Длина скв., мм	Показатель аварийности n	Коэффициент увеличения аварийности K
			осн. ствол	доп. ствол	осн. ствол	доп. ствол
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

В Гагаринской ГРП были изучены материалы по аварийности бурильных труб в 12 скважинах, где проводились искусственные искривления отклонителями ТЗ-3 (20 циклов) и СНБ-КО (10 циклов). На рис. 37 показана зависимость аварийности от общего набора кривизны по скважине при работе отклонителей СНБ-КО и ТЗ-3. В скважинах, где применялся отклонитель СНБ-КО (пунктирная линия), аварийность в 5 - 6 раз больше, чем при использовании отклонителя ТЗ-3 (сплошная линия) [2].

Рис. 37. Зависимость характера аварийности бурильных труб полного угла искривления ? при работе отклонителями ТЗ-3 и СНБ-КО.

Полученные результаты подтверждают преимущество плавного искривления, обеспечиваемого отклонителями непрерывного действия по сравнению с неравномерной кривой, получаемой при работе клиновыми отклонителями.

Кроме того, в Гагаринской ГРП исследовали связь между аварийностью и интенсивностью искусственного искривления отклонителями ТЗ-3. При этом были проанализированы материалы по направленному бурению 28 скважин, где было произведено более 100 циклов искривлений с различной интенсивностью локального искривления от 0,5 до 2,0 ?/м и более. Обработку материалов производили на ЭВМ «Наири-2» по программе полиномиальной регрессии, разработанной партией «АСУ - Читагеология». При этом были получены следующие зависимости [2]:

n = - 1,28 + 4,67 • i - 2;05 • i² - 4,56 • i³ + 4,63 • i⁴ - 1,08 • i⁵; (24)

n = 1,86 - 0,92 • ? - 0,14 • ?² - 0,17 • ?³ + 0,001 • ?⁵. (25)

На рис. 38 и 39 показаны зависимости аварийности от различных значений ? и i, которые показывают возможность появ-ления обрывов при ? > 3,3° и i > l,5 ?/м [2].

Рис. 38. Зависимость аварийности бурильных труб от величины пол-ного угла ?

Рис. 39. Зависимость аварийности бурильных труб от интенсивности искривления i

Полученные результаты представляют практический интерес, однако для выбора оптимальных параметров кривизны необхо-дим учет и других факторов.

Исходя из анализа ряда причин могут быть рекомендованы следующие пути снижения аварийности при направленном бурении:

а) изучение геологического разреза, кавернометрии скважин, состояния кернового материала с целью выбора рациональных интервалов, сложенных наиболее устойчивыми в данном комплексе породами;

б) применение современных способов искусственного искривления, обеспечивающих плавное изменение трассы скважины;

в) проектирование параметров трассы скважины с учетом оптимальной кривизны;

г) повышение качества ориентирования отклонителей для снижения и исключения разнонаправленности плоскостей искривления;

д) направленное бурение вертикально-наклонных скважин в неустойчивых интервалах пород вместо наклонных для снижения желобообразования;

е) применение гладкоствольной бурильной колонны при желобообразовании;

ж) проработка интервалов интенсивного искусственного искривления специальными жесткими компоновками для устранения желобов;

з) увеличение гибкости бурильной колонны в интервалах искривления комбинированием диаметров бурильных труб и включением буровых шарниров в замковые соединения;

и) совершенствование конструкции соединений бурильных труб;

к) применение смазывающих веществ, снижающих трение и усилие на вращение колонны.

Перечисленные рекомендации не исчерпывают всех возмож-ных мероприятий по снижению аварийности при направленном бурении. Их использование, разработка и реализация новых приемов позволят снизить непроизводительные затраты и повысить общую экономичность методов направленного бурения.

Заключение

Развитии е техники и технологии направленного бурения является одним из эффективных путей повышения качества и экономичности буровых работ. Несмотря на имеющиеся достижения в разработке новых технических средств при внедрении методов направленного бурения, пока еще не везде в полной мере используют благоприятные геолого-методические предпосылки для совершенствования методики поисков и разведки на основе направленного бурения, еще недостаточно высок общий технологический уровень выполнения работ.

Анализ современного состояния проблемы направленного бурения и изучение основных тенденций развития технического прогресса позволяет считать перспективными следующие пути повышения эффективности методов направленного бурения.

1. Более широкое использование возможностей направленного бурения для совершенствования методики разведки.

2. Совершенствование системы планирования и нормирования.

3. Обеспечении производственных организаций комплексами технических средств для искусственного искривления скважин, а в связи с этим расширение объема серийного производства этой техники

4. Повышение качества инклинометрии.

5. Повышение уровня квалификации специалистов.

6. Совершенствование технологии направленного бурение с целью повышения общей результативности работ м полного и использования возможностей техники с учётом местных условий.

7. Разработка новых отклонителей, комплекса специального породоразрушающего и вспомогательного инструмента, позволяя получать требуемую кривизну или ответвление в любых породах при сохранении высокого уровня производительности труда.

Список литературы

1. Зиненко В.П. Направленное бурение. Учебное пособие для вузов - М.: Недра, 1990.

2. Костин Ю.С. Современные методы направленного бурения скважин. М. Недра, 1981.

3. Морозов Ю.Т. Методика и техника направленного бурения скважин на твердые полезные ископаемые. - Л.: Недра, 1987.

4. Сулакшин С.С. Направленное бурение. - М.: Недра, 1987.

5. www.drillings.ru

6. www.gyro.ru