7.1. Компоновки для бурения вертикальных участков скважин

Первый интервал практически всех скважин вертикален и при бурении необходимо обеспечить минимальное искривление ствола, особенно при кустовом способе с целью исключения пересечения стволов. Наиболее распространенными для этих целей являются жесткие КНБК, обеспечивающие совпадение осей скважины и компоновки при исключении поперечной фрезерующей силы. Это достигается установкой над долотом калибратора и центратора между шпинделем и первой секцией забойного двигателя (рис. 34, а), а также между секциями. В ряде случаев, если интенсивность искривления для такой компоновки превышает допустимую, между калибратором и валом турбобура включается маховик (рис. 34, б) - отрезок УБТС длиной до 3 м, обеспечивающий гироскопический эффект. Для этих же целей используются компоновки, в которых на корпусе забойного двигателя наварены два шестипланочных центратора. Такие же КНБК применяются наклонных участков ствола для стабилизации зенитного угла и азимута.

В мягких горных породах хорошие результаты по бурению вертикальных участков дают так называемые маятниковые компоновки, в которых используется эффект большой массы нижней части КНБК. Для этого над забойным двигателем устанавливают УБТ. При необходимости в компоновку УБТ включаются один или два центратора (рис. 34, в). Для предотвращения продольного изгиба компоновки, который приводит к искривлению скважин, осевая нагрузка ограничивается. Практически для условий Западной Сибири при использовании турбобуров диаметром 240 мм максимальная осевая нагрузка колеблется от 130 до 320 кН в зависимости от конкретных геолого-технических условий. При установке центратора на расстоянии 25-30 м от долота нагрузка может быть увеличена на 25-30 %.

При значительном искривлении скважин применяют компоновки, у которых стабилизирован направляющий участок; УБТ квадратного сечения; ступенчатые компоновки, в которые при сравнительно малом диаметре долота включается расширитель необходимого диаметра (рис. 34, г). Это приводит к перераспределению осевой нагрузки и уменьшению изгиба направляющего участка [3]. Положительные результаты дает также вращение компоновок, ротором с минимально возможной частотой.

7.2. Компоновки для регулирования зенитного угла наклонных скважин

Стабилизация, уменьшение или увеличение зенитного угла наклонно направленных скважин достигается установкой в КНБК центратора на соответствующем расстоянии от торца долота (рис. 34, д). На рис. 35 показаны теоретические зависимости интенсивности искривления от этого расстояния для различных диаметров долот, турбобуров и центраторов [4]. Анализ приведенных графиков показывает, что общие тенденции искривления скважин для различных случаев сохраняются. При малом расстоянии до центратора интенсивность искривления близка к 0, затем возрастает до некоторого максимума, а затем снижается. Следует отметить существенное влияние диаметра центратора. При его уменьшении даже на 2 мм интенсивность искривления снижается в некоторых случаях в 2 раза.

На основании этих теоретических зависимостей и опыта бурения в Западной Сибири для управления зенитным искривлением рекомендуются различные компоновки с центраторами, приведенные в табл. 6 [4].

Рис. 34. Неориентируемые компоновки для управления искривлением скважин: 1 - долото; 2 - калибратор; 3 - забойный двигатель; 4 - центратор; 5 - бурильные трубы; 6 - маховик; 7 - УБТ; 8 - расширитель

Вместе с тем, в некоторых случаях в зависимости от конкретных геолого-технических условий могут быть некоторые отклонения от этих общих рекомендаций.

На практике для управления искривлением скважин находят применение следующие неориентируемые КНБК. При необходимости увеличения зенитного угла с интенсивностью до 5 град/100 м в компоновку включаются два устанавливаемые над долотом калибратора без центраторов на корпусе забойного двигателя. Для снижения зенитного угла с интенсивностью до 3 град/100 м используются так называемые гладкие компоновки, т.е. без центраторов. Для более интенсивного снижения зенитного угла (до 15 град/100 м) между долотом и калибратором включается бурильная труба длиной до 12 м.

Следует отметить, что при применении неоринтируемых компоновок более стабильные результаты получаются при искривлении скважин в сторону уменьшения зенитного угла. Кроме того, в большинстве случаев при этом происходит самопроизвольное искривление ствола влево по азимуту. Эти факторы необходимо учитывать при проектировании профилей направленных скважин. Поэтому рационально задавать проектный отход несколько больше требуемого, а проектную точку вскрытия правее заданного центра круга допуска.

Вообще же необходим постоянный сбор всей исходной информации по искривлению скважин и ее обработка с целью выявления тех или иных факторов и закономерностей искривления для конкретных условий.

Таблица 6