Что такое кнбк в бурении

Что такое кнбк в бурении

Компоновки УБТ с центраторами нашли широкое применение ( см. 13.1 ) при роторном и турбинном бурении скважин.

При выборе диаметра УБТ, входящего в состав КНБК исходят из соображений обеспечения наибольшей жесткости сечения EJ в заданных условиях бурения.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций УБТ должно быть не менее 1,6-1,7. Исходя из этих соображений, необходимо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота

Например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддолотную часть.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость.

Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей дине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.

Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.

Схемы жестких отвесных компоновок показаны на рис. 13.1

Источник

Элементы компоновок низа бурильной колонны

Основные понятия, термины и определения

Компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) называется нижняя часть бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, забойный двигатель и утяжелённые бурильные трубы (УБТ), опорно-центрирующие элементы (ОЦЭ), телеметрическую систему, а также технологические элементы бурильной колонны (ясы, безопасные переводники и др.).

Забойный двигатель-отклонитель – забойный двигатель (турбобур, винтовой забойный двигатель, электробур) с искривлённым корпусом, предназначенный для ориентированного бурения.

Телесистема – устройство для измерения траекторных (зенитный угол, азимут, угол установки и азимут забойного двигателя-отклонителя), технологических (осевая нагрузка, крутящий момент, внутритрубное давление, частота вращения вала забойного двигателя-отклонителя) параметров, а также геофизических параметров горной породы в процессе бурения (гамма-каротаж, резистивиметрия и т. п.).

Калибратор – породоразрушающий инструмент, устанавливаемый над долотом для выравнивания ствола до номинального диаметра долота, снижения поперечных колебаний, стабилизации работы долота и вала забойного двигателя.

Центратор – опорно-центрирующий элемент, используемый для оснащения КНБК в целях стабилизации параметров кривизны ствола скважины.

Отклоняющая сила – сила, с которой долото давит на стенку скважины в поперечном направлении. Отклоняющая сила численно равна поперечной реакция стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению.

Элементы компоновок низа бурильной колонны

2.1 Утяжелённые бурильные трубы (УБТ)

УБТ – толстостенные стальные бурильные трубы, которые устанавливаются в нижней части бурильной колонны и нужны для создания осевой нагрузки на долото и придания КНБК необходимой жёсткости. Применяются как гладкие, так и спиральные УБТ. При бурении в осложнённых условиях наклонных скважин применение спиральных труб более предпочтительно (рисунок 2.1). Спиральные выемки уменьшают площадь контакта поверхности УБТ со стенкой скважины на 40%, что снижает риски дифференциального прихвата КНБК.

Рисунок 2.1 – Гладкая и спиральная УБТ

2.2 Немагнитные УБТ (НУБТ)

Немагнитные УБТ обычно бывают гладкие (без спиральной нарезки), изготовляются из специальной нержавеющей стали.НУБТ необходимы для размещения приборов (инклинометров, забойного модуля телесистемы) с магнитным датчиком азимута.

2.3 Укороченные УБТ

Укороченные или патрубки являются укороченным аналогом обычных УБТ. Длина укороченных УБТ не превышает 5 м. В направленном бурении укороченные УБТ применяются в различных КНБК.

2.4 Перепускной клапан

Перепускной клапан над винтовым забойным двигателем устанавливают с целью заполнения бурильной колонны буровым раствором при спуске бурильной колонны и опорожнения при её подъёме.

2.5 Наддолотный переводник

Это переводник, как правило, «муфта-муфта», который устанавливается непосредственно над долотом.

2.6 Шламометаллоуловитель (ШМУ)

Шламометаллоуловитель (рисунок 2.2) представляет собой стальной переводник с внешним кожухом, который образует полость для сбора шлама и частиц металла.

Рисунок 2.2 – Шламометаллоуловитель (ШМУ)

Это короткий переводник (обычно «муфта-ниппель»), который применяется для точной регулировки длины секций КНБК.

2.8 Толстостенные бурильные трубы (ТБТ)

Это трубы промежуточного типа между УБТ и обычными бурильными трубами с размерами бурильной трубы. Соединения ТБТ имеют бóльшую длину, что обеспечивает более надёжное соединение и предотвращает абразивный износ наружной поверхности труб. Поверхность таких труб защищена от абразивного износа центральными утолщениями. Жёсткость на изгиб ТБС меньше чем у УБТ. Они имеют меньшую площадь контакта со стенкой ствола скважины. При этом вероятность дифференциального прихвата уменьшается. Такие трубы позволяют выполнять бурение с высокими скоростями вращения и меньшим крутящим моментом.

Калибраторы являются породоразрушающим инструментом и обычно устанавливаются непосредственно над долотом. У большинства калибраторов правая винтообразная конфигурация лопастей, которые покрыты различными твёрдосплавными материалами (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 – Калибратор

Центратор – это опорно-центрующий элемент бурильной колонны. Центраторы имеют прямые или винтовые опорные лопасти, применяется для оснащения КНБК (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 – Центраторы

2. 11 Центраторы с изменяемым диаметром

Диаметр такого центратора можно изменять в процессе бурения на забое. Он имеет два положения – максимальный и минимальный диаметр (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 – УправляемыйцентраторконструкцииАндергейдж

2.12 Расширители Расширители служат для увеличения диаметра ствола скважины. Расширителимогутбытьтрёх- и шестишарошечными (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 – Расширители шарошечные

2.13 Забойные двигатели

Забойные двигатели предназначены для вращения долота и устанавливаются в нижней части бурильной колонны. По принципу работы забойные двигатели разделяются на турбобуры, винтовые забойные двигатели (ВЗД) и электробуры. Турбобур – это гидродинамическая машина, в которой используется принцип центробежного течения потока жидкости. ВЗД – гидравлическая героторная машина объёмного типа. Электробур – электрический двигатель, для работы которого необходим подвод электроэнергии. Забойные двигатели состоят из секций, корпуса которых соединяются с помощью резьбы. Обычно это одна шпиндельная секция и одна или несколько (у турбобура) рабочих секций.

2.14 Искривлённый переводник

Искривлённый переводник (рисунок 2.7) обычно изготавливается с резьбовыми соединениям типа «ниппель – муфта». Ниппель изготавливается таким образом, что он имеет некоторый угол относительно корпуса переводника. Обычно величина этого угла находится в пределах 1-3° с промежутками в 0,5°. Искривлённый переводник устанавливается непосредственно над забойным двигателем или между его рабочей и шпиндельной секциями. Изменение угла перекоса секций забойного двигателя достигается путём замены искривлённого переводника, что обычно осуществляется в цеху сервисного предприятия.

Рисунок 2.7 – Искривлённый переводник

2.15 Механизм искривления

Механизм искривления (рисунок 2.8) предназначен для создания перекоса секций забойного двигателя с некоторым шагом. Позволяет оперативно изменять угол искривления забойного двигателя-отклонителя непосредственно на буровой.

Рисунок 2.8 – Механизм искривления

2.16 Передвижнойцентратор забойного двигателя

Передвижной центратор (рисунок 2.9) может устанавливаться в любом месте на корпусе забойного двигателя.

Рисунок 2.9 – Передвижнойцентратор забойного двигателя

2.17 Ниппельныйцентратор забойного двигателя

Ниппельный центратор (рисунок 2.10) устанавливается только в нижней части шпинделя забойного двигателя на специальном переводнике.

Рисунок 2.10 – Ниппельный центратор забойного двигателя

2.18 Направляющая секция КНБК забойного двигателя-отклонителя

Часть КНБК (забойного двигателя-отклонителя), включающая долото, калибратор, нижний центратор (искривлённый переводник). Длина (L) направляющей секции равна расстоянию от рабочего торца долота до верхнего торца центратора (искривлённого переводника или механизма искривления) (рисунок 2.11).

Рисунок 2.11 – Направляющая секция КНБК (а) и забойного двигателя-отклонителя (б)

Ясс предназначен для создания ударных нагрузок в осевом направлении с целью освобождения в случае заклинки КНБК в сужении ствола или в случае прихвата. Яссы могут быть гидравлические, механические или гидромеханические.

2.20 Роторные отклонители

Устройства для направленного искривления ствола скважины роторным способом (рисунок 2.12).

Рисунок 2.12 – Роторный отклонитель «Кедр» для направленного бурения роторным способом: а – схема комплекса; б – комплекс в рабочем положении; в – комплекс в транспортном положении: 1 – подшипниковый узел; 2 – искривлённый корпус; 3 – нижний вал; 4 – клиновой ползун; 5 – наружный шарнир; 6 – промежуточный вал; 7 – возвратная пружина; 8 – разделительное кольцо; 9 – втулка; 10 – узел блокировки; 11 – верхний подшипниковый узел; 12 – верхний вал; 13 – приводная пружина

2.21 Роторные управляемые системы (РУС)

Предназначены для бурения искривлённых и прямолинейных интервалов профиля скважины в автоматическом режиме при вращении бурильной колонны. РУС (рисунок 2.13) включает следующие основные узлы:

— отклоняющее устройство;
— забойную телесистему с навигационными и каротажными датчиками;
— источник питания (генератор или аккумулятор);
— наземную аппаратуру;
— канал связи забойной телесистемы с наземной аппаратурой.

В некоторых современных модификациях в состав РУС включается винтовой забойный двигатель.

Рисунок 2.13 – Роторные управляемые системы

По принципу управления РУС разделяются на два основных вида:
— изменение величины и направления отклоняющей силы на долоте (рисунок 2.13, а);
— изменение направления угла перекоса долота (рисунок 2.13, б).

Источник

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

ГЛАВА 3

До появления систем MWD и искривлённых двигателей, существовали “классические” методы работы в направленном бурении (т.е. зарезка в стволе 17 1/2”) и это делалось следующим образом:

2. В скважину опускалось долото (размером 17 1/2” или меньшим), забойный двигатель и кривой переводник. На коротком участке производились магнитные или (при необходимости) гироскопические измерения координат. Скважину закривляли до 8 0 в твердых формациях и до +/-15 0 в мягких. Выйдя на требуемый азимутальный угол, КНБК поднимали.

Появление MWD (система измерения во время бурения) дало возможность большего контроля и стало возможным производить ориентировку в каждой стадии зарезки и набора/потери угла. В мягких формациях стало возможным набирать/терять максимальный требуемый уровень (даже до +/-50 0 ) при комбинации: долото/ забойный двигатель/кривой переводник/MWD при условии, что силы трения не становятся чрез­мерно большими. Это позволило сэкономить на одной спускоподъемной операции.

С появлением искривлённых двигателей стало возможным выполнить полный цикл с одной только КНБК, в состав которой входят : долото / искривлённый двигатель / ста­билизатор / MWD. КНБК этого типа рассматриваются в главе 11. Значительно большая цена с лихвой компенсировалась на экономии времени при спускоподъёмных опера­циях, удобством в работе и уменьшением износа буровой колонны.

Однако, на многих месторождениях работа “ по старинке “ оказывается дешевле. В дополнение, необходимо отметить, что условия в скважине становятся лучше (уменьшаются силы трения) если производится более одной спускоподъемной опера­ции. Были проведены серьезные исследования в рамках проекта DSE по сравнитель­ному анализу применения обычных роторных и искривлённых КНБК. Вышеприведен­ные аргументы во многом базируются на этих результатах.

Появление забойных двигателей с устанавливаемым на буровой углом и с уста­новкой угла в забое сделало искривлённые двигатели еще более привлекательными. Буровой мастер больше не паникует, когда желаемая кривизна ствола не получается с определенной установкой угла. Однако, все же имеется еще достаточно широкая об­ласть, где следует отдать предпочтение обычным, прямокорпусным моторам с кривым переводником по соображениям более низкой стоимости бурения без достаточно точ­ного выдерживания запланированного профиля ствола скважины.

Источник

Виды компоновок низа бурильной колонны

Компоновка низа бурильной колонны – понятие, которое включает в себя комплекс внутрискважинного оборудования, расположенного в нижней части бурильной колонны. В состав такого комплекса включаются утяжеленные бурильные трубы, забойный двигатель, породоразрушающий инструмент, а также системы телеметрии, инструменты для центрирования и калибрования и прочие технологические устройства.

Виды компоновок низа бурильной колонны определяются на основе целей применения конструкции. В классификации выделяют компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальных скважин, а также компоновки для бурения не искривленных стволов с уклоном и искривленных интервалов для наклонных и горизонтальных скважин. Кроме того, в качестве отдельного типа выделяют роторные управляемые системы.

При бурении вертикальных скважин ключевой целью является предотвращение возможности искривления ствола, а в случае искривления – возможность исправления и приведения ствола к вертикали. Подобные задачи решаются за счет использования так называемого эффекта маятника: увеличивая интенсивность фрезеровки стенки ствола боковой поверхностью породоразрушающего инструмента, на нем одновременно создается максимально возможная отклоняющая сила, которая направлена в противоположную сторону относительно искривления ствола.

Кроме того, стабилизация несущественного показателя зенитного угла скважины может обеспечиваться и за счет оптимального центрирования нижней части компоновки низа бурильной колонны, которое в свою очередь обеспечивается посредством выбора необходимого расстояния для размещения опорно-центрирующих элементов от породоразрушающего инструмента. Уменьшение показателя искривления может достигаться за счет изменения направления оси породоразрушающего инструмента или отклоняющей силы.

Виды компоновки низа бурильной колонны для создания вертикальных скважин включают маятниковые, жесткие и ступенчатые компоновки, а также роторные управляемые системы.

Для бурения наклонных прямолинейных скважин важен точный расчет диаметра центратора и длины направляющей секции, поскольку точные показатели обеспечивают сохранение заданного значения зенитного угла и кривизны ствола. Стабилизация направления бурения возможна при соблюдении условия совмещения оси долота с осью прямолинейного ствола и устранения отклоняющей силы на долоте.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

Источник

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

Обязанности инженера направленного бурения

В любой скважине необходимо учитывать эффект плавучести колонны в буро­вом растворе ( BF ). Чем выше вес бурового раствора, тем ниже величина BF и меньше вес, доходящий на долото. Плавучесть может существенно повлиять на вычисление нагрузки на долото. Для бурового раствора с 14 фунт/галлон, 21% веса, измеренного на воздухе, “ теряется “ из-за эффекта плавучести.

L = W cos a

Для отклоняемых скважин, максимальный наклон должен определяться вычис­лениями веса на долото, который можно приложить.

Вес, который можно приложить к долоту =(Вес КНБК с учетом плавучести)* cos угла наклона.

В вычислениях необходимой нагрузки на долото, применяется фактор безопас­ности. Её величина обычно составляет 10%-25%.

Вес КНБК в воздухе = (необходимая нагрузка на долото + фактор безопасно­сти)/(фактор плавучести * cos a).

Может применяться и комбинированная буровая колонна. Обычно она включает в себя два (или более) различных размера УБТ, находящихся ниже хевивейт-труб. Эф­фективная нагрузка на долото расчитывается как и в вышеприведенном примере, но с учетом различного веса этих УБТ.

Предложите комбинированную компоновку КНБК для выдерживания направле­ния.

Замечание: Нижняя часть КНБК (которая определяет способность КНБК к вы­держиванию заданного направления) выбирается на основе полученного опыта бурения в данном районе.

Вес КНБК ниже ясса = (необходимый вес на долото + фактор безопасности) / (фактор плавучести * cos наклона) =(45000+4,500)/(0,817* cos30 0 ) = 69,960фнт.

8”х2 13/16” вес УБТ 4642,6 фнт на фт длины

6 1/2” х 2 1/2” вес УБТ 2979,8 фнт на 31 фт. длины

5” х 3” вес хевивейт- трубы 1480 фнт. на 30 фт. Длины

Замечание: При первичном выполнении вычислений нагрузки на долото полезно знать:

Вес одной хевивейт-трубы 5” х 3” приблизительно равен весу одной 8” х 2 13/16” УБТ.

Нижние 120 футов КНБК будут определять ее свойство выдерживать направле­ние. Существует несколько возможностей обеспечения полного необходимого веса КНБК.

8 х 8” УБТ. = 37,140 фнт.

11 х 5” Хв. = 16,280 фнт.

Полный вес КНБК в воздухе. = 71,300 фнт.

Замечание: Немагнитные УБТ и УБТ для MWD рассматриваются как часть 8” УБТ.

Типичная КНБК могла бы быть:

12 1/4” долото + 12 1/4 стабил. + 8” спиральн. УБТ + 12 1/8” стаб. + MWD + переп. клап. + 12 1/4 стаб. +1х8” немагн. УБТ + 6х8”УБТ + Х/О + 6х6 1/2”УБТ + Х/О +11х5” хевивейт-тр. + гибкий замок + 6 1/2”ясс +9х5”хевивейт тр.

Замечание: С точки зрения выбора положения ясса, необходимо учитывать сле­дующее:

На практике, хорошим компромиссом является расположение ясса у самого ос­нования свечи из хевивейт-труб. Даже если яссы сжаты в КНБК, то маловероятно, что их механизмы будут иметь нагрузку растяжения в 5000 фнт. при бурении.

В заключение, относительно расположения яссов в КНБК, существует только два ограничения:

1. Механизмы яссов должны всегда быть под растягивающим напряжением в 5000фнт. при бурении. Яссы могут работать “при сжатии” с точки зрения прилагаемого веса на долото. Однако, из-за эффекта плавучести, наклона ствола, натяжение выше ясса при бурении должно быть по крайней мере на 5000фнт. меньше, чем растягиваю­щая сила давления внутри механизма ясса.

2. Над яссами необходимо иметь 5000фнт. веса КНБК для того, чтобы иметь некоторую массу для воздействия ясса. Эти 5000 фнт. вместе с 20000 фнт. бурильных труб выше КНБК дают минимальное значение установки ВНИЗ ясса. В главе 6 об этом написано более подробно.

Работа с буровым оборудованием.

Инженер направленного бурения должен находиться на буровой площадке во время поднятия с пола или укладки на него КНБК. При этом необходимо руководство­ваться нижеприведенными правилами и строго соблюдать правила безопасности.

1. Описание последующей КНБК должно быть передано буровому мастеру и его помощнику заранее. Инструменты, предназначенные к поднятию, должны быть про­маркированы и идентифицированы помощником бурового мастера (или, если это воз­можно, оператором крана). Ни в коем случае не должно возникать ситуации, когда не понятно, что именно поднимается/опускается.

2. При перемещении забойных двигателей, УБТ, стабилизаторов и.т.п. необхо­димо пользоваться краном. Во избежание возможного повреждения оборудования, не­обходимо применять соответствующую подъемную технику.

3. Проверьте наличие протекторов резьбы на всем оборудовании, предназна­ченном для направленного бурения, особенно при укладке его на пол и поднятии.

4. Не загораживайте поле зрения бурильщика, при проведении рабочих опера­ций с КНБК. Никогда не становитесь между бурильщиком и роторным столом.

5. Будьте внимательны, находясь на буровой во время проведения там любых работ. Оденьтесь в соответствующую рабочую одежду и наденьте защитный шлем.

6. Планируйте (консультируясь с буровым мастером) наиболее эффективный и безопасный способ подъёма и спуска КНБК.

7. Перед началом подъемной операции убедитесь, что буровой мастер знает используемую КНБК и при подъеме не возникнет ситуации непонимания.

8. Проверьте поверхность каждого элемента КНБК до развинчивания соедине­ний. Небольшие повреждения торцов можно устранить на месте. Проверьте также резьбовые соединения. Помните, что резьбовые соединения УБТ подвержены повреж­дениям размывания.

9. Убедитесь в том, что имеется соответствующая смазка замков компонент КНБК и, что щетка для очистки резьбы и контейнер со смазкой поддерживаются в чис­том состоянии на сколько это позволяют условия буровой.

11. При замене втулок стабилизатора иногда приходится применять молоток. Убедитесь, что рабочий, выполняющий эту операцию, пользуется защитными очками, а лица, не имеющие отношения к выполнению этой работы, находились бы на безопас­ном расстоянии.

12. Буровой мастер не должен использовать вес УБТ для проталкивания перепу­скного клапана (размещенного в верхней части долота) в наддолотный стабилизатор. Этот метод может привести к заталкиванию резинового уплотнителя перепускного клапана в область резьбового соединения долота и стабилизатора.

13. Не находитесь рядом с роторным столом во время открытия противовыбро­сового превентора.

15. С особой осторожностью следует обращаться с забойным двигателем. Нельзя использовать подъемный переводник двигателя для подъема других элементов.

17. Иногда представитель компании может спросить мнение инженера по на­правленному бурению о состоянии долота при его подъеме. Правильная оценка его со­стояния инженером повысит мнение о нем со стороны руководства.

18. Хорошее взаимопонимание между инженером направленного бурения и бу­ровым мастером имеет жизненно важное значение для успешной работы. Инженер должен работать с буровым мастером вместе, а не как надзиратель. Кооперация ведет к успеху.

Изменение направления ствола

Технология отклонения ствола применяется на платформах для бурения новой скважины вблизи других с минимальным риском столкновения. Обычно начальный участок ствола бурится с небольшим набором угла (примерно 1/100’) в выбранном на­правлении. Из-за магнитной интерференции от соседних обсадных колонн, ориента­цию выполняют по результатам гироизмерений.

Другими случаями изменения направленности ствола являются:

2. Продолжить горизонтальный участок ствола на столько, на сколько это воз­можно.

* Самым распространенным методом является применение забойного двига­теля. Существуют два способа:

2. Применение долота 26” и забойного двигателя 9 5/8”. В этом случае требу­ется больший угол установки на кривом переводнике (2 0 ). В мягкой породе в стволе большого диаметра трудно набрать угол. Эта техника, также приводит к необычно вы­сокому износу двигателя.

Забойный двигатель/кривой переводник КНБК можно использовать для зарезки скважин, коррекции ствола или для отхода от вертикали. Типичная КНБК для этих це­лей представляет собой:

Долото, забойный двигатель, кривой переводник, перепускной клапан, ориенти­рующий переводник (UBHO), немагнитные УБТ, стальные УБТ, хевивейт-трубы, бурильные трубы.

Конец корректировки направленности ствола может быть завершен только пра­вильной ориентацией двигателя. Направление, в котором должен остаться инструмент после ориентации можно найти с помощью OUIJA BOARD.В этом методе используют векторные диаграммы. Применение OUIJA BOARD будет объяснено в другом месте этого раздела.

Оно может быть найдено также и математически. Для того, чтобы действи­тельно знать как расположена ось кривого переводника, могут быть использованы раз­личные методы. Замеры должны дать нам наклон, направление и угол поворота относи­тельно оси. Во всех случаях ось кривого переводника должна оставаться опорной для определения угла поворота относительно оси. До недавнего времени, пока не появи­лись надежные системы MWD, обычно ориентировались с помощью магнитного ме­тода ориентации или с помощью

метода “ пера “. Магнитный метод ориентации редко применяют сегодня. Там, где приходится обходиться без MWD, применяют метод “ пера “.

Параметры на забое, особенно давление, должны поддерживаться постоянными при работе с забойным двигателем. Это должно обеспечить постоянство реактивного момента и, следовательно, поворота КНБК (при условии равномерности породы).

Уменьшение скорости потока бурового раствора приводит к уменьшению реак­тивного момента. Уменьшение нагрузки на долото приводит к уменьшению реактив­ного момента. И наконец, применение менее агрессивного долота приводит к уменьше­нию реактивного момента.

Магнитный и гравитационный способы ориентации

Этот способ называется магнитной установкой ориентации. При наклонах, больших чем 5 0 ориентация устанавливается по высокой (потолочной) стороне ствола как опорной. Этот метод называется ориентацией по высокой стороне или гравитаци­онным. Это относится ко всем способам измерения координат.

Чем больше наклон ствола, тем большие разрушения стенок могут произойти. Необходимо иметь в виду и то, что в рыхлых породах из-за гидравлической эрозии так же происходит потеря угла.

Угол можно потерять потом (если потребуется) с использованием роторной КНБК.

При выполнении коррекции вправо, помните, что реактивный момент будет меньше вычисленного на основе руководства по применению забойных двигателей. Если эта установка приводит к увеличению наклона при повороте направо (т.е. момент оказывается большим, чем требуется), то при следующей установке нужно сориентиро­вать долото еще правее.

Из вышеприведенного видно, почему коррекция в право считается более легко выполнимой, чем влево.

Зарезка / корректировка / направленный отход

По-видимому, это самая трудная и ответственная часть работы инженера на­правленного бурения. Здесь мы будем иметь дело с магнитной (не гироскопической) ситуацией.

При ориентации с помощью метода “пера”, на его магнитном координатном диске имеются пять компонент, определяющие направленность и ориентацию относи­тельно оси (рис.6-3).

а). Опорная линия на кривом переводнике.

b). Шпонка втулки UBHO,(выставленная точно по по опорной линии).

с). Хвостовик “пера” на основании измерительной передачи. Выемка на “пере” расположена на шпонке (b).

d). Положение Т-головки снеббера на вершине измерительной передачи. При сборке измерительной передачи, она должна быть точно выставлена по центру выемки “пера”.

е). Указатель на приборе измерения угла по компасу (для инструментов Sperry-Sun) или для других приборов, где индикатором является стрелка или короткая жирная линия, должен быть направлен под углом 180 0 по отношению к d.

Оценочные значения реактивного момента для забойного двигателя 1:2

Оценочные значения левого момента при зарезке в вертикальном стволе.

Глубина зарезки (фт)

Оценочные значения момента

5000- конечная глубина

Оценка изменения направления момента при установке отклонителя 95 0 при максимальном повороте

относительно высокой стенки ствола

Источник