5.2. Способы предупреждения искривления ствола вертикальных скважин

Способом предупреждения искривления ствола скважины является любой технологический процесс, как совокупность действий, направленных на получение профиля скважины, соответствующего определению "вертикальная" в процессе ее проводки с помощью соответствующей КНБК или другого устройства для обеспечения вертикальности. Применяются следующие способы.

1. Способ, заключающийся в минимизации или устранении поперечной силы, возникающей на долоте при деформации компоновки и совмещении оси долота с осью скважины при установке опорно-центрирующих элементов.

2. Способ, заключающийся в использовании веса направляющего участка КНБК. Преимущественно используется при бурении вертикальных скважин в неустойчивых мягких горных породах, а также долотами большого диаметра при проходке верхних интервалов стволов скважин.

3. Способ, заключающийся в нейтрализации воздействия на процесс проводки ствола скважины поперечной составляющей силы, действующей со стороны долота на забой, путем постоянного вращения вектора этой силы вокруг оси скважины. Данный способ рекомендуется при проводке скважины в сложных геологических условиях.

4. Способ, заключающийся в перераспределении осевой нагрузки между долотом и установленным над направляющим участком КНБК расширителем и в уменьшении воздействия изгибающего момента на направляющий участок со стороны расположенной выше части бурильной колонны. Может быть использован при бурении скважин диаметром до 393,7 мм в устойчивых горных породах.

5. Способ, заключающийся в смещении в процессе бурения верхней части направляющего участка в сторону, противоположную направлению естественного искривления ствола скважины. В неустойчивых породах он часто более эффективен, чем другие способы, связанные с применением компоновок маятникового типа.

5.3. Компоновка низа бурильной колонны и устройства для предупреждения искривления вертикальных скважин

Реализация в вышеприведенном разделе способов предупреждения искривления вертикальных скважин осуществляется применением различных технических средств (КНБК, устройств, агрегатов и т.д.).

При бурении верхних интервалов долотами диаметром от 393,7 мм и выше наиболее эффективным техническим средством предупреждения искривления ствола является РТБ (агрегат реактивного и роторно-турбинного бурения). Основные данные по РТБ приведены в таблице 5.2. и на рисунке 5.1.

При бурении с единовременным расширением ствола скважины до диаметра 393,7 мм используются ступенчатые КНБК, включающие многошарошечный расширитель, которые применяются как при турбинном, так и при роторном способах бурения (рис. 5.2).

Наиболее эффективным техническим средством предупреждения искривления ствола при бурении скважин диаметром менее 393,7 мм в устойчивых породах являются жесткие КНБК, имеющие в своем составе не менее трех ОЦЭ (включая наддолотный калибратор).

Для улучшения условий работы долота в жестких КНБК обязательно применение калибратора, который должен соединяться с долотом без переводника.

Жесткие КНБК применяются как при роторном, так и при турбинном способах бурения. При турбинном способе бурения центраторы устанавливаются между шпинделем и первой секцией турбобура и между секциями забойного двигателя.

Использование жестких КНБК существенно улучшают условия работы долота за счет более надежного центрирования его в стволе скважины.

Таблица 5.2. Характеристики агрегатов роторно-турбинного бурения

Обозна-чение бура	Номи-нальный диаметр ствола сква-жины, мм	Диаметр (ГОСТ 20692-75) и коли-чество долот, мм/шт	Диаметр и коли-чество турбо-буров, мм/шт	Расход жидкости на комп-лект турбо-буров, л/с	Наиболь-ший попереч-ный размер, мм	Диаметр грузов утяжели-телей, мм	Удель-ная масса, кг/см, не менее	Макси-мально допус-тимая осевая нагрузка на доло-то, кН, не менее	Теорети-ческая масса бура, кг, не менее	Область применения (угол отклонения гаранти-руется до 1° на 1000 м)
1РТБ 394	393,7	190,5/2	172/2	50-56	302	382	208	60	8200	Бурение верхних вертикаль-ных интер-валов нефтяных, газовых, разведоч- ных и др. скважин
1РТБ 490	490	215,9/2	195/2	60-70	480	480	245	120	12000	То же
1РТБ 590	590	269,0/2	195/2	60-70	576	576	267	155	15800	"
1РТБ 640	640	295,3/2	195/2	60-70	624	624	265	165	17000	"
1РТБ 760	760	349,0/2	240/2	100	650	760	95	70	12000	Бурение водопони- жающих и др. скважин
1РТБ 920	920	444,5/2	240/2	100	710	850	85	75	13000	То же

Д

Рис. 5.1

ля бурения вертикальных скважин диаметром от 138,1 до 399,2 мм роторным способом, особенно в мягких породах, долотами малого диаметра с целью предупреждения искривления ствола рекомендуются специальные наддолотные стабилизирующие устройства (НСУ) (рис. 5.3), размеры которых приведены в таблице 5.3.

Рис. 5.3

Таблица 5.3. Размерный ряд НСУ

Шифр	Диаметр долота Ддол, мм	Диаметр, мм					Длина корпуса с центрато-ра, мм
		корпуса		буриль-ной трубы d1	УБТ ДУБТ	центратора (по лопастям) Д1
		наруж- ный Д	внут- рен-ний d
НСУ 127	138,1-151,0	127	97	89	95	137,3-150,2	8000
НСУ 140	157,1-171,4	140	110	89	108	156,3-170,6	8000
НСУ 168	185,7-190,5	168	120	114	108	184,5-189,7	8000
НСУ 172	190,0-200,0	172	120	114	108	189,2-199,2	8000
НСУ 194	211,1-222,2	194	150	127	146	210,3-221,5	12000
НСУ 229	250,8-269,9	229	150	140	146	250,0-269,1	12000
НСУ 254	292,9-311,1	254	185	140	178	292,1-309,5	12000
НСУ 273	317,6-399,2	273	185	140	178	316,0-347,6	12000

Для предотвращения искривления вертикальных скважин при бурении турбобуром в малоустойчивых породах долотами диаметром от 180,5 до 393,7 мм рекомендуется применять РТ – ребристую трубу по конструкции ГАНГ им. Губкина (рис. 5.4). Она выполняется в виде цилиндрической трубы с равномерно расположенными по ее поверхности продольными ребрами. Устройство устанавливается над забойным двигателем. Данная ребристая труба наиболее эффективно работает с односекционными турбобурами.

При бурении скважин с РТ, когда диаметр долота больше 295,3 мм, между шпиндельной и рабочей секциями турбобура устанавливается неполноразмерный центратор, диаметр которого должен быть равен полусумме диаметров обсадных труб (опущенных в скважину) и их соединений. Эксцентричные КНБК следует применять для предупреждения искривления стволов скважин в сложных геологических условиях при бурении ротором или турбобуром с одной секцией забойного двигателя.

Компоновка с маховиком включает: долото, ОЦЭ, одну, как правило, секцию маховика, забойный двигатель, центратор ЦД или межсекционный. Она применяется для предупреждения искривления скважин при бурении турбобуром в районах со сложным геологическим строением.

Диаметры центраторов и расстояния между ними для эффективной работы КНБК с маховиком также, как и для других подобных КНБК, должны быть заранее рассчитаны.

Рис. 5.4