
- •Призначення та складові елементи бурильної колони
- •Умови роботи бурильної колони
- •Ведучі бурильні труби
- •Бурильні труби
- •Обважнені бурильні труби
- •Бурильні замки та з’єднуючі муфти
- •Перехідники
- •8. Осьові напруження та деформації.
- •17. Форма обертання бурильної колони
- •18.Експлуатація елементів бурильної колони.
- •19.Комплектування бурильних труб та облік роботи комплекту.
- •21. Буріння свердловин з використанням колтюбінга.
- •22. Вибір типів і діаметрів обт та бт і кнбк
- •23. Вибір необхідної довжини обт
- •24. Розрахунок колони на статичну міцність.
- •25.Розрахунок колони на витривалість
- •26. Основні поняття про викривлення свердловин (зенітний та азимутальний кути,довжина ствола, глибина, зміщення).
- •27. Інтенсивність викривлення свердловини (зенітна, азимутальна та просторова абозагальна).
- •28.Основні лінії та площини тригранника зв'язаного з просторовою кривою.
- •29.Кривизна та кручення кривої.
- •30. Негативні наслідки викривлення свердловин.
- •31.Основні причини довільного викривлення свердловин. Буровий індекс анізотропії.
- •32.Вплив геологічних факторів на довкілля викривлення свердловин.
- •33. Вплив технічних факторів на викривлення свердловин.
- •34. Вплив технологічних факторів на викривлення свердловин.
- •35. Напрямна ланка бурильної колони. Відхилююча та випрямляюча сили. Кут стабілізації викривлення.
- •36. Методи попередження довільного викривлення свердловин.
- •37.Класифікація компоновок низу бурильної колони для попередження викривлення свердловин.
- •38.Маятникові компоновки низу бурильної колони.
- •39.Жорсткі компоновки низу бурильної колони.
- •40.Компоновки низу бурильної колони, які ґрунтуються на принципі центрування
- •41.Мета і способи буріння похило-скерованих свердловин.
- •42.Профілі похило-скерованих свердловин.
- •46.Вибір профілю похило-скерованої свердловини
- •47. Відхиляючі пристрої при роторному способі буріння.
- •49.Відхиляючі пристрої при бурінні гвинтовими вибійними двигунами і електробурінні
- •51.Орієнтування відхиляючого інструменту за мітками.
- •52.0Рієнтування відхилювана інклінометра і магнітним перехідником.
- •53.Орієнтування відхиляючої компоновки з допомогою телеметричної системи.
- •54.Розрахунок мінімально-допустимих радіусів кривизни з умови вільного проходження вибійних двигунів
- •59.Розрахунок профілю похило-скерованої свердловини
- •61.Визначення кута закручування бурильної колони від реактивного моменту вибійного двигуна
- •62.Визначення кута довороту відхилювана.
- •63.Методи визначення координат осі свердловини за даними інклінометри.
- •64.Визначення координат осі свердловини за тангенціальним методом.
- •65.Визначення координат осі свердловини за балансно-тангенціальним методом (методом тангенціальної рівноваги).
- •66.Визначення координат осі свердловини за методом середнього кута.
- •67.Визначення координат осі свердловини за методом мінімальної кривизни.
- •68.Визначення координат осі свердловини за методом радіуса кривизни.
- •69.Визначення координат осі свердловини за методом «Меркюрі» (ртутним методом).
- •70.Визначення відстані мшж точками заміру,довжини дуги… за даними приросту координат.
- •72.Мета і задачі горизонтальних свердловин.
- •73.Профілі горизонтальних свердловин.
- •74.Багатовибійні свердловини з горизонтальними і похило скерованими стволами.
- •75.Багатоярусні свердловини.
- •76.Радіально- розгалужені свердловини.
- •77. Умови, які спричиняють необхідність кущового буріння свердловин.
- •78. Особливості технології кущового буріння свердловин.
- •79. Розрахунок сферичних параметрів траєкторії свердловини з допомогою годографа.
61.Визначення кута закручування бурильної колони від реактивного моменту вибійного двигуна
В
умовах використання вибійних двигунів
під дією крутного моменту від корпуса
вибійного двигуна нижня частина бурильної
колони повертається відносно їх верхньої
частини на деякий кут «
»
проти годинникової стрілки, тобто у
напрямку, протилежному обертанню вала
вибійного двигуна та долота.
Якщо б по всій довжині колони бурильних труб не було втрат на тертя, то кут закручування бурильної колони можна визначити із залежності:
,
(151)
де – кут закручування, радіан;
–
реактивний
момент на корпусі вибійного двигуна,
рівний за величиною активному моменту
на валу, Н∙м;
–
довжина
колони труб, м;
–
модуль
зсуву, Па;
–
полярний
момент інерції, м4.
Фактично
колона бурильних труб у похилому стволі
лежить на стінці свердловини і її
повороту перешкоджає момент тертя
колони об стінку свердловини
,
величина якого залежить від ваги одного
метра труб, їх зовнішнього діаметра ,
кута викривлення і коефіцієнта тертя
труб об стінки свердловини. Крім того,
повороту колони бурильних труб також
перешкоджає тертя поверхні колони об
рідину. Але оскільки ця величина тертя
дуже мала, то практичного значення вона
не має.
Момент тертя труб об стінку свердловини, з достатньою для практичних розрахунків точністю, можна визначити за формулою
, (152)
де
–
вага одного метра труби, Н/м;
– зенітний кут викривлення ствола свердловини, градус;
– довжина бурильних труб, м;
–
коефіцієнт
тертя труб об стінку свердловини(
);
– зовнішній діаметр бурильних труб, м.
Тоді формула для визначення величини кута закручування з врахуванням тертя колони об стінку свердловини буде мати вигляд:
, (153)
, (154)
де – внутрішній діаметр труби, м.
Підставивши значення моменту тертя у формулу (153) одержимо
. (155)
Дана формула показує, як змінюється кут закручування бурильної колони від реактивного моменту.
Чисельник цього виразу має максимум, якому відповідає найбільше значення кута закручування при визначеній величині довжини « », після якого подальший ріст кута закручування зі збільшенням довжини « » припиняється.
Довжина
колони бурильних труб, якій відповідає
максимальне значення кута закручування,
може бути визначена, якщо прирівняти
до нуля похідну
виразу (155)
. (156)
Звідси
. (157)
Дана формула дає критичну величину довжини бурильної колони, на якій згасає дія реактивного крутного моменту, внаслідок чого при подальшому її рості кут закручування залишається постійним.
Оскільки кут закручування призводить до повороту площини дії відхиляючої сили проти годинникової стрілки, то при орієнтуванні відхилювача цей кут необхідно компенсувати встановленням площини дії відхилювача з випередженням за годинниковою стрілкою проти заданого азимута.
62.Визначення кута довороту відхилювана.
Кут, на який необхідно повернути за годинниковою стрілкою площину дії відхилювача при орієнтуванні проти азимута, що задається, називають кутом випередження. Кут випередження не завжди відповідає куту закручування бурильної колони.
Коли визначаєть кут випередження завжди враховують природні умови викривлення свердловини. Якщо ці умови сприяють викривленню свердловини вправо від заданого азимута, тобто за годинниковою стрілкою, то кут випередження варто дещо зменшити стосовно кута закручування. Якщо ж природні умови будуть сприяти викривленню вліво від заданого азимута, тобто проти годинникової стрілки, то кут випередження дещо збільшують стосовно кута закручування.
Зазвичай поправки на природні умови викривлення дуже незначні і знаходяться в межах до 5°.
Таким чином, кут випередження дорівнює:
, (158)
де
–
кут випередження, градус;
– кут закручування від реактивного моменту, градус;
–
кут,
що враховує природні умови викривлення,
градус.
При необхідності продовжити буріння у заданому азимуті необхідно довернути бурильну колону на кут, який дорівнює:
(159)
або
, (160)
де
–
кут довороту (повороту) бурильної колони,
градус;
–
кут
установки відхилювача, градус;
–
кут
випередження, градус;
– кут закручування бурильної колони від реактивного моменту, градус;
– кут, що враховує природні фактори (умови) викривлення, градус.
Знак плюс «+» – якщо природні фактори сприяють викривленню проти годинникової стрілки (вліво від заданого азимута).
Знак мінус «-» – якщо природні фактори сприяють викривленню за годинниковою стрілкою (вправо від заданого азимута).