книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров
.pdf
|
|
|
|
|
|
Таблица 20 |
|
Компоновка бурильной колонны (снизу) |
|
|
Угол закручивания |
||
|
|
|
|
|
бурильной колонны |
|
труба |
диаметр, мм |
толщина стен- |
глубина |
спус- |
градус |
% |
ки, мм |
ка, |
м |
Бурильная |
140 |
9 |
1600 |
40,8 |
100 |
|
- |
140 |
9 |
800 |
36,2 |
88,5 |
|
140 |
11 |
800 |
||||
|
|
|
||||
|
140 |
11 |
800 |
29,6 |
72,5 |
|
|
140 |
9 |
800 |
|||
УБТ |
|
|
||||
178 |
9 |
50 |
23,0 |
56,5 |
||
Бурильная |
140 |
1550 |
Из табл. 20 видно, что угол закручивания существенно зависит от диаметра и толщины труб, а также от характера их компо новки. Так, например, если угол закручивания для бурильных труб 140X9 мм длиной 1600 м составляет 40,8°, то при замене верхних 800 м трубами 140X11 мм этот угол уменьшается на 11,5%, а если заменить нижние 800 м трубами 140x11 мм, то на 27,5%. Уста новка на конце 9-мм бурильных труб 178-мм УБТ длиной 50 м уменьшает угол закручивания на 43,5%.
Таким образом, угол закручивания бурильной колонны от дей ствия реактивного момента турбобура, помимо характеристик тур бобура и ствола скважины, зависит также от диаметра, толщины стенок и материала труб, а также от характера их компо новки.
Выбор максимального угла искривления ствола наклонных скважин
При бурении наклонных скважин количество рейсов с отклони телями зависит от: глубины и отклонения ствола, интервала и ин тенсивности искривления, проходки на долото и его боковых фрезерующих способностей, точности проведения работ по ориен тированию отклонителей, механических свойств проходимых пород и т. д. В процессе проходки наклонных скважин объем работ с от клонителем по изменению азимута искривления ствола преобла дает над объемом работ по набору кривизны.
В табл. 21 представлены фактические данные по проходке 21 наклонной скважины на месторождении Нефтяные Камни. Буре ние всех скважин осуществляли трехшарошечными долотами диа метром 214 мм под 146-мм эксплуатационную колонну. В качестве отклонителя при бурении с турбобуром Т12МЗ-7’/2" использовался эксцентричный резиновый ниппель.
180
Таблица 21
|
|
|
|
|
|
Количество рейсов/проходка, м |
||
|
|
|
Отклоне |
Азимут, |
|
|
в том числе |
|
|
Глубина, |
м |
|
|
|
|
||
скважины |
ние, м |
градус |
|
|
|
|
||
|
|
всего |
|
ИЗ НИХ |
||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
с отклони |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
для увели |
для исправ |
|
|
|
|
|
|
|
телем |
||
|
|
|
|
|
|
чения зе |
ления ази |
|
|
|
|
|
|
|
|
нитного |
мута |
|
|
|
|
|
|
|
угла |
|
976 |
1865 |
|
280 |
272 |
41 |
11/420 |
3/95 |
8/325 |
994 |
1635 |
|
535 |
293 |
32 |
15/687 |
4/270 |
11/417 |
871 |
1573 |
|
316 |
282 |
34 |
4/210 |
1/80 |
3/130 |
628 |
1160 |
|
270 |
268 |
17 |
6/280 |
3/172 |
3/108 |
913 |
1370 |
|
378 |
295 |
22 |
7/410 |
4/260 |
3/150’ |
894 |
1420 |
|
403 |
162 |
26 |
5/295 |
3/190 |
2/105 |
892 |
1140 |
|
405 |
166 |
20 |
8/401 |
3/176 |
5/225- |
896 |
1375 |
|
240 |
155 |
23 |
3/220 |
2/145 |
1/75 |
934 |
1976 |
|
380 |
351 |
39 |
6/355 |
3/210 |
3/145- |
965 |
1852 |
|
347 |
345 |
28 |
7/225 |
1/40 |
6/185 |
944 |
1832 |
|
437 |
23 |
40 |
12/495 |
2/135 |
10/360’ |
884 |
1543 |
|
505 |
3 |
32 |
6/352 |
4/297 |
2/55 |
921 |
2075 |
|
304 |
52 |
65 |
16/500 |
6/215 |
10/285 |
816 |
1955 |
|
515 |
76 |
40 |
8/520 |
3/220 |
5/300- |
867 |
1805 |
|
426 |
100 |
39 |
6/260 |
1/65 |
5/195 |
866 |
1700 |
|
468 |
68 |
31 |
4/255 |
2/150 |
2/105 |
858 |
1497 |
|
331 |
94 |
27 |
8/430 |
4/250 |
4/180 |
863 |
1551 |
|
387 |
30 |
27 |
7/310 |
3/135 |
4/175 |
841 |
1340 |
|
375 |
82 |
21 |
7/430 |
5/325 |
2/105 |
741 |
2040 |
|
312 |
26 |
47 |
3/125 |
1/55 |
2/70 |
796 |
1809 |
|
520 |
104 |
50 |
17/780 |
5/355 |
12/425 |
В табл. 22 представлены аналогичные данные по 20 наклонным скважинам, пробуренным 190-мм трехшарошечными долотами на площадях Артем-море и банка Дарвина. При работе с отклоните лями (кривой переводник с углом перекоса осей резьб 2 -г-2,50) ис пользовались укороченные турбобуры Т12М1-65/8" длиной 4-н -f-4,7 м. Бурение на прямой трубе осуществляли двухсекционным
турбобуром ТС4-65/в".
Из табл. 21 и 22 следует, что количество рейсов с отклонителем для исправления азимута искривления ствола больше, чем коли чество рейсов для увеличения зенитного угла. Это означает, что на практике проходки наклонных скважин в большинстве случаев отклоняющие компоновки устанавливают не в направлении ази мута искривления ствола, а под некоторым углом к нему. Вследст вие этого, с одной стороны, возрастает возможность расхождения фактического профиля ствола от проектного, а с другой стороны, затрудняются условия запуска турбобура.
181
Таблица 22
|
|
|
|
|
|
|
|
Ксличсство реЛсов/прохолка, м |
||||
№ |
|
|
|
|
Отклоне |
Азимут, |
|
|
|
из них |
||
|
Глубина, |
м |
|
|
|
|
|
|||||
скважины |
ние, м |
градус |
с отклони |
для увели |
|
|||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
всего |
для исправ |
||||
|
|
|
|
|
|
|
телем |
чения зе |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нитного, |
ления |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
азимута |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
угла |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
452 |
' |
|
728 |
|
145 |
199 |
17 |
5/233 |
2/80 |
3/153 |
||
451 |
|
778 |
|
244 |
311 |
13 |
10/595 |
3/215 |
7/380 |
|||
453 |
|
|
970 |
|
307 |
212 |
19 |
7/330 |
2/166 |
5/164 |
||
398 |
|
|
1012 |
|
377 |
268 |
15 |
5/291 |
2/155 |
3/136 |
||
464 |
|
|
890 |
|
317 |
15 |
19 |
8/413 |
3/147 |
5/266 |
||
463 |
|
|
850 |
|
215 |
56 |
21 |
11/578 |
5/235 |
6/343 |
||
449 |
|
|
1020 |
|
321 |
293 |
18 |
5/320 |
2/127 |
3/193 |
||
447 |
|
|
975 |
|
321 |
237 |
20 |
12/519 |
5/244 |
7/275 |
||
465 |
|
|
870 |
|
192 |
275 |
16 |
2/140 |
1/80 |
1/60 |
||
448 |
|
|
1070 |
|
261 |
325 |
22 |
16/668 |
5/271 |
11/397 |
||
466 |
|
|
950 |
|
344 |
346 |
19 |
7/392 |
2/165 |
5/227 |
||
809 |
|
|
995 |
|
296 |
218 |
24 |
8/361 |
3/182 |
5/179 |
||
446 |
|
|
1010 |
|
207 |
312 |
21 |
6/297 |
2/135 |
4/162 |
||
808 |
|
|
945 |
|
223 |
201 |
14 |
2/158 |
1/81 |
1/77 |
||
454 |
|
|
987 |
|
195 |
2-23 |
27 |
7/353 |
2/97 |
5/256 |
||
■879 |
|
|
960 |
|
169 |
198 |
19 |
5/389 |
1/78 |
4/311 |
||
878 |
|
|
987 |
|
331 |
260 |
19 |
6/383 |
2/130 |
4/253 |
||
876 |
|
|
900 |
|
290 |
121 |
15 |
7/501 |
3/181 |
4/320 |
||
875 |
|
|
903 |
|
199 |
96 |
19 |
10/341 |
3/129 |
7/212 |
||
877 |
|
|
895 |
|
205 |
155 |
21 |
14/622 |
3/230 |
11/392 |
||
Количество рейсов с отклонителем можно уменьшить повыше |
||||||||||||
нием интенсивности искривления ствола, |
точности ориентирования |
|||||||||||
■ отклонителя |
и поддержания достигнутых угла и азимута искрив |
|||||||||||
ления |
скважины. |
|
Оно также в |
значительной |
степени |
зависит от |
||||||
правильного |
выбора величины |
максимального |
угла |
искривления |
ствола, по достижении которого дальнейшее бурение продолжается с установкой прямой трубы. В процессе бурения с использованием прямой трубы без стабилизирующих приспособлений уменьшается угол искривления ствола и изменяется азимут скважины. Вслед ствие этого часто для исправления параметров искривления ствола производят несколько рейсов с отклонителем, что в конечном итоге снижает скорость проходки наклонных скважин.
Для сокращения объема работ с использованием отклонителей по исправлению азимута при бурении наклонных скважин, осо бенно с большим отклонением, необходимо, чтобы максимальный угол искривления ствола в конце участка набора кривизны на оп ределенную величину превышал бы так называемый критический угол искривления скважины. Под критическим углом искривления ствола имеется в виду тот угол искривления, после достижения
182
которого, в процессе дальнейшего бурения с установкой прямой трубы азимут скважины остается без изменения, а происходит лишь уменьшение зенитного угла ствола. Например, для место рождения Нефтяные Камни по исследованиям С. А. Оганова и Д. М. Махмудова величина критического угла искривления ствола
составляет 20 = 25°. Это означает, |
что на указанном месторожде |
|||
нии, |
если угол |
искривления ствола превышает 20 = 25°, |
при буре |
|
нии |
на прямой |
трубе снижается |
лишь зенитный угол |
скважины,, |
а ее азимут остается без изменения. Следовательно, максималь ный угол искривления ствола нужно определять из выражения
аотах= % + Дао, |
(206) |
где а0к — критический угол искривления ствола, после |
которого |
при бурении на прямой трубе азимут ствола остается без измене ний; Дао — интенсивность снижения угла искривления ствола в ин тервале бурения на прямой трубе.
Интервал бурения на прямой трубе выбирают исходя из интен сивности падения зенитного угла ствола при данных условиях. Причем к концу этого интервала должно быть соблюдено условие-
аогаах^аок (за исключением случаев, когда изменение азимута не повлечет к существенному отклонению скважины от проектных
данных).
Практика использования стабилизаторов кривизны и азимута показывает, что их эффективность возрастает в случае, когда угол искривления ствола выше критического значения. Поэтому про ектирование интервалов набора кривизны и бурение на прямой трубе необходимо производить с учетом изменений, происходящих, при их осуществлении на практике.
Сущность способа определения максимального угла искривле ния ствола поясним на примере. Из анализа фактического матери ала, полученного на месторождении Нефтяные Камни, известно, что критический угол для кирмакинской свиты аОк = 20°, а интен сивность падения зенитного угла на 100 м проходки при бурении 214-мм долотом Дао = 3°.
Тогда для бурения на прямой трубе в интервале 300 м макси
мальный угол искривления ствола должен быть доведен |
до 20 + |
+ 300-3:100 = 29°. Если же предполагается бурить на |
прямой |
трубе с использованием стабилизатора кривизны, при котором ин тенсивность падения зенитного угла составляет 0° 30', то для ин тервалов 300 м максимальный зенитный угол должен быть 21° ЗОЕ При этом имеется в виду, что увеличение угла искривления ствола после направления ствола в проектном азимуте будет достигнуто компоновками для безориентированного бурения. Затем бурят на прямой трубе до тех пор, пока зенитный угол скважины не сни зится до критической величины. Как только угол искривления
ствола, снижаясь, приблизится к критической |
величине, бурение |
на прямой трубе следует приостановить и для |
увеличения угла |
183
искривления скважины использовать компоновки для дезориенти рованного бурения. Это нисколько не отразится на скорости буре ния наклонных скважин, поскольку применение компоновок для дезориентированного бурения не требует каких-либо дополнитель ных затрат времени и при этом не появляются ограничивающие факторы для полной отработки долот. После некоторого интервала бурения указанными компоновками можно дальше работать на прямой трубе и опять чередовать их. Если профиль скважины
п о I ПО-210-/Я5°
90
Л 230-/210-/39‘
\
4 о05 - г г ' - т "
100м
11373-23-170°
200м - 680-25-/72 °
800-21-/70°
900-13-/69°
300м - \ 975-19^-/60
900м L if/295-/3-/00
H9/5-/8is-/'/0°
Рис. 63. Горизонтальная проекция ствола:
а — скв. 858; б — скв. 894; / — бурение с отклонителем; 2 — буре ние без отклонителя; 3 — работа с компоновкой для безориентнрованного бурения
включает в себя также участок снижения зенитного угла, то про водка его осуществляется с учетом изменения угла и азимута ис кривления ствола.
Можно привести ряд примеров из практики, подтверждающих эффективность проектирования и проходки наклонных скважин с максимальным углом искривления выше критического его значе ния. Например, на северо-восточном крыле складки Нефтяные Камни примерно в одинаковых условиях пробурили скв. 858 и 894, горизонтальные проекции которых представлены на рис. 63. На бу рение этих скважин глубиной соответственно 1497 и 1420 м были
184
отработаны соответственно 2? и 26 долот. Однако если в скв. 858 для смещения забоя от вертикали в 331 м произвели 8 рейсов с от клонителем, то в скв. 894 на смещение ствола от вертикали в 403 м произвели всего лишь 5 рейсов с отклонителем. Таким образом, по сравнению со скв. 858 смещение забоя скв. 894 оказалось больше в 1,22 раза, а количество рейсов с отклонителем — меньше в 1,6 раза. Это является результатом того, что в скв. 894 бурение вертикального участка скважины (без стабилизатора) начали после достижения зенитного угла ствола 29°, превышающего крцтическое значение, а в скв. 858 после достижения 20°.
Проходка этих скважин производилась следующим образом. В скв. 858 в интервале 300-г-550 м осуществили 4 рейса с отклони телем, в результате которых зенитный угол ствола в требуемом направлении был доведен до 20°. При дальнейшем бурении на; прямой трубе параметры искривления ствола стали существенно, отходить от проекта. Поэтому для исправления их вынуждены были произвести еще 4 рейса с отклонителем (см. рис. 63, а ) .
В скв. 894 в интервале 110ч-405 м осуществили 5 рейсов с от клонителем, в результате которых зенитный угол ствола в требуе мом направлении довели до 22°. Затем в интервале 405-=-575 м ис пользовали компоновку для безориентированного бурения, состоя щую из 214-мм долота, турбобура 71/2/7 со стабилизатором набора кривизны. Это позволило зенитный угол ствола довести до 29° без существенного изменения азимута скважины. Далее бурили на прямой трубе до проектной глубины и, как следует из горизон тальной проекции этой скважины (см. рис. 63,6), надобности
вдополнительном применении отклонителя не возникло.
*Таким образом, подобное мероприятие успешно может быть осуществлено при проходке наклонных скважин с большим откло нением. При бурении наклонных скважин с небольшим отклоне нием, чтобы зенитный угол ствола довести до критического зна чения и выше, необходимо увеличить глубину первоначального искривления. В этом случае использование забойных инклинометр ров и диамагнитных труб позволит свести к минимуму отрицатель ное влияние увеличения глубины забуривания на точность 'ориен* тирования отклоняющих компоновок.
ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТРЕХШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Рациональный выбор трехшарошечных долот для бурения наклонных скважин
Анализ показывает, что результаты многочисленных теоретиче ских определений интенсивности искривления наклонных скважин в значительной степени отличаются от практических данных. Объ ясняется это тем, что в проведенных исследованиях полностью не учитывается многообразие факторов, имеющих место при проходке наклонных скважин. Поэтому выявление таких факторов даст воз можность уточнить результаты теоретических исследований и вскрыть резервы, использование которых позволит в необходимых случаях увеличить или уменьшить интенсивность искривления ствола и тем самым повысить скорости бурения наклонных скважин.
Одним из таких факторов является учет типа и точности изго товления шарошечного долота как в случае бурения с отклоните лем, так и в случае бурения на прямой трубе.
Искривление скважины от фрезерования стенки ствола зависит от множества факторов, оказывающих влияние на величину откло няющей силы и характеризующих буримость проходимых пород, а также боковую фрезерующую способность долот. При прочих равных условиях интенсивность искривления ствола будет тем выше, чем больше величина завеса шарошек. Следовательно, для увеличения интенсивности искривления при работе турбобурами и отклонителями нужно применять долота с увеличенным завесом шарошек.
В случае бурения без отклонителя долото, помимо углубления скважины, также фрезерует стенку ствола. Здесь интенсивность фрезерования будет зависеть от величины завеса шарошек — чем больше эта величина, тем интенсивнее будет фрезероваться ниж няя стенка ствола и снижаться угол искривления скважины. По этому при бурении без отклонителя для некоторого уменьшения фрезерования стенки ствола следует применять долота с меньшей величиной завеса шарошек. Очевидно, что в этом случае интенсив ность трения между корпусом долота и стенкой скважины увели чится, и трение может привести к ускорению отработки и слома козырьков лап. Для предотвращения такого явления козырьки лап долота следует армировать твердым сплавом.
186
Безусловно, выпуск специальных долот — с увеличенным заве сой шарошек для работы с использованием отклонителя и умень шенным завесой шарошек для работы на прямой трубе — повысит эффективность проходки наклонных скважин.
Помимо этого, эффективность наклонного бурения может быть существенно повышена путем правильного выбора типа шарошеч ного долота и учета точности его изготовления. В свое время автор данной работы указывал [23], что машиностроительные заводы страны по нормали Н554-61 выпускают трехшарошечные долота одинакового назначения, но с различной величиной завеса шаро шек, и предлагал классификацию трехшарошечных долот нормаль ного и уменьшенного диаметра, а также методику их выбора для повышения эффективности проходки наклонных скважин.
В отраслевой нормали ОН26-02-128-69 в некоторой степени упо рядочено изготовление трехшарошечных долот различными маши ностроительными заводами страны в смысле величины завеса ша рошек [58]. Тем не менее и в новой нормали для некоторых типоразмеров трехшарошечных долот имеет место различие по ве личине завесов шарошек. Приведем несколько примеров для трех шарошечных долот нормального, уменьшенного и малого диа метров.
Трехшарошечные долота диаметром 243 мм согласно указанной отраслевой нормали должны иметь завес шарошек 3,5 мм (беа учета допуска на диаметр долота). Дрогобычский долотный и Поворовский опытный заводы выпускают трехшарошечные долота, указанных диаметра и завеса шарошек типов Т, ТК, К и ОК, Трехшарошечные долота этого диаметра типов М и С, выпускае мые Бакинским машиностроительным заводом им. С. М. Кирова, и Дрогобычским долотным заводом имеют завес шарошек 4,0 мм.
Трехшарошечные долота уменьшенного диаметра (214 мм) согласно указанной отраслевой нормали должны иметь завес ша
рошек 3,0 мм. Однако трехшарошечные долота |
этого |
диа |
||||||
метра, |
выпускаемые |
Бакинским |
машиностроительным |
заводом |
||||
им. С. |
М. Кирова (типа М, С), |
имеют |
завес |
шарошек |
3,5 |
мм/ |
||
а Куйбышевским долотным заводом (типа С, СТ, |
Т, |
ТК и К в гид- |
||||||
ромониторном'исполнении) — 2,25 |
мм. |
|
|
|
|
|
||
Трехшарошечные долота малого диаметра (151 мм) согласна |
||||||||
отмеченной отраслевой |
нормали |
должны |
иметь |
завес |
шарошек |
2,0 мм. Верхиесергинский машиностроительный завод выпускает долота этого диаметра типов С, Т и К с завесом шарошек 2,0:
и 2,5 мм.
Это различие в величинах завесов шарошек долот, выпускае мых долотными заводами страны, должно быть учтено при про ходке наклонных скважин, исходя из цели предстоящего рейса. Например, в случае бурения наклонных скважин диаметром 214 мм в породах средней твердости из двух выпускаемых типов, долот: Б-214СГ и К-214СГ при работе с отклонителем предпочте ние следует отдавать первому долоту, а при работе на прямой
18?
трубе, наоборот, — второму. Это объясняется тем, что долото Б-214СГ, выпускаемое Бакинским машиностроительным заводом им. С. М. Кирова, имеет завес шарошек 3,5 мм, а долото К-214СГ, выпускаемое Куйбышевским долотным заводом, — 2,25 мм, т. е. в 1,55 раза меньше. Следовательно, в случае бурения с отклони телем применение трехшарошечного долота Б-214СГ, обладающего высокой боковой фрезерующей способностью, по сравнению с до лотом К-214СГ позволит более продолжительное время и интенсив нее фрезеровать стенку ствола и увеличить темп искривления скважины за рейс. При бурении же на прямой трубе использова ние долота К-214СГ, обладающего меньшей боковой фрезерующей способностью по сравнению с долотом Б-214СГ, позволит снизить темп фрезерования стенки ствола и падения ранее набранного ис кривления скважины. Если же в процессе бурения на прямой трубе возникает необходимость уменьшить кривизну скважины, то из двух указанных выше типов долот предпочтение следует отда вать долоту Б-214СГ.
Аналогичный подход рекомендуется и в отношении долот, вы пускаемых одним и тем же долотным заводом. Например, при бурении наклонных скважин малого диаметра (151 мм) в средних, твердых и крепких породах для увеличения интенсивности искрив ления ствола необходимо использовать трехшарошечные долота соответственно 1В-151С, 1В-151Т и ЗВ-151К, имеющие завес шаро
шек 2,5 мм, а для |
уменьшения |
интенсивности |
искривления |
|||
ствола — соответственно долота |
В-151С, |
В-151Т и |
В-151К, |
имею |
||
щие завес шарошек 2,0 мм. |
|
|
|
|
|
|
Следует обратить |
внимание |
и на |
то |
обстоятельство, что |
неко |
торые типы долот с гидромониторным эффектом имеют меньший
завес шарошек, по сравнению с обычными |
долотами. |
Например, |
||
Куйбышевский долотный |
завод |
выпускает |
долота |
диаметром |
214 мм типов СТ, Т, ТК и |
К в |
обычном исполнении |
с завесой |
3,0 мм (2К-214СТ, 2К-214Т, 4К-214ТК и 2К-214К) и в гидромонитор
ном исполнении — с |
завесой |
шарошек |
2,25 мм, т. е. в |
1,33 раза |
|
меньше (2К-214СТГ, |
2К-214ТГ, 2К-214ТКГ, 1К-214КГ). |
Поэтому |
|||
для рационального выбора типа долота |
необходимо исходить из |
||||
цели предстоящего |
рейса. |
Если для |
данных |
условий |
бурения |
в среднетвердых, твердых и |
крепких породах |
большое |
значение |
имеют использование гидромониторного эффекта долот и умень шение интенсивности падения кривизны, то необходимо применять трехшарошечные долота гидромониторного исполнения. Если же для данных условий бурения в указанных породах основным явля ется увеличение интенсивности искривления ствола., то необходимо использовать трехшарошечные долота обычного исполнения.
Кроме того, в случае бурения наклонных скважин необходимо учесть также точность изготовления трехшарошечных долот. Со гласно отраслевой нормали ОН26-02-128-69 допуск на диаметр до лота составляет: для шарошечных долот диаметром 394 мм и выше ±2,0 мм; для долот диаметром 346ч-320 мм ±1,5 мм; для долот
188
диаметром 295-Г-151 мм |
± 1 ,0 'мм; |
для долот |
диаметром 145-н |
-=-59 мм ±0,5 мм. |
|
|
|
Следовательно, один |
и тот же |
тип долота |
в зависимости от |
знака и величины допуска будет иметь различный завес шарошек. Например, долото Б-214С с допуском минус 1 мм имеет завес ша рошек 3,0 мм, а с допуском плюс 1 мм —-4,0 мм, т. е. в 1,33 раза больше.
Учет допусков на изготовление долот различных моделей еще больше увеличивает разницу в величинах завеса шарошек, а сле довательно, и их боковых фрезерующих способностях. Например, для бурения пород средней твердости с гидромониторным эффек том долото Б-214СГ с допуском плюс 1 мм имеет завес шарошек 4,0 мм, а долото К-214СГ с допуском минус 1 мм — 1,75 мм, т. е. в 2,28 раза меньше.
Из изложенного выше становится ясно, что путем рациональ ного выбора типа долот с учетом модели и точности изготовления можно существенно повысить эффективность ориентированного и безориентированиого бурения наклонных скважин.
При проходке наклонных скважин необходимо сортировать долота по фактической величине завеса шарошек по крайней мере на две группы с положительным и отрицательным допусками. До лота с большими завесами шарошек следует использовать при работе с отклонителем, а с меньшими завесами при бурении без отклонителя. Если в процессе бурения на прямой трубе возникает необходимость увеличить интенсивность падения угла искривления скважины, то разумеется, что в этом случае нужно применять до
лота с увеличенным завесой шарошек. |
завеса шарошек долота • |
|
Для установления влияния |
величины |
|
на интенсивность искривления |
ствола |
при бурении наклоннрй |
скв. 211 на площади Песчаный-море отработали две партии трех шарошечных долот Б-269С с различными допусками изготовления [37]. Одна группа трехшарошечных долот имела плюсовый допуск на диаметр ( + 1,5 мм), а другая группа — минусовый (— 1,5 мм). Допуск этих долот соответствовал бывшей нормали Н556-55. Фак тический диаметр трехшарошечных долот с плюсовым допуском составлял 270,5 мм, а завес шарошек — 4,25 мм. Фактический диа метр трехшарошечных долот с минусовым допуском составлял 26,5 мм, а завес шарошек — 2,75 мм.
Отработку этих долот проводили методом чередования в интер вале 1283-^-1755 м с отклонителем. Компоновка низа бурильной колонны при этом была следующей: трехшарошечное долото Б-269С, турбобур Т12МЗ-9", 203-мм кривой переводник с углом перекоса осей резьб 3°, УБТ диаметром 203 мм и длиной 12 м, 140-мм бурильные трубы. Бурили с применением химически обра ботанного глинистого раствора с плотностью 1,30—1,38 г/см3 и вязкостью 40—70 с по СПВ-5. Производительность буровых насо сов 40—42 л/с. Указанный выше интервал бурения охватывает по роды низа сураханской свиты, верха и средней части сабунчинскоп
189