Главная страница
Случайная страница
КАТЕГОРИИ:
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Ориентируемые компоновки
Они включают в себя, как правило, узел искривления, на концах которого резьба нарезана с перекосом. Ориентируемые компоновки используются для бурения участка набора зенитного угла и для исправления параметров кривизны, если фактический профиль скважины значительно отличается от проектного. При применении этих компоновок требуется их ориентировка относительно сторон света или апсидальной плоскости.
Можно также использовать компоновки, в которых на нижнем конце забойного двигателя устанавливают накладку, обеспечивающую создание отклоняющей силы на долото.
В зависимости от места установки узла искривления, все отклоняющие компоновки можно разделить на две группы:
— компоновки, в которых узел искривления устанавливают над забойным двигателем;
— компоновки, в которых узел искривления устанавливают между шпинделем и двигателем.
Компоновки первой группы — это односекционные турбобуры с установленным над ними кривым переводником (КП). Они характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча отклонителя (расстояние от торца долота до узла искривления) в пределах 8 - 11ми большим углом перекоса резьб КП — 2-3, 5°. В то же время в них используются обычные серийные турбобуры.
Практика бурения показала, что при использовании отклони-телей первой группы (односекционные турбобуры с кривым переводником) большие масса и длина нижнего плеча приводят к тому, что при наборе зенитного угла отклонитель под действием силы тяжести как бы выпрямляется. В результате, по мере увели-
чения зенитного угла, интенсивность искривления ствола постепенно уменьшается, а радиус кривизны возрастает.
Для Западной Сибири зависимость изменения интенсивности искривления от величины зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником выражается в виде [4]
, (8)
где 𝑖 10 — интенсивность увеличения зенитного угла, град/10 м; α — зенитный угол, град; k, b — эмпирические коэффициенты, приведенные в табл. 5.
Хотя в [4] не указана погрешность при использовании данной формулы, она, очевидно, не меньше 20 %.
Для удобства расчетов при проектировании профилей наклонных скважин в табл. 6 приведены средние значения интенсивности искривления и радиуса кривизны для различных интервалов увеличения зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником.
Диаметр долота, мм
| Тип
турбобура
| Угол перекоса кривого переводника, град
| k
| Ь
| Предельный зенитный угол, град
|
295, 3
|
1ТСШ-240
| 3, 75
3, 0
2, 5
2, 0
| 1, 6
1, 35
1, 2
1, 0
| 0, 0005
0, 0005
0, 0005
0, 0005
|
|
| 295, 3
| Т12МЗБ-240
| 3, 0
2, 5
2, 0
| 1, 56
1, 38
1, 2
| 0, 0005
0, 0005
0, 0005
|
|
|
|
|
| Т12МЗБ-240
| 3, 0
2, 5
2, 0
| 1, 46
1, 22
1, 0
| 0, 00035
0, 00035
|
| 0, 00035
|
|
|
|
|
|
|
| Т12МЗБ-195;
|
|
| 9, 5
| 9, 5
| 2-3
|
| КП
|
|
|
|
|
|
| Т12МЗБ-172;
|
|
| 8, 8
| 8, 8
| 2-3
|
| КП
|
|
|
|
|
|
| Таблица 5
Показатели турбинных отклонителей с кривым переводником
| Параметры турбинных отклонителей18
| Компоновки второй группы — турбинные отклонители (ТО), турбобуры со шпинделем-отклонителем (ШО), электробуры с ме-
Компоновка
| Угол перекоса переводника, град
| Интервал изменения зенитного угла, град
|
0− 10
| 0− 20
| 0− 30
| 0− 40
|
𝑖 10
| R, м
| 𝑖 10
| R, м
| 𝑖 10
| R, м
| 𝑖 10
| R, м
| Д 295, 3;
| 3, 75
| 1, 57
|
| 1, 50
|
| 1, 40
|
| 1, 27
|
| 1ТСШ-240;
| 3, 00
| 1, 33
|
| 1, 27
|
| 1, 18
|
| 1, 05
|
| КП; УБТ 178
| 2, 50
| 1, 17
|
| 1, 12
|
| 1, 02
|
| 0, 90
|
|
| 2, 00
| 0, 97
|
| 0, 92
|
| 0, 82
|
| 0, 70
|
| Д 295, 3;
| 3, 00
| 1, 53
|
| 1, 48
|
| 1, 38
|
| 1, 26
|
| Т12МЗБ-240;
| 2, 50
| 1, 35
|
| 1, 30
|
| 1, 20
|
| 1, 08
|
| КП; УБТ 178
| 2, 00
| 1, 17
| 490
| 1Д2
|
| 1, 00
|
| 0, 90
|
| Д320;
| 3, 00
| 1, 44
|
| 1, 40
|
| 1, 34
|
| 1, 25
|
| Т12МЗБ-240;
| 2, 50
| 1, 20
|
| 1, 16
|
| 1, 10
|
| 1, 00
|
| КП: УБТ 178
| 2, 00
| 0, 98
|
| 0, 94
|
| 0, 86
|
| 0, 76
|
|
| плечо; 3— БТТаблица 6
Средняя интенсивность увеличения зенитного углаi10 (град/10 м) и средний радиус искривленияR(м) в зависимости от угла перекоса кривого переводника
| ханизмом искривления (МИ) — должны иметь специальную муф-. соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать крутящий момент и осе-уеилие, обусловленное перепадом давления в двигателе, от вала двигателя к валу шпинделя. В отклонителях ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия, что обеспечивает лыдий межремонтный период работы данных отклонителей. Отклонители данной группы имеют сравнительно небольшую длину нижнего плеча (1, 5-2, 5 м) и меньший угол в узле искривления (1-2°, чаще 1, 5°), что обеспечивает, при прочих равных условиях, больший темп искривления и лучшую проходимость по прямолинейному стволу. Кроме того, при использовании двух-гурбинных секций данные отклонители позволяют создавать на долоте больший крутящий момент и, тем самым, большие нагрузки на долото.
Отклонители второй группы, имеющие значительно меньшую длину нижней секции, меньше деформируются и обеспечивают более равномерное искривление ствола скважины.
В то же время в отклонителях первой группы магнитный переводник и немагнитные трубы, позволяющие в процессе бурения контролировать положение отклонителя, азимут и зенитный угол, ближе расположены к забою, чем в двухсекционныхотклонителях второй группы. Это позволяет более точно прогнозировать параметры кривизны на забое и, тем самым, более точно управлять искривлением скважины.
Тип отклонителя
| Количество
турбинных
секций
| Наружный диаметр, мм
| Длина отклонителя, м
| Длина нижнего плеча, м
| Угол перекоса резьб, град
| Масса нижнего плеча, кг
| ТО-172
|
|
| ИЛ
| 2, 03
| 1-2
|
| 2ТО-172
|
|
| 18, 1
| 2, 03
| 1-2
|
| ТО2-195
|
|
| 10, 5
| 2, 05
| 1-2
|
| 2ТО2-195
|
|
| 17, 5
| 2, 05
| 1-2
|
| ТО2-240
|
|
| 10, 6
| 2, 4
| 1-2
|
| 2ТО2-240
|
|
| 18, 3
| 2, 4
| 1-2
|
| 1ТСШ-195;
|
|
| 13, 0
| 2, 5
| 1-2
|
| ШО-195
|
|
|
|
|
|
| 2ТСШ-195;
|
|
| 21, 0
| 2, 5
| 1-2
|
| ШО-195
|
|
|
|
|
|
| 1ТСШ-240;
|
|
| 13, 1
| 2, 34
| 1-2
|
| ШО-240
|
|
|
|
|
|
| 2ТСШ-240;
|
|
| 20, 8
| 2, 34
| 1-2
|
| ШО-240
|
|
|
|
|
|
| Т12МЗБ-240;
|
|
| 8, 0
| 8, 8
| 2-3, 75
|
| КП
|
|
|
|
|
|
| 1ТСШ-240;
|
|
| 10, 6
| 10, 6
| 2-3
|
| КП
|
|
|
|
|
|
| | | Геометрические размеры отклонителей приведены в табл. 7-9.
Тип
откло-нителя
| Наружный диаметр, мм
| Заход-ностьрабо-чих органов
| Длина откло-нителя, м
| Длина нижнего плеча, м
| Углы искривления между секциями, град.
| Расход промывочной жидкости, л/с
| Момент на валу, кН • м
| Частота вращения, об/с
| ДР-240
|
| 7/8
| 8, 5
| 4, 1
| 0-3
| 30-50
| 10-14
| 1, 2-2, 2
| Д1-240
|
| 7/8
| 7, 4
| 3, 5
| 0-1
| 30-50
| 10-14
| 1, 2-2, 2
| ЛР-195
|
| 9/10
| 8, 25
| 3, 0
| 0-3
| 25-35
| 10-12
| 1, 4-2, 0
| ДГ-195
|
| 9/10
| 7, 2
| 3, 4
| 0-2
| 25-35
| 8-10
| 1, 5-1, 9
| ДР-176М
|
| 9/10
| 5, 6
| 1, 86
| 0 - 2, 5 25-35
| 10-12
| 1, 8-2, 5
| ДГ1-172
|
| 6/7
| 4, 7
| 2, 0
| 0-3
| 25-35
| 4-5
| 2, 5-4, 0
| ДГЗ-127 127/136
| 7/8
| 5, 9
| 1, 9
| 0-3
| 10-20
| 4-5, 5
| 0, 9-1, 8
| ДО-127
|
| 9/10
| 6, 1
| 2, 7
| 0-3
| 12-20
| 3-4, 5
| 1, 8-3, 0
|
| Таблица 8
Параметры отклонителей на основе объемных двигателей с регулируемым перекосом резьб
| Параметр
| Шифр электробура
| Э 250-8
| Э 240-8
| Э 215-8
| Э 185-8
| Э 170-8М
| Э 164-8М
| Наружный диаметр, мм Общая длина, мм
| 250 13667
| 240 14050
| 215 14573
| 185 13047
| 170 12808
| 164 12975
| Длина нижнего плеча, мм
|
|
|
|
|
|
| Уголискривления в МИ, град
| 1-2
| 1-2
| 1-2
| 1-2
| 1, 0-1, 5
| 1, 0-1, 5
|
| Таблица 9
Геометрические размеры электробуров с МИ
| Примечание. Все длины в табл. 7-9 даны без учета размеров долот опорно-центрирующих элементов (калибраторов, центраторов, пе-
водников), устанавливаемых между долотом и отклонителем,
2.3.2.2. Определение расчетной интенсивности искривления ствола скважины при использовании турбинных (электро-) отклонителей
Для отклонителей второй группы, имеющих, как было сказа-
но выше, относительно небольшую длину нижнего плеча и угол
|
искривления между секциями, расчетный радиус искривления находят по формулам

где — длина нижнего плеча от торца долота до места искривления отклонителя;
— длина верхнего плеча отклонителя (рис. 6);
— угол перекоса осей отклонителя;
— угол наклона оси нижней секции к хорде на длине ( угол ABD на рис. 6, а);
— угол наклона оси верхней секции к хорде на длине (угол ВСЕ на рис. 6, б);
— диаметр скважины;
— диаметр отклонителя;
— диаметр верхнего плеча отклонителя в месте касания со стенкой скважины.
Данная формула выведена из предположения, что отклонитель шарнирно соединен с бурильными трубами и вписывается в искривленный ствол скважины без деформаций.
l2< l2Kp = , для схемыа (рис. 7);
l2< l2Kp = ( + );
для схемы б (рис. 7).
Значения l2Kp для наиболее распространенных размеров долот и отклонителей приведены в табл. 10.
| Последнее возможно, если длина верхнего плеча

Рис. 7. Различные схемы предельной вписываемости отклоняющих компоновок в искривленном стволе скважины без деформаций
|
Dc,
мм
|
Do,
мм
| Dy,
мм
|
| R, м
RRR
, м
|
|
|
|
|
|
|
| а
| б
| a б
| а
| б
| а
| б
| а
| б
| 295, 3
|
|
| 9, 4
| 9, 9
| 11, 5 12, 1
| 13, 3
| 13, 9
| 14, 9
| 15, 6
| 16, 3
| 17, 1
| 269, 9
|
|
| 6, 9
| 8, 6
| 8, 5 10, 6
| 9, 8
| 12, 2
| 10, 9
| 13, 6
| 12, 0
| 14, 9
| 215, 9
|
|
| 5, 8
| 6, 8
| 7, 1 8, 3
| 8, 2
| 9, 6
| 9, 1
| 10, 7
| 10, 0
| 11, 8
|
|
|
| 5, 4
| 6, 2
| 6, 6 7, 6
| 7, 6
| 8, 8
| 8, 5
| 9, 8
| 9, 3
| 10, 7
|
| Значения критической длины верхнего плеча l2кр, м
| Если длина верхней секции l 2> l кр, отклонитель вписывается в искривленный ствол скважины с деформацией (рис. 8). В этом случае в формулы (9) и (11) следует подставлять вместо l 2 ее кри-
тическую длину, определяя ее методом итераций.
Очевидно, что на интенсивность искривления кроме размеров отклонителя влияют свойства разбуриваемых пород, вооружение применяемых долот, режим бурения и т. д. Учесть эти факторы не представляется возможным. В табл. 12 приведены расчетные и фактические интенсивности искривлений при использовании различных компоновок на газовых месторождениях севера Тюменской области.
Для обеспечения большей интенсивности ствола скважины можно использовать отклонители с двумя узлами искривления, уста-
| Рис. 8. Схема расположения то в искривленном стволе скважины с деформацией верхнего плеча: 1 — долото; 2 — нижнее плечо отклонителя; 2'— верхнее |
Расчетные и фактические параметры искривления скважин
отклонителями на месторождениях севера Западной Сибири
| Таблица 11
Расчетные значения радиуса кривизны ствола скважины R и интенсивности искривления 𝑖 при бурении двигателем ДР-176М с долотом диаметром 190, 5 мм
| Уголискривления между секциями, град
| Радиус кривизны скважины
R, м
| Интенсивность искривления 𝑖, град/10 м
| 0°39'
|
| 0, 85
| 0° 57'
|
| 1, 98
| 1° 15'
|
| 3, 10
| 1°31'
|
| 4, 12
| 1°46'
|
| 5, 05
| 1° 59'
|
| 5, 84
| 2° 10'
|
| 6, 55
| 2° 19'
|
| 7, 12
| 2° 25'
|
| 7, 49
| 2° 30'
|
| 7, 79
|
| Интенсивность
|
| Компоновка отклонителя
| искривления, град/10 м
| Интервал
| расчетная
| фактическая
| бурения, м
| | | | | Долото 295, 3; 1, 64 Т0240 (α =1, 5°; L C1- 2, 65 м; LC2 = 8, 35 м); У005-195
(0, 5 м); АБТ 147 (LC3 =12, 5 м)
Долото 295, 3; 1, 10 2ТО-240 (α =1, 5°; 1С1 = 2, 65 м; LC2 = 13, 7 м);
У005-195 (0, 5 м); АБТ 147 (LC3 = 12, 5 м)
Долото295Д Т0-240М (α = 1, 5°; LC1 = 2, 65 м; 1, 58 LC2 =6, 85 м + 3, 5 м (Д 195) = 10, 35 м);
ЗТС-195 (LC3 = 9, 2 м)
Долото 215, 9; К 215 214; 2, 39 ТО-195 (α =1, 5°; LC1 - 2, 55 м; LC2 = 8, 00 м);
У005; АБТ 147 (LC3 =12, 5 м)
Долото 215, 9; К 215; 2, 39 ТО-195 (α =1, 5°; LC1 = 2, 55 м; LC2 =8, 00 м); OK;
ЗТС-172 (LC3 = 7, 3 м)
Долото 215, 9; К 214; ТО-195 (α =1, 5°; 2, 36
LC1 = 3, 28 м; LC2 = 7, 87 м); ОК; ЗТС-172
( LC3 = 7, 59 м)
| 1, 40 180 -1000
1, 00 1900-2650
| 0, 78 2235 — 2398
1, 53 2100-3700
2, 40 580-920
1, 73 1610 -1740
1, 36 1750 -1840
|
Компоновка отклонителя
| Интенсивность искривления, град/10 м
| Интервал бурения, м
| расчетная
| Факти-ческая
| Долото 215, 9; К 215; ШО-195,
| 1, 27
| 1, 66
| 1400-1650
| 2ТРГ195 (α =13°; LC1 = 2, 8 м; LC2 =17, 3 м);
|
|
|
| ЗТС-172 (LC3 =7, 3 м)
|
|
|
| Долото 215, 9; К 213;
| 2, 57
| 1, 79
| 2922-3007
| ТО-195М (α =1, 5°; LC1 =2, 55 м; LC2 - 6, 16 м);
|
|
|
| КП 1°); Д-195 (2, 9 м);
|
|
|
| ОК; ЗТС-172 (LC3 =10, 4 м)
|
|
|
| Долото 215, 9;
| 3, 25
| 2, 02
| 3037-3080
| Д-195 (α =1, 5°; LC1 =3, 15 м; LC2= 4, 9 м);
|
|
|
| ОК; ЗТС-172 (LC2 3=7, 5 м)
|
|
|
| Долото 215, 9; К 213;
| 2, 85
| 1, 54
| 3050-3115
| Д-195 (α =1, 25°; LC1 =3, 15 м; LC2 =4, 9 м);
|
|
|
| ОК; ЗТС-172 (LC3 =7, 5 м)
|
|
|
| Долото 215, 9; К 215;
| 3, 06
| 1, 81
| 3030-3154
| Д-172 (α =1, 75°; LC1 =3, 3 м; LC2 =5, 4 м);
|
|
|
| ОК; ЗТС-172 (LC3 =7, 3 м)
|
|
|
| Долото 215, 9;
| 4, 67
| 2, 45
| 2870-2990
| 2Д-172 (α =2, 25°; LC1 =2, 85 м; LC2 =5, 8 м);
|
|
|
| ОК (0, 4 м); ЗТС-172 (LC3 = 7, 3 м)
|
|
|
| Долото 215, 9;
| 5, 25
| 3, 18
| 2910-3120
| 2Д-172 (α = 2, 5°; LC1 =2, 6 м; LC2 =5, 8 м); OK; ЗТС-172 (LC3 = 7, 3 м)
| навливаемыми над двигателем и между двигателем и шпинделем. Плоскости искривления обоих узлов, естественно, должны совпадать.
В последние годы в связи с развитием горизонтального бурения стали применять отклонители с регулируемым углом перекоса резьб, что позволяет одним забойным двигателем бурить как прямолинейные, так и искривленные участки ствола скважины, причем с различной интенсивностью искривления. В табл. 11 приведена характеристика отклонителя ДР-176М, а в табл. 13 — расчетные значения интенсивности искривления при бурении электробурами с механизмом искривления (МИ).
|
Компоновка отклонителя
| Интенсивность искривления, град/10 м
|
МИ-1°
| МИ-1, 5°
| МИ-2°
| Д 393, 7; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ
| —
| 0, 72
| 0, 85
| (l1= 2, 9 м; l2= 10, 7 м)
|
|
|
| Д 349, 2; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ
| −
| 0, 73
| 1, 47
| (l1= 2, 8 м; l2=10, 76 м)
|
|
|
| Д 295, 3; Э 250-8; МИ; СТЭ; БТ
| 0, 79
| 1, 53
| 2, 27
| (l1 - 2, 8 м; l2 - 10, 76 м)
|
|
|
| Д 295, 3; Э 240-8; МИ; СТЭ; БТ
| 0, 63
| 1, 34
| 2, 05
| (1l12, 8 м; l2= 11, 23 м)
|
|
|
| Д 269, 9; Э 240-8; МИ; СТЭ; БТ
| 0, 99
| 1, 70
| 2, 40
| (l1=2, 8 м; l2 = 11, 23 м)
|
|
|
| Д 269, 9; Э 215-8М; МИ; СТЭ; БТ
| 0, 61
| 1, 29
| 1, 98
| (l1 = 2, 82 м; l1= 11, 75 м)
|
|
|
| Д 215, 9; Э185-8М; МИ; СТЭ; БТ
| 1, 0
| 1, 77
| —
| (l1= 2, 57 м; l2= 10, 47 м)
|
|
|
| Д 190, 5; Э170-8М; МИ; СТЭ; БТ
| 1, 23
| 2, 00
| —
| (l1 = 2, 76 м; l2 = 10 м)
|
|
|
|
| Таблица 13
Интенсивность искривления ствола скважины
| при использовании электробуров с механизмами искривления
| 2.3.2.3. Неориентируемые компоновки для увеличения (донабора) зенитного угла
Если с помощью отклоняющих устройств произведено забу-ривание в нужном направлении (азимуте), но зенитный угол недостаточен, дальнейшее увеличение зенитного угла можно обеспечить с помощью прямой компоновки, включающей полноразмерный центратор (калибратор) над долотом и турбобур (электробур, УБТ) над центратором. За счет сил тяжести создается момент, способствующий фрезерованию долотом верхней стенки скважины (рис. 9). Центратор в данном случае действует как опора рычага.
Несколько таких компоновок приведены в табл. 14 и приложении 2.
|
Рис. 9. Схема действия сил
в прямой компоновке для
увеличения зенитного угла
Таблица 14
| Интенсивность увеличения зенитного угла, град/10 м
| Компоновка
|
| Д 295, 3; К 295, 3; Э 240; СТЭ; УБТ; БТ
| 1 ± 0, 15
| Д 295, 3; К 295, 3 (1-2, 5 м)*);
| 0, 1 + 0, 2
| 3(2)ТСШ-240; БТ
|
| Д 295, 3; К 295, 3 (1 м); К 295, 3 (2, 2 м);
| 0, 2 0, 4
| ЗТСШ-240; БТ
|
| Д 295, 3; К 295, 3 (0, 3 м); ЗТСШ1-195; БТ
| 0, 2
| Д 215, 9; К 215, 9; Э 185; СТЭ; УБТ; БТ
| 1, 5 ±0, 15
| Д 215, 9; К 215, 9; ЗТСШ1-195; БТ
| 0, 75 ± 0, 2
| Д 215, 9; К 214; ЗТСШ1-195; БТ
| 0, 4 ± 0, 1
| Д 215, 9; К 213; ЗТСШ1-195; БТ
| 0, 25 ± 0, 08
| Д 215, 9; К 215, 9 (0, 9 м); К 215, 9 (1, 5 м);
| 0, 12 + 0, 14
| ЗТСШ1-195; БТ
|
| Д 295, 3; К 292; УБТ 229 -5 м;
| 0, 1
| Ц 292; УБТ 178 - 10 м; БТ
|
| Д 269, 9; Ц 262; УБТ 229 -5 м;
| 0, 14
| Ц 262; УБТ 178 - 140 м; БТ
|
| Стабил Стабилизации зенитного и азимутального углов наклонной скважины достигают при использовании жестких компоновок, включающих несколько центрирующих элементов. Однако в ряде регионов успешно используют компоновки, имеющие один над-долотный центратор или калибратор, диаметром несколько меньшим диаметра долота. Ряд таких компоновок показан в приложении 3. Следует иметь в виду, что в большинстве случаев упрощенные компоновки не позволяют добиться достаточно полной стабилизации и при их использовании несколько изменяются и азимут, и зенитный угол скважин.
Роторные компоновки также должны включать два-три опорно-центрирующих элемента (ОЦЭ), например,
Д; УБТ - 1, 5 + 2 м; КЛС; УБТ - 8 + 10 м; КЛС; УБТ; БТ
Д; КЛС; УБТ - 3 м; КЛС; УБТ - 3 м; КЛС
2.3.4. КОМПОНОВКИ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА
При использовании КНБК без центрирующих элементов или с центраторами (калибраторами) диаметром, существенно меньшим диаметра долота, под действием силы тяжести УБТ или забойного двигателя долото фрезерует нижнюю стенку скважины, что, естественно, приводит к уменьшению зенитного угла. Интенсивность уменьшения зенитного угла зависит от типа долота (его фрезерующей способности), свойств горных пород, а также и от величины зенитного угла.
При использовании компоновки Д 215, 9; ЗТСШ-195ТЛ; УБТ 178 — 12f24 м; ТБПВ-127 в Западной Сибири изменение зенитного угла в среднем определяется уравнением
I100 = bα + a, (14)
где α — зенитный угол, град; а, b— коэффициенты, зависящие оттипа долота (табл. 15).
| 2.3.3. КОМПОНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ УЧАСТКА СТАБИЛИЗАЦИИ (ПРЯМОЛИНЕЙНО-НАКЛОННОГО)
|
Таблица 15
Тип долота
| b, 1/100 м
| a, град/100 м
| МЗГВ
| -0, 06
| -1, 0
| СГН
| -0, 078
| -0, 3
|
Интенсивность искривления и радиус кривизны скважины, рассчитанные по формуле (14), приведены в табл. 16.
Таблица 16
Интенсивность уменьшения зенитного угла и радиус кривизны при использовании компоновок без центраторов
Зенитный
угол а,
град
| Д215, 9ЗГВ; ЗТСШ-195Т
| Д215, 9СГН; ЗТСШ-195ТЛ
| Д215, 9;
Э 185
|
|
град/100м
| R3, м
| ,
град/100
м
| R3, м
| ,
град/100
м
| R3, м
| | | | | | | | |
| 7, 5
|
| 3, 0
|
| 6, 5 ±3, 2
|
| 2, 6
|
| 5, 5 ± 2, 7
|
| 2, 2
|
| 4, 5 ± 2, 3
|
| 1, 8
|
| 3, 6 ± 1, 8
|
| 1, 5
|
| 2, 75 ± 1, 4
|
| 1, 1
|
| 1, 8 ± 0, 4
|
| 0, 7
|
| 0, 75 ± 0, 3
|
| 40 3, 5 1640
35 3, 2 1850
30 2, 8 2050
25 2, 5 2290
20 2, 2 2600
15 13 3180
10 1, 5 3820
5 1, 2 4780
Закономерности уменьшения зенитных углов при использовании других компоновок приведены в табл. 17.
Из приведенных данных следует, что с увеличением расстояния от долота до забойного двигателя или до центратора интенсивность падения зенитного угла увеличивается.
Результаты применения различных неориентируемых компоновок в ООО " Тюменбургаз" приведены в приложении3.
Таблица 17
|