Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния и перспективы развития наклонного бурения 11
1.1 Основные этапы развития наклонного бурения 11
1.2 Технические средства для проводки наклонно-горизонтальных скважин 23
1.3 Технические средства для контроля проводки наклонно-горизонтальных скважин 28
1.4 Буровое навигационное оборудование 31
1.4.1 Телеметрические системы 31
1.4.2 Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) (отклоняющие компоновки) 33
1.4.3 Дистанционно-управляемые забойные КНБК 36
1.5 Постановка задачи исследования 41
2 Разработка технических средств для дистанционно-управляемого бурения 47
2.1 Разработка дистанционно-управляемых регулируемых отклонителей 47
2.1.1 Дистанционно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ-178 49
2.1.2 Дистанционно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ-108 55
3 Разработка навигационных телесистем и их посадочных устройств, для оперативной передачи информации координат забоя и угла перекоса КНБК 64
3.1 Разработка посадочных устройств (УН) скважинных телесистем 65
3.2 Разработка телеметрических систем и малогабаритных магнито метрических инклинометров 67
3.2.1 Разработка телеметрической системы «Пеленг» 67
3.2.2 Разработка наземного измерительного комплекса 73
3.2.3 Разработка выносного индикатора 75
3.2.4 Разработка инклинометра магнитометрического малогабаритного ИММ-30-80/30 «Игла» 78
4 Разработка методического обеспечения по оптимизации проводки наклонных и горизонтальных скважин 81
4.1 Методика построения профиля с одним участком набора кривизны без участка стабилизации 82
4.2 Методика построения профиля с тремя радиусами набора кривизны 83
4.3 Методика построения проектного профиля скважины с двумя участками набора кривизны и двумя участками стабилизации 84
4.4 Методика построения фактического профиля по данным замеров телесистемой зенитного угла и азимута скважины в трехмерном пространстве 92
4.5 Методика определения расстояния от точки фактического профиля до ближайшей точки проектного профиля 94
4.6 Методика определения величины угла установки отклоните ля, обеспечивающего возврат траектории скважины в плоскость заданного азимута или ей параллельную 96
4.7 Методика определения параметров, обеспечивающих возврат траектории ствола к проектному профилю при зенитном направлении 100
5 Внедрение разработки при строительстве наклонно-горизонтальных скважин Кущевского подземного хранилища газа 104
5.1 Внедрение разработки на скважине №98 Кущевская в интервале 1160-1379 м 104
5.2 Внедрение разработки на скважине № 153 Кущевская в интервале 1208-1449м 111
5.3 Возможности применения дистанционно-управляемых гидравлически регулируемых отклонителей ОГДУ-108 и ОГДУ-178 119
Заключение 121
Выводы 125
Список использованных источников 127
Приложение 133
- Основные этапы развития наклонного бурения
- Дистанционно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ-108
- Методика построения проектного профиля скважины с двумя участками набора кривизны и двумя участками стабилизации
- Возможности применения дистанционно-управляемых гидравлически регулируемых отклонителей ОГДУ-108 и ОГДУ-178
Введение к работе
з
Актуальность работы
В современном развивающемся мире углеводороды, к которым относятся нефть и газ, являются важнейшей частью стратегических природных ресурсов, определяющих энергетическую независимость и прогресс развития экономики Российской Федерации. В настоящее время Россия, как и в 70-ые годы СССР, вышла на первое место в мире по объемам добычи нефти и газа. Но, если в 1970 году доля топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в экспорте СССР занимала всего 16%, то в 2010 году она составляет уже примерно 70%. Поэтому в ближайшие годы сохранение на прежнем уровне и увеличение объемов добычи нефти и природного газа с одновременным сокращением затрат на строительство скважин, становятся главнейшей задачей ТЭК.
На современном этапе все большее количество нефтяных и газовых месторождений разрабатываются наклонными и горизонтальными скважинами. Это объясняется необходимостью наибольшей степени вскрытия труднодоступных продуктивных горизонтов, особенно на доразрабатываемых месторождениях Краснодарского края, отличающихся послойной и зональной неоднородностью природных резервуаров. Одним из современных способов решения задач повышения извлекаемых объемов газа, а также его закачки в целях долгосрочного хранения, стало бурение горизонтальных скважин при строительстве подземных хранилищ газа (ПХГ).
Реализация проектных трасс таких скважин в процессе углубления требует поинтервального изменения с различной интенсивностью зенитного и азимутального углов скважины. Появление забойных телеметрических систем облегчило процедуру контроля профиля ствола скважины в части определения текущих параметров искривления скважины, положения отклонителя при бурении ориентируемыми компоновками, учёта реактивного момента забойного двигателя и др. В то же время, на участках бурения неориентируемыми компоновками низа бурильной колонны (КНБК) телеметрические системы выполняли только функцию отображения параметров искривления ствола скважины. Однако при возникновении необходимости корректировки зенитного и (или) азимутального
углов скважины, т.е. «правки», приходилось поднимать весь инструмент для замены КНБК. Эта процедура при высоких скоростях бурения на месторождениях Западной Сибири и Краснодарского края проводилась на 25% строящихся скважин. Такой высокий процент «правок» был связан с непредсказуемостью результатов бурения интервалов с применением неориентируемых КНБК и их несовершенством.
В связи с этим, проблема создания эффективных техники и технологии строительства направленных скважин в сложных геологических условиях весьма актуальна. На наш взгляд, создание управляемых в процессе бурения КНБК позволяет решить задачи оперативного контроля и управления трассой наклонных и горизонтальных скважин, а также значительно сократить затраты на их строительство.
Цель работы
Повышение эффективности бурения наклонно направленных скважин путем исследования и совершенствования технологий и технических средств их проводки, позволяющими управлять траекторией ствола скважины в процессе бурения с использованием КНБК, включающей отклонитель с изменяющимися геометрическими характеристиками по команде с пульта бурильщика.
Основные задачи работы
Обобщение и анализ опыта проводки наклонно направленных скважин и боковых стволов различными видами бурового оборудования в нефтегазодобывающих регионах Российской Федерации и других стран.
Анализ эффективности новых дистанционно-управляемых забойных компоновок низа бурильной колонны, имеющих систему ориентирования и обеспечивающих бурение по траекториям с различными радиусами кривизны, способных реализовать профили скважин повышенной сложности.
Разработка технических средств в составе КНБК с забойным двигателем, позволяющих управлять траекторией ствола путем изменения угла перекоса отклонителя, без подъема на поверхность при бурении наклонно-горизонтальных скважин.
Совершенствование методики управления траекторией ствола бурящейся скважины и ее реализация в разработанном аппаратурно-программном комплексе.
Практическая реализация разработки, оценка ее эффективности и возможности применения разработанных дистанцонно-управляемых отклонителеи с различными забойными двигателями.
Основные защищаемые положения
Технические средства и способ построения проектных профилей скважин различной сложности.
Математическое обеспечение и алгоритмы расчета построения различных проектных профилей скважин.
Методика управления параметрами искривления бурящейся скважины и ее реализация в аппаратурно-програмном комплексе.
Результаты промысловых испытаний разработанных технических средств и методик, подтверждающие их эффективность.
Научная новизна
Решены задачи построения проектных профилей скважин различной сложности. Предложен способ их применения при бурении наклонных и горизонтальных участков стволов скважин, путем включения в состав КНБК дис-танционно-управляемых регулируемых отклонителеи, реализующих проектные трассы различной степени сложности. Новизна предложенных разработок подтверждена патентами на изобретения № 2228421 Ru, «Отклонитель регулируемый»; № 2303117 Ru, «Отклонитель регулируемый».
Разработан и реализован алгоритм, позволяющий выполнить:
построение фактического профиля по данным замеров телесистемой зенитного угла и азимута скважины в трехмерном пространстве;
определение расстояния от точки фактического профиля до ближайшей точки проектного профиля;
определение величины угла установки отклонителя, обеспечивающего возврат траектории скважины к проектному профилю.
Практическая ценность и реализация работы
Выявлены основные способы управления траекторией ствола скважины, определяющие эффективность наклонно горизонтального бурения различными видами компоновок низа бурильной колонны, разработаны и внедрены отклони-тели с дистанционно изменяющимися геометрическими характеристиками и технические средства (кабельные телеметрические системы и малогабаритные магнитометрические инклинометры), позволяющие проводить скважины в труднодоступных продуктивных горизонтах.
Предложенные разработки успешно внедрены на месторождениях Краснодарского края, республики Дагестан, о. Сахалин. На их основе специалисты ООО «Кубаньгазпром» разбурили горизонтальными скважинами Краснодарскую и Кущевскую ПХГ, были пробурены наклонно горизонтальные скважины в Калининградской области, Западной Сибири.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Представленная работа соответствует формуле специальности 25.00.15 -«Технология бурения и освоения скважин», а именно пункту 5 - «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений.
Апробация работы
Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на: Второй Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, Государственная Академия нефти и газа им. И.М. Губкина, сентябрь 1997 г.), научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ООО «Кубаньгазпром» (г. Анапа, 1998-1999 гг.); научно-технических советах ООО «Кубаньгазпром» совместно с ООО «Кубаньбургаз» (г. Краснодар, 1997-2001 г.г.); международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003 -2004 г.г.); выездном заседании секции добычи газа ООО «Газпром» «Пути со-
вершенствования техники и технологии капитального ремонта скважин» (г. Новый Уренгой, январь 2005 г.); международной научно-практической конференции, посвященной 50-летию журнала «Газовая промышленность» (г. Москва,
г.); международной научно-практической конференции «Волга-строй-экспо
- технологии и техника горизонтально направленного бурения» (г. Казань, апрель 2007 г.); международной научно-практической конференции «Новые технологии при поисках, разведке и эксплуатации месторождений углеводородного сырья в России и странах СНГ» (пос. Ольгинка, сентябрь 2007 г.); на Ученых и научно-технических советах КубГТУ, ООО «Роснефть-НТЦ», ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ОООНПО-Бурение»(2008-2011 г.г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и двух патентах Российской Федерации на изобретения.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, списка литературы, включающего 52 наименования и приложения.
Работа изложена на 136 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц и 37 рисунков.
В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя кандидата технических наук, доцента А.А. Арутюнова, доктора технических наук В.Г. Гераськина, докторов технических наук, профессоров Д.Г. Антониади, А.И. Булатова, Г.Т. Вартумяна, которым автор глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить признательность сотрудникам ООО «Кубаньгазпром», оказавшим помощь в работе и обсуждении результатов диссертации.
Основные этапы развития наклонного бурения
Бурение наклонно-направленных скважин на нефть начато в первой половине прошлого столетия.
Зародился этот новый метод бурения [14] в связи с обнаружением новых нефтеносных площадей, залегающих в труднодоступных для проводки вертикальных скважин условиях. Впервые в 1906 году инженер П. Н. Потоцкий, осуществлявший засыпку бухты на Биби-Эйбате (Бухта Ильича, Азербайджан), предложил разрабатывать залегающие под морским дном нефте-ностные горизонты наклонными скважинами - с берега засыпанной части бухты. Но эта идея в то время не могла быть претворена в жизнь, так как проводка наклонно-направленных скважин ударным способом бурения была чрезвычайно трудна.
С развитием техники бурения, с появлением нового, более прогрессивного для того времени, роторного метода бурения нефтяных скважин в тридцатых годах вопрос об освоении проводки наклонно-направленных скважин начал практически решаться.
Наклонно-направленное бурение на нефть впервые было осуществлено во второй половине 1934 года на грозненских промыслах, где разведка и освоение поднадвиговых пластов вертикальными скважинами натолкнулись на чрезвычайные трудности: сложность попадания в заранее намеченный пласт, ограниченность вскрываемых пластов, сильное естественное искривление вертикальных скважин, обвалы в зоне искривлений и др.
Первый опыт применения ориентированного искривления при помощи съемного уипстока с универсальным шарниром был произведен в скважине № 2/50 Старогрозненского района. Но этот опыт не увенчался успехом: ствол скважины не удалось искривить в определенном направлении из-за аварий с уипетоком и отсутствия соответствующего опыта у работников бу рения. В мае 1935 года была заложена наклонная скважина № 30/65 в Старогрозненском районе. Скважина была пробурена до глубины 1803 м, отклонение забоя от вертикали составляло 517 м, а скорость проходки - 140 уи/мес. Скважина, была сдана в эксплуатацию, она сыграла важную роль в практике освоения наклонно-направленного бурения, но не все задачи новой технологии были решены.
В дальнейшем был заложен ряд других наклонных скважин. Скважина № 5/51 была доведена до глубины 1893 м, угол искривления этой глубине достиг 32, а смещение от вертикали - 687 м. Эта скважина бурилась с учетом естественного искривления ствола. Но вследствие тектонических нарушений структуры намеченное искривление не было достигнуто. Для получения необходимого искривления потребовалось производить спуск уипстока 34 раза через каждые 20-30 м. Несмотря на такие частые спуски уипстока скорость бурения была значительно выше, чем в предыдущих скважинах.
В Азербайджане необходимость проводки наклонно-направленных скважин в первую очередь была обусловлена тем, что богатейшие залежи нефти находились под Каспийским морем в районах о. Артема, Биби-Эйбата и др.
Первая наклонно-направленная скважина пробурена на морских участках о. Артема на ПК-3, где обваливающиеся понтические глины затрудняли проводку вертикальных скважин. Поэтому было решено обойти эти глины путем проводки наклонной скважины.
Проектом намечалось пробурить скважину на глубину 680 -700 м с отклонением от вертикали 200 м. Максимальная проектная кривизна задавалась в 30. В целях экономии времени на спуск уипстока было решено в начале отклонить ствол скважины наклоном ротора, а затем, в случаях необходимости, применять съемный и несъемный уипстоки.
В ходе бурения выяснилось, что достигнутая в начале кривизна 2 30 не увеличивается, а наоборот, имеет тенденцию к снижению. Применили уипсток. Всего за время бурения было произведено 10 спусков уипстока, и скважина была пробурена до проектного пласта ГЖ-3 с глубиной 702 м и отклонением от вертикали 146 м. Максимальная кривизна 23, достигнутая на глубине 575 м, сохранилась до конца бурения.
Бурение этой первой наклонной скважины на о. Артема помогло освоению технологии проводки наклонно-направленных скважин, выявило недостатки и, самое главное, поставило перед техниками конкретные задачи, которые надо было решить.
Следующими наклонно-направленными скважинами были № 382, 393, 385 и др. В них также были неоднократные осложнения с уипстоком. В результате применения наклонного бурения на о. Артема по 4 пробуренным скважинам роторным способом удельный вес механического бурения в балансе времени составлял всего 19,1%, а коммерческая скорость - 175,6 м/ст-мес.
Таким образом, вследствие ряда существенных недостатков, присущих роторному методу проводки наклонных скважин, скорости проходки были низкими, и удельный вес механического бурения в общем балансе времени строительства скважин был незначительным. Эти показатели, конечно, не могли считаться удовлетворительными.
Было предпринято много попыток упростить проводку наклонных скважин роторным способом и увеличить скорости бурения, но органический недостаток роторного метода бурения препятствовал этому.
В 1935 году инженер М. А. Гейман предложил использовать для бурения турбобур М. А. Капелюшникова, а для осуществления ухода в сторону применить кривую трубу. Это предложение было испытано в буровой № 6 в Мардакянах (Азербайджан). Была установлена техническая целесообразность этого метода: за каждый спуск турбобура происходило нарастание кривизны от 130 до 3. Но и этот метод не был совершенным, поскольку сам турбобур того времени имел недостатки и, кроме того, неустойчивость грунтов приводила к обвалу их и выпрямлению ствола скважины.
В 1939 - 1941 гг. инженерами П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым и М. Т. Гусманом был разработан и внедрен новый тип забойного двигателя - многоступенчатый безредукторный турбобур.
Впервые этот турбобур был применен для наклонного бурения в 1939 г., когда в скважине № 881 Азизбековнефти (Азербайджан) было обнаружено значительное искривление ствола. Создалась угроза недопустимого сближения этого ствола с эксплуатирующимися скважинами. Необходимо было либо заново бурить скважину, либо принять такие меры, которые прекратили бы нарастание кривизны ствола в опасном направлении. Решили попытаться организовать искривление скважины в другом направлении. Для этого на забой скважины ориентированно был спущен турбобур с искривленной трубой над ним. Поставленная задача была решена.
Применение кривой трубы для буровых №№ 6, 881, 869 показало возможность набора кривизны в нужном направлении и разрешило основные задачи наклонного бурения: возможность управления азимутом и зенитным углом скважины. Эти опыты позволили для начала уточнить компоновку низа инструмента и выбор типа долота, а также создали реальные предпосылки организации направленного бурения с помощью турбобура.
Первой наклонной скважиной, полностью пробуренной с использованием турбобура, была скважина № 1385 Сталиннефти (Баку). Это было в 1941 году. Бурение этой скважины было предпринято в связи с необходимостью освоить нефтяной участок, расположенный под промышленным сооружением. Отклонение забоя от вертикали должно было составлять 250 м.
Скважина проводилась 3-шарошечными долотами и турбобуром Т10 - М - 93/4". Она была доведена до 1920 м, и на этой глубине было достигнуто отклонение 220 м при азимуте 350 и максимальным зенитным углом 22. Промежуточная колонна спущена на глубину 1836 м и зацементирована. в процессе дальнейшего бурения стволу скважины постепенно придавалось вертикальное направление. Бурение закончилось на глубине 2356 м. После этого была спущена 6%" эксплуатационная колонна.
Дистанционно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ-108
Дальнейшая конструкторская работа по усовершенствованию дистан-ционно-управляемого регулируемого отклонителя ОГДУ-178, привела к созданию новой модели. В результате проделанной работы, автором совместно со специалистами ООО «Кубаньгазпром» разработан и опробован дистанци-онно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ -108.
Целью разработки явилось создание надежного в эксплуатации дистанционно - управляемого регулируемого отклонителя с минимальными геометрическими размерами (наружный диаметр управляемого отклонителя 108 мм, общая длина 1,6 м.), позволяющего проводить траектории стволов наклонно-горизонтальных скважин малых диаметров, а так же бурения боковых стволов, путем зарезки их из эксплуатационных колонн.
В качестве прототипа для разработки взят регулируемый отклонитель [42], состоящий из верхнего гидроцилиндра с поршнем-штоком и корпуса отклоняющего узла, причем гидроцилиндр снабжен дросселем и пазами для направляющих выступов поршня-штока. В последнем выполнены пазы для поворота корпуса отклоняющего узла, в котором расположены диск и фиксатор с неподвижно закрепленными на них пальцами, находящимися в зацеплении с профрезированными пазами гидроцилиндра, храповое колесо, находящееся в зацеплении с собачкой, установленной на диске, корпус снабжен пазами, в которые входят зубья фиксатора, между гидроцилиндром и корпусом отклоняющего узла установлен подшипник скольжения и возвратная пружина.
Недостатком рассмотренного регулируемого отклонителя [42], является низкая надежность работы из-за большой требуемой нагрузки для разворота тяжелой подвески забойного двигателя ниже отклонителя, приводящей к поломке собачки и пальцев.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к разработанному регулируемому отклонителю является регулируемый отклонитель [43], содержащий гидроцилиндр с дросселем и поршень-шток с направляющими выступами, отклоняемый узел с пазами для направляющих поршня-штока, возвратную пружину, подшипник и отклоняющий узел. Поршень-шток снабжен кулачками со скошенными торцами, расположенными равномерно по диаметру поршня, а отклоняющий узел установлен неподвижно в гидроцилиндре и снабжен пазами для направляющих выступов поршня-штока и кулачками со скошенными торцами, расположенными зеркально к кулачкам поршня-штока и радиально смещенными к последним, причем верхняя часть направляющих выступов поршня-штока и нижняя часть пазов отклоняющего узла снабжены скошенной боковой гранью.
Недостатком данного регулируемого отклонителя, в случае уменьшения его геометрических размеров, является низкая надежность работы из-за большой требуемой нагрузки для разворота тяжелой подвески забойного двигателя ниже отклонителя, приводящей к смятию скошенных боковых граней.
Технический результат предложенной разработки - повышение надежности работы отклонителя за счет устранения нагрузки, необходимой для его поворота. Регулируемый отклонитель [44] содержит гидроцилиндр с дросселем и поршнем-штоком с направляющими выступами, отклоняемый узел с пазами для направляющих поршня-штока, возвратные пружины и подшипник. При этом гидроцилиндр дополнительно снабжен верхней и нижней неподвижными фиксирующими втулками с кулачками, расположенными равномерно по диаметру и радиально смещенными друг к другу, и подпружиненной подвижной фиксирующей втулкой, снабженной двумя рядами кулачков, расположенных равномерно по диаметру. Причем нижняя неподвижная и подпружиненная подвижная фиксирующие втулки снабжены пазами для направляющих выступов поршня-штока.
Повышение надежности работы отклонителя, достигается тем, что гидроцилиндр дополнительно снабжен верхней и нижней неподвижными фиксирующими втулками с кулачками, расположенными равномерно по диаметру и радиально смещенными друг к другу, и подпружиненной подвижной фиксирующей втулкой, снабженной двумя рядами кулачков, расположенных равномерно по диаметру, причем нижняя и подвижная фикси рующие втулки снабжены пазами для направляющих выступов поршня штока.
На рис. 8 представлен предложенный отклонитель.
На рис.9 - разрез по А-А на рис.8.
На рис.10 представлена развертка по виду Б на рис.8.
Отклонитель регулируемый [44] состоит из гидроцилиндра 1 отклоняемого узла 2. В гидроцилиндре 1 установлен поршень-шток 3 с возможностью осевого перемещения, снабженный направляющими выступами 4, 5, форма которых видна на разрезе А-А (рис.9).
В поршне установлен дроссель 6. В гидроцилиндре 1 неподвижно установлены верхняя 7 и нижняя 8 фиксирующие втулки, снабженные кулачками 9, 10, расположенными равномерно по диаметру, а нижняя неподвижная фиксирующая втулка 8 снабжена пазами 11, в которые входят направляющие выступы 5 поршня-штока 3. Кулачки 9 верхней неподвижной фиксирующей втулки 7 установлены с радиальным смещением относительно кулачков 10, равным, например, половине угла поворота отклоняемого узла 2 при ширине кулачка, равной 1/4 этого угла (рис.10).
Отклоняемый узел 2 снабжен пазами 17, в которые входят направляющие выступы 5 поршня-штока 3, и радиально-упорным подшипником 18. Поршень-шток 3 в верхнем положении удерживается возвратной пружиной 19. Соединительные патрубки Д гидроцилиндра 1 и Е отклоняемого узла 2 наклонены относительно продольной оси на угол, равный половине максимального набираемого угла направления инструмента.
Разработанный регулируемый отклонитель работает следующим образом: на нижнюю часть отклонителя (патрубок Г) навинчивается забойный двигатель с долотом, а к верхней части (патрубок Д) - устройство посадочное, которое соединяется с бурильными трубами. Вся компоновка (инструмент) спускается в скважину до забоя, и осуществляется бурение. При необходимости изменения угла отклонения скважины вся компоновка поднимается над забоем до выбора собственного веса. Увеличивается расход закачиваемого бурового раствора, что создает перепад давления на дросселе 6 и дополнительное усилие на поршень-шток 3. Под действием этого усилия сжимается возвратная пружина 19 и поршень-шток 3, перемещаясь вниз, выводит из пазов 11 направляющие выступы 5.
При дальнейшем движении вниз поршень-шток 3 своим выступом В упирается в торец подпружиненной подвижной фиксирующей втулки 12 и, преодолевая усилие возвратной пружины 16, сдвигает подпружиненную подвижную фиксирующую втулку 12 вниз, выводя кулачки 13 из зацепления с кулачками 9, при этом отклоняемый узел 2 получает возможность вращения относительно продольной оси.
Ввиду того, что отклоняемый узел 2 вместе с забойным двигателем подвешен на подшипниках 18, реактивный момент на статоре забойного двигателя вращает отклоняемый узел 2 вместе с поршнем-штоком 3 и подпружиненной подвижной фиксирующей втулкой 12 до упора кулачков 14 в кулачки 10 нижней неподвижной фиксирующей втулки 8.
Расход закачиваемого бурового раствора уменьшается до исходного, и поршень-шток 3 под действием возвратных пружин 19 и 16 начинает возвращаться в верхнее положение. При этом подпружиненная подвижная фиксирующая втулка 12 входит в зацепление с нижней неподвижной фиксирующей втулкой 7 и, продолжая вращение под действием реактивного момента статора, разворачивается вместе с отклоняемым узлом 2 и поршнем-штоком 3 до упора кулачков 13 в кулачки 9, фиксируя положение поршня-штока 3 и отклоняемого узла 2 в заданном угле поворота. Направляющие выступы 5 поршня-штока 3 входят в пазы 11, фиксируя положение отклоняемого узла 2. При этом изменяется положение нижней компоновки относительно верхней части колонны труб благодаря заданному углу перекоса в отклоняющем узле 2 относительно продольной оси, что обеспечивает отклонение забойного двигателя на заданную часть набираемого угла. При необходимости дополнительного увеличения угла наклона процесс повторяется.
Увеличение угла перекоса осуществляется при повороте отклоняемого узла до 180, так же как и у отклонителя регулируемого [43]. Количество положений изменений угла наклона и сам угол зависит от числа направляющих выступов - 5,10,13 и 14.
При повороте его от 180 до 360 угол перекоса уменьшается, что позволяет извлечь колонну бурильных труб из скважины в первоначальном со-осном положении.
Информация об изменении угла перекоса регулируемого отклонителя передается следующим образом: вращение относительно продольной оси поршня - штока 3 и отклоняемого узла 2 через специальный патрубок одновременно проворачивает нижний центратор устройства посадочного, в котором располагается прибор телеметрической системы, которая фиксирует изменении угла наклона отклонителя-регулируемого с помощью аппаратурно-программного комплекса.
Методика построения проектного профиля скважины с двумя участками набора кривизны и двумя участками стабилизации
Для решения этой задачи в качестве исходной информации берутся следующие данные:
Ri и К з - радиусы зарезки наклонного участка и входа в контрольную точку пласта;
(Хк, Ук) — координаты контрольной точки пласта;
а - угол входа в контрольную точку пласта (0 а 180 );
Но - глубина начала зарезки. Для решения задачи строятся две окружности, первая из которых касается вертикальной оси в точке (О, h0), вторая проходит через точку (х , ук), а также касательная к окружности в этой точке, которая имеет наклон (90- а) градусов. После этого проводится касательная к двум окружностям слева от центров и определяются координаты точек касания (и центров окружностей), а также изменение угла наклона ствола скважины в каждой из точек и просчитывается длина ствола скважины до контрольной точки пласта.
На рис. 21 изображена блок-схема алгоритма решения этой задачи, а на рис. 22 - один из вариантов ее решения.
Промежуточные переменные и основные расчетные зависимости для решения задач построения профиля следующие.
Промежуточные переменные
хт, Ут хь, Уь - координаты «малой» и «большой» точек на окружности 1, используемые как пробные точки касания;
k im , к ib - тангенсы угла наклона прямых, соединяющих центр окружности 1 с точками касания;
к 2т, к2ъ - тангенсы угла наклона прямых для касательных в этих точках;
В2т,В2ъ - свободные члены управления этих касательных;
Xkasim, ykasim - координаты точек, лежащих на пересечении касательной от окружности 1 и прямой, проходящей через центр;
Xkasim, ykasim, Xkas2 окружности 2, параллєльно прямой, соєдиняющєй центр;
ykasi - окружности 1 С соотвстствующсй точкой на этой окружности (индекс т или Ь);
ugol 1 - угол на участке 1 набора кривизны;
ugol 2 - угол на участке 2 набора кривизны.
Если ykasl уи или ykasi уп, то постросние профиля С заданными радиусами невозможно, так как происходит искривление в зоне запрета.
Усовершенствование приведенного алгоритма позволило разработать программу построения проектного профиля с двумя зонами запрета набора кривизны и тремя участками набора кривизны. Распечатки решений по этой программе и исходные данные для построения приведены на рис. 23, 24 и 25.
Возможности применения дистанционно-управляемых гидравлически регулируемых отклонителей ОГДУ-108 и ОГДУ-178
В настоящее время ведущими производителями буровой техники нашей страны выпускается щирокий перечень турбобуров и винтовых забойных двигателей, для проводки наклонно-горизонтальных скважин и забури-вания вторых стволов.
Достоинством предложенной автором разработки, является ее способность применения, практически со всеми видами, производимого вышеуказанного оборудования, для обеспечения бурения траекторий с большим диапазоном различных радиусов кривизны.
Примеры возможного применения с винтовыми забойными двигателями выпускаемых ООО «ВНИИБТ - Буровой инструмент», ООО «УРАЛ-НЕФТЕБУР», ООО «НиГМАШ-СЕРВИС» приведены в табл. 7.8:
Таким образом диапазон радиусов, реализуемых в результате изменения углов перекоса, предлагаемых управляемых отклонителей настолько разнообразен, что позволяет реализовывать наклонные трассы в широком диапазоне от максимального радиуса кривизны RMax= 1383м. до минимального радиуса кривизны RMUH= 108м.
В особых случаях, связанных со сложными пространственными геолого-техническими ограничениями, предприятия-изготовители буровой техники имеют возможность производить нестандартные укороченные забойные двигатели типа ОШ-172, позволяющие (как на Кущевском СПХГ) бурить скважины с радиусами до 45 метров.
