Cтраница 3
Основным осложнением процесса крепления и недостатком применяемых конструкций является нарушение промежуточных колонн ( смятие труб) в интервале залегания пластичных глин верхнемайкопских или карагано-чокракских отложений. Наиболее часто случаи смятия происходили в интервалах либо недоподъема тампонажного раствора до заданных глубин, либо плохого качества цементного камня за колонной или значительного изменения кривизны и азимута ствола скважины и связанного с этим явления перегиба ее профиля. [31]
Практика показывает, что в отдельных случаях при эксплуатации наклонных скважин происходит значительный рост сил трения в паре труба-муфта и истирание штанговых муфт и насосных труб. Степень износа муфты и трубы и возрастание сил трения зависят от нормальной силы, прижимающей к трубе штанговые муфты, которая имеет высокие значения на участках увеличения угла наклона ствола скважины, особенно в тех местах, где нарастание этого угла происходит одновременно с изменением азимута ствола скважины. Свойства откачиваемой жидкости также оказывают ощутимое влияние на значение сил трения и интенсивность износа трущихся пар, т.е. с увеличением водосодержания откачиваемой водонефтяной эмульсии износ и силы трения возрастают, а истирание носит в основном односторонний характер по периферии муфты. Этот процесс в конечном счете приводит к обрыву по сечению муфты. [32]
Практика показывает, что в отдельных случаях при эксплуатации наклонных скважин происходит значительный рост сил трения в паре труба-муфта и истирание штанговых муфт и насосных труб. Степень износа муфты и трубы и возрастание сил трения зависят от нормальной силы, прижимающей к трубе штанговые муфты, которая имеет высокие значения на участках увеличения угла наклона ствола скважины, особенно в тех местах, где нарастание этого угла происходит одновременно с изменением азимута ствола скважины. Свойства откачиваемой жидкости также ощутимо влияют на значение сил трения и интенсивность износа трущихся пар, т.е. с увеличением водосодержания откачиваемой водонефтяной эмульсии износ и силы трения возрастают, а истирание носит в основном односторонний характер по периферии муфты. Этот процесс в конечном счете приводит к обрыву по сечению муфты. [33]
Ориентируя отклонитель по рассмотренному методу, необходимо помнить, что место разрыва реохорда магнитной буссоли всегда располагается в наклонном стволе по фактическому азимуту скважины, а положение северного конца магнитной стрелки задается пространственным положением магнитного потока за счет поворота колонны бурильных труб. В момент замера стрелка буссоли показывает угол разворота отклонителя по отношению к азимуту скважины. При этом угол разворота отклонителя по отношению к фактическому азимуту ствола скважины отсчитывают против хода часовой стрелки, а, следовательно, показание инклинометрического замера в данной точке будет равно углу, на который плоскость действия отклонителя отстает от фактического азимута скважины. [34]
Алиев [17] приводит методику расчета нагрузки на штанги, работающие в наклонных скважинах, учитывающую кривизну скважин. Очевидно, что вследствие наличия кривизны имеет место трение штанг о трубы. В связи с этим, в работе рассматриваются вопросы определения нагрузки на штанги, спущенные в наклонные скважины, с учетом угла наклона и изменения азимута ствола скважины. Установлено, что величина нагрузки зависит от глубины спуска насоса, отклонения забоя от вертикали и наличия пространственной кривизны ствола скважины. [35]
Вертикальный и искривленный участки скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, если окончание бурения вертикального участка ствола не было сопряжено со спуском колонны или кондуктора. Если при бурении мягких пород вертикальной части скважины допускается применение долот лопастного типа, то при бурении интервалов, характеризующихся набором кривизны, независимо от проходимых пород, рекомендуется применять трехшарошечные долота. Это обусловлено тем, что трехшарошеч-ные долота при одних и тех же осевых нагрузках требуют меньших вращающих моментов, работают более плавно, и угол закручивания колонны бурильных труб от реактивного момента на турбине меняется в значительно меньших пределах, чем при бурении долотами лопастного типа. Продолжительность первого рейса в твердых и крепких породах ограничивается стойкостью долота, а в мягких породах - необходимостью контрольного замера кривизны и азимута ствола скважины. [36]
Для того чтобы использовать полученные выше результаты в практических расчетах, опишем алгоритм расчета траектории перемещения долота с применяемой компоновкой нижней части бурильной колонны. Реализация этого алгоритма требует применения ЭВМ. Рассмотрим случай, когда необходимо провести расчет пространственной траектории. В качестве исходных данных для расчета примем следующие параметры: энергетические характеристики буровой установки, диаметр долота, наружный и внутренний диаметры УБТ, вес единицы труб в скважине, диаметры центрирующих элементов, осевая нагрузка на долото, угол падения и азимут плоскости напластования, буровой индекс анизотропии разбуриваемых горных пород, угол наклона и азимут ствола скважины на участке расположения компоновки нижней части бурильной колонны, кривизна ствола скважины на участке расположения КНБК. Далее рассчитывают жесткостные и геометрические характеристики, определяющие расположение компоновки нижней части бурильной колонны в стволе искривленной скважины. [37]
Перед спуском отклоняющей компоновки в скважину технолог-оператор проверяет состопние переводника с магнитом, наличие упора и немагнитной втулки с магнитом. Замеряет точное расстояние ( базу) от упора до магнита. После этого замеряют инклинометром и записывают показания прибора по азимуту. Затем поворачивают втулку с магнитом против часовой стрелки на 90 и повторно производят: ( амер. Показания прибора должны быть больше на 90, чем предыдущие. Для этого компас помещают внутрь немагнитной втулки с магнитом и следят за поведением магнитной стрелки компаса. Если северный конец стрелки притягивается к магниту, то магнит установлен правильно. В переводнике устанаЕливается втулка 4 из немагнитного материала с магнитным репером, магнитный поток которого сориентирован в направлении действия отклоняющей системы. После проверки правильности установки магнитнсго репера в направлении действия отклонителя на переводник с магнитным репером наворачивают трубу ЛБТ 6, в которой замеряют азимут ствола скважины. Внутрь бурильных труб на кабеле 9 спускают любой удлиненный инклинометр с электромагнитной буссолью и обычным отбитием точки фиксируют положение отклоняющей системы. [38]