^2 — ^2 * ^А2 — Ф\ ’	(2-3)
^3=^3 ■ілг±9>2^	(2-4)
то есть 9?,. =	+	срІЛ	(/ = 1,2,3) .	(2.5)
В выбранной системе координат XOY получим проекции X,- и 7, различных
участков кривой которые определяем по формулам, приведенным в таблице 2.5.
Знак координаты X,- выбирается в зависимости того, как меняется азимут: при
увеличении азимута (как правило, бурение ротором) изменение азимута проис¬
ходит вправо (знак “плюс”), при уменьшении - влево (знак “минус”).
При расчете принимаем, что начальный азимут равен проектному и равен
нулю п =?Чоет = 0.
Таблица 2.5 - Формулы для расчёта проекций в горизонтальной плоскости
Участок
Азимут в конце
участка
Проекция на направ¬
ление перпендику¬
лярно проектному
азимуту (X,) (проек¬
ция на ось ОХ)
Проекция на направ¬
ление проектного
азимута (7,) (проек¬
ция на ось OY)
Ориентируемого
набора угла
т, = (в =0
г 1 г проект
Xj = 0
Yi = ai
Неориентируемого
набора угла
■3-
+
£
II
£
X2-a2-sm(<Pi+<P> )
Y2=a2- cos^1^2 ;
Стабилизации
£
II
+
ht-
Хъ=аъ-Ап(<Г>2+<Ръ )
¥ъ=аъ-^(<Р2+<Ръ )
Как видно из рисунка 2.6, конечный забой скважины не находится на ли¬
нии проектного азимута, то есть азимут забоя не совпадает с проектным. Это
смещение вызвано закономерностями работы компоновок нижней части бу¬
рильной колонны и геологическими условиями.
Смещение характеризуется некоторым углом, который называется углом
упреждения и может быть определен по известным из накопленного опыта бу¬
рения значениям интенсивности искривления для различных участков iAi. Для
того чтобы обеспечить попадание скважины в круг допуска, бурение на участке
набора угла с отклонителем производится не строго по азимуту, а под некото¬
рым углом к нему - углом упреждения [69].
Угол упреждения еру определится следующим образом:
+Х, + Х7 +х,
d>v=arctg	!	-	(2.6)
у	Yx	+Y2	+	Y3
28

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Ухтинский государственный технический университет
(УГТУ)
С. А. Кейн, Р. Н. Мищенко
ИНЖЕНЕРНЫЕ ЗАДАЧИ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Учебное пособие
Ухта 2011

УДК 622.243.23.001.5
ББК 33.131
К 33
Кейн, С. А.
Инженерные задачи бурения наклонно направленных и горизонтальных сква¬
жин [Текст] : учеб. пособие / С. А. Кейн, Р. Н. Мищенко. - Ухта : УГТУ, 2011. - 80 с.
ISBN 978-5-88179-622-8
Предлагаемое учебное пособие предназначено для проведения занятий по дис¬
циплине «Математическое обеспечение задач наклонно направленного бурения» для
подготовки бакалавров направления 130500 «Нефтегазовое дело» и студентов специ¬
альности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин». Учебное пособие также
предназначено для работников нефтяной и газовой промышленности, а также аспи¬
рантов и студентов нефтегазовых вузов.
В учебном пособии рассматриваются основные задачи в области наклонно на¬
правленного и горизонтального бурения: выбор и расчет плоских профилей и про¬
странственных траекторий наклонно направленных скважин; расчет траектории
горизонтальной скважины; расчеты нагрузки, доходящей на долото, и на крюке при
подъеме инструмента с учетом сил трения; расчет азимута установки отклонителя при
зарезке наклонного ствола с учетом угла закручивания колонны бурильных труб под
действием реактивного момента забойного двигателя; технология зарезки вторых
стволов; типовые компоновки нижней части бурильной колонны.
Содержание заданий в пособии соответствует рабочей учебной программе.
Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским
советом Ухтинского государственного технического университета.
Рецензенты: Ф. А. Агзамов, заведующий кафедрой бурения Уфимского государст¬
венного технического университета, профессор, д.т.н.; Г. П. Злотников, руководитель
группы техники и технологии строительства скважин ООО «Газпромпереработка», к.т.н.
©Ухтинский государственный технический университет, 2011
©Кейн С. А., Мищенко Р. Н., 2011
ISBN 978-5-88179-622-8

Радиус круга допуска утверждается Заказчиком и, как правило, составляет
10% от проектного отхода.
Рассмотрим проекцию на горизонтальную плоскость скважины, проекти¬
руемой к бурению, которая представлена на рисунке 2.6.
направление
перпендикулярное
проектному азимуту.
(X)
Рисунок 2.6 - Проекция скважины на горизонтальную плоскость
Проекции скважины на вертикальную плоскость рассчитываются по ме¬
тодике п. 2.3 и в дальнейшем изложении считаются известными.
В горизонтальной плоскости выбираем следующую систему координат:
ось OY - направление вдоль проектного азимута скважины; ось ОХ - перпен¬
дикулярна проектному азимуту.
Предположив, что скважина проектируется к бурению по трехинтерваль-
ному профилю, на этой проекции выделим следующие участки: участок ориен¬
тируемого набора зенитного угла - 1 и участки, соответствующие неориенти-
руемому набору угла - 2 и стабилизации - 3.
Тогда в выбранной системе координат: Xh Yt - проекции участка ориентируе¬
мого набора угла; ¥2 - проекции участка неориентируемого набора; Х3, ¥3 - про¬
екции участка стабилизации.
Введем следующие обозначения: iAj - интенсивность искривления /'-того уча¬
стка скважины по азимуту; радиус искривления /'-того участка скважины; -
длина по стволу /'-того участка скважины; я, - горизонтальная проекция участков на
вертикальную плоскость; q>j-азимут в конце /'-того участка скважины (/' = 1,2, 3).
Азимут в конце каждого участка находим по формулам:
Ч>\ = (р„Р,	(2.2)
27

Таблица 2.4 - Результаты расчета трехинтервального профиля скважины
Участок
Интервал по
вертикали, м
Длина
интервала
по
вертикали,
м
Зенитный
угол, град
Г оризонталь-
ное смещение,
м
Длина по
стволу, м
от
ДО
в начале
в конце
интервала
общее
интервала
общее
Вертикальный
0
600
600
0
0
0
0
600
600
Набор зенит¬
ного угла с
600
719
119
0
12
13
13
120
720
отклонителем
Неориенти-
руемый набор
719
909
190
12
23
62
75
200
920
зенитного угла
Стабилизация
зенитного угла
909
1900
991
23
23
421
496
1077
1997
2.5	Пространственное искривление скважины. Расчет проекции скважины
на горизонтальную плоскость. Понятие угла упреждения
Ствол любой наклонно направленной скважины представляет собой
плавную кривую линию в пространстве [6]. Траекторию принято проектиро¬
вать на две плоскости: вертикальную плоскость - проекция скважины на верти¬
кальную плоскость, которая может рассматриваться как трех-, четырех- или
пятиинтервальный профиль; проекция скважины на горизонтальную плоскость,
которая представляет собой некоторую кривую линию в этой плоскости и от¬
дельные участки которой соответствуют участкам плоского профиля, а именно:
участкам ориентируемого набора угла, неориентируемого набора угла, стаби¬
лизации и уменьшения зенитного угла.
Изменение зенитного угла и азимута скважины, происходящее в связи с
наличием неоднородности геологического разреза и поинтервального изме¬
нения технических средств бурения, может привести к тому, что забой сква¬
жин не попадет в круг допуска.
Круг допуска очерчивает окружность вокруг координат проектного забоя
скважины с радиусом круга допуска Rd. При попадании фактического забоя
скважины в круг допуска не нарушается сетка вскрытия продуктивного пласта
и обеспечивается равномерный отбор углеводорода, такая скважина принима¬
ется Заказчиком в эксплуатацию.
26

ОГЛАВЛЕНИЕ
1.	Основные понятия и термины наклонно направленного бурения	6
1.1	Назначение и область применения наклонно направленных и
горизонтальных скважин	6
1.2	Характеристики траектории искривленных скважин	12
1.3	Компоновки нижней части бурильной колонны 	13
Контрольные вопросы к главе 1	15
2.	Расчет профилей наклонно направленных скважин	16
2.1	Типы плоских профилей наклонно направленных скважин	16
2.2	Выбор конфигурации профиля наклонно
направленной скважины	18
2.3	Расчет профилей обычного типа	18
2.4	Пример расчета трехинтервального профиля	23
2.5	Пространственное искривление скважины. Расчет проекции
скважины на горизонтальную плоскость. Понятие угла упреждения	26
2.6	Пример расчета проекции скважины на горизонтальную
плоскость	29
Контрольные вопросы и задания к главе 2	30
3.	Проектирование и расчет профиля горизонтальной скважины	31
3.1	Общие сведения о профилях горизонтальных скважин	31
3.2	Алгоритм расчёта траектории горизонтальной скважины	33
3.3	Пример расчета профиля горизонтальной скважины	36
Контрольные вопросы и задания к главе 3	39
4.	Расчет нагрузки на долото и на крюке при подъеме инструмента
с учетом сил трения	40
4.1	Влияние сил трения в искривленных скважинах на выбор
грузоподъемности буровой установки	40
4.2	Влияние сил трения в искривленных скважинах на величину
осевой нагрузки, доходящей на долото	41
4.3	Пример расчёта нагрузок с учетом сил трения при бурении
по трёхинтервальному профилю	42
Контрольные вопросы и задания к главе 4	46
5.	Угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного
момента забойного двигателя	47
5.1	Методика определения угла закручивания бурильной колонны	47
5.2	Критическая длина бурильной колонны	49
3

5.3	Определение угла закручивания одноразмерной бурильной
колонны (по Р. А. Иоаннесяну)	50
5.4	Пример расчета угла закручивания бурильной колонны под
действием реактивного момента забойного двигателя	51
Контрольные вопросы и задания к главе 5	53
6.	Техника и технология восстановления бездействующих нефтяных
и газовых скважин	54
6.1	Технические средства для вырезания щелевидного окна
или участка в обсадной колонне	54
6.2	Забуривание ствола через щелевидный вырез	60
6.3	Забуривание ствола в интервале сплошного выреза обсадной
колонны роторным способом	61
6.4	Техника и технология бурения дополнительного ствола из
вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями	62
6.5	Расчет интервала забуривания дополнительного ствола через
вырезанный участок обсадной колонны	65
6.6	Ориентирование отклонителя в колонне	67
6.7	Бурение направленного дополнительного ствола скважины	68
6.8	Крепление дополнительных стволов	70
6.9	Бурение дополнительного ствола на примере скважины № 205
Кыртаельского месторождения	72
Контрольные вопросы к главе 6	77
Библиографический список	78
4

Горизонтальное смещение:
а2 =^2 -(cosa0 - cosа), а2 = 1146 • (cos 12° - cos22°) = 58 м.
После подстановки числовых данных получим:
длина по стволу:
. а-ап	22°-12°
=	2-,	1~	=	= 200 м.
/2	0,05
Участок стабилизации зенитного угла (3). Находим проекцию на верти¬
кальную ось:
h3 = Н -h -hi — h2,
тогда h3 = 1900 -600 -119-191 = 990 м.
Горизонтальное смещение:
а3 = h3 -tgа,
тогда а3 = 990 • tg22° = 400 м.
Проверка расчета заключается в проверке выполнения условия (2.1):
аг + а2 + а3 = А ±10.
В нашем случае а} + а2 + а3 = 13 + 57 + 400 = 470 м.
Проектное смещение скважины по горизонтали должно быть 500 м, сумма
смещений по участкам равна 470 м, то есть условие £ а, = А ± 10 не выполняет¬
ся. Таким образом, необходимо увеличить угол а, принимаем его равным
а = 23°.
Пересчитываем проекции участков 26 и 3.
Участок 26:
h2 =1146-("sin23o-sinl2°y) = 190^,
а2 = 1146 ■( cos 12° - cos 23 °) = 62 м,
23° -12°
0,05
Участок 3:
h3 = 1900-600- 119- 190 = 991 м,
а3= 991 • tg23° = 421 лг,
991
L =	= 1077 м.
cos 23°
Выполняем проверку:
аг + а2 + а3= 13 +62 + 421 = 496 м.
Условие (2.1) выполняется, расчет закончен, заносим характеристики про¬
филя в таблицу 2.4.
£2 =	= 200 м.
25

Рисунок 2.5 - Трехинтервальный профиль скважины
Горизонтальное смещение: а} = R} ■ (I - cosaQ) = 573 • (1- COS120,) = 13 м.
Длина интервала по стволу:	=	R}	/і}	= 12°/0,1 = 120 лу.
Участок неориентируемого набора зенитного угла (26). Находим радиус
искривления по формуле (1.2):
Интенсивность искривления задана и равна ъ = 0,05 град/м, производим
вычисления, получаем:
_	57,3
Rn =	= 1146 м.
'	0,05
Проекция участка на вертикальную ось:
/?2 = R2 ■( sin а - sin а0),
угол «примем равным а = а0 + 10° = 22°, тогда
h2 = 1146 Ysin 22° - sin 12°) = 191 м.
24

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
і - интенсивность искривления, град/м',
а - зенитный угол, град\
ц - коэффициент трения;
q - вес одного погонного метра труб в жидкости, Н/м\
q0 - вес одного погонного метра труб с замками в воздухе, Н/м\
М- реактивный момент, Н м\
G I0 - жесткость колонны бурильных труб на сдвиг, Н-м2',
п -частота вращения турбины, мин1',
dH - наружный диаметр бурильных труб, м\
(р - азимут скважины, град',
D3 - диаметр замка бурильной колонны, м\
D - диаметр долота, м\
Dc -диаметр скважины, м\
deH - внутренний диаметр труб, м\
Н - глубина скважины, м\
Rі - радиус на участке набора зенитного угла с отклонителем, м\
К2 - радиус на участке неориентируемого набора угла, м\
А - величина смещения забоя от вертикали, м\
а,	- горизонтальное смещение участка, м\
hi - вертикальная проекция участка, м\
/, - длина по стволу участка, м\
h - глубина зарезки наклонного ствола, м.
5

1.	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
1.1	Назначение и область применения наклонно направленных
и горизонтальных скважин
В процессе бурения скважины, подверженные естественному искривле¬
нию, могут не выйти на нефтегазоносные слои и, следовательно, не выпол¬
нить своих проектных заданий. Но накопленный фактический материал по
естественному искривлению позволил установить ряд общих закономерно¬
стей, учитывая которые буровики научились проходить скважины в строго
заданном направлении. Такие скважины получили название наклонно на¬
правленных. Искусственное отклонение - это направление ствола скважи¬
ны в процессе бурения по определенному плану с доведением забоя до
заданной точки.
Искусственное отклонение скважин подразделяется на наклонное, гори¬
зонтальное, многозабойное (разветвлено-наклонное, разветвлено-горизонталь-
ное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение этих скважин ускоряет
освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазо-
отдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дефицитных
материалов [15, 16].
Искусственное отклонение применяется в следующих случаях:
1)	при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим
сбросом или между двумя параллельными сбросами;
2)	при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направле¬
нии продуктивного горизонта;
3)	при проходке стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными
куполами, в связи с трудностью бурения через них;
4)	при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглоще¬
ний промывочной жидкости;
5)	при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов,
морей, рек, озер, каналов и болот;
6)	при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных
буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;
7)	при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под
участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы,
горы);
8)	при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно
ликвидировать аварию в скважине;
6

2.4	Пример расчета трехинтервального профиля
Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.3, а основные гео¬
метрические характеристики профиля скважины - на рисунке 2.4.
Таблица 2.3 - Исходные данные для расчета трехинтервального профиля
№
п/п
Параметр
Обозначение
Единица
измерения
Значение
1
Глубина по вертикали
Я
м
1900
2
Глубина зарезки наклонно направленного
участка
h
м
600
3
Проектное смещение скважины от вертикали
А
м
500
4
Интенсивность искривления на участке на¬
бора зенитного угла с отклонителем
І1
градИООм
10
5
Интенсивность искривления на участке не-
ориентируемого набора угла
І2
градИООм
5
6
Угол набора с отклонителем
ао
град
12
Расчет производим по участкам сверху вниз.
Вертикальный участок. Проекция участка на вертикальную ось he = h =
= 600 м, длина по стволу le = h = 600 м, горизонтальное смещение и зенитный
угол равны нулю.
Участок набор зенитного угла с отклонителем - ориентируемый набор
зенитного угла (2а). Расчет проекций на искривленных участках производим по
формулам, представленным в таблице 2.1.
Находим радиус искривления на участке по формуле (1.2):
57 3
І?! = —.
h
Интенсивность искривления равна i} = 10 град/100 м =0,1 град/м', после
подстановки получаем Rj = 573 м.
Проекция участка на вертикальную ось:
hi=Ri ■ sinа0 = 573 • sinl2° = 119 м.
23

7.	Результаты расчетов представляют в виде таблицы 2.2.
Расчет пятииитервальиого профиля
Исходными данными для расчета являются: Н, h, А, а0: ij (Rj), i2 (R^, із (R3),
at, hB (см. рис. 2.3). Алгоритм полностью совпадает с расчетом четырехинтер-
вального профиля со следующим дополнением. Вертикальная проекция прямо-
линейно-наклонного участка определяется как разность между проектной
глубиной скважины и проекциями на участках ориентированного и неориенти¬
рованного набора угла, уменьшения угла, глубиной зарезки и глубиной второго
вертикального участка, т. е.
h3 = Н — h — hi— h2 — h4— hB.
Результаты расчетов представляют в виде таблицы 2.2.
Таблица 2.2 - Геометрические характеристики профиля
Участок
Интервал по
вертикали,м
Длина ин¬
тервала по
вертикали,
м
Зенитный
угол, град
Горизонталь¬
ное смещение,
м
Длина по стволу,
м
от
до
в начале
в конце
интервала
общее
интервала
общее
1. Вертикаль¬
ный
2. Набор угла
отклонителем
3. Неориенти-
руемый набор
угла
4. Стабилиза¬
ции
5. Уменьше¬
ния зенитного
угла
6. Второй вер¬
тикальный
Примечание: 1. В таблицу должны быть занесены численные значения проекций.
2. Количество участков (первый столбец) определяется типом профиля.
22

9)	при забуриваиии дополнительного ствола из обсаженных скважин при
восстановлении бездействующего фонда скважин;
10)	при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фон¬
танов и ликвидации открытых выбросов;
11)	при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуата¬
ционной скважине;
12)	при вскрытии продуктивного пласта под определенным углом для уве¬
личения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия
пластов;
13)	при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения ка¬
питальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбурива-
ния месторождения;
14)	при бурении с целью газификации строго по угольному пласту и с це¬
лью подземного выщелачивания.
Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осу¬
ществляют отклоняющими компоновками на базе забойных двигателей (тур¬
бинный или винтовой отклонители).
В настоящее время применяют направленное отклонение скважин, осно¬
ванное на применении искусственных отклонителей: отклонителей на базе дви¬
гателей, кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих
клиньев и специальных устройств. Перечисленные отклоняющие приспособле¬
ния используются в зависимости от конкретных условий месторождения и тех-
нико-технологических условий.
Скважины, для которых проектом предусматривается определенное откло¬
нение оси ствола от вертикали по вполне определенной кривой, называются на¬
клонными. Наклонное бурение в настоящее время широко применяется при
бурении скважин на нефть, газ и твердые полезные ископаемые (рисунок 1.1).
К наклонным скважинам на нефть и газ относятся в основном скважины,
забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в тре¬
буемом направлении.
Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не
исчерпало своих резервов. Возможность горизонтального смещения забоя от¬
носительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать
вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения. Техническое усо¬
вершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многоза¬
бойного и кустового бурения.
7

н
н г Н И
н
Рисунок 1.1 - Примеры применения наклонного бурения скважины:
1 - проходка с морского основания; 2 - разбуривание морского нефтяного месторождения
с берега; 3 - отклонение ствола скважины от сбросовой зоны (зоны разрыва) по направлению
к нефтеносному участку; 4 - проходка наклонной скважины, забой которой будет расположен
под участком, недоступным для установки буровой; 5 - бурение на нефтеносные пласты
моноклинального типа; 6 - бурение вспомогательной наклонной скважины для ликвидации
пожара или открытого фонтана; 7 - уход в сторону при аварии; 8 - проходка наклонных
скважин в районе залегания соляного купола; Н - нефть; Г - газ; С - соль; В - вода
В России наклонное бурение применяют при бурении скважин на нефть и
газ в Западной Сибири, на севере европейской части, на Северном Кавказе, в
Татарстане, Башкортостане, Самарской области и других районах.
Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяется для
увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов. Если при бурении
наклонной скважины главным является достижение заданной области продук¬
тивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого,
как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизон¬
тальной скважины - пересечение продуктивного пласта в продольном направ¬
лении. При этом протяженность завершающего участка скважины,
расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может пре¬
вышать 1000 м.
Кустовое бурение [4, 9] - сооружение скважин, в основном наклонно на¬
правленных, устья которых группируются на близком расстоянии друг от друга
с общей ограниченной площадки, а забои вскрывают продуктивный горизонт в
заданных точках в соответствии с сеткой разработки (рисунок 1.2).
Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения,
подразделяются на технические - разбуривание кустовым бурением месторож¬
дений, залегающих под застроенными участками; технологические - во избе¬
жание нарушения сетки разработки при естественном искривлении скважины
объединяют в кусты; геологические - разбуривание, например, многопластовой
залежи; орографические - вскрытие кустовым бурением нефтяных и газовых

4.	Определяют проекции на прямолинейно-наклонном участке 3 - участке
стабилизации.
Вертикальная проекция определяется как разность между проектной глу¬
биной скважины и суммой проекций на участках набора угла и глубиной за¬
резки, т. е.
h3 = Н — h — hi— h2.
Затем определяется горизонтальная проекция и длина по стволу:
а3 = hs' tg a; l3 = hs/cos a.
5.	Результаты расчетов представляют в виде таблицы 2.2.
6.	Проверяют условие А = а} + а2 + а3. Если оно не выполняется, изменяют
угол а и пересчитывают проекции участков 26 и 3, процедуру выполняют до
тех пор, пока не будет выполнено условие (2.1):
Наг = А ±10.
Расчет четырехинтервального профиля
Исходными данными для расчета являются (см. рис. 2.2) Н, h, А, а0: i} (Rj),
h (R2)’ h (R3), С(к-
1.	Определяют проекции вертикального участка.
2.	Определяют проекции участка 2а - набора зенитного угла с отклоните¬
лем по формулам:
h] =R]' sin а0; а}= R}' (1 — cos aj; l} = a/i]..
3.	Определяют проекции участка 26 - набора зенитного угла неориенти-
руемой компоновкой:
а2= R2 ' (cos а0 - cos a); h2= R2' (sin a- sin aj; l2 = (a- aj /i2.
4.	Определяют проекции участка 4 - уменьшения зенитного угла:
а4= R3 ' (cos a* - cos a); h4 = R3' (sin a - sin ar); l4 = (a - ar) / і3.
5.	Определяют проекции участка 3 - прямолинейно-наклонного участка.
Вертикальная проекция определяется как разность между проектной глу¬
биной скважины и суммой проекций на участках ориентированного и неориен¬
тированного набора угла, уменьшения угла и глубиной зарезки, т. е.
h3 = Н — h — hi— h2 — h4.
Затем определяем горизонтальную проекцию и длину по стволу:
а3 = h3 tg a; l3 = h3/cos а.
6.	Проверяют выполнение условия^ = а}+ а2 + а3 +а4, если оно не выпол¬
няется, изменяют угол а и пересчитывают проекции участков 26, 4 и 3. Проце¬
дуру выполняют до тех пор, пока не будет выполнено условие:
Zcti = А ±10.
21

Существующие формулы для расчета угла а, основанные на геометриче¬
ских построениях, не позволяют разработать алгоритм расчета, пригодный для
любого типа профиля, поэтому угол а находится подбором, то есть, изменяя
значения угла а, добиваются выполнения условия (2.1).
Основные расчетные формулы для определения проекций участков приве¬
дены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Основные формулы для расчета проекций участков
Название расчетной величины, единицы
измерения
Формула
Длина ствола искривленного участка, м
1 ((%кон ~ (%нач )/ І
Горизонтальная проекция искривленного участка, м
а = R' (cos анач — cos акон)
Вертикальная проекция искривленного участка, м
h = R '(sin акон — sin анач)
Длина прямолинейно-наклонного участка, м
1 = h / cos а; 1 = h / sin a
Связь вертикальной и горизонтальной проекций
прямолинейно-наклонного участка, м
a = h' tg a
Угол в конце участка набора угла, град
aKOH = arc sin (sinam4 — h/R)
В таблице приняты следующие обозначения:
анач и акон - углы в начале и конце участка соответственно.
Расчет трехинтервального профиля с прямолинейно наклонным участком -
профиль первого типа (см. рис. 2.1).
Исходными данными для расчета профиля являются: проектная глубина -
Н; глубина зарезки наклонного участка - h; проектное смещение от вертикали -
А; зенитный угол в конце участка набора угла с отклонителем - а0; интенсив¬
ность искривления (радиус искривления) ствола на участке набора ориентируе¬
мого И неориентируемого соответственно -	(R])t	І2	(R2).
Расчет производят по формулам, приведенным в таблице 2.1.
1.	Определяют проекции на первом вертикальном участке. Так как участок
вертикальный, его горизонтальное смещение и зенитный угол равны 0, а верти¬
кальная проекция и глубина по стволу равны глубине зарезки h.
2.	Определяют проекции на участке 2а - участке набора угла с отклонителем.
Вертикальная проекция hj определяется по формуле; hj =R] sin а0.
Горизонтальная проекция aj определяется по формуле: a2=R2 (1 - cos а0).
Длина по стволу 12 определяется по формуле: l2 = a/ij.
3.	Определяют проекции на участке 26 - участке набора угла неориенти-
руемой компоновкой:
h2 = R.2 (sin a- sin а0); а2 =R2 (cos а0 - cos a); l2 = (а- а0) /i2.
20

месторождений, залегающих под водоемами, под участками земли с сильно пе¬
ресеченным рельефом местности, при проводке скважин на продуктивные гори¬
зонты с отдельных морских буровых оснований или эстакад; климатические -
разбуривание нефтяных и газовых месторождений, например в зимний период,
когда наблюдается большой снеговой покров, или весной во время распутицы и
значительных паводков.
Рисунок 1.2 — Схема кустового бурения скважин
Подготовка площадки куста к строительству наземных сооружений и про¬
кладка коммуникаций - основные подготовительные работы.
Площадку для кустового бурения обычно располагают там, где по услови¬
ям рельефа местности затраты времени и средств будут минимальными. При
этом объем всех подготовительных работ на кустовой площадке больше, чем на
площадке для одиночной скважины, но в то же время этот объем, отнесенный к
одной скважине куста, будет меньше.
На кустовой площадке размещают буровую установку со всеми подсобны¬
ми службами и устьевое оборудование.
Количество скважин в кусте, помимо сетки разработки, наличия одно- или
многопластовых залежей и других факторов, определяется технически возмож¬
ными отклонениями забоев наклонных скважин.
В зависимости от выбранного варианта расположения устьев в кусте объем
подготовительных, строительно-монтажных и демонтажных работ может изме¬
няться в самых широких пределах. Кроме того, от выбранного варианта распо¬
9

ложения устьев в кусте зависят размеры отчуждаемой территории, что очень
важно для обжитых районов. Характер расположения устьев скважин на кусто¬
вой площадке играет большую роль и при эксплуатации скважин. При бурении
скважин на кустовой площадке число одновременно действующих буровых ус¬
тановок может быть различным.
Отечественный и зарубежный опыт кустового бурения показывает, что
этот метод дает возможность значительно сократить строительно-монтажные
работы, уменьшить объем строительства дорог, водоводов, линий электропере¬
дач и связи, упростить обслуживание эксплуатируемых скважин и сократить
объем перевозок. В настоящее время кусты скважин становятся крупными про¬
мышленными центрами с базами материально-технического снабжения, вспо¬
могательными цехами и т. д. В целом кустовой способ бурения сокращает
затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добы¬
чи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при ос¬
воении нефтяных и газовых месторождений. В этом случае можно полнее
осуществлять сбор всех продуктов отхода бурения и уменьшать вероятность
понижения уровня грунтовых вод на огромных территориях, которое может
возникнуть вследствие нарушения целостности водоносных горизонтов.
Минимальное число скважин в кусте - две. Практически на нефтяных
промыслах России группируют до 16-24 скважин в куст, но есть отдельные кус¬
ты, состоящие из 30 и более скважин. Из зарубежной практики известны слу¬
чаи, когда число скважин в кусте превышает 60.
Один из прогрессивных методов повышения технико-экономической эф¬
фективности проходки скважин - многозабойное бурение. Сущность этого спо¬
соба заключается в том, что из основного ствола скважины проводят один или
несколько дополнительных стволов, заменяющих собой скважины, которые
могли быть пробурены для этих же целей непосредственно с земной поверхно¬
сти. Следовательно, в этом случае основной ствол используется многократно,
поэтому значительно сокращается объем бурения по верхним непродуктивным
горизонтам (рисунок 1.3).
При многозабойном бурении нефтяных и газовых скважин значительно
увеличивается полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и соот¬
ветственно зона дренирования, а также поверхность фильтрации.
По форме выполнения дополнительных стволов и по их пространственно¬
му положению различают следующие виды многозабойных скважин:
-	разветвленные наклонно направленные;
-	горизонтально разветвленные;
-	радиальные.
10

Рисунок 2.4 - Профиль скважины
Расчет профиля заключается в определении проекций участков на верти¬
кальную и горизонтальную оси и длины участка по стволу:
ah hh 1г - горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по
стволу на участке набора угла с отклонителем;
а2, h2, U ~ горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по
стволу на участке неориентируемого набора угла;
аз, hs, Is - горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по
стволу на участке стабилизации зенитного угла;
а4, h4, 14 - горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по
стволу на участке уменьшения угла.
Основным расчетным параметром профиля скважины является угол а в
конце участка зарезки наклонного ствола или в конце участка неориентируемо¬
го набора угла, если он включен в профиль скважины. Таким образом, а - мак¬
симальный зенитный угол ствола скважины. Величина этого угла во многом
определяет смещение конечного забоя от вертикали.
При проектировании скважины должно выполняться условие:
A =ai + а2 + as + а4 = Е ctj.	(2.1)
19

2.2 Выбор конфигурации профиля наклонно направленной
скважины
Местоположение отдельных участков профиля и их протяженность во
многом зависит от горно-геологических условий и условий эксплуатации сква¬
жины. Обычно исходят из следующих положений.
Участок набора зенитного угла следует располагать в том интервале геоло¬
гического разреза, где при бурении с отклонителем обеспечивается наибольший
набор зенитного угла за один рейс (породы средней твердости).
Прямолинейно-наклонный участок (участок стабилизации зенитного угла)
является продолжением от участка набора зенитного угла до проектного гори¬
зонта, либо связующим звеном между участками набора и снижения зенитного
угла.
Участок уменьшения зенитного угла является, как правило, конечным, при
этом ствол скважины вскрывает продуктивный горизонт под небольшим углом,
либо обеспечивается выход на последний, приближенный к вертикали, участок.
2.3	Расчет профилей обычного типа
Расчет профилей обычного типа [20, 22] сводится к определению макси¬
мального зенитного угла скважины, горизонтальной и вертикальной проекций
и длины каждого из участков, входящих в состав данного профиля, а также об¬
щей длины ствола скважины и общего отхода от вертикали.
Исходными данными для расчета профиля в общем случае являются:
Н - проектная глубина скважин;
h - глубина зарезки наклонного участка;
А - проектное смещение от вертикали;
ii, Rі - интенсивность и радиус на участке набора зенитного угла с откло¬
нителем;
h> R2 ~ интенсивность и радиус на участке неориентируемого набора;
із, R3- интенсивность и радиус на участке уменьшения зенитного угла;
а0 - угол набора с отклонителем;
he - глубина второго вертикального участка;
ак - угол в конце участка уменьшения зенитного угла.
Профиль рассчитывают по участкам сверху вниз (рисунок 2.4).
18

Рисунок 1.3 - Схемы многозабойной скважины
Разветвленные наклонно направленные скважины состоят из основного
ствола, обычно вертикального, и дополнительных наклонно направленных
стволов.
Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность разветвлен¬
ных наклонно направленных скважин, так как их проводят аналогичным спосо¬
бом, но при этом в завершающем интервале зенитный угол дополнительного
ствола увеличивают до 90° и более.
У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а допол¬
нительные - в радиальном направлении.
Разветвленные скважины являются перспективной областью развития тех¬
нологии направленного бурения, так как их промышленное применение позво¬
лит решить следующие важные задачи освоения земных недр:
-	эффективная разработка нефтяных месторождений с низкими коллектор¬
скими свойствами продуктивного пласта;
-	значительное сокращение числа скважин, необходимых для разработки
месторождения нефти и газа;
-	добыча высоковязкой нефти с больших глубин;
-	строительство геотермальных станций в районах с невысокими температу¬
рами пластов горных пород.
11

1.2	Характеристики траектории искривленных скважин
Ось любой скважины, будь она вертикально или наклонно заданной, в
процессе бурения отклоняется от своего проектного направления, т.е. скважина
искривляется [9, 17].
Искривлением буровой скважины в данной точке называется отклонение
ее от вертикали и направление этого отклонения относительно стран света.
Искривление скважин в данной точке О характеризуется двумя углами: зе¬
нитным углом искривления а и азимутальным углом ср (рисунок 1.4).
Зенитным углом а называется угол между касательной к оси ствола сква¬
жины в точке замера и проекцией этой касательной на вертикальную плоскость.
Угол, равный г] = 90°- а, называется углом наклона скважины. Угол наклона -
это отклонение оси ствола скважины от горизонтали.
5
Рисунок 1.4 - Элементы, определяющие пространственное положение скважины:
1 - горизонтальная плоскость; 2 - ось скважины; 3 - плоскость оси скважины; 4 - вертикаль;
5 - направление начала отсчета; 6 - направление проводки скважины
Азимутом скважины ср называется угол, измеряемый в горизонтальной
плоскости между принятым направлением начала отсчета и проекцией на го¬
ризонтальную плоскость касательной к оси ствола в точке замера. В зависи¬
мости от принятого начала отсчета азимут может быть истинным магнитным
или условным.
Если азимут скважины остается постоянным, то наблюдается плоскостное
искривление ствола скважины. Если же постоянно изменяются как зенитный
угол, так и азимут направления, то в этом случае наблюдается пространствен¬
ное искривление ствола скважины.
12

Профиль третьего типа - пяти-
интервальный (рисунок 2.3) - со¬
стоит из пяти участков: верхнего
вертикального - 1, набора зенитного
угла - 2, прямолинейно наклонно¬
го - 3, снижения зенитного угла - 4
и нижнего вертикального - 5, по¬
зволяющего при пересечении ство¬
лом нескольких продуктивных
горизонтов эксплуатировать любой
из них с сохранением общей сетки
разработки. Этот сложный профиль
используется для скважин большой
глубины (более 3000 м). Его приме¬
нение позволяет осуществлять за-
резку наклонного ствола на глубине
до 1000 м и более.
Профиль второго типа (рису¬
нок 2.2) - четырехинтервальный - со¬
стоит из четырех участков:
вертикального - 1, набора зенитного
угла - 2, стабилизации - 3 и уменьше¬
ния угла - 4. Этот профиль применяет¬
ся при бурении наклонно
направленных скважин для месторож¬
дений, на которых происходит естест¬
венное искривление скважин.
17

2.	РАСЧЕТ ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННО
НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
2.1	Типы плоских профилей наклонно направленных скважин
Применяемые для бурения наклонно направленных скважин типы профи¬
лей делятся на две группы [7, 17]. К первой относятся профили обычного типа,
представляющие кривую линию, расположенную в одной вертикальной плос¬
кости, то есть плоские профили; ко второй - профили пространственного типа,
представляющие пространственную кривую линию.
Основные типы плоских профилей приведены на рисунках 2.1- 2.3.
Профиль первого типа - трех-
интервальный (рисунок 2.1) - со¬
стоит из трех участков:
вертикального - 1, участка набора
зенитного угла - 2 и прямолиней-
но-наклонного участка (стабилиза¬
ции зенитного угла) -	3,
продолжающегося до проектного
забоя в продуктивном пласте. Ха¬
рактерной особенностью бурения
наклонно направленных скважин в
Тимано-Печорской провинции яв¬
ляется включение участка набора
угла неориентируемыми компонов¬
ками в участок 2, т. е. участок на¬
бора зенитного угла состоит из
„	,	,	„	„	двух:	на	первом (2а) производится
Рисунок 2.1 - 1 рехинтервальныи J	1	\	/	г	^
набор зенитного угла с отклоните¬
лем (ориентированно), на втором (26) - набор угла неориентируемыми компо¬
новками. Включение этого участка позволяет сократить время на дорогостоя¬
щее бурение с отклонителем. Применение этого профиля позволяет ограничить
до минимума количество рейсов с ориентируемыми отклоняющими КНБК, по¬
лучить наибольшее отклонение забоя от вертикали при наименьшем зенитном
угле и затратить наименьшее время на выполнение специальных операций по
удлинению ствола.
16

Искусственно искривленные скважины могут быть наклонными, горизон¬
тальными или многозабойные. Для характеристики участков, на которых про¬
исходит искривление скважины, используют следующие термины.
Радиус искривления R - радиус окружности, по которой происходит ис¬
кривление скважины на участках набора или уменьшения зенитного угла.
Интенсивность искривления - величина, характеризующая степень ис¬
кривления ствола и определяемая соотношением
i = (a -а )/Л/,	(1.1)
' кон	нач'	‘	'
где аКОИ и ашч - зенитный угол в конце и начале участка; ЛI - длина участка.
Интенсивность искривления измеряется в град/м, но в бурении распро¬
странены и такие единицы, как град/Юм и град/ЮОм. Например, интенсивность
искривления на участке равна /' = 0,1 град/м = 1 град/Юм =10 град/ЮОм.
Интенсивность искривления связана с радиусом искривления скважины
соотношением:
і = 57,3/Д.	(1.2)
Если интенсивность искривления не изменяется, то есть постоянна, то искрив¬
ление ствола скважины происходит по дуге окружности постоянного радиуса.
1.3	Компоновки нижней части бурильной колонны
Реализация проектного профиля скважины обеспечивается компоновками
нижней части бурильной колонны (КНБК). Под компоновкой нижней части бу¬
рильной колонны понимают набор технических средств, влияющих на формирова¬
ние ствола скважины и определяющих направление движения долота [11,15].
Типовые составы КНБК, используемые при бурении наклонно направлен¬
ных скважин, приведены в таблице 1.1.
Компоновка, как правило, включает: долото, забойный двигатель (прямой
или отклонитель), средства контроля за положением траектории скважины в
пространстве (телесистему, устройство УОО-5), утяжеленные бурильные тру¬
бы, опорно-центрирующие устройства (калибраторы, центраторы).
Классификацию КНБК производят по различным признакам.
По способу бурения различают компоновки: для роторного бурения и для
бурения забойными двигателями.
По способу применения различают компоновки: ориентируемые и неори-
ентируемые.
По назначению различают компоновки для увеличения зенитного угла;
стабилизации зенитного угла; уменьшения зенитного угла; для изменения
азимута.
13

Таблица 1.1 - Формализованные компоновки нижней части бурильной
колонны
Участок
КНБК
Интенсивность
искривления,
град/100 м
Набор зенитного
угла отклонителем
(ориентируемой
КНБК)
Долото;
Переводник;
Отклонитель (ТО, ВО, ДРУ);
Немагнитные трубы (монель, БТС) с телесистемой;
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ);
Бурильные трубы (БТ)
О
•I-
о
Набор зенитного
угла неориенти-
руемой КНБК
Долото;
Переводник 0,5-1,0 л«;
Калибратор;
Забойный двигатель;
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ);
Бурильные трубы (БТ)
Долото;
Переводник 0,5-1,0 л«;
Калибратор;
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ);
Бурильные трубы (БТ)
2,5 н-5,0
Прямолинейно¬
наклонный
(участок
стабилизации)
Долото;
Переводник 0,5-1,0 л«;
Калибратор;
УБТ 5-6 м;
Калибратор;
УБТ - 75 м-
Бурильные трубы (БТ)
0
Уменьшение
зенитного угла
Долото;
УБТ 10-12 м;
Калибратор;
УБТ - 75 м-
Бурильные трубы (БТ)
Долото;
Забойный двигатель;
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ);
Бурильные трубы (БТ)
—1,5 -н -2,5
При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин искрив¬
ление производят ориентированно отклонителями на базе забойных двигателей
или неориентированно, в этом случае используются прямолинейные компонов¬
ки с опорно-центрирующими устройствами.
14

При описании КНБК используют следующие часто применяющиеся обо¬
значения:
ТО - турбинный отклонитель (угол перекоса осей между шпиндельной и
турбинной секцией 1-3,5 );
ВО - винтовой отклонитель (угол перекоса осей 1-3,5 );
ДРУ - объемный двигатель с регулируемым углом перекоса осей;
ЗД - забойный двигатель (турбобур или винтовой забойный двигатель ВЗД);
УОО - устройство для ориентирования отклонителя, включающее специ¬
альный переводник с магнитной меткой;
АБТ - алюминиевые (немагнитные) бурильные трубы;
УБТ - утяжеленные бурильные трубы;
БТ - бурильные трубы;
ОЦЭ - опорно-центрирующий элемент (калибратор, центратор).
Контрольные вопросы к главе 1
1.	Назначение и классификация скважин по типу профиля. Основные понятия
и термины наклонно направленного бурения.
2.	Области применения наклонных, горизонтальных, разветвленных, многоза¬
бойных и вертикальных скважин.
3.	Компоновка нижней части бурильной колонны. Классификация компоновок,
составы компоновок для различных участков профиля.
15

Конструкция, основные детали и узлы устройства приведены на рисунке 6.2.
Рисунок 6.2 - Устройство вырезающее УВ114:
1 - цилиндр; 2 - поршень; 3 - насадка; 4, 6, 21 - кольца; 5, 29 - винты; 7 - втулка;
8 - пружина; 9 - толкатель; 10,11 - гайки; 12 - вставка; 13 - шпонка; 14 - фиксатор;
15 - пластина; 16, 18 - болты; 17 - корпус; 19. 27 - шайбы; 20 - упор; 22 - ось;
23 - чека; 24 - резец; 25 - штырь; 26 - направляющая; 28 - хвостовик
Основные технические характеристики устройства вырезающего универ-
сального УВУ представлены ниже:
Длина без центраторов, мм
1866
Осевая нагрузка на резцы. кН. не более
40
Частота вращения изделия, с-1
0,66-1,17
Температура рабочей среды, °С, не более
100
Перепад давления на устройстве, МПа
2-4
Проходка на комплект резцов по трубе из стали группы прочности Д для
Q
забуривания ствола, м, не менее
У
Число резцов
5
Конструкция, основные детали и узлы устройств приведены на рисунке 6.3.
Универсальное вырезающее устройство представляет собой фрезерую¬
щий инструмент, резцы которого выдвигаются под действием давления
промывочной жидкости. Обсадная колонна фрезеруется при вращении бу¬
рильного инструмента.
56

2.6	Пример расчета проекции скважины на горизонтальную плоскость
Исходными данными для расчета являются результаты вычислений проек¬
ций в вертикальной плоскости (профиль скважины) и интенсивности искривле¬
ния по азимуту в горизонтальной плоскости, которые определяют на основе
промысловых данных.
Рассмотрим пример расчета искривления скважины, проектируемой к бу¬
рению по трехинтервальному профилю. Данные для расчета приведены в таб¬
лице 2.6 и взяты из примера 2.4, таблица 2.4.
Таблица 2.6 - Исходные данные для расчета
Участок
Горизонтальное сме¬
щение (участка), м
Длина по
стволу (участка), м
Интенсивности
искривления,
град/м
Набор зенитного угла
отклонителем
13
120
0
Неориентируемый набор
зенитного угла
62
200
0,05
Стабилизация зенитного
угла
421
1077
0,02
Производим вычисления по участкам.
Вертикальный участок. Считаем, что проекция вертикального участка на
горизонтальную плоскость равна нулю.
Участок набора зенитного угла отклонителем. Зарезка наклонного ствола
отклонителем должна производиться строго по проектному азимуту, поэтому
азимут равен <р0 = (рт<ха = 0, проекция на ось ОУ равна горизонтальному смеще¬
нию Y]=13m, а проекция перпендикулярно проектному азимуту равна нулю
Х, = 0.
Участок неориентируемого набора зенитного угла. Проекции рассчитыва¬
ем по формулам таблицы 2.5. Учитываем, что ср1 = 0,12= 200 м, ІА2 = 0,05 град/м,
а2 = 62 м и определяем азимут в конце участка:
Фг = Vi + ^2 '*А2 = 0 + 200-0,05 = 10 ;
проекция на направление проектного азимута:
v	у	+ (Р-,	_	0+10	_
Y2= а2- cos(	2	_	' °°	—2—	_	М’
проекция перпендикулярно проектному азимуту:
Х2 = а2 ■ sin ( ^ +^>г ) = 62 • sin (—') = 5 м.
29

Участок стабилизации. Учитываем, что #>2=10°,	13=\0Пм,
і	аз = 0,02 град/м, а3 = 421 м, и определяем азимут в конце участка:
cp3=(p2+t3-iA3 = Ю + 1077-0,02= 10 +21,5 =31,5 ;
проекция на направление проектного азимута:
<р+<р	10	+ 31,5
73 = аъ ■cos(—L^—-) — 421 -cosf			) — 394 м,
проекция перпендикулярно проектному азимуту:
X г = аъ ■ sinf +^Ъ ) 421- sinf ^	)	=	149	м.
Вычисления закончены, результаты расчетов представляем в виде таблицы 2.7.
Таблица 2.7 - Результаты расчета проекций участков в горизонтальной
плоскости
Участок
Азимут в кон¬
це участка,
град
Проекция на
направление
проектного
азимута 7,, м
Проекция перпенди¬
кулярно проектному
азимуту Х/, м
Набор зенитного угла
отклонителем
0
13
0
Неориентируемый набор
зенитного угла
10
62
5
Стабилизация зенитного угла
31,5
394
149
Контрольные вопросы и задания к главе 2
1.	Проектирование плоских и пространственных профилей ННС, типы профи¬
лей, понятие круга допуска.
2.	Неориентируемые компоновки нижней части бурильной колонны. Их соста¬
вы, отличия и преимущества в сравнении с ориентируемыми КНБК.
3.	Рассчитайте отход от вертикали скважины глубиной 1800 м, профиль трех-
интервальный, зарезка наклонного участка производится с глубины 650 м, на¬
бор угла 10 производится ориентируемой компоновкой с интенсивностью
10 град на 100 м.
4.	Скважина пробурена по трехинтервальному профилю на глубину 1200 м с
зарезкой наклонного ствола на глубине 450 м. Найти длину скважины по ство¬
лу, если на участке набора зенитного угла интенсивность 10 град на 100 м, зе¬
нитный угол в конце участка 12 .
5.	Определить проекции участка стабилизации, если угол на участке 18 , длина
участка 600 м. Каков должен быть угол для того, чтобы отход на участке соста¬
вил 300 м!
30

рическую форму, калибрует вырез. Нормальный ряд райберов типа РЦН разра¬
ботан для обсадных колонн диаметрами 141, 146 и 168 мм.
Режущие элементы райберов армируются пластинами твердого сплава.
В ряде случаев для забуривания допол¬
нительного ствола из обсаженной скважины
удаляют участок колонны на заданном ин¬
тервале. Для этой цели применяют секци¬
онные (интервальные) фрезы, являющиеся
разновидностью раздвижных буровых ин¬
струментов, которые используют при рас¬
ширении или калибровке ствола скважины.
ВНИИБТ разработал два типа уст¬
ройств для вырезания участков обсадных
колонн различного диаметра.
Устройство, вырезающее УВ 114, пред¬
назначено для вырезания участков обсад¬
ных колонн диаметрами 140 и 146 мм в
интервалах забуривания новых стволов или
вскрытия продуктивных пластов.
Устройство вырезающее универсаль¬
ное УВУ предназначено для вырезания уча¬
стка обсадной колонны диаметрами 168,
178, 194 и 219 мм (в зависимости от вариан¬
та исполнения) с целью забуривания в этом
интервале нового ствола скважины или
вскрытия продуктивного пласта. Основные
технические характеристики УВ 114 пред¬
ставлены ниже:
Рисунок 6.1 - Райбер РЦН
конструкции АзНИПИнефти
Диаметр корпуса, мм
Диаметр по раскрытым резцам, мм
Длина
Осевая нагрузка на резцы, кН, не более
Частота вращения, с"1
Температура рабочей среды, С, не более
Перепад давления на устройстве, МПа
Проходка на комплект резцов по трубе из стали группы
прочности Д для забуривания ствола, м, не менее
Число резцов
114
175
1560
40
0.5-1.5
100
2-4
9
5
55

6.	ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ
БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Направленное бурение дополнительных стволов из обсаженных скважин -
наиболее эффективное средство увеличения производительности малодебитных
скважин за счет вскрытия пропущенных продуктивных объектов или возрож¬
дения скважины, пробуренной в слабопроницаемых пластах.
Технология бурения дополнительных горизонтальных или наклонных
стволов из эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины
позволяет:
-	восстановить приток нефти и газа;
-	увеличить дебит нефти и газа за счет вскрытия продуктивных пластов го¬
ризонтальным стволом;
-	сократить объем бурения новых скважин и уменьшить капитальные вло¬
жения на разработку месторождений.
Ствол из обсаженной скважины забуривают по трем схемам: с использова¬
нием стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной
колонне; с применением стационарного или съемного отклонителя в интервале
вырезанного участка обсадной колонны; с помощью отклонителей на базе за¬
бойных двигателей в интервале вырезанного участка обсадной колонны.
6.1	Технические средства для вырезания щелевидного окна
или участка в обсадной колонне
В обсаженной скважине дополнительный ствол забуривают через ще¬
левидный вырез или в интервале сплошного вырезанного участка в обсад¬
ной колонне.
В качестве режущего инструмента при создании щелевидного выреза в об¬
садной колонне используют райберы различных типов [12, 19]. Наиболее распро¬
странены райберы типа ФРС № 1, 2 и 3. Основным райбером - № 1 прорезывают
отверстие в колонне, затем райбером № 2 отверстие увеличивают на длину ско¬
шенной части отклонителя, а райбером № 3 вырез обрабатывают и калибруют.
Райбер с центрирующим направлением (РЦН), разработанный в АзНИПИ-
нефти, является универсальным, так как позволяет за один рейс получить пол¬
норазмерный вырез в обсадной колонне. Конструкция райбера РЦН
представлена на рисунке 6.1. Райбер состоит из двух рабочих элементов, со¬
единенных между собой переводником 2. Нижний рабочий райбер 3, имеющий
форму усеченного конуса, прорезает колонну, а верхний 1, имеющий цилинд-
54

3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ
СКВАЖИНЫ
3.1	Общие сведения о профилях горизонтальных скважин
Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между
собой частей: направляющей части и горизонтальной части [8, 19].
Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола сква¬
жины от ее устья до точки с заданными координатами на кровле продуктивного
пласта. Горизонтальная часть профиля включает участок набора непосредст¬
венно в самом продуктивном пласте и горизонтальный участок.
В отличие от наклонных скважин, при проводке направляющей части го¬
ризонтальной скважины необходимо на проектной глубине вывести ствол
скважины не только в точку с заданными координатами, но и, что очень важно
для дальнейшей проводки горизонтального участка, под заданным углом.
Так как горизонтальный участок предназначен для продольного вскрытия
продуктивного пласта, который может иметь различную форму и структуру, то,
в свою очередь, горизонтальный участок профиля должен иметь соответст¬
вующую геометрию.
Типичный профиль горизонтальной скважины приведен на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1- Профиль горизонтальной скважины
31

По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля гори¬
зонтальной скважины: с большим, средним и малым радиусами [19].
Горизонтальные скважины с большим (более 190 м) радиусом кривизны
могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а
также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали
при длине горизонтального участка 600-1500 м.
При строительстве данных скважин используется стандартная техника и
технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать макси¬
мальную интенсивность искривления і = 0,7+2,0° на 10 м проходки.
Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны применяются
при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивно¬
сти эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность ис¬
кривления скважины находится в пределах от 3 до 10 град! 10 м (радиус 60-
190 м) при длине горизонтального участка 450-900 м.
Горизонтальные скважины, выполняемые по среднему радиусу, наибо¬
лее экономичны, так как имеют значительно меньшую длину ствола (по
сравнению со скважинами с большим радиусом), а также обеспечивают бо¬
лее точное попадание ствола в заданную точку на поверхности продуктивно¬
го горизонта, что особенно важно для разбуривания маломощных нефтяных
и газовых пластов.
Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны успешно исполь¬
зуются при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии экс¬
плуатации, а также для бурения ствола скважины из вырезанного участка
эксплуатационной колонны.
Профиль скважины с коротким радиусом искривления позволяет разместить
насосное оборудование в вертикальном участке скважины и обеспечить наиболь¬
шую точность попадания ее ствола в заданную точку поверхности продуктивного
горизонта. При этом радиус кривизны ствола скважины составляет 10-30 м (интен¬
сивность 1,1 -2,5° на 1 м) при длине горизонтального участка 90-250 м.
С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы труб в
скважине, снижается вероятность прохождения в скважину забойных двигате¬
лей, геофизической аппаратуры и обсадных труб. Если скважины с большим
радиусом кривизны можно бурить с применением обычных забойных двигате¬
лей и бурильных труб, то при бурении скважин по среднему радиусу в компо¬
новку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный
двигатель.
Проводка скважин с коротким и ультракоротким радиусом (менее 10 м)
кривизны также невозможна без специальных бурильных труб и инструмента.
32

М=тл-Р = 13-189 = 2457 Нм.
уд ос
Подставляем исходные данные q =28 кГ/м = 280 Н/м\ dH= 0,127 м\
ц =0,3. Находим критическую длину:
2457
1кр =	— = 2643 м.
280 -0,127 -0,3- sin—
2
Сравниваем критическую длину с длиной участка колонны, на котором
производится зарезка наклонного ствола. Участок колонны включает верти¬
кальный участок длиной 600 м и участок ориентируемого набора зенитного уг¬
ла длиной 120 м (см. пример 2.4), то есть общая длина составляет 720 м, что
меньше критической длины. Значит, в формулу для расчета подставляем длину
колонны. Из справочника [14] находим для труб диаметром 127 мм (толщина
стенки S = 9мм) жесткость на сдвиг IG = 850 кН-м2 = 850000 Н-м2.
Производим расчет по формуле (5.20):
й2 , -а
ML-A	а -и- sm—
сРзБк = arctg
280-7202	.	10
2457-720	0,127 -0,3- sm—
Фчкк = arctg			— = 57°.
ЗБК	850000
Контрольные вопросы и задания к главе 5
1.	Угол закручивания колонны бурильных труб под действием реактивного мо¬
мента забойного двигателя. Как он определяется?
2.	Рассчитайте угол установки отклонителя для забуривания наклонного участ¬
ка на глубине 400 м, зенитный угол в конце участка 10°, бурильные трубы
127 мм, долото 215,9, осевая нагрузка 6 Т.
3.	Найти угол закручивания бурильной колонны, если наклонный ствол забури¬
вается турбинным отклонителем на глубине 850 м, зенитный угол в конце уча¬
стка 10°, интенсивность набора зенитного угла 10 град на 100 м, бурильные
трубы 127 мм, долото 215,9 мм. Верно ли утверждение: азимут установки от¬
клонителя равен проектному азимуту скважины?
53

5.4	Пример расчета угла закручивания бурильной колонны
под действием реактивного момента забойного двигателя
Расчет производим по методике, предложенной Р. А. Иоаннесяном. Ис¬
ходными данными для расчета являются параметры профиля скважины, а
именно длины участков и зенитные углы, а также технические характеристики
двигателя и труб.
Произведем определение угла закручивания бурильной колонны для трехин¬
тервального профиля, рассчитанного в примере 2.4, и нагрузки, доходящей на до¬
лото в примере 4.3. Исходные данные для расчета приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1- Данные для расчета угла закручивания бурильной колонны
Величина
Значение
Длина колонны труб до конца участка ориентируемого набора
угла, м
720
Зенитный угол в конце участка ориентируемого набора угла,
град
12
Наружный диаметр бурильных труб, м
0,127
Вес одного погонного метра бурильных труб с замками (127 мм)
в буровом растворе, Н/м
28
Жёсткость колонны труб на сдвиг, кНм
850
Удельный момент на долоте (215,9мм), Нм/кН
10
Осевая нагрузка, доходящая на долото в конце участка ориенти¬
руемого набора угла, Н (кН) (см. пример 4.3)
18900
Коэффициент трения стали о породу
0,3
Производим определение критической длины, для расчета используем
формулу (5.22):
q-dH-/i-sm-
Принимаем, что бурение осуществляют долотом диаметром 215,9 мм, на¬
грузка, доходящая на долото в конце участка ориентируемого набора угла,
Рос= 18900 кГ= 189000 Н = 189 кН (см. пример 4.3). Реактивный момент забой¬
ного двигателя равен:
52

Доля скважин со средним и коротким радиусом кривизны в общем объеме по¬
стоянно растет.
Направляющая часть профиля горизонтальной скважины может вклю¬
чать вертикальный участок, участок начального искривления, участок стаби¬
лизации и участки увеличения зенитного угла или состоять только из
вертикального участка и участков набора зенитного угла с разными радиуса¬
ми искривления.
Горизонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей или
нисходящей дуги окружности, т. е. быть вогнутым или выпуклым, а также пря¬
молинейным или волнообразным.
Горизонтальный участок в зависимости от угла падения продуктивного
пласта может быть расположен под любым заданным углом к вертикали, в том
числе и под углом 90°.
Направляющая часть профиля горизонтальной скважины и ее горизон¬
тальный участок могут рассчитываться отдельно. Однако они должны быть со¬
пряжены друг с другом.
Назначение направляющей части профиля горизонтальной скважины за¬
ключается в выведении ствола под определенным углом в кровлю продуктив¬
ного пласта с заданными координатами. Поэтому при расчете этой части
профиля горизонтальной скважины, кроме проектной глубины и отклонения
ствола скважины от вертикали, необходимо рассчитывать величину зенитного
угла при входе в продуктивный пласт.
Угол принято называть углом входа в продуктивный пласт, его корректное
значение предопределяет вписываемость горизонтального участка в границы
пласта.
Кроме того, как правило, рассчитывается величина радиуса искривления
на участке увеличения зенитного угла до кровли продуктивного пласта.
При вскрытии нефтяного пласта горизонтальный участок, с точки зрения
оптимизации притока нефти, целесообразно располагать в середину пласта, а
при вскрытии газового пласта - на расстоянии одной третьей толщины пласта
от его кровли.
3.2	Алгоритм расчёта траектории горизонтальной скважины
Направляющая часть профиля горизонтальной скважины может включать
вертикальный участок, участок зарезки наклонного ствола, участок стабилиза¬
ции и участки увеличения зенитного угла или состоять только из вертикального
участка и участков увеличения зенитного угла.
33

При дальнейшем изложении примем, что траектория горизонтальной
скважины включает следующие участки (рисунок 3.2): 1 - вертикальный; 2 -
набор зенитного угла с отклонителем при зарезке из вертикального; 3 - набор
зенитного угла до кровли продуктивного пласта; 4 - набор угла в продуктивном
пласте с выходом на горизонтальный участок; 5 - горизонтальный.
На рисунке приняты следующие обозначения: Нк - проектная глубина на¬
правляющей части профиля скважины (глубина до кровли продуктивного пла¬
ста); - угол входа ствола скважины в продуктивный пласт; h - глубина
зарезки наклонно направленного ствола скважины; Ьгл, - глубина расположения
горизонтального участка относительно кровли продуктивного пласта; - дли¬
на горизонтального участка; ао - зенитный угол в конце участка зарезки на¬
клонного ствола отклонителем; R} - радиус искривления скважины на участке
зарезки наклонного ствола отклонителем; R2 - радиус искривления на участке
набора угла до кровли продуктивного пласта; R3- радиус искривления скважи¬
ны при наборе зенитного угла в пласте.
Расчет горизонтальной скважины заключается в определении следующих
геометрических характеристик траектории:
h\, а\, /j - вертикальная, горизонтальная проекции и длина по стволу участка 2
(набор угла при зарезке);
34

где М - момент забойного двигателя, Нм\ L - длина колонны, м\ dH - наруж¬
ный диаметр бурильных труб, ж, а — угол в конце участка, град (рад)', /л - ко¬
эффициент трения стали о породу; q = q0\ 1-^е.	_	вес погонного метра;
I. Pan )
IG - жёсткость колонны на сдвиг, Н-м2.
Реактивный момент забойного двигателя может быть найден следующим
образом:
М=туд-Рос,	(5.21)
где туд - удельный момент на долоте, Н-м/кН\ Рос - осевая нагрузка, доходящая
на долото с учетом сил трения, Н.
Из источника [21] myd=l3H-jy^j (для долот диаметром 295,3 лш);
туд = 1 ОН ■ м/кц (для долот диаметром 215,9 мм).
Критическая длина бурильной колонны, на которую распределяется влия¬
ние реактивного момента забойного двигателя, определяется по формуле:
Кр=	-	(5.22)
Если критическая длина больше длины колонны LKp > L, то в формулу
(5.20)	подставляют L.
Если критическая длина меньше длины колонны LKp < L, то в формулу
(5.20)	подставляют Ькр.
Таким образом, прежде чем находить угол закручивания срЗБК, находят кри¬
тическую длину Ькр и производят проверку неравенств.
Зарезка наклонного ствола, как правило, осуществляется забойным двигате-
лем-отклонителем. При ориентировании отклонителя в скважине, таким образом,
необходимо учитывать вращение колонны бурильных труб под действием реактив¬
ного момента забойного двигателя, то есть азимут установки отклонителя равен:
<Ру.отк=<Рпр.'х+<РзБК’	(5-23)
отк - азим:
ны; (рЗБК - угол закручивания бурильной колонны.
51

Для удобства практических расчётов режим работы турбобура и долота в
турбинном бурении можно разделить на три режима: устойчивый рабочий, си¬
ловой рабочий и тормозной (нерабочий). Это позволяет зависимость Мд (G) вы¬
разить в линейном виде
где Мц - в первом устойчивом рабочем режиме характеризует момент на тре¬
ние долота о стенки ствола и их фрезерование в среде бурового раствора, а во
втором и третьем режимах - связь между Мд и G; Myi - удельный момент на до¬
лоте в соответствующем режиме.
Удельный момент на долоте Му - параметр, характеризующий прирост
вращающего момента при увеличении осевой нагрузки на долото на 1 кН. Он
зависит от режима работы долота. По сравнению с устойчивым рабочим режи¬
мом работы турбобура, в силовом рабочем режиме удельный момент увеличи¬
вается в 1,5-2,5 раза, а в тормозном режиме - в 5 раз и более.
После определения реактивного момента на валу забойного двигателя вы¬
числяют LK по формуле (5.17), затем сопоставляют её с искривленным интерва¬
лом скважины и выясняют количество комплектов бурильных труб с различной
характеристикой (диаметр, толщина стенки и материал труб), которые подвер¬
гаются закручиванию от действия реактивного момента забойного двигателя.
Затем определяют общий угол закручивания бурильной колонны.
5.3	Определение угла закручивания одноразмерной бурильной
колонны (по Р.А. Иоаннесяну)
Р.А. Иоаннесяном в работе [13] предложена упрощенная методика расчета
угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента
турбобура. При определении угла закручивания по этой методике делаются
следующие допущения:
-	колонна состоит из труб одного диаметра и толщина стенок труб по всей
длине постоянна;
-	жесткость колонны труб по всей длине постоянна;
-	колонна не вращается.
Для этого случая угол закручивания бурильной колонны определяется по
формуле:
Мд =MU +Мyj - G,
(5.19)
сРзБк = arctg
а
2
(5.20)
50

hi, 02, /2 - вертикальная, горизонтальная проекции и длина по стволу участка 3
(набор угла до кровли);
Из, аз, /3 - вертикальная, горизонтальная проекции и длина по стволу участка 4
(набор угла в пласте до выхода на горизонтальный).
Для расчета профиля используются следующие исходные данные:
Нк - глубина до кровли продуктивного пласта по вертикали, м\
h - глубина вертикального участка (глубина зарезки), м\
а0 - угол набора с отклонителем, град',
і]	- интенсивность на участке набора с отклонителем (зарезки наклонного из
вертикального), град/м,
i3 - интенсивность на участке набора в пласте, град/м\
hay. - расстояние от кровли продуктивного пласта до горизонтального участка, м\
4у. ~ длина горизонтального участка, м.
Расчёт траектории начинают с определения угла входа в продуктивный
пласт, так как его корректное значение предопределяет вписываемость гори¬
зонтального участка в границы пласта.
Угол входа определяется следующим образом:
Далее рассчитывают участок набора угла с отклонителем при зарезке из
вертикального участка (ориентируемый набор угла):
вертикальная проекция -	■	sin	а	0;
горизонтальная проекция - ах =	•	(1	-	cos	а	0);
Расчет участка набора зенитного угла до кровли продуктивного пласта
(от участка ориентируемого набора угла) начинают с определения радиуса ис¬
кривления (интенсивности искривления) на этом участке:
(3.1)
а1	и	57 ’3
длина по стволу — 11= —- , где Rl = —:—
JV 2	•	•	5
sin а п - sin а 0
где h2 = Н k — h — hl .
Интенсивность искривления:
(3.2)
57 ,3
(3.3)
Находят горизонтальную проекцию
а 2 = R 2 ' (cos а 0 -cos а а)
(3.4)
35

и длину по стволу
Для проверки рассчитанных проекций используют формулу
h2 = R 2 (sin а а - sin а 0 ) .	(3.6)
Проекции участка набора зенитного угла в продуктивном пласте до вы¬
хода на горизонтальный участок с углом аКОИ = 90 определяют по формулам:
вертикальная проекция участка - й3 = кг = R, ■ (sin 90 ° - sin а
горизонтальная проекция участка - аъ = R, ■ (cos а а - cos 90 °);
,	90 ° - а
длина по стволу - /3 =	—.
h
Результаты расчетов представляют в виде таблицы, при этом учитывают,
что профиль включает следующие участки: вертикальный, набор угла с откло¬
нителем при зарезке наклонного участка, дальнейший набор угла до кровли
продуктивного пласта, набор угла в пласте (до выхода на горизонтальный уча¬
сток), горизонтальный участок.
3.3	Пример расчета профиля горизонтальной скважины
Исходные данные для расчета профиля горизонтальной скважины приве¬
дены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета профиля горизонтальной
скважины
№
п/п
Параметр
Обозначение
Единица
измерения
Значение
1
Глубина до кровли продуктивного
пласта по вертикали
нк
м
1720
2
Г лубина вертикального участка (за¬
резки)
h
м
680
3
Угол набора с отклонителем
do
град
10
4
Интенсивность на участке набора с
отклонителем (зарезки)
І1
град/м
од
5
Интенсивность на участке набора в
пласте
Із
град/м
0,2
6
Расстояние от кровли продуктивного
пласта до горизонтального участка
hi.y.
м
20
7
Длина горизонтального участка
h.v.
м
500
Рассчитываем проекции участка набора угла с отклонителем при зарезке
из вертикального участка (ориентируемый набор угла).
36

(5.12)
Cr3 • 10Ъ	L
Аналогично для и-го участка бурильной колонны.
В общем случае угол закручивания комбинированной бурильной колонны
от действия реактивного момента забойного двигателя определится выражением
п ь	пЛ	М
<Р = Ит^Г<Мр-11М^-^-	(5.13)
]=з Ц • Ч j	1=1	^
В формуле (5.13) принято, что углы закручивания для первого и второго
участков (корпус забойного двигателя и УБТ) равны нулю (J = 3).
5.2 Критическая длина бурильной колонны
В зависимости от характеристики забойного двигателя, бурильной колон¬
ны и ствола скважины реактивный момент может влиять не на всю длину бу¬
рильной колонны, а на определенную её часть. Критическая длина бурильной
колонны, на которую распределяется влияние реактивного момента забойного
двигателя, определяется исходя из условия равенства этого момента моменту
сил сопротивления вращению:
МР = Y,Mm = Е(Мо, + V, ■ Я, ■ 4 ■ г< ■ sin а,) >	(5.14)
если Мр <Mri, то
Мв -Мг, -Мо2
4 = А+	р Тл ■ °2	,	(5.15)
ц2 ■ q2 ■ L2 ■ r2 ■ sin a2
если Mri <Mp < Mri + Mr2, to
M -Mrl -Mo2
4	= A +—p Trl . °2	,	(5.16)
ju2- q2- L2- r2- sin a2
n-1	n
если ^Mrj < Mp < YMn = T0
/=1	/=1
n-\
*■1	'■".	"	'	''■	-	I	^
L'=-£L,+	,	.	<517)
Тл	u ■ q ■ L -r -sma
J-l	r~n In n n	n
При турбинном бурении реактивный момент Мр определяется по формуле
Мр=Мд=М-Мп-Мр0,	(5.18)
где Мд - вращающий момент на долоте; М - вращающий момент, развиваемый
турбиной турбобура; Мп - момент сил трения в резинометаллической пяте или
шаровой опоре (осевая опора) турбобура; Мро - момент сил трения в радиаль¬
ных опорах турбобура.
49

где Moi - момент сил сопротивления вращению /'-го участка бурильной колон¬
ны, не зависящий от нормальной нагрузки (учитывает среду), Нм\ - коэффи¬
циент сопротивления вращению труб /'-го участка; qt - вес единицы длины труб
/'-го участка с учетом потери в жидкости, Н/м\ г, - радиус трения труб /'-го уча¬
стка, м\ ссі - зенитный угол ствола на /'-ом участке труб, град.
В начале первого участка (корпус забойного двигателя, ниппеля или
шпинделя) действует полный реактивный момент Мр, который снижается по
его длине согласно зависимости
(5.5)
-1
где Li - длина от шпинделя (ниппеля) до верхней части забойного двигателя, м.
Для участка корпуса забойного двигателя формула (5.4), по которой рас¬
считывают момент сил сопротивления вращению, принимает вид
Мм =M0i +Gm-M-qm-Lm-rm-sinc^,	(5.6)
где Gm - отношение силы прижатия забойного двигателя к стенке ствола Рт к
нормальной составляющей его веса:
Gm=		■	(5.7)
qm-Lm-smai
Угол закручивания первого участка (корпус забойного двигателя) опреде¬
лится формулой
Ъ=-р^Г-(Мр-Цщ.	(5.8)
ч-Ли	2
Реактивный момент в начале второго участка (УБТ) будет (Мр -Мт1), а его
уменьшение по длине этого участка описывается зависимостью
Мх2=Мр-Мт1-^-х2.	(5.9)
2
Угол закручивания второго участка (УБТ) будет
<Р2=7^1Г-(.Мр-Мт1-^).	(5.10)
2 * 02 ^
В начале третьего участка бурильной колонны (бурильных труб) действует
реактивный момент (Мр -Мт1 -Мт2), который по его длине уменьшается в со¬
ответствии с зависимостью
М,3=Мр-Мт1~Мт2-Ц^-Х3-	(5.11)
3
Угол закручивания третьего участка бурильной колонны:
48

Находим радиус искривления:
п	57 ,3	57,3	.
л, =	 = 	= 573 м ;
h	°Д
вертикальная проекция:
hl = Rl ■ sin а 0 , hl = 573 - sin 10 0 = 9 м ;
горизонтальная проекция:
аг = Rl • (1 — cos а0), ах = 573 - (1- coslO0) = 99 м ;
длина по стволу:
І, =	= —= 100 м .
h	ОД
Находим проекции участка набора зенитного угла до кровли продуктив¬
ного пласта (от участка ориентируемого набора угла). Расчет начинают с опре¬
деления радиуса искривления (интенсивности искривления) на этом участке:
R2 = 			, где h2 = Я і - h - hx .
sin a a - sin a 0
Подставляя данные, получим: h2 = Я k - h - hl = 1720 - 680 - 99 = 941 м.
Определяем величину угла входа в продуктивный пласт:
( h Л	573573
а „ = arcsin 1	г-^~ , где Rг =		— =		— = 286,5 м ;
{ R, )	/3	0,2
■Г,	20	1	.
а „ = arcsin 1	= 68 ,5 ,
^	286	,5 )
941
R, = 				 = 1238 м .
sin 68 ,5 - sin 10
Интенсивность искривления:
57 3	57 3
i2 = 		— = 		— = 0,046 град / м .
R2 1238
Находим горизонтальную проекцию
а2 = R 2 • (cos а 0 - cos а0 ) ; а2 = 1238 • (cos 10 0 - cos 68 ,50) = 765 л<
и длину по стволу
«	-а„	68,5°	-10°
/ = _е	:	= 1272 м .
i2	0,046
Проверим выполненные расчеты: h2 = _R2(sin а„х ~ sin “о) і
h2 = R2(sin 68,5° - sin 10°) = 940 м .
37

Полученные на участке значения радиуса и интенсивности искривления
говорят о том, что набор угла необходимо осуществлять неориентируемой ком¬
поновкой нижней части бурильной колонны.
Рассчитываем участок набора зенитного угла в продуктивном пласте до
выхода на конечный угол, который принимаем равным 90°, то есть акон = 90°:
вертикальная проекция участка - h3 = Ііг = R, ■ (sin 90° - sin aex), радиус -
R3 = 286,5 m, тогда h3 = 2 86,5 - (sin 90° - sin 68,5°) = 20м ;
горизонтальная проекция участка -а, = 286,5-(cos68,5° - cos90°) = 105л< ;
,	90°	-68,5	lno
длина по стволу - /3 =	^	= 108 м .
Для контроля за вычислениями отметим, что глубина расположения гори¬
зонтального участка = hг у = 20м , то есть расчеты выполнены правильно.
Данные расчетов сводим в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 - Результаты расчета проекций участков горизонтальной скважины
Участок
Интервал по
вертикали,м
Длина
интервала
по
вертикали,
м
Зенитный
угол, град
Г оризонталь-
ное смещение,
м
Длина по
стволу,м
от
до
в начале
в конце
интервала
общее
интервала
общее
Вертикальный
0
680
680
0
0
0
0
680
680
Набор зенитного
угла
680
779
99
0
10
9
9
100
780
отклонителем
Набор зенитного
угла до кровли
779
1720
941
10
68,5
765
774
1272
2052
пласта
Набор зенитного
угла в пласте
1720
1740
20
68,5
90
105
879
108
2160
Г оризонтальный
участок
1740
1740
0
90
90
500
1379
500
2660
38

5.	УГОЛ ЗАКРУЧИВАНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
ОТ ДЕЙСТВИЯ РЕАКТИВНОГО МОМЕНТА ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ
5.1	Методика определения угла закручивания бурильной колонны
При бурении скважин забойными двигателями под действием развиваемо¬
го ими реактивного момента бурильная колонна закручивается в направлении,
обратном вращению часовой стрелки [3, 13]. Вследствие этого направление
действия отклонителя также изменяется на некоторый угол. От правильного
учета угла закручивания бурильной колонны во многом зависит точность уста¬
новки отклонителя.
Угол закручивания бурильной колонны зависит от характеристики забойно¬
го двигателя и собственно колонны, физико-механических свойств разбуривае¬
мых пород, осевой нагрузки на долото, зенитного угла скважины и т.д.
Если бурильная колонна состоит из труб различных диаметров, толщины
стенок и материала, то её общий угол закручивания от действия реактивного
момента забойного двигателя определяется суммой углов закручивания отдель¬
ных участков
Индексы обозначают номера участков бурильной колонны, начиная снизу
вверх (от забойного двигателя). Угол закручивания отдельных участков бу¬
рильной колонны с учетом момента сил сопротивления вращению рассчитыва¬
ют по формуле
где Mxi - реактивный момент, действующий на /'-ом участке, Нм\ G{Ioi - жест-
Снижение реактивного момента по длине бурильной колонны описывается
зависимостью
где Мр - реактивный момент, развиваемый забойным двигателем, Нм\ Mmi -
момент сил сопротивления вращению /'-го участка, Нм\ Lb Xt - соответственно
длина и текущая длина труб /'-го участка, м.
Значения Mmi для отдельных участков бурильной колонны определяются
по формуле
<р = <р1+<р2+... + <рп.
(5.1)
(5.2)
кость на сдвиг /'-го участка, Н-м2.
Мхі=М
(5.3)
(5.4)
47

После вычислений, получаем нагрузку в точке В: Рв = 49400 кГ. Находим
вес колонны в точке В: РВее с= Рс+ q h = 39120 кГ.
8) Нагрузка в верхней точке вертикального участка (в точке А):
Ра = РВ+ Ч ' Карезки ■
Учитывая, что h3ape3KU = 600 м, находим нагрузку на крюке: РА = 66200 кГ.
Находим вес колонны в точке А: Рлеес= Рв+ q' h3afe3KU =55920 кГ.
Результаты расчетов сведем в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 - Результаты расчетов нагрузки на крюке
Участок
Вес колонны, кГ
Нагрузка на крюке, кГ
Отношение нагрузки
к весу колонны, %
1. Стабилизация
30160
33400
111
2. Неориентируемый
набор зенитного угла
35760
43060
120
3. Ориентируемый на¬
бор зенитного угла
39120
49400
127
4 Вертикальный
55920
66200
120
Анализ результатов вычислений показывает, что на искривленных участках
данного профиля нагрузка на крюке из-за сил трения может в 1,3 раза превышать
вес колонны.
Контрольные вопросы и задания к главе 4
1.	Методика расчета нагрузки, доходящей до забоя с учетом сил трения буриль¬
ной колонны о стенки скважины.
2.	Методика расчета грузоподъемности установки с учетом сил трения буриль¬
ной колонны о стенки скважины.
3.	Определить усилие, необходимое для подъема инструмента с участка стаби¬
лизации - конечного участка скважины, если глубина участка по вертикали
750 м, угол стабилизации 15°, трубы 127 мм.
4.	Определить нагрузку на долото с учетом сил трения при бурении участка на¬
бора угла от 5 до 10° с интенсивностью искривления 10 град на 100 м, сжи¬
мающая нагрузка в верхней точке участка 2 Т, вес 1 погонного метра труб в
воздухе 33 кг.
46

Контрольные вопросы и задания к главе 3
1.	Проектирование траектории горизонтальной скважины, принципы выбора
расположения горизонтального участка в пласте, угол входа в продуктивный
пласт.
2.	Рассчитайте протяженность участка горизонтальной скважины в продуктив¬
ном пласте, если интенсивность набора угла при выходе на горизонтальный
участок 20 град на 100 м, глубина расположения участка от кровли продуктив¬
ного пласта 12 м, длина горизонтального участка 300 м.
3.	Найти протяженность горизонтальной скважины в пласте, если участок рас¬
положен на расстоянии 10 м от кровли пласта, набор угла в пласте производят с
интенсивностью 20 град на 100 м. Поясните решение рисунком.
39

4.	РАСЧЕТ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО И НА КРЮКЕ ПРИ ПОДЪЕМЕ
ИНСТРУМЕНТА С УЧЕТОМ СИЛ ТРЕНИЯ
4.1	Влияние сил трения в искривленных скважинах на выбор
грузоподъемности буровой установки
При подъеме бурильной колонны из наклонно направленной скважины на¬
грузка на крюке талевого блока может превышать вес бурильной колонны и
достигать значительных величин.
Знание этой нагрузки необходимо для оценки возможности строительства
конкретной скважины при выбранном наземном буровом оборудовании и бу¬
рильном инструменте и определяет грузоподъемность буровой установки. На¬
грузка на крюке зависит от веса бурильной колонны, коэффициента трения,
геометрии самой скважины.
Рассчитать величину сил сопротивления, возникающих при перемещении
колонн труб как в наклонно направленной, так и в горизонтальной скважине
различного профиля, можно с использованием математических зависимостей,
приведенных в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Формулы расчета нагрузки на крюке
Участок
Нагрузка на крюке при подъёме инструмента
Набор зенитного угла
Р =Рп -е" + ^ • 7? - [sin CKi •ецг -sina0]
Уменьшение зенитного
угла
Р = Рп ■ eMr + q ■ R- [sin(a0 + j) - sin(aj + j)-e~Mr\
Стабилизация
P = Pn +(qL+ РКНБК) • (cos a + ц ■ sin a)
В таблице использованы следующие обозначения:
аиа0 - зенитный угол внизу и вверху участка колонны труб, град',
ia\~ats) рад-
57,3	Ґ
ц - коэффициент трения (/и = 0,3 - трение сталь по горной породе, /и= 0,15 -
трение стали по стали);
j - угол трения, рад\ j = 2 • arctgn;
q— вес одного погонного метра труб В ЖИДКОСТИ, Н/м',
I Рсш )
40

Таблица 4.4 - Расчет нагрузки, доходящей на долото
Участок
Вес колонны, кГ
Нагрузка на долото,
кГ
Отношение нагрузки
к весу колонны, %
1. Вертикальный
16800
16800
100
2. Ориентируемый на¬
бор зенитного угла
20160
18900
94
3. Неориентируемый
набор зенитного угла
25760
23000
89
4. Стабилизация
55920
44800
80
Анализ результатов расчета показывает, что из-за сил трения на долото на
конечном забое доходит 80% веса колонны.
Произведем расчет нагрузки на крюке при подъеме инструмента из
скважины.
Расчет производим снизу вверх по участкам.
5)	Нагрузка в верхней точке участка стабилизации зенитного угла (точ¬
ка Д). Формула для расчета приведена в таблице 4.1:
Р = Рп + (jqL + РШБК) • (cos а + /л • sina).
Выпишем значения величин: Рп= 0, где Рп - растягивающая сила, прило¬
женная к нижнему концу участка колонны труб; ц = 0,3; j = 33,4 ; а = 30°,
/з = L = 1077 м\ Ркнбк = 3000 кГ.
После вычислений получаем нагрузку в точке Д: Рд = 33400 кГ. Находим
вес колонны в точке Д: РдееС = q h + Ркнбк = 30160 кГ.
6)	Нагрузка в верхней точке участка неориентируемого набора зенитного
угла (точка С). Формула для расчета приведена в таблице 4.1:
Р = Рп ■ емг + q ■ R ■ [sinafj •	-sino;0].
Выпишем значения величин: Рп= Рс = 34400 кГ, R = 1146 м\ ц = 0,3;
j =33,4 ; а0 =12°,« = 23°, (ai ~ао) = (23-12) = Q 9(^ dy / = 20Q
0	57,3	57,3	^ J
После вычислений получаем нагрузку в точке С: Рс=43060 кГ. Находим
вес колонны в точке С: Рсеес = Рд+ q 'h = 35760 кГ.
6)	Нагрузка в верхней точке участка набора угла отклонителем (точка В).
Формула для расчета та же, что и в пункте 6).
7)	Выпишем значения величин: Рп= Рс = 43060 кГ, R = 573 м\ ц = 0,3;
j =33,4°; а0 =0> = 12°, у =	=	(Нл22=	0,21	(pad),	h	=	120м.
0	57,3	57,3	^	7
45

Находим угол трения: j = 2 • arctgn = 2 • arctg0,3 = 0,58 (рад) = 33,4 (град).
Произведем расчет нагрузки, доходящей на долото, в предположении, что
колонна бурильных труб полностью разгружена на забой. Расчет производим
сверху вниз по участкам, геометрические характеристики профиля берем из
таблицы 2.4.
1)	Нагрузка в конце вертикального участка (в точке В): Рв = q ■ h.
Из таблицы 2.4 глубина зарезки наклонного участка кзарезш = 600 м. После
подстановки данных находим нагрузку Рв= 16800 кГ, отметим, что она равна
весу колонны бурильных труб в буровом растворе.
2)	Нагрузка в конце участка набора угла отклонителем (точка С). Формула
для расчета приведена в таблице 4.2:
Рс =PV- е~цг + q-R- [sin(ar1 + j) - sin(a0 + j) ■ e~^\.
Выпишем значения величин: Pv= Рв= 16800 кГ; R=573 м\ // =0,3; j'=33,4 ;
а0 =0°,а = 12°, К ~ао) = (12~°)= о 21([рад), 1,= 120м.
0	57,3	57,3	^
После вычислений получаем нагрузку в точке С: Рс =	18900	кГ.
Находим вес колонны в точке С: Рсеес= Рв+ Ч h = 20160 кГ.
3)	Нагрузка в конце участка неориентируемого набора зенитного угла
(точка Д). Формула для расчета та же, что и в пункте 2).
Выпишем значения величин: Pv= Рс = 18900 кГ\ К=\\А6м', // = 0,3;
7=33,4; а0 = \2°,а = 23°, ^ = (ai ~ао) = (23~12) = Qд9(раду / = 200ж
57,3	57,3	F
После вычислений получаем нагрузку в точке	С:	Рс	= 23000	кГ. Находим
вес колонны в точке Д: Рд^с = Рс+ q'h = 25760 кГ.
4)	Нагрузка в конце участка стабилизации зенитного угла (точка Е). Фор¬
мула для расчета приведена в таблице 4.2:
Р = Pv + (qL + РШБК) ■ (cos а - ц ■ sin а).
Выпишем значения величин: Pv = Рс = 23000 кР, ц =0,3; j = 33,4 ; а = 30°,
l3 = L = 1077 м. Вес компоновки нижней части бурильной колонны примем
Ркнбк = 3000 кГ.
После вычислений получаем нагрузку в точке Е: РЕ = 44800 кГ. Находим
вес колонны в точке Е: РдееС = Рс+ q Із +Ркнбк = 55920 кГ.
Данные расчетов представим в виде таблицы 4.4.
44

q0 - вес одного погонного метра труб с замками в воздухе, Н/м\
R - радиус кривизны участка профиля, в котором расположен участок
труб, м\
L - длина участка стабилизации, м\
Рп - растягивающая сила, приложенная к нижнему концу участка колонны
труб, Н.
Формулы получены на основе методики М. М. Александрова, изложенной
в работах [1, 2], при следующих допущениях:
-	колонна труб перемещается по нижней стенке ствола скважины;
-	колонна труб не вращается;
-	жесткость труб не учитывается;
-	на колонну труб действуют только силы трения скольжения;
-	профиль скважины состоит из дуг окружности и прямолинейно наклон¬
ных участков.
При расчете вся колонна бурильных или обсадных труб разбивается на
участки, отличающиеся друг от друга весом единицы длины, геометрией ствола
скважины, в котором они расположены, а также коэффициентом трения.
При расчете силы на крюке талевого блока при подъеме колонны труб (см.
табл. 4.1) сначала рассчитывается сила, которая должна быть приложена к
верхнему концу самого нижнего участка поднимаемой колонны.
Для каждого последующего участка профиля расчет производится с уче¬
том растягивающей силы, которая приложена к предыдущему участку колонны
труб при подъеме.
4.2	Влияние сил трения в искривленных скважинах на величину
осевой нагрузки, доходящей на долото
Осевая нагрузка, доходящая на долото, рассчитывается в обратном поряд¬
ке, то есть сначала рассчитывается осевая нагрузка в конце самого верхнего
участка колонны труб.
Формулы (см. табл. 4.2) получены на основе изложенной в работах [1, 2]
методики М. М. Александрова.
Расчет осевой нагрузки в конце следующего участка, расположенного ниже,
производится с учетом осевой сжимающей силы действующей на этот участок со
стороны верхних секций колонны труб и так далее; т. е. учитывается Pv - сжи¬
мающая сила, приложенная к верхнему концу участка колонны труб, Н.
Математические зависимости для расчета приведены в таблице 4.2.
41

Таблица 4.2 - Формулы для расчета осевой нагрузки на долото
Участок
Нагрузка на долото
Набор зенитного угла
Р = Pv- е^7 +q-R- [sin^j + j) - sin(a0 + j) ■ e~Mr]
Уменьшение зенит¬
ного угла
P = Pv ■ em + q ■ R ■ (sin a0 ■ eMr + sin ax)
Стабилизация
P = Pv +(qL +^itHHt)-(cosa - ц ■ sin a)
Таким образом, необходимо выбрать такой вид профиля или таких его
геометрических параметров (если вид профиля уже выбран), при которых
силы трения при подъеме бурильной колонны минимальны. Такой профиль
ствола скважины в рамках установленных границ поиска решения является
оптимальным [16].
Оптимальный профиль должен быть выполнимым, т.е. соответствовать
уровню технологии проводки наклонно направленных скважин в конкретном
нефтегазодобывающем районе.
Кроме того, параметры оптимального профиля должны удовлетворять сле¬
дующим требованиям, связанным с условиями бурения и последующей экс¬
плуатацией скважины:
-	длина вертикального участка профиля находится в заданном интервале
глубин;
-	интервал начального искривления скважины отклонителем не пересека¬
ется с заданным интервалом расположения и работы внутрискважинного обо¬
рудования для добычи нефти, а зенитный угол в конце этого интервала не
превышает заданного значения;
-	зенитный угол на проектной глубине равен или меньше заданного
значения.
4.3	Пример расчёта нагрузок с учетом сил трения при бурении
по трёхпнтервальному профилю
Произведем расчет нагрузок с учетом сил трения при бурении скважины
по трехинтервальному профилю. За основу примем профиль, участки которого
рассчитаны в примере пункта 2.4 и который представлен на рисунке 4.1.
Исходные данные для расчета нагрузок приведены в таблице 4.3.
42

Рисунок 4.1 - Трехинтервальный профиль скважины
Таблица 4.3 - Исходные данные для расчета нагрузок с учетом сил трения
Величина
Значение
Вес одного погонного метра бурильных труб с замками
(127 мм ТБВК), кГ/.м
33
Коэффициент трения стальных труб о породу
0.3
Радиус искривления на участке набора угла с отклони¬
телем, м
573
Радиус искривления на участке неориентируемого
набора угла, м
1146
Плотность бурового раствора, кГ/м1
1100
Плотность материала бурильных труб, кГ/м1
7800
Находим вес одного погонного метра бурильных труб в буровом растворе:
| Рп.ж.
Ui3.fl-1100)
V Рст ,
) 1, 7800)
= 28 кГ/м.
43

Учебное издание
Кейн Светлана Александровна
Мищенко Роман Николаевич
Инженерные задачи бурения
наклонно направленных и горизонтальных скважин
Учебное пособие
Редактор: К. В. Коптяева
Технический редактор: JL П. Коровкина
План 2010 г., позиция 16. Подписано в печать 31.01.2011.
Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.
Формат 60 х 86 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.
Уел. печ. л. 4,7. Уч. - изд. л. 4,2. Тираж 120 экз. Заказ № 249.
Ухтинский государственный технический университет.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.
Отдел оперативной полиграфии УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.

Рисунок 6.3 - Универсальное вырезающее устройство конструкции ВНИИБТ
Вырезающее устройство УВУ состоит из цилиндрического корпуса 1, в ко¬
тором размещена игла 2, связанная с поршнем 3, толкателем 4 и возвратной
пружиной 5. Для пропуска промывочной жидкости поршень снабжен двумя на¬
садками. В патроне 6 выполнены пазы, в которых размещены три рычага 8 на
осях 7 с резцами 9. Три ограничителя 10 препятствуют произвольному выходу
рычага 8 из исходного положения. Вырезающее устройство снабжено двумя
центраторами, каждый из которых состоит из корпуса 11 с пазами, и тремя
подпружиненными направляющими 12. Основные технические данные нор¬
мального ряда УВУ приведены в таблице 6.1.
Вырезающее устройство УВУ работает следующим образом. Инструмент
спускают в скважину до интервала, в котором спроектировано удаление участ¬
ка обсадной колонны. Затем в бурильный инструмент подают промывочную
жидкость, которая, протекая через кольцевой зазор между иглой поршня и
втулкой цилиндра, а также через насадки поршня, создает перепад давления.
57

Таблица 6.1 - Технические данные вырезающих устройств типа УВУ
Диаметр
Диаметр, мм
Длина, мм
Масса, кг
обсадной
колонны, мм
по направ¬
ляющим
по корпусу
по раскры¬
тым
резцам
(с центра¬
торами)
(с центра¬
торами)
168
160
140
212
3830
310
178
170
148
220
3830
320
194
184
164
236
3830
329
219
210
190
260
3830
336
Под действием этого перепада поршень с толкателем перемещается и выдви¬
гает рычаги с резцами из пазов патрона. В процессе вращения инструмента с по¬
дачей вниз резцы, поворачиваясь на осях 7, прорезают стенку обсадной колонны.
Выдвижение происходит до упора рычагов в ограничитель. В момент полного вы¬
хода рычагов давление в нагнетательной линии резко снижается, так как игла пол¬
ностью выходит из втулки и поток раствора идет только через насадки поршня.
Скачок давления определяется по показаниям манометра на поверхности.
В случае прекращения подачи бурового раствора при отрыве резцов от по¬
верхности резания возвратная пружина перемещает поршень с толкателем в ис¬
ходное положение и резцы возвращаются в пазы патрона.
Вырезающее устройство центрируется в обсадной колонне направляющи¬
ми центраторами, размещенными выше и ниже резцов. Усилие центрирования
регулируется подбором и установкой пружин с расчетными характеристиками.
Место положения верхнего центратора выбирают из расчета, чтобы оно нахо¬
дилось в обсадной колонне выше выреза. Место расположения нижнего цен¬
тратора не изменяется в процессе работы устройства.
Число режущих пластин выбирают исходя из необходимости своевремен¬
ного удаления стружки с обрабатываемой поверхности.
За рубежом участок обсадной колонны вырезают с помощью секционных
фрезеров, являющихся разновидностью раздвижных буровых инструментов,
применяемых для расширения и калибровки ствола скважины. Многие амери¬
канские фирмы в настоящее время изготавливают универсальные раздвижные
инструменты, которые при установке соответствующего режущего элемента
могут выполнять функции расширителя, фрезы или трубореза. Наиболее про¬
стыми являются фрезерные инструменты, предложенные А. Каммерером. В
этих фрезах резцы в транспортном положении фиксируются с помощью шпин¬
деля. При переводе резцов из транспортного положения в рабочее шпиндель
58

17.	Калинин, А. Г. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и
газообразные полезные ископаемые [Текст]: учебник для вузов / А. Г. Калинин,
А.	3. Левицкий. - М.: Недра, 1988. - 374 с.: ил.
18.	Калинин, А. Г. Бурение наклонных скважин [Текст]: справочник /
А.	Г. Калинин, Н. А. Григорян, Б. 3. Султанов. - М.: Недра, 1990. - 648 с.: ил.
19.	Калинин, А. Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин [Текст]:
справочник / А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, К. М. Солодкий; под ред. А. Г. Ка¬
линина. - М.: Недра, 1999. - 648 с.
20.	Кейн, С. А. Проектирование профилей наклонно направленных скважин
обычного типа [Текст]: метод, указания / С. А. Кейн, В. Ф. Буслаев. - Ухта:
УГТУ, 2005.
21.	Палий, П. А. Буровые долота [Текст]:	справочник / П. А. Палий,
К. Е. Корнеев. - М.: Недра, 1971. - 446 с.
22.	Сердюк, Н. И. Расчеты в бурении [Текст]: справ, пособие / Н. И. Сердюк,
Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин. - М.: РГГРУ, 2007. - 668 с.
79

Библиографический список
1.	Александров, М. М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважи¬
ны [Текст] / М. М. Александров - М.: Недра, 1982. - 60 с.
2.	Александров, М. М. Определение сил сопротивления при бурении сква¬
жин [Текст] / М. М. Александров. - М.: Недра, 1965.
3.	Балденко, Д. Ф. Винтовые забойные двигатели [Текст] / Д. Ф. Балденко,
Ф. Д. Балденко, А. Н. Гноевых. - М.: Недра, 1999. - 375 с.
4.	Буслаев, В. Ф. Бурение кустовых, вертикальных, естественно-
искривленных и наклонно направленных скважин [Текст]: сб. метод, указаний /
В.	Ф. Буслаев. - Ухта: УИН, 1994. - 110 с.
5.	Буслаев, В. Ф. Технология и техника проводки направленных скважин на
Севере Европейской части России [Текст]: дис. ... д-ра техн. наук: 05.15.10 /
Виктор Федорович Буслаев. - Ухта: УИН, 1994. - 549 с.
6.	Буслаев, В. Ф. Строительство скважин на Севере [Текст]: монография /
В.	Ф. Буслаев, П. С. Бахметьев, С. А. Кейн. - Ухта: УГТУ, 2000. - 287 с.: ил.
7.	Ганджумян, Р. А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин:
справ, пособие / Р. А. Ганджумян; под ред. А. Г. Калинина. - М.: Недра, 2000.
8.	Григорян, Н. А. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными
скважинами / Н. А. Григорян. - М.: Недра, 1969.
9.	Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диа¬
метров [Текст] /Н. А. Григорян. -М. : Недра, 1974.
10.	Григорян, Н. А. Анализ процесса турбинного бурения [Текст] / Н. А. Гри¬
горян, Р. Е. Багиров. - М.: Недра, 1982. - 207 с.
11.	Григулецкий, В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин
[Текст] / В. Г. Григулецкий. - М.: Недра, 1988. - 229 с.
12.	Григулецкий, В. Г. Проектирование компоновок нижней части бурильной
колонны [Текст] / В. Г. Григулецкий. - М.: Недра, 1990. - 302 с.
13.	Иоаннесян, Р. А. Основы теории и техники турбинного бурения [Текст] /
Р. А. Иоаннесян. - М.: Гостоптехиздат, 1953.
14.	Иогансен, К. Б. Спутник буровика: справочник / К. Б. Иогансен. - М.:
Недра, 1990.
15.	Калинин, А. Г. Искривление буровых скважин [Текст] / А. Г. Калинин. -
М.: Гостоптехиздат, 1963. - 308 с.
16.	Калинин, А. Г. Искривление скважин [Текст] / А. Г. Калинин. - М.:
Недра, 1974.
78

остается неподвижным, а корпус перемещается, что снижает опасность закли¬
нивания фрезера в скважине.
Один из вариантов секционного фрезера Каммерера, предназначенного для
работы на больших глубинах, показан на рисунке 6.4. Особенностью этой кон¬
струкции является то, что на больших глубинах затруднено создание больших
гидравлических перепадов давления промывочной жидкости из-за больших
гидравлических сопротивлений. Поэтому для раздвижения лап с резцами ис¬
пользуют специальную пружину, создающую дополнительное усилие 7-8 кН.
Рисунок 6.4 - Секционный фрезер Каммерера в транспортном (в) и рабочем (б) положениях:
1 - шпиндель; 2 - пружина; 3 - втулка; 4 - корпус; 5 - клин; 6 - лапа; 7 - резец;
8 - обсадная колонна
Колонна прорезается внешними выступами лап, армированными твердым
сплавом. После того, как колонна прорезана, резцы выдвигаются полностью из
корпуса и фрезерование продолжается до их полной сработки. При подъеме ин¬
струмента резцы упираются в торец трубы, а шпиндель движется вверх, сжимая
пружину и утапливая резцы в пазы.
Патенты Каммерера были использованы фирмой "Ротари" для выпуска
раздвижных универсальных инструментов, предназначенных для вырезания
интервалов в обсадных трубах диаметром 114-609 мм.

6.2	Забуривание ствола через щелевидный вырез
Забуривание через щелевидный вырез в колонне проводят в три этапа: ус¬
танавливают клиновой отклонитель, фрезеруют вырез в колонне и забуривают
дополнительный ствол. При создании выреза применяют, как правило, стацио¬
нарные отклонители. Существует множество конструкций отклонителей, кото¬
рые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их
фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании выреза полу¬
чили стационарные клиновые устройства. Такие отклонители фиксируются в
колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост (на метал¬
лический забой), созданный специально спущенной колонной насосно¬
компрессорных труб, или на стыке муфтового соединения обсадной колонны.
В нашей стране наибольшее распространение получили отклоняющие
клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек, устанавливаемых на
цементный забой (рисунок 6.5). За рубежом чаще применяют плашечное закре¬
пление с установкой отклоняющего клина в месте стыка труб, как более эконо¬
мичный (рисунок 6.6).
Рисунок 6.5 - Схема забуривания дополни-	Рисунок 6.6 - Схема отклонителя висячего
тельного ствола через щелевидный вырез в	типа, устанавливаемого на стыке труб:
обсадной колонне: 1 - райбер; 2 - вырез;	1	-	райбер;	2	-	направление;	3	- болт;
3 - стационарный клиновой отклонитель; 4 - отклонитель; 5 - защелка; 6 - фиксатор;
4 - цементный мост	7 - плашка; 8 - шток; 9 - пружина
60

После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо подобрать
режущий инструмент для вскрытия «окна» в колонне. Размеры «окна» должны
быть такими, чтобы спускаемые долота, колонна, геофизическая аппаратура
свободно проходили через него в процессе работы. Максимальный диаметр
райбера определяют по формуле:
Dp = Dd + 2... 3 мм
Dp = 140+2 = 142 мм, что соответствует технической характеристике при¬
меняемых райберов для вскрытия «окна» в 168 мм колоннах. Компоновки для
вырезания окна приведены в таблице 6.8.
Таблица 6.8 - КНБК для вырезания «окна»
Т ипоразмер,
Расстояние
Техническая характеристика
шифр или крат¬
кое название
элемента
КНБК
от забоя до
места
установки,
м
Наружный
диаметр,
мм
Диаметр
проходного
сечения,
мм
Длина,
м
Масса,
кг
Примечание
РФЛ-168
0
143,0
0
1,0
85,0
Вырезание
УБТ-108
1,0
108,0
38,0
5,0
315,0
«окна»
Нагрузка
РПМ-168
0
143,0
0
0,7
12,0
Обработка
УБТ-108
0,7
108,0
38,0
25,0
1575
«окна»
Нагрузка
ФКК-143
0
143,0
0
0,5
85,0
Обработка
УБТ-108
0,5
108,0
38,0
25,0
1575
«окна»
Нагрузка
Контрольные вопросы к главе 6
1.	Зарезка дополнительного ствола из обсаженной скважины. Основные техно¬
логические операции при зарезке дополнительных стволов.
2.	Технические средства для вырезания окон в обсаженных скважинах. Техно¬
логия их применения.
3.	Методы крепления дополнительного ствола. Технические средства для кре¬
пления хвостовиков.
77

Таблица 6.7 - Компоновки низа бурильных колонн
Участок
Длина
по стволу
от/до,
м
Компоновка низа
бурильной колонны
Набор угла
с отклонителем
1950-2300
Долото 0 139,7 STX-40 - 0,2 м\
Переводник - 0,2 ж,
Наддолотный калибратор КС 139,7 СТ - 0,6 ж,
Двигатель-отклонитель ДРУ 3-106 -4,7 л«;
Телесистема 0 108 - 5,5 л«;
Диамагнитная труба 0 108 - 12 ж,
УБТ 0 108 - 171 ж,
БТ 0 89 - остальное
Неориентируемый
набор угла
2300-2717
Долото 0 139,7 STX-40 - 0,2 ж,
Переводник - 0,2 м;
Наддолотный калибратор КС 139,7 СТ - 0,6 м;
Двигатель Д1-105 - 3,5 ж,
Диамагнитная труба 0 108 - 12 ж,
УБТ 0 108 - 171 ж,
БТ 0 89 - остальное
Набор угла
с отклонителем 2
2717-2886
Долото 0 139,7 STX-40 - 0,2 ж,
Переводник - 0,2 м;
Наддолотный калибратор КС 139,7 СТ - 0,6 м;
Двигатель Д1-105 - 3,5 ж,
Телесистема 0 108 - 5,5 л«;
Диамагнитная труба 0 108 - 12 ж,
УБТ 0 108 - 63 ж,
БТ 0 89 - остальное
Г оризонтальный
2886-3186
Долото 0 139,7 STX-40 - 0,2 ж,
Переводник - 0,2 м;
Наддолотный калибратор КС 138 СТ - 0,6 л«;
Центратор 0 128 ж;
Двигатель-отклонитель с центратором на кор¬
пусе 0 105 лш;
Телесистема 0 105 лш;
Диамагнитная УБТ 0 108 - 12 ж,
БТ 0 89 - остальное
76

Изготовление отклонителей с желобчатым клином освоено серийно.
Многообразие конструкций клиновых устройств связано с отсутствием на¬
дежного отклоняющего инструмента для забуривания дополнительных стволов в
обсаженных скважинах через щелевидные вырезы. Наиболее сложные аварии
связаны с поворотами отклоняющего клина вокруг оси скважины или с отходом
верхнего козырька клина от стенки обсадной трубы. При забуривании дополни¬
тельного ствола из выреза уменьшенной длины бурильная колонна ломается.
Сложные аварии обычно ликвидировать не удается. В таких случаях все опера¬
ции по вырезанию окна в колонне повторяются заново.
6.3	Забуривание ствола в интервале сплошного выреза обсадной
колонны роторным способом
Образование сплошного выреза в обсадной колонне позволят упростить
забуривание дополнительного ствола. При роторном способе забуривания мо¬
гут быть использованы отклоняющие клиновые инструменты, устанавливаемые
на цементный забой и фиксируемые в нижней части. Процесс отклонения сква¬
жины проводят по общепринятым технологиям.
Образование сплошного выреза ослабляет обсадную колонну, поэтому область
выреза необходимо дополнительно закреплять цементированием участка скважи¬
ны, включающего ослабленный интервал. Наличие цементного моста позволяет за¬
буривать дополнительный ствол без применения стационарных клиновых
отклонителей. Наибольшее распространение для забуривания дополнительных
стволов получили съемные клинья (уипстоки) и шарнирные отклонители. Съемный
клин (рисунок 6.7%) устанавливают на забой, предварительно образованный разбу-
риванием цементного камня. Отклоняющий инструмент в виде уипстока и направ¬
ляющей трубы с шарошечным долотом уменьшенного диаметра спускают до
искусственного забоя и забуривают новый ствол. После рейса долота с отклоните¬
лем в скважину спускают инструмент заданного размера и расширяют ствол. От¬
клоняющий инструмент повторно спускают ориентированно до тех пор, пока не
будет получено проектное направление по зенитному углу и азимуту скважины.
Шарнирный отклонитель (рисунок 6.76) используют для забуривания допол¬
нительного ствола с цементного забоя. Для этого предварительно подготавливают
забой в цементном мосте. Ввиду малой точности ориентирования шарнирный от¬
клонитель чаще всего применяют при забуривании дополнительного ствола в про¬
извольном направлении. После образования нового направления необходимо
проработать интервал забуривания расширителем для снятия уступов.
61

В мягких породах при забуривании дополнительного ствола допускается
использование долбящих долот (рисунок 6.1 в). Долбящее долото имеет ско¬
шенные лопасти.
При ударах долотом по забою, а также под действием струи промывочной
жидкости в цементном мосту и породе вырабатывается углубление, которое ис¬
пользуется в дальнейшем в качестве направляющего участка для обычного долота.
а.	6
Рисунок 6.7 - Забуривание дополнительного ствола в интервале
вырезанного участка колонны с цементного моста
В ряде случаев целесообразно дальнейшее бурение с образовавшегося ус¬
тупа проводить с использованием уипстока или шарнирного отклонителя. От¬
клонители ориентируются инклинометрами или телесистемами, для чего над
ним устанавливают трубу длиной 6-7 м из немагнитной стали.
6.4	Техника и технология бурения дополнительного ствола
из вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями
Бурение дополнительного наклонного или горизонтального ствола из выре¬
занного участка обсадной колонны - эффективный способ восстановления бездей¬
ствующих и повышения производительности мало дебетных скважин [18].
Основным разработчиком технических средств и технологии бурения до¬
полнительного ствола по данной схеме в нашей стране является ВНИИБТ, ко-
62

Таблица 6.6 - Проекции профиля горизонтальной скважины
Участок
Интервал по
вертикали, м
1 ^
я к
о, к
D СЗ
н а
Зенитный
угол, град
Г оризонтальное
смещение, м
Длина по
стволу, м
от
до
S s
s fe
я S'
s 5
ч 2
t=t c
в начале
в конце
интерва¬
ла
общее
интерва¬
ла
общее
Вертикальный
0
1950
1950
0
0
0
0
1950
1950
Набор угла с
отклонителем
1950
2278
328
0
35
103
103
350
2300
Набор угла до
кровли пластов
2278
2528
250
35
70
325
428
417
2717
Набор угла в пласте
2528
2558
29
70
90
165
593
169
2886
Г оризонтальный
2558
2558
0
90,0
90,0
300
895
300
3186
Таким образом, на глубине 1950 м в 168 мм эксплуатационной колоне осу¬
ществляют вырезку окна и пробуривают ствол с горизонтальным окончанием.
Бурение дополнительного ствола необходимо производить долотом диа¬
метром 139,7 мм для обеспечения проходимости долота в обсадной колонне с
технологическим зазором 7 мм. Диаметр долота определяет выбор диаметра
всего бурильного инструмента: бурильных труб, забойного двигателя, телесис-
темы, опорно-центрирующих элементов.
Для реализации рассчитанного профиля скважины, с учетом принятого
способа бурения, всех технологических наработок и опыта бурения на данном
месторождении, выбираются компоновки низа бурильной колонны, приведен¬
ные в таблице 6.7.
Пробуренный ствол крепится хвостовиком. Диаметр колонны, спускаемой
в пробуренный ствол: dK = Dd - 2-8ь где Si - зазор между стенкой скважины и
наружным диаметром спускаемой колонны, зазор принимаем 8j = 13 мм\ тогда
диаметр хвостовика: Dx = 140 - 2-13 = 0,114 мм, что соответствует колонне
0 114,3 мм. Спуск хвостовика осуществляют с глубины 1800 м — на 150 м выше
вырезанного окна.
75

Для расчета профиля ствола скважины применяем алгоритм, изложенный
в Главе 3. Исходные данные для расчета проведены в таблице 6.5
Таблица 6.5 - Исходные данные для расчета горизонтального профиля
№
п/п
Параметр
Обозначение
Единица
измерения
Значение
1
Г лубина до кровли продуктивного пласта
по вертикали
нк
м
2528
2
Глубина вертикального участка (зарезки)
h
м
1980
3
Угол набора с отклонителем
ао
град
35
4
Интенсивность на участке набора с
отклонителем (зарезки)
І1
град/м
од
5
Интенсивность на участке набора
в пласте
із
град/м
0,3
6
Расстояние от кровли продуктивного
пласта до горизонтального участка
К.у.
м
10
7
Длина горизонтального участка
1г.у.
м
300
Расчет начинают с определения угла входа в продуктивный пласт:
■С 1	10	1	7П0
а„ = arcsm 1	=70 .
I.	191)
Определяют радиус искривления (интенсивности искривления) на участ¬
ке набора зенитного угла до кровли продуктивного пласта по формулам:
R2 =	—	, где h2 =Ht-h-hl.
sin аех - sin а0
После подстановки исходных данных и расчета проекций участка набора
зенитного угла (hl=Rl- sin а0 = 573 • sin 35° = 328 л<), получим:
h2 = 2528 - 1980 - 328 = 250 м,
радиус искривления на этом участке:
250
R2 =	т	г = 675 м .
sin70 -sm35
Расчеты проекций всех участков производят по методике п. 3.3.
Результаты расчетов представлены в таблице 6.6
74

торый проводит исследования в указанной области с 60-х годов. На начальном
этапе разработки технологии для забуривания дополнительного ствола с це¬
ментного моста использовались турбинные отклонители ОТ-127 и ОТ2Ш-127 с
одним и двумя перекосами осей.
В дальнейшем турбинные отклонители были заменены отклонителями на базе
винтового забойного двигателя Д1-88; Д1-127, так как указанные двигатели имеют
лучшие энергетические характеристики. На основании опыта использования от¬
клонителей ОТ-127, ОТ2Ш-127, а также отклонителей на базе винтовых Д1-88,
Д1-127 и КНБК на их основе для ориентированного забуривания и проводки до¬
полнительных наклонно направленных стволов из эксплуатационных колонн раз¬
работана Инструкция по забуриванию дополнительного ствола из обсаженной
эксплуатационной скважины (РД 39-0148052-550-88). Данным РД регламентиру¬
ются все основные этапы бурения дополнительного наклонно направленного ство¬
ла с цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны.
К настоящему времени ВНИИБТ созданы отклонители ДГ-95, ДГ-108, ис¬
пользование которых позволило усовершенствовать существующую техноло¬
гию и осуществлять бурение горизонтальных дополнительных стволов из
эксплуатационных колонн диаметром 146-168 мм по радиусу 80-30 м и менее.
Во ВНИИБТ (НПО "Буровая техника") разработана технология и комплекс
технических средств для восстановления бездействующего фонда нефтяных,
газовых и газоконденсатных скважин путем вторичного вскрытия продуктив¬
ных пластов горизонтальными и наклонно направленными стволами, проводи¬
мыми из вырезанной части эксплуатационных колонн диаметром 168 и 146 мм.
Технология включает следующие этапы:
-	проектирование и оперативное управление технологическим процессом
проводки дополнительного ствола скважины;
-	вырезание участка эксплуатационной колонны диаметром 168 мм со
средней скоростью вырезания 0,8-1,0 м/ч\
-	ориентирование забойного двигателя-отклонителя в эксплуатационной
колонне с использованием гироскопического инклинометра;
-	забуривание дополнительного ствола с цементного моста в проектном
направлении;
-	проводка наклонного или горизонтального ствола по проектной траекто¬
рии с контролем параметров его кривизны;
-	крепление дополнительного ствола и освоение скважины.
Комплекс специальных технических средств включает:
63

-	универсальное вырезающее устройство (УВУ-168), вырезающее устрой¬
ство УВ-114;
-	устройство для ориентирования двигателя-отклонителя в обсадной ко¬
лонне, состоящего из забойного ориентирующего переводника "Зенит-106" и
гироскопического инклинометра ИГ-50 или ИГ-36;
-	двигатели-отклонители ДГ-108 и ДГ-95 с технологической оснасткой;
-	механический инклинометр ИКС диаметром 50 мм с часовым механизмом;
-	устройство для подвески и герметизации потайных обсадных колонн
(ПИ-140; П17-146; ПП-168).
Разработанный комплекс технических средств и технология были испыта¬
ны при проводке дополнительного горизонтального ствола скв. 12130 на Урен¬
гойском газоконденсатном месторождении после вырезания части
эксплуатационной колонны диаметром 168 мм в интервале 1113,0-1120,5 м.
После установки цементного моста забуривание и бурение дополнительного
ствола скважины проводилось с помощью двигателя-отклонителя ДГ-108. При
этом радиус кривизны ствола скважины в зависимости от угла перекоса ис¬
кривленного переводника составлял 50-80 м, а протяженность горизонтального
участка скважины составила 117 м (рисунок 6.8).
Рисунок 6.8 - Профиль и конструкция скв. 12130 с дополнительным
горизонтальным стволом в продуктивном горизонте:
1 - 168-лш эксплуатационная колонна; 2 - 101,6-лш хвостовик
64

Из скважины при испытании был получен приток пластовой воды, то есть
скважина не попала в продуктивную зону. Скважина была переведена в нагне¬
тательный фонд, но из-за низкой приемистости закачка воды на данной сква¬
жине не осуществлялась. Впоследствии скважина была переведена в
бездействующий фонд.
Конструкция скважины приведена в таблице 6.4 и включает одну проме¬
жуточную колонну, которая спущена на глубину 1280 м.
Таблица 6.4 - Конструкция скважины № 205
Наименование
обсадной колонны
Диаметр
ОК, мм
Г лубина
спуска, м
Коэффициент
кавернозности
Диаметр
долота, мм
от
(верх)
до
(низ)
Направление
426
0
20
1,4
490,0
Кондуктор
324
0
150
1,4
393,7
Промежуточная
245
0
1280
1,2
295,3
Эксплуатационная
168
0
2588
1,3
215,9
Выбираем глубину забуривания дополнительного ствола, которая должна
располагаться ниже башмака промежуточной колонны и не попасть в ослож¬
ненные зоны (нефтегазопроявления, поглощения и др.). Геологические условия
позволяют выбрать интервал 1900-2000 м. Таким образом, производим зарезку
дополнительного ствола из условно вертикальной скважины на глубине 1950 м
из эксплуатационной колонны 0 168 мм.
В эксплуатационной колонне вырезается щелевидное окно и забуривается
дополнительный ствол в азимуте, направленном на основной массив. Профиль
ствола скважины должен удовлетворять следующим основным условиям:
-	обеспечить высокую коммерческую скорость бурения;
-	быть технически выполнимым;
-	быть экономически целесообразным.
Выбираем к проектированию профиль с горизонтальным окончанием.
Профиль скважины состоит из пяти участков:
1.	вертикальный участок (используется часть уже пробуренной скважины,
из которой проектируется бурение дополнительного ствола);
2.	участок набора зенитного угла отклонителем;
3.	участок набора зенитного угла до кровли продуктивного пласта;
4.	участок набора зенитного угла в пласте до выхода на горизонтальный
участок;
5.	горизонтальный участок.
73

После спуска потайной обсадной ко¬
лонны на заданную глубину в колонну труб
(бурильных или насосно-компрессорных)
пускают шар, который при промывке сква¬
жины или свободном падении перекрывает
внутренний проходной канал устройства.
При избыточном давлении 28-30 Ml 1а. ко¬
торое необходимо создать в устройстве на
15-20 лат, уплотнительный элемент уст¬
ройства надежно запакеровывает межтруб-
ное пространство в скважине.
После сброса избыточного давления в
устройстве натяжением колонны труб про¬
веряют надежность подвески потайной об-
„ ,,	садной	колонны,	а,	герметичность
Рисунок 6.11 - 1 іакер-подвеска типа
межтрубного пространства - опрессовкой.
При необходимости установку пакера-подвески типа ПП можно повторить не¬
сколько раз созданием более высокого избыточного давления в устройстве.
Техническая характеристика пакера-подвески типа 1111 дана в таблице 6.3.
Таблица 6.3 - Технические характеристики пакера-подвески
Характеристика
ПП-140
ПП-146
ПП-168
Условный диаметр обсадной колонны, в которой ус¬
танавливается пакер-подвеска, мм
140
146
168
Наружный диаметр пакера-подвески, мм
112
117
138
Диаметр проходного канала пакера-подвески, мм
65
65
85
Длина пакера-подвески, мм
1020
1020
1020
Максимальный перепад давления между разобщае¬
мыми зонами в обсадной колонне, МПа
30
30
30
Максимальная осевая нагрузка на пакер-подвеску, кН
250
250
250
Максимальная температура в скважине на глубине
установки пакера-подвески, °С
150
150
150
6.9 Бурение дополнительного ствола на примере скважины
№ 205 Кыртаельского месторождения
В качестве примера бурения дополнительного ствола рассмотрим скважину
№ 205 Кыртаельского месторождения, которая была закончена в октябре 1988 году
спуском 168 мм эксплуатационной колонны на глубину 2558 м. Кровля продуктив¬
ного пласта расположена на глубине 2528 м, подошва - 2558 м.
72

После крепления дополнительного ствола хвостовиком диаметром
101,6 мм с фильтром в горизонтальной части, освоения и ввода в эксплуатацию
было получено 4-кратное увеличение притока газа в сеноманских отложениях.
Таким образом, разработанная отечественная технология и комплекс тех¬
нических средств может успешно использоваться для бурения горизонтальных
дополнительных стволов из эксплуатационных колонн, являясь эффективным
средством восстановления бездействующих и малодебитных нефтяных и газо¬
вых скважин.
Ниже приводятся основные этапы технологического процесса забуривания
направленного дополнительного ствола скважины.
Основная цель технологии забуривания заключается в формировании но¬
вого направленного ствола скважины в пределах вырезанного участка обсадной
эксплуатационной колонны.
Технология забуривания включает следующие этапы:
-	определение интервала забуривания;
-	выбор типа долота;
-	проектирование отклонителя;
-	ориентирование отклонителя;
-	бурение направленного ствола скважины.
6.5	Расчет длины интервала забуривания дополнительного ствола
через вырезанный участок обсадной колонны
Забуривание дополнительного ствола из обсаженной скважины - трудоем¬
кая и сложная процедура. Для обеспечения надежности и успешности проведе¬
ния забуривания предварительно рекомендуется выбрать и обосновать
геометрические размеры компоновки низа бурильной колонны и рассчитать
размеры и интервал забуривания дополнительного ствола.
Расчетная схема определения основных геометрических параметров про¬
цесса забуривания дополнительного ствола приведена на рисунке 6.9.
С учетом увеличения интервала забуривания для условий желобообразова-
ния величину выреза рекомендуется рассчитывать по формуле [5, 18]
L = Нк-\———,	(6.1)
2 sin а
где Н - расчетный интервал забуривания; к - коэффициент запаса интервала за¬
буривания (к = 1.1): 1)3 - диаметр замки бурильной колонны; а - зенитный угол
выхода ствола в интервале забуривания.
65

Рисунок 6.9 - Схема к расчету геометрических параметров забуривания дополнительного
ствола отклонителем с двумя перекосами (а) и одним перекосом (б) осей
Угол выхода долота из скважины, равный зенитному углу дополнительно¬
го ствола, определяется выражением
cosce = (1	|,	(6.2)
2R,
где D - диаметр долота; R - радиус дуги окружности образующегося профиля
скважины.
Радиус искривления скважины ориентировочно определяется независимо
от числа перекоса осей отклонителя по формуле
R = (ll+l2)/2sm(S + /3),	(6.3)
где /ь U - длины нижней и средней секций отклонителя соответственно;
S	- угол перекоса осей первой и второй секций, р - угол перекоса за счет зазо¬
ра между долотом и корпусом отклонителя.
Угол перекоса определяется по формуле:
tgfi = (D-d)/211.	(6.4)
Длину первой секции от забоя рассчитывают исходя из вписываемости
компоновки в геометрические размеры ствола в интервале забуривания:
/, = (Dc + d„ - dOT + 2]A)I2(S1+S2),	(6.5)
где Dc - условный диаметр скважины; d0r - диаметр отклонителя; deH - внут¬
ренний диаметр обсадной колонны; Sl и 82 - углы перекоса осей переводников
отклонителя, рад.
В случае применения отклонителя с одним углом перекоса
/j = (Dc + deH - dOT) / 2sin8 .	(6.6)
66

Рисунок 6.10 - Расщепляющее устройство для спуска и отсоединения хвостовика
При восстановлении бездействующего фонда скважин методом бурения
дополнительных стволов предъявляются повышенные требования к надежно¬
сти крепления скважин нецементируемыми потайными обсадными колоннами
(хвостовиками), особенно в скважинах с горизонтальными участками дополни¬
тельных стволов на газовых и газоконденсатных месторождениях.
ВНИИБТ разработана усовершенствованная конструкция устройства для под¬
вески и герметизации потайных обсадных колонн [18] (пакер-подвеска типа 1111).
Пакер-подвеска типа 1111 состоит (рисунок 6.11) из уплотнительной голов¬
ки и узла установки 2, который обеспечивает отсоединение устройства от ко¬
лонны бурильных или насосно-компрессорных труб двумя способами: осевым
натяжением после пуска в колонну труб ударного груза или вращением колон¬
ны труб вправо, что повышает эксплуатационную надежность устройства по
сравнению с устройством типа ПМП.
71

2)	при докреплеиии резьбовых соединений бурильной колонны в процессе
бурения;
3)	из-за несоответствия фактического угла закручивания расчетному
значению.
После забуривания ствола набор зенитного угла в заданном направлении про¬
должают отклоняющей КНБК, параметры которой выбирают в соответствии с про¬
ектной интенсивностью искривления с использованием программного обеспечения.
6.8 Крепление дополнительных стволов
В устойчивых породах дополнительные стволы не закрепляют обсадными
трубами. Верхнюю часть разреза закрепляют до кровли продуктивного пласта.
Такая конструкция скважины позволяет облегчить проходку и освоение всех
ответвлений.
В продуктивных пластах, сложенных неустойчивыми породами, основной
ствол должен быть закреплен хвостовиком. Для исследования и ремонта до¬
полнительных стволов хвостовик изготавливают разъемным. Для попадания в
дополнительные стволы верхнюю часть хвостовика временно извлекают из
скважины. На верхний и нижний хвостовики устанавливают воронки для об¬
легчения ввода труб внутрь колонны.
В ряде случаев часть стволов многозабойных скважин обсаживают предва¬
рительно перфорированными хвостовиками с воронками. Для надежного отсо¬
единения от бурильного инструмента применяют специальное приспособление
(рисунок 6.10). Оно состоит из воронки 2, ствола 1 и фиксирующего шарового
замка 7, размещенного на ниппеле хвостовика 4. Предварительно на ствол рас¬
цепляющего устройства навинчивают бурильные трубы. Затем весь хвостовик
спускают в скважину, вводят в забуренное ответвление и спускают до забоя.
В колонну предварительно забрасывают шар 3 для привода в действие ша¬
рового замка. При подаче жидкости в колонну бурильная колонна отсоединяет¬
ся от хвостовика. Посадочная втулка 6 при дальнейшем движении вниз
освобождается от шара 3 под действием штыря 5. Через освободившееся отвер¬
стие можно промывать хвостовик.
Если скважина заканчивается одним пологим стволом, пройденным в про¬
дуктивном пласте, то проблема крепления скважины упрощается. Ствол до
продуктивного пласта закрепляют обсадной колонной и цементируют. В гори¬
зонтальную часть скважины спускают заранее перфорированный хвостовик с
таким расчетом, чтобы его верхний конец оставался внутри основной эксплуа¬
тационной колонны.
70

Диаметр скважины при забуриваиии в мягких породах принимают равным на¬
ружному диаметру обсадной колонны, а при забуриваиии в твердых породах - диа¬
метру скважины до обсадки. Длину второй секции выбирают из условия минималь¬
ного значения радиуса искривления и ограничивают длиной 1700-3000 мм.
В соответствии с геометрическими построениями на схемах (см. рис. 6.9)
интервал забуривания определяют по формулам:
для отклонителя с двумя искривлениями корпуса
H=ll+l2+Ra,	(6.7)
для отклонителя с одним искривлением корпуса
H=ll+Ra.	(6.8)
В формулах (6.7) и (6.8) зенитный угол выхода дополнительного ствола из
основной скважины необходимо брать в радианах.
Методика расчета длины интервала выреза в обсадной колонне была провере¬
на в промысловых условиях. Для этого были проведены расчеты для скважин с зе¬
нитными углами 1-2°, пробуренных в глинисто-песчаных породах. Наружный
диаметр обсадных колонн составлял 168 мм, толщина стенки - 5378-10 мм.
Для забуривания ствола использовали отклонители ОТ2Ш-127 со следую¬
щими параметрами:	а1	=	2°; а2= 1°;	=	2500 лш; /2 = 2300 мм. Поскольку
твердость пород, слагающих стенки скважины, не выше твердости цементного
камня, для забуривания достаточно, чтобы долото шло за колонну, т. е. услов¬
ный диаметр Dc = 168 мм.
Смещение центра долота от оси верхней секции отклонителя под действи¬
ем сил упругой деформации компоновки равно 175 мм, что соответствует усло¬
виям забуривания ствола диаметром 140 мм. Для условий забуривания ствола
действием бокового отклоняющего усилия компоновки интервал забуривания
Н = h + 12 = 4,8 мм. Тогда по формуле (6.1) расчетная длина участка выреза без
учета желобообразования L = 5,3 м.
6.6	Ориентирование отклонителя в колонне
Устройство для определения положения отклонителя в стволе скважины
должно иметь гироскопический датчик азимута, так как ориентирование произ¬
водится в обсадной колонне, т.е. в магнитной среде.
В целях реализации технологии бурения дополнительно горизонтального
ствола из вырезанного участка обсадной колонны ВНИИБТ разработано, изго¬
товлено и испытано устройство для ориентирования двигателя - отклонителя в
67

обсадной колонне, состоящее из забойного ориентирующего переводника "Зе-
нит-108" и гироскопического инклинометра ИГ-50 или ИГ-36.
Гироскопические инклинометры ИГ-35, ИГ-50 предназначены для изме¬
рения зенитного угла и азимута наклонной скважины как в обсаженном, так и
в открытом стволе. Техническая характеристика инклинометров приведена в
таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Техническая характеристика инклинометров
Тип инклинометра
ИГ-50
ИГ-36
Диаметр зонда, мм
50
36
Длина зонда, мм
2040
1950
Длина зонда с удлинителем, мм
-
3260
Избыточное проверочное давление, МПа
15
25
Диапазон измерения, град'.
Зенитного угла
0-60
Азимута
0-360
Точность измерения зенитного угла, градус
±0,5
Точность измерения азимута в диапазоне изменения зенитного угла, град'.
от 2 до 4°
+5
±6
от 4 до 25°
+4
±5
от 25 до 60°
+8
±10
Минимальный зенитный угол для измерения азимута, град
2
Максимально допустимая температура при измерении, °С
60
70
Общая масса комплекта с принадлежностями, кг
70
61
Диаметр каротажного кабеля (в стандартном исполнении), мм
9
В конструкцию гироскопических инклинометров ИГ внесены конструк¬
тивные изменения, позволяющие измерять положение отклонителя в скважине.
Измерение положения отклонителя в скважине осуществляется следующим
образом. Инклинометр с направляющим хвостовиком в нижней части на геофизи¬
ческом кабеле подвешивается над устьем скважины и запускается. После выхода
гироскопического инклинометра на рабочий режим производится его ориентиро¬
вание относительно проектного азимута. С наземного пульта снимаются показа¬
ния. Затем инклинометр спускается внутрь бурильных труб до установки в
"Зенит-108". При измерении азимута получают угол между направлением изгиба
искривленного переводника отклонителя и проектным азимутом.
6.7	Бурение направленного дополнительного ствола скважины
После определения положения отклонителя необходимо установить его в
проектном направлении, а затем повернуть бурильную колонну по ходу часо¬
вой стрелки на угол, который равен половине значения расчетного угла закру¬
чивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя,
68

запустить двигатель и приступить к формированию направленного ствола в ин¬
тервале, равном длине нижней секции отклонителя, при возвратно¬
поступательном перемещении бурильной колонны и минимальной осевой на¬
грузке на долото, т. е. "с навеса", углубляя каждый раз скважину на 0,2-0,3 м.
Общее время фрезерования должно быть не более 0,75 ресурса долота.
Затем поворачивают бурильную колонну по ходу часовой стрелки на угол,
который равен половине значения расчетного угла закручивания бурильной ко¬
лонны от реактивного момента забойного двигателя.
По составу шлама, выносимого промывочной жидкостью из скважины, оп¬
ределяется момент полного входа долота в породу, после чего ствол скважины
углубляется на длину винтового забойного двигателя и используемой телесис-
темы. Затем инструмент поднимают из скважины и пробуренный ствол прора¬
батывается той же КНБК с добавлением наддолотного калибратора. После
проработки ствола проводится инклинометрия через 1-2 м.
При забуриваиии направленного участка скважины необходимо контроли¬
ровать положение отклонителя. Даже незначительное изменение положения от¬
клонителя в процессе бурения приводит к отклонению скважины от заданного
направления и вызывает необходимость в корректировании профиля скважины.
Контрольные измерения геометрических параметров ствола скважины
инклинометром следует производить при такой величине зенитного угла, при
которой для используемого инклинометра обеспечивается минимальная по¬
грешность измерения азимута.
После забуривания дополнительного ствола определяют фактическую ин¬
тенсивность искривления ствола скважины.
Если азимут ствола скважины на интервале измерения не изменялся, то
фактическую интенсивность искривления ствола скважины отклонителем мож¬
но определить по формуле:
, = а2-а і iQj	(69)
где і - средняя интенсивность искривления ствола скважины, град/10 м;
ах, а2— зенитные углы в начале и в конце измеренного интервала бурения откло¬
нителем соответственно, град\ I - интервал между точками измерения, м.
В ряде случаев в процессе забуривания направленного ствола фактический
азимут ствола скважины не совпадает с проектным. Это может произойти по
следующим причинам:
1) в результате ошибок оператора при сборке и ориентировании отклонителя;
69