Примечания.
1. Погрешность измерения азимута дана для зенитных углов, превышающих 3°.
2. Инклинометры ИН1-721 и «Зенит-40У» обеспечивают непрерывную регистрацию углов.
Ферромагнитный ИММ-32-125/70 и гироскопический инклинометры ИГИ-42-120/70
В ГП «Момент» (С.-Петербург) разработана более современная и совершенная конструкция кабельного ферромагнитного инклинометра диаметром 32 мм с поверхностным прибором типа ПЭВМ, а также совместно с ВИТРом принципиально новая конструкция малогабаритного гироскопического инклинометра диаметром 42 мм для ферромагнитных сред со сферическим гироскопом-акселерометром с электромагнитным подвесом ротора [5].
Конструктивно чувствительный элемент ЧЭ представляет собой ротор, размещенный в сферической полости, создаваемой торцами окружающих ротор полюсов восьми электромагнитов (рис. 11) [5].
Рис. 11. Конструкция чувствительного элемента в форме шарового гироскопа-акселерометра с электромагнитным подвесом ротора гироинклинометра ИГИ-42-120/70.
1 – датчик момента; 2, 5 – статор подвеса; 3 – ротор; 4 – статор двигателя; 6 – корпус; 7 – датчик угла
Магнитопроводы электромагнитов объединены в два кольцевых ферритовых статора 2, 5. Аксиально отверстию ротора с обеих сторон размещены два идентичных четырехзубцовых электромагнитных статора 1, 7, выполняющих функции датчика момента, прилагаемого к ротору, и датчика угла.
В экваториальной плоскости ротора расположен статор двигателя 4, обеспечивающий вращение ротора на принципе асинхронной электромашины. Эти узлы расположены в цилиндрической вакуумплотной камере 6, необходимое разрежение в которой обеспечивается магниторазрядным газопоглотителем. Подводка питания и связь гироскопа с наземным прибором – ПЭВМ осуществляется через гермовводы, расположенные в торцевых крышках чувствительного элемента. Технические характеристики указанных ферромагнитного ИММ-32-125/70 и гироскопического инклинометров ИГИ-42-120/70 даны в табл. 8.
Зарубежные автономные инклинометры
В зарубежной практике автономные инклинометры применяются наиболее широко и представлены разнообразными вариантами конструкций. В зависимости от применяемых чувствительных элементов ЧЭ – датчиков измерения углов они разделяются на три группы: индикаторы зенитных углов, инклинометры с магнитными ЧЭ и с гироскопическими ЧЭ, а изготавливаются, как правило, с большим числом датчиков в комплекте с подразделением их на узкие поддиапазоны измерения зенитных углов ЗУ, нередко в 2 – 6° и 10 – 20°.
По методу регистрации показаний они разделяются на приборы [5]:
· с механической регистрацией путем перфорации бумажного или фольгированного диска (одна точка ЗУ), на электрохимической бумаге,
· фото- и кинорегистрация, иногда магнитный носитель.
Наиболее совершенные из них, например фирмы «Фридрих Лейтерт», обеспечивают измерение зенитного угла в диапазонах 0 – 10°, 0 – 20° и 17 – 130° с погрешностью его измерения соответственно ± 0,1°, ± 0,25°, ± 0,5° и азимута, равной ± 1°, иногда менее.
Технические характеристики некоторых зарубежных автономных инклинометров приведены в табл. 9 [5].
Таблица 9
Техническая характеристика некоторых зарубежных автономных инклинометров
Фирма (страна)
Название прибора
Измеряемый параметр
Тип датчика азимута
Метод регистрации
Диапазон измерения ЗУ, градус
Наружный диаметр, мм
«Истмэн уипсток» (США)
«Дрифт индикатор»
ЗУ
-
П
0,3 – 0,6 – 12,
0 – 30
41, 35, 32
«Сингл шот», R и Е
ЗУ, А
М
Ф
0 – 10,20; 15 – 90,
15 – 120
45, 35
«Магнетик малтирл шот»
К
0 – 5, 0 – 10,
0 – 17,0 – 90
«Гироскоп-инкмалтипл шот»
Г
0 – 12, 0 – 24,
0 – 34,0 – 70
76, 51
«Фридрих Лейтерт» (Германия)
НСТ
м
п
0 – 12, 9 – 21,
18 – 30
42
НПЕ, НПР
Ф, К
0 – 10, 0 – 20,
17 – 130
45
НГЕ, НГР
г
0 – 12, 0 – 20,
0 – 34,0 – 90
«Кастер» (США)
«Сингл шот» «Малтишот»
0 – 3,0 – 20,0 – 80,
0 – 20,0 – 70,0 – 80,
0 -10,0 – 30
32
89, 76, 54
«Магнетик сингл шот» А и В
0 – 2,0 – 6,0 – 20,
0 – 120
32 – 89
«Шуруэл»
0 – 6,0 – 20,0 -70,
0 – 90
45, 76
«Сингл шот» S – S
«Тотко» (США)
«Дабл рекордер»
0 – 3,0 – 8,0 – 16,
48, 41
0 – 24,0 – 90
33
«Дирекшнл
дабл...»
0 – 12,9 – 21,
41
«Лиао Нинг дай-монд фактору...» (Китай)
XJL
XDC
XJD
XLD-45
в
0 – 50
0 – 6
33,5; 42
Примечание: ЗУ – зенитный угол; А – азимут; М – магнитный датчик; Г – гироскопический датчик; П – перфорация; В – визуальный отсчет; Ф – фоторегистрация; К – кинорегистрация. Широкий выбор датчиков обеспечивает большое удобство, более высокую точность измерений углов в узких диапазонах, значительную оперативность измерений и сохранность измерений по скважине на бумажных или фотоносителях для контроля.
Жесткие компоновки
Одинарные жесткие компоновки
В практике работ для снижения интенсивности искривления зачастую используют удлиненные колонковые трубы с утолщенной стенкой.
Практически, очень часто для снижения интенсивности искривления используются трубы, снабженные различного рода центраторами.
Компоновки, (рис. 12) включают в состав наружной трубы колонкового набора алмазные расширители, что позволяет им эффективно работать в перемежающихся по твердости породах. Между нижним и средним блоками расширителей-центраторов введена профилированная, обычно, семигранная труба. Использование компоновок в породах VIII – IX категорий, частично X категории, позволяет снижать интенсивность искривления скважин в 2 – 8 раз.
Двойные жесткие компоновки
Двойные жесткие компоновки применяются в основном при бескерновом бурении, что объясняется особенностями их конструкции.
По данным Мельничука И. П. наименьшая интенсивность естественного искривления была обеспечена компоновкой следующей конструкции (рис. 13). Толстостенная труба 3, выполненная из ниппельной заготовки диаметром 57 мм с толщиной стенки 6,0 мм, с помощью ленточной резьбы соединяется с переходником 5 диаметром 73 мм, который имеет также внутреннюю резьбу для соединения с шарошечным долотом. Внутренняя труба 3 помещается в наружную трубу-кожух, выполненную из ниппельной заготовки диаметром 73 мм с толщиной стенки 6,5 мм. В этом случае радиальный зазор 4 между наружной и внутренней трубами составляет 1,5 мм. Этого достаточно для прохождения внутренней трубы в наружную даже при некоторой их эллиптичности. Зазор между трубами заполняется графитовой смазкой, смазкой КАВС или солидолом.
Переходники 1, 5 армируются твердосплавными вставками 6, выступающими над телом переходника на 0,5 – 1,0 мм, служащими для калибровки ствола скважины и предохранения переходника от износа.
Рис. 12. Жесткая компоновка Рис.13. Двойная труба-стабилизатор ПГО «Востокгазгеология»
При данной конструкции низа бурильной колонны крутящий момент и осевая нагрузка на долото передаются только через внутреннюю трубу. Наружная же труба-кожух не подвергается ни осевым нагрузкам, ни скручивающим усилиям, выполняя роль центратора низа колонны и стабилизатора направления ствола скважины, а также играя роль гасителя поперечных вибраций снаряда, что положительно сказывается на ресурсе долота.
Использование двойных труб-стабилизаторов позволяет снижать интенсивность естественного искривления в 3 – 4 раза.
Двойные напряженные компоновки
Типовая конструкция компоновки приведена на рис. 14. Перед бурением при сборке колонкового набора производится предварительное напряжение наружной трубы за счет энергии сжатой внутренней трубы. Внутренняя труба воспринимает очень большую осевую нагрузку сжатия, а так как она установлена во внешнюю трубу без зазора, не сгибается и не теряет устойчивости, то критическая нагрузка для нее будет определяться только усилием смятия материала труб. Практически, компоновки напрягаются при осевом усилии 40 – 50 кН.
Предварительно напряженные компоновки позволяют снизить интенсивность искривления в 2 – 3 раза при бурении в самых неблагоприятных, с позиций естественного искривления, условиях.
Рис.14. Двойная напряженная Рис.15. Двойная жесткая шарнирная компоновка компоновка
Двойная жесткая шарнирная компоновка
В Томском политехническом институте разработана принципиально новая конструкция компоновки, предназначенной для предупреждения искривления скважин.
Снаряд (рис. 15) имеет удлиненный центратор, состоящий из верхнего 13 и нижнего 12 расширителей-переходников, соединенных отрезком трубы 1. В нижнем расширителе-переходнике находится эксцентричная втулка 10 с фиксатором поворота 4. Для предотвращения утечки промывочной жидкости в нижнем расширителе-переходнике установлен резиновый патрубок 3, закрепленный с помощью втулки 2 и гайки 11. Расширитель-переходник 12 через трубу 9 жестко связан с корпусом двухплечевого шарнира 8. Верхнее плечо шарнира входит во внутреннее отверстие эксцентрично расположенной втулки, а нижнее плечо соединено через переходник 5 с колонковой трубой 6. К ни жней части колонковой трубы присоединен породоразрушающий инструмент 7, имеющий усиленное боковое армирование.
Благодаря наличию эксцентричной втулки можно получить в призабойной зоне фрезерующее усилие до 10 кН, действующее перпендикулярно стенке скважины в направлении, противоположном естественному искривлению. Это позволяет снижать интенсивность естественного искривления в 2 – 4 раза.
Жесткие компоновки с эксцентричной массой
При использовании компоновок с эксцентричной массой необходимо учитывать несколько подходов к теории работы снарядов этой группы.
Впервые дебалансный снаряд был разработан в Томском политехническом университете (ДС-1-ТПИ).
При вращении дебалансного снаряда вокруг некоторой оси (рис. 16) центробежная сила имеет либо разное направление с гравитационной силой (рис. 16, а), либо одинаковое с ней направление (рис. 16, б). Таким образом, суммарные дезориентирующие силы, действующие на висячую и на лежачую стенку скважины, не равны между собой, причем вторая из них больше. Поскольку скважины по большей части выполаживаются, то применение дебалансного снаряда приводит к уменьшению интенсивности этого процесса и к стабилизации скважины.
Механизм работы компоновок со смещенным центром тяжести предполагает регулирование центробежной силы или ее полное устранение независимого от частоты вращения и обеспечение вида движения, уменьшающего искривление скважин.
Рис. 16. Схема работы Рис. 17. Характер вращения компоновки
дебалансного снаряда: (по Страбыкину И.Н., Нескромных В.В.):
а – дебаланс у висячей стенки а-симметричная компоновка;
скважины; б – дебаланс у б-эксцентричная компоновка.
лежачей стенки скважины.
Жесткие компоновки с переменным моментом инерции поперечного сечения
В КазИМСе были разработаны и исследованы компоновки для алмазного бурения, имеющие различные значения осевого момента инерции относительно главных осей (рис. 18).
Рис. 18. Поперечные сечения компоновок с переменным моментом инерции сечения по различным осям:
а – цилиндрическая компоновка с двумя параллельными плоскими поверхностями;
б – овальная компоновка.
Использование на ряде месторождений колонковых наборов с овальным поперечным сечением показало возможность снижения интенсивности искривления в 1,5 – 2 раза по сравнению со стандартными наборами из круглых колонковых труб.
Коронки неправильной формы
Базированные коронки
Базированные коронки (рис. 19) предназначены для снижения интенсивности искривления скважины.
Коронка состоит из корпуса 1 к которому присоединена металло-керамическая матрица 2, содержащая естественные или искусственные объемные 3 и подрезные 7,8 алмазы. Наружная часть торца матрицы наклонена под углом γ к поперечной оси. В наклонной части торца матрицы выбран паз 4 (на рис. 15 горизонтальная проекция паза показана пунктиром). В боковую поверхность матрицы вмонтированы базовые направляющие 5,6. Базовые направляющие разнесены на угол β. Наружная поверхность матрицы коронки, заключенной между сторонами угла β, подрезными алмазами не армирована.
Рис. 19. Схема базированной коронки
При появлении некоторой посторонней поперечной силы, вызванной известными геолого-техническими причинами, величина и направление равнодействующей всех поперечных сил меняется, но не выходит за пределы сектора, ограниченного базовыми направляющими, что исключает возможность прижатия матрицы ее вооруженной частью к стенке скважины и резко снижает интенсивность увода скважины от первоначального направления.
Базированная коронка защищена авторским свидетельством (автор Кривошеев В.В.).
Коронки с эллиптическим торцом
Одним из перспективных направлений создания технических средств для снижения интенсивности естественного искривления скважин является разработка новых типов ПРИ.
Снижение необходимых осевых нагрузок на коронку без уменьшения удельных осевых нагрузок может достигаться путем разработки оригинальных конструкций матрицы (схема размещения и крупность алмазов, состав матрицы) или путем сокращения площади торца коронки.
Рис. 20. Схема работы коронки с эллиптическим торцом
Особенностью коронки, предлагаемой для снижения интенсивности искривления, является наличие эллипсной кольцевой формы рабочей части (рис. 20), причем большая ось эллипса по наружному контуру равна диаметру формируемого ствола скважины, а малая ось по внутреннему – диаметру керна. Эллипсная форма торцевой части позволяет создать коронки со сколько угодной малой площадью торца без изменения конструкции колонкового набора, поскольку при этом формируются ствол скважины и керн, имеющие стандартный диаметр.
Коронки с незамкнутым торцом матрицы
В Иркутском политехническом институте разработана теория снижения интенсивности искривления с использованием алмазных коронок с незамкнутым концом матрицы (рис. 21).
Рис.21. Схема алмазной коронки с незамкнутым концом.
Идея использования подобной коронки заключается в следующем. Несовпадение центра тяжести торца матрицы с точкой приложения осевого усилия приводит к появлению изгибающего момента, постоянно действующего по линии АВ независимо от вида движения коронки и стремящегося ориентировать след плоскости изгиба колонкового набора по этой линии.
Гибкие компоновки
Шарнирные компоновки позволяют регулировать интенсивность естественного искривления скважин в изотропных породах. Для выполаживания скважин используются одношарнирные компоновки (рис. 24) характеризующиеся тем, что диаметр колонковой трубы на один стандарт меньше диаметра ПРИ, имеющего утолщенную матрицу (12А3, 13И3). В качестве ПРИ при бурении скважин шарнирными компоновками могут использоваться алмазные и шарошечные долота.
За счет веса бурильных труб шарнир прижимается к лежачей стенке скважины, и между осями компоновки и скважины появляется угол перекоса, ориентированный на выполаживание. Различаются две конструкции одношарнирных компоновок – с опорой на коронку и промежуточной опорой.
Двухшарнирные компоновки (рис. 25) применяются для уменьшения зенитного угла скважины. Однако снижение зенитного угла (Δθ) не должно превышать величины, определяемой из выражения (19)
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
