Управление искривлением ствола скважины при роторном бурении

Цели

После изучения данного раздела обучающийся должен уметь следующее:

1.	Назвать основные факторы, влияющие на работу роторных буровых компоновок при бурении наклонно-направленных скважин.
2.	Объяснить принципы работы шарнирных, маятниковых компоновок и компоновок со стабилизаторами.
3.	Назвать 6 факторов, влияющих на интенсивность набора кривизны при использовании шарнирной компоновки, и дать подробное описание каждого из них.
4.	Описать влияние изменения параметров бурения (нагрузка на долото, частота вращения и т. п.) на интенсивность набора кривизны при использовании шарнирной компоновки.
5.	Объяснить влияние изменения диаметра первого стабилизатора колонны на работу стабилизированной компоновки при бурении наклонно-направленной скважины.
6.	Объяснить влияние изменения параметров бурения на поведение стабилизированной компоновки при бурении наклонно-направленной скважины.
7.	Перечислить и объяснить оптимальные конструктивные особенности маятниковой компоновки.
8.	Объяснить влияние изменения нагрузки на долото и частоты вращения на спад угла кривизны при использовании маятниковой компоновки.
9.	Определить конфигурацию роторной КНБК для конкретного приложения, включая точное положение и размеры всех стабилизаторов.
10.	Объяснить факторы, влияющие на жесткость УБТ.

Продолжение на следующей странице.

11.	Объяснить влияние изменения наружного диаметра УБТ на работу роторных компоновок при бурении наклонно-направленных скважин и указать рекомендуемые диаметры УБТ для конкретного диаметра ствола скважины.
12.	Объяснить понятие «отклонение долота от заданного направления» и указать общие характеристики отклонения для основных типов долот.
13.	Дать определение понятию «угол падения пласта» и описать влияние угла падения пласта на работу роторных компоновок при бурении наклонно-направленных скважин.

Раздел

Управление искривлением ствола скважины с использованием роторных компоновок

6.1	Введение
	Одной из основных задач при бурении наклонно-направленных скважин является определение конфигурации роторных КНБК с учетом проектной траектории скважины. В данном разделе будут рассмотрены основные принципы управления искривлением скважины при бурении с использованием роторных компоновок и типовые КНБК для выполнения различных интервалов скважины. В данном разделе также будет рассмотрено влияние параметров бурения (например, нагрузка на долото) и анизотропии пласта. Кроме того, в данном разделе приведено краткое описание некоторых компьютерных моделей прогнозирования поведения КНБК. Ранее управление углом наклона наклонно-направленной скважины при роторном бурении обеспечивалось за счет выбора соответствующей конфигурации КНБК и оптимальных параметров бурения. Однако при этом не обеспечивалось высокое качество управления. Шарошечные конические долота имеют тенденцию к отклонению вправо, для предотвращения этого отклонения применялись сбалансированные КНБК. До 80‑х годов стандартным методом компенсации отклонения вправо являлся ввод угла упреждения наклона скважины (смещение влево от проектной траектории).
6.2	Поперечная сила и угол наклона
	Считается, что отклонение зависит от направления результирующей силы, воздействующей на долото. Также известно, что угол наклона долота (угол между осью долота и осью ствола скважины) влияет на направление бурения. Это обусловлено тем, что буровые долота спроектированы так, чтобы бурить в направлении, параллельном своей оси. Роторные системы оснащаются наддолотным стабилизатором, при этом угол наклона долота незначителен, а ключевым фактором является величина поперечной силы, воздействующей на долото.

	Рис. 6-1
6.2.1	Факторы, влияющие на траекторию перемещения долота
	Факторы, влияющие на работу роторных буровых компоновок при бурении наклонно-направленных скважин: q диаметр и место установки стабилизаторов; q диаметр и длина УБТ; q нагрузка на долото; q частота вращения; q тип долота; q анизотропия пласта и угол падения плоскостей напластования; q твердость породы; q расход бурового раствора; q скорость проходки. Безусловно, некоторые из указанных факторов взаимосвязаны.
6.3	Основные принципы управления искривлением ствола
	q Принцип шарнира используется для набора угла кривизны (увеличения угла наклона скважины). q Принцип, основанный на использовании стабилизаторов, используется для выдерживания угла кривизны и направления. q Принцип маятника используется при необходимости обеспечить спад угла кривизны. Далее в разделе приведены описания каждого из этих принципов с указанием типовых компоновок.
6.3.1	Принцип шарнира
	Данный принцип предусматривает использование КНБК в составе полноразмерного наддолотного стабилизатора, УБТ длиной 40‑120 футов, установленных до первого стабилизатора бурильной колонны, либо без использования стабилизатора бурильной колонны. Набор угла кривизны обеспечивается при приложении нагрузки на долото.

	Рис. 6-2
	Как показано на рис. 6-2, УБТ, установленные выше наддолотного стабилизатора, изгибаются как под действием собственной массы, так и под действием нагрузки, прилагаемой на долото. Наддолотный стабилизатор выполняет функцию поворотного механизма или шарнира рычага, направляющего долото к верхней стенке скважины. При этом долото проходит по траектории, постепенно искривляющейся вверх (т.е. компоновкой обеспечивается искривление ствола).
6.3.2	Факторы, влияющие на интенсивность набора кривизны
	Интенсивность набора кривизны УВЕЛИЧИВАЕТСЯ в результате: q увеличения расстояния между наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором бурильной колонны; q увеличения угла наклона ствола; q уменьшения диаметра УБТ; q увеличения нагрузки на долото; q уменьшения частоты вращения ротора; q уменьшения расхода бурового раствора (в рыхлых породах). a. Расстояние между наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором бурильной колонны является основной конструктивной особенностью шарнирной компоновки, влияющей на интенсивность набора кривизны. Интенсивность набора угла кривизны увеличивается по мере увеличения данного расстояния, поскольку более длинная шарнирная секция сгибается в большей степени, что усиливает ее действие и поперечную силу, прилагаемую к верхней стенке ствола. Тем не менее, данный рост имеет ограничение. При расстоянии от верхнего стабилизатора до наддолотного стабилизатора более 120 футов (в зависимости от диаметра ствола, наружного диаметра УБТ и т. д.) УБТ будут касаться нижней стенки скважины, поэтому дальнейшее увеличение расстояния не будет приводить к повышению интенсивности набора кривизны.   b. При использовании шарнирной КНБК интенсивность набора кривизны повышается по мере увеличения угла наклона ствола в результате увеличения составляющей изгибающей нагрузки на УБТ под действием их собственного веса. Как видно из упрощенной механической схемы процесса, интенсивность набора угла кривизны должна повышаться прямо пропорционально синусу угла наклона. Данная причинно-следственная связь значительно сложнее в действительности. К примеру, компоновка для резкого набора угла кривизны, которая при угле наклона не более 15° обеспечивала интенсивность набора угла 1,5°/100 футов, может при угле наклона 60° выполнять ствол с интенсивностью набора угла 4°/100 футов.   c. Диаметр УБТ. Как будет описано ниже в данном разделе (стр. 6‑24 и 6‑25), жесткость УБТ пропорциональна величине диаметра в четвертой степени. Поэтому небольшое уменьшение наружного диаметра УБТ, используемых в шарнирной секции, приведет к значительному увеличению их гибкости и, следовательно, интенсивности набора кривизны. Общепринятый подход не предусматривает варьирование диаметра УБТ для обеспечения требуемой интенсивности набора кривизны. Как правило, используются стандартные для конкретной скважины УБТ.   d. Нагрузка на долото. Увеличение нагрузки на долото способствует увеличению степени изгиба УБТ над наддолотным стабилизатором, что приводит к повышению интенсивности набора кривизны.   e. Частота вращения. По мере увеличения скорости вращения уменьшается степень изгиба УБТ и, следовательно, интенсивность набора угла кривизны. По этой причине шарнирные КНБК, как правило, работают при низкой частотой вращения (70-100 об./мин.)   f. Расход бурового раствора. Повышение расхода бурового раствора при бурении в рыхлых пластах может приводить к размыву породы под долотом, снижая таким образом тенденцию к набору кривизны.

Компоновка для наклонно-направленного бурения длиной 90 футов

Рис. 6-3

17-1/2 дюйм. долото/наддолотный стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/3 УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17‑1/2 дюйма/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов в требуемом количестве/и т. д. … Такая компоновка будет обеспечивать высокую интенсивность набора кривизны (как правило, 2,0°‑3,5°/100 футов) в зависимости от угла наклона и параметров бурения. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий. Установка некоторых систем измерения при бурении (ИПБ) между наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором бурильной колонны может повысить риск их повреждения, поскольку некоторые монтируемые на УБТ системы ИПБ характеризуются более низкой эквивалентной жёсткостью при изгибе, чем УБТ такого же диаметра, и, следовательно, могут являться наиболее гибкими элементами КНБК. Установка таких систем ИПБ над первым стабилизатором бурильной колонны может снизить риск их повреждения от деформации.

Компоновка для наклонно-направленного бурения длиной 60 футов

Рис. 6-4

17-1/2 дюйм. долото/наддолотный стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/2 УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/УБТ диам. 9-1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17‑1/2 дюйма/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов в требуемом количестве/и т. д. … Такая компоновка будет обеспечивать интенсивность набора угла кривизны в диапазоне 1,5°‑2,5°/100 футов в зависимости от угла наклона и параметров бурения. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Компоновка для постепенного набора угла кривизны

Рис. 6-5

17-1/2 дюйм. долото/наддолотный стабилизатор диам. 17‑1/2 дюйма/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 12 футов/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17-1/4 дюйма/УБТ диам. 9-1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17‑1/2 дюйма/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов в требуемом количестве/и т. д. … Такая компоновка будет обеспечивать интенсивность набора угла кривизны в диапазоне 0,5°-1,5°/100 футов в зависимости от угла наклона и параметров бурения. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Компоновка для постепенного набора угла кривизны

Рис. 6-6	12-1/4² долото/наддолотный стабилизатор диам. 12-1/4 дюйма/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 12 дюймов/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 12-1/4 дюйма/2 УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 12-1/4 дюйма/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов в требуемом количестве/ и т. д. … Данная компоновка используется на участке набора кривизны при необходимости постепенного набора угла с интенсивностью 0,5°-1,0°/100 футов. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.
6.3.3	Принцип, основанный на использовании стабилизаторов (стабилизированная компоновка)
	Данный принцип основан на том, что при последовательной установке через короткие интервалы после долота трех стабилизаторов с укороченными жесткими УБТ между ними, данные три стабилизатора не будут давать колонне изгибаться, а долото будет пробуривать относительно прямолинейный ствол. Первый из этих трех стабилизаторов должен устанавливаться непосредственно над долотом (наддолотный стабилизатор) и быть полноразмерным.

	Рис. 6-7
Компоновка для постепенного набора угла кривизны
	Компоновки, работающие по данному принципу, называются стабилизированными КНБК, используемыми для выдерживания угла кривизны и направления на участках набора кривизны наклонно-направленных скважин. Высокая частота вращения (от 120 до 160 об./мин. и более) также исключает отклонение КНБК.

Стандартная стабилизированная КНБК

Рис. 6-8

При использовании данной компоновки интенсивность набора угла, как правило, составляет 0,1°-0,5°/100 футов в зависимости от характеристик пласта, нагрузки на долото, частоты вращения, типа долота и т.п. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Стабилизированная компоновка с неполноразмерным первым
стабилизатором бурильной колонны

Рис. 6-9

Данная компоновка должна выдерживать угол кривизны, что зависит от диаметра первого стабилизатора колонны. 17-1/2 дюйм. скважина17-1/2 дюйм. долото/стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/УБТ диам. 9-1/2 дюйма, дл. 10 футов/стабилизатор диам. 17 дюймов/УБТ диам. 9-1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/УБТ диам. 9‑1/2 дюйма, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 17-1/2 дюйма/УБТ диам. 9-1/2 дюйма, дл. 10 футов в требуемом количестве/ и т. д. … 12-1/4 дюйм. скважина12-1/4 дюйм. долото/стабилизатор диам. 12-1/4 дюйма/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 10 футов/стабилизатор диам. 12 дюймов/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 12-1/4 дюйма/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов/стабилизатор диам. 12-1/4 дюйма/УБТ диам. 8 дюймов, дл. 30 футов в требуемом количестве/ и т. д. … Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Стабилизированная КНБК, тип 3

Рис. 6-10

Использование двух укороченных УБТ приводит к увеличению расстояния между наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором бурильной колонны. Данная компоновка используется для выдерживания угла кривизны в большинстве случаев. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Рис. 6-11	Тандемная установка стабилизаторов позволяет существенно повысить жесткость данной компоновки. В прошлом для предотвращения отклонения шарошечных конических долот спаренные стабилизаторы использовались значительно чаще. В настоящее время спаренные стабилизаторы используются только в случае применения долот, характеризующихся большим отклонением. Вращение такой КНБК сопровождается образованием высокого вращающего момента на столе ротора. Как правило, по мере увеличения числа стабилизаторов в КНБК возрастает и риск прихвата. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.
6.3.4	Принцип маятника
	Данный принцип управления искривлением ствола скважины был сформулирован первым и первоначально применялся в гладких КНБК для бурения прямолинейных скважин. В данном разделе рассматриваются маятниковые КНБК для бурения наклонно-направленных скважин.

	Рис. 6-12. Принцип маятника
	Часть КНБК от долота до первого стабилизатора колонны «подвешена как маятник» и собственной массой прижимает долото к нижней стенке ствола. Основной конструкционной особенностью маятниковой КНБК является то, что она не оснащается ни полноразмерным, ни неполноразмерным наддолотным стабилизатором. В большинстве случаев использования маятниковой КНБК основным фактором, вызывающим отклонение, является составляющая силы, воздействующая на долото в направлении нижней стенки ствола. Участок УБТ от долота до первого стабилизатора колонны (маятник) не должен сильно сгибаться к нижней стенке ствола.
	Контакт УБТ с нижней стенкой ствола (рис. 6-13) приводит к уменьшению рабочей длины маятника и поперечной силы, направленной в сторону нижней стенки ствола. Ситуация, показанная на данном рисунке, также не является благоприятной, поскольку ось долота отклоняется вверх относительно оси ствола, что приводит к увеличению угла отклонения вместо его уменьшения. Для предотвращения этого следует точно определять параметры бурения. Высокая частота вращения (от 120 до 160 об./мин. и более) позволяет исключить вероятность возникновения вышеописанной ситуации за счет прямолинейного удержания маятника. Для предотвращения прогиба маятника в направлении нижней стенки ствола нагрузка на долото не должна быть изначально большой. После выхода на траекторию спада угла отклонения бурение может производиться со средней нагрузкой на долото, чтобы обеспечить приемлемую скорость проходки. Эффект маятника, показанный на рис. 6-14, описан в ознакомительных материалах по наклонно-направленному бурению.

	Рис. 6-13. Снижение силы, обусловленной маятниковым эффектом, при контакте со стенкой скважины
	Из этого следует, что выход на траекторию спада угла обеспечивается наклоном оси долота вниз. Интересно отметить, что при верности зависимости, показанной на рисунке выше, тенденция к спаду угла наклона увеличивалась бы при повышении нагрузки на долото и снижении частоты вращения, что в точности противоположно рекомендациям, приведенным на предыдущей странице. Ситуация, показанная на рис. 6-14, возможна при определенных длинах маятниковой компоновки без наддолотного стабилизатора и только с одним стабилизатором колонны. УБТ, расположенные над верхним стабилизатором, прогибаются по направлению к нижней стенке ствола, создавая тем самым шарнирный эффект на стабилизаторе колонны и отклоняя верхнюю часть маятника к верхней стенке ствола, как показано на рисунке. Некоторые из опытных специалистов по наклонно-направленному бурению могут привести примеры ситуаций, при которых интенсивность спада угла отклонения при использовании маятниковой компоновки повышалась по мере увеличения нагрузки на долото и снижения частоты вращения. Следует особо подчеркнуть, что данная ситуация не является типовой. Долото является точкой опоры, поэтому в большинстве случаев использования маятниковых компоновок, в частности, большой длины, маятниковый участок, вероятнее всего, будет изгибаться в направлении нижней стенки скважины, как описано выше.
	Рис. 6-14. Одна из возможных интерпретаций маятникового эффекта
6.3.5	Выводы и рекомендации
	Безопасность конструкции и применения маятниковой компоновки достигается за счет обеспечения приложения поперечной силы на долото, прижимающей его к нижней стенке ствола скважины. Для этого необходимо использовать компоновку на участках, где может обеспечиваться максимально возможная жесткость и прямолинейность маятниковой секции. Также желательно, чтобы участок секции непосредственно над первым стабилизатором колонны не изгибался и был прямолинейным, для чего рекомендуется устанавливать второй стабилизатор на расстоянии 30 футов над первым стабилизатором. q При отсутствии особых требований к контролю азимута или при бурении долотом с поликристаллическими алмазными вставками (PDC) наддолотный стабилизатор может не использоваться. При наличии требования к контролю азимута и использовании шарошечного конического долота должен применяться неполноразмерный наддолотный стабилизатор. Как правило, для выхода на траекторию спада угла отклонения диаметр наддолотного стабилизатора должен быть меньше диаметра скважины не более чем на 1/4-1/2 дюйма. q Компоновка должна оснащаться двумя стабилизаторами колонны, причем второй стабилизатор должен устанавливаться на расстоянии 30 футов над первым. q Первоначально следует обеспечить небольшую нагрузку на долото до выхода на траекторию спада угла отклонения, а затем плавно увеличивать нагрузку до достижения приемлемой скорости проходки. q Бурение должно производиться с высокой частотой вращения в зависимости от типа долота.

Маятниковая компоновка длиной 30 футов

Рис. 6-15

Интенсивность спада угла отклонения зависит от угла отклонения скважины от вертикали, диаметра и массы нижней УБТ, а также параметров бурения. При угле отклонения от вертикали, равном 45°, компоновкой, как правило, будет обеспечиваться интенсивность спада угла отклонения 1,5°-2,0°/100 футов. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Маятниковая компоновка длиной 30 футов с неполноразмерным наддолотным стабилизатором

Рис. 6-16

Данная компоновка будет обеспечивать несколько меньшую интенсивность спада угла отклонения, чем вышеописанная компоновка, но позволит ограничить отклонение долота от заданной траектории и, следовательно, обеспечит более надежный контроль азимута. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Компоновка для постепенного спада угла отклонения

Рис. 6-17

Данная компоновка с укороченным маятником обеспечивает постепенный спад угла отклонения порядка 1°/100 футов в зависимости от отклонения скважины от вертикали и т.п. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.

Маятниковая компоновка длиной 60 футов для бурения вертикальных скважин

Рис. 6-18	Данная компоновка обеспечивает наибольший спад угла отклонения, поэтому она неприемлема для наклонно-направленных скважин и используется только в скважинах с малым углом отклонения от вертикали. Эта компоновка обычно применяется для бурения вертикальных скважин в породах низкой и средней твердости. Немагнитные компоненты и инклинометры должны размещаться с учетом местных условий.
	При возможности участки спада угла отклонения не должны предусматриваться в твердых пластах.
6.4	Влияние типа долота на работу роторных буровых компоновок при бурении наклонно-направленных скважин
	Шарошечные конические долота При роторном бурении с использованием шарошечных конических долот тип долота практически не влияет на набор, выдерживание или спад угла отклонения. Как обсуждалось ранее, на это влияет конфигурация стабилизаторов и УБТ, а также параметры бурения. С другой стороны, тип используемого долота значительным образом влияет на его поперечные колебания. Стандартные трехшарошечные долота имеют тенденцию к отклонению вправо при нормальном роторном бурении. В целом, долота с длинными фрезерованными зубьями, используемые в пластах низкой и средней твердости, имеют более выраженную тенденцию к отклонению вправо, чем долота с короткими зубьями при их использовании в твердых породах. Это, главным образом, обусловлено тем, что скалывающее/срезающее действие долот для рыхлых пород сопровождается смещением долота вправо. Кроме того, данный эффект усиливается при использовании долот с длинными зубьями для рыхлых пород ввиду большего смещения шарошек. Долота с поликристаллическими алмазными вставками (PDC) В 80-е года в роторном бурении широко использовались долота PDC с низкой нагрузкой на долото и высокой частотой вращения. При роторном бурении с использованием долот PDC боковые колебания долота практически не наблюдаются (компоновки проходят по заданной траектории). При этом также установлено, что долота PDC влияют на контроль угла отклонения, особенно при использовании компоновки для спада угла отклонения. Длина калибрующей части долота PDC может значительно влиять на интенсивность набора кривизны при использовании роторной компоновки. Долота PDC с короткой калибрующей частью могут обеспечивать более высокую интенсивность набора кривизны, чем при использовании трехшарошечных долот. С другой стороны, большая длина калибра способствует стабилизации долота, что приводит к уменьшению интенсивности набора кривизны. Низкая нагрузка на долото, поддерживаемая при использовании долот PDC, может также способствовать уменьшению интенсивности набора кривизны, поскольку изгиб УБТ уменьшается по мере снижения нагрузки на долото. При использовании со стабилизированными компоновками для бурения участков набора кривизны долота PDC с длинной калибрующей частью обеспечивают выдерживание угла отклонения и направления ввиду улучшенной стабилизации долота. При использовании с компоновками для спада угла отклонения долота PDC могут обеспечивать более низкий темп спада, чем при использовании трехшарошечного долота. В общем, чем больше длина калибрующей части долота PDC, тем ниже темп спада угла отклонения, поскольку калибр большой длины также действует в качестве полноразмерного наддолотного стабилизатора. Долота PDC малой длины могут эффективно использоваться для выполнения участков спада угла отклонения. При использовании соответствующего долота PDC в составе роторной маятниковой компоновки низкая нагрузка на долото и высокая частотой вращения, характерные для долот PDC, будут способствовать спаду угла отклонения.
6.5	Жесткость УБТ
	Как описано выше, работа КНБК, в частности шарнирных и маятниковых, в значительной степени зависит от жесткости УБТ, используемых в нижней их части. УБТ обычно рассматриваются как толстостенные изделия цилиндрической формы. Их жесткость зависит от осевого момента инерции и модуля упругости стали.

	Рис. 6-19
	Осевой момент инерции I определяется по формуле: Погонный вес W рассчитывается по формуле: где ρ — плотность стали. Следует отметить, что жесткость пропорциональна наружному диаметру в четвертой степени, тогда как масса УБТ пропорциональна квадрату наружного диаметра. Это означает, что внутренний диаметр мало влияет на жесткость УБТ, но оказывает значительное влияние на ее массу. Значения относительной массы и инерции для некоторых диаметров некоторых широко используемых УБТ приведены в таблице ниже.
		Наружный диаметр УБТ, дюймы	Момент инерции, дюйм4	Погонный вес, фунтов/фут
		4,75
		6,5
		8,0
		9,5
	Интересно отметить, что момент инерции УБТ диаметром 9-1/2 дюйма вдвое превышает данный показатель для УБТ диаметром 8 дюймов, который в свою очередь вдвое больше значения для УБТ диаметром 6-1/2 дюйма. Составляющая погонного веса, изгибающая УБТ и создающая поперечные нагрузки на долото и стабилизаторы, рассчитывается по следующей формуле: Wx = W (BF) sin Θ где W = масса участка УБТ длиной один фут в воздухе, BF= — – коэффициент потери веса в буровом растворе, и Q = угол отклонения ствола скважины.
	Например, при отклонении ствола 50° и плотности бурового раствора 10 фунтов/галл., величина Wx для УБТ диаметром 8 дюймов будет составлять: Wx = 160 ´ 0,847 ´ sin 50° Wx = 160 ´ 0,847 ´ 0,766 = 104 фунтов/фут (коэффициент потери веса в буровом растворе плотностью 10 фунтов/галл. = 0,847) В таблице ниже приведены значения модуля упругости и плотности для различных металлов, используемых при производстве УБТ.
		Металл	Модуль упругости, 106 фунт/кв. дюйм	Плотность, фунт/фут3
		Сталь (низкоуглеродистая)	29,0
		Нержавеющая сталь	28,0
		Монель К	26,0
		Алюминий	10,6
		Вольфрам	51,5
	Главным образом следует отметить, что большинство марок стали и монеля, используемых в УБТ, имеют практически одинаковые значения модуля упругости и плотности. Таким образом, жесткость УБТ практически полностью зависит от ее наружного диаметра и пропорциональна его значению в четвертой степени. При этом алюминиевые УБТ обладают большей гибкостью, а вольфрамовые УБТ являются более жесткими по сравнению со стальными УБТ того же размера. Как правило, рекомендуется использовать УБТ стандартного для скважины диаметра. При этом специалисты по бурению наклонно-направленных скважин должны понимать последствия изменения наружного диаметра УБТ.
6.5.1	Влияние изменения наружного диаметра УБТ
	При использовании шарнирной компоновки (для набора кривизны) уменьшение наружного диаметра УБТ приведет к значительному увеличению интенсивности набора кривизны, поскольку УБТ меньшего диаметра характеризуются большей гибкостью и сгибаются в большей степени. Другим фактором является зазор между наружной поверхностью УБТ и стенкой скважины. Чем больше данное расстояние, тем в большей степени изгибаются УБТ до контакта с нижней стенкой скважины. После контакта УБТ с нижней стенкой скважины дальнейшее увеличение нагрузки на долото будет лишь в незначительной степени влиять на интенсивность набора кривизны, а точка контакта будет перемещаться вниз по стволу. При использовании стабилизированной компоновки уменьшение наружного диаметра УБТ может привести к небольшому повышению интенсивности набора кривизны ввиду большего искривления УБТ. При использовании маятниковой компоновки должна быть обеспечена максимально возможная жесткость маятникового участка, поэтому рекомендуется применять УБТ большого диаметра. Уменьшение наружного диаметра УБТ повышает вероятность прогиба УБТ в направлении нижней стенки ствола, что ослабляет маятниковый эффект и снижает интенсивность спада угла отклонения. Кроме того, при уменьшении наружного диаметра УБТ также уменьшается масса нижних УБТ, что приводит к снижению маятникового эффекта и интенсивности спада угла отклонения.
6.6	Влияние характеристик пласта на траекторию долота
	В некоторых случаях природа и твердость разбуриваемой породы существенно влияют на направление бурения, хотя в ряде случаев такое влияние преувеличивается. Важное значение имеет структура пласта: изотропная или анизотропная. Свойства и поведение изотропной породы не меняются в зависимости от направления бурения. Большая часть песчаников относится к изотропной группе. В противоположность изотропным свойства анизотропных пород, например сланцев, изменяются в зависимости от направления бурения. Большинство скважин на нефтяных месторождениях (хотя и не всегда) выполняются в осадочных образованиях. Ввиду характера отложения осадочные породы образованы слоями или напластованиями, поэтому большинство осадочных пород характеризуются некоторой анизотропностью. Опыт бурения в наклонных пластах показывает, что буровое долото отклоняется в зависимости от угла наклона пласта и направления напластования. Такое явление, главным образом, характерно при бурении в пластах различной твердости под малым углом, в частности, на месторождениях с ярко выраженной слоистой структурой. В течение нескольких последних лет был предложен ряд описаний и моделей данного явления. В начале своей работы над теорией маятника Лубинский (Lubinski) и Вудс (Woods) предложили модель переменной буримости, устанавливающую связь между показателем твердости пласта при проникновении в напластования под прямым углом и показателем твердости пласта при бурении параллельно слоям пласта. Они составили таблицы показателей анизотропности и классов пластов, которые могут использоваться в качестве справочника при определении длины маятниковой секции, диаметра УБТ или нагрузки на долото. Другая теория основана на том, что при проходке буровым долотом твердых пластов они разрушаются перпендикулярно плоскости падения пласта, что создает небольшой эффект отклонителя, направляющего долото в соответствии с направлением падения пласта. МакЛамор (McLamore) и др. предложили теорию избирательного формирования осколков выбуренной породы. Данная теория основана на особенностях образования осколков на одном зубе долота. Анизотропные пласты характеризуются избирательными плоскостями разрушения породы. По мере проникновения долота в пласт на каждый из его зубьев воздействует сжимающее усилие, направленное перпендикулярно рабочей поверхности зуба. Разрушение от скалывания будет вероятнее всего наблюдаться вдоль плоскостей напластования осадочной породы. При бурении анизотропной породы с одной стороны долота будут образовываться большие осколки породы, а с другой его стороны — мелкие осколки, причем крупные осколки будут формироваться быстрее, чем мелкие. Как показано на рисунке ниже, с разных сторон зуба долота будет образовываться разное количество осколков породы. Как видно из схемы, силы, действующие между зубом долота и породой, будут иметь бóльшую величину с правой стороны зуба. Таким образом, на долото будет воздействовать результирующая сила, направленная влево. Как показано на рис. 6‑20, данная сила Fd является отклоняющей силой. Отсюда следует, что отклоняющая сила зависит от угла падения пласта.

	Рис. 6-20
6.6.1	Взаимосвязь между углом наклона напластования и силой отклонения
	Нижеприведенный график, основанный на описанной выше теории избирательного формирования осколков выбуренной породы, составлен по результатам экспериментов.

	Рис. 6-21. Зависимость максимальной силы отклонения от наклона пласта
	Эффективный угол падения пласта соответствует углу, под которым долото проникает в напластование. В соответствии с графиком, при эффективном угле наклона менее 45° отклоняющая сила будет направлена по восстанию пласта, а при угле наклона более 45° — по падению пласта. Направления по восстанию и по падению пласта показаны на рис. 6‑22.

	Рис. 6-22. Направления по восстанию и по падению пласта
	Сведения о случаях непрогнозируемых отклонений от траектории при бурении вертикальных скважин, произошедших за несколько лет, подтверждают данные, представленные на графике 6‑21. При бурении в чередующихся твердых и рыхлых пластах с малыми углами падения при использовании стабилизированного долота и нагрузке, достаточной для изгиба УБТ, долото проходит, как правило, перпендикулярно плоскости напластования.
	На рис. 6-23 показан случай отклонения долота по восстанию пласта при проходке через пласт с малым углом падения.

	Рис. 6-23 При малом угле наклона пласта долото отклоняется в направлении восстания пласта.
	Характер залегания породы будет влиять на отклонение долота аналогичным образом. При угле наклона пласта менее 45° и траектории ствола, проходящей по границе напластования вверх по восстанию, долото будет поддерживать данную траекторию, но с набором кривизны. В случае если траектория ствола смещена влево относительно границы напластования по восстанию, то долото будет отклоняться вправо и наоборот. На практике оба данных явления представляют собой частные случаи отклонения инструмента в направлении восстания пласта. При угле наклона пласта более 45° долото, как правило, будет проходить по траектории, параллельной плоскости напластования.

	Рис. 6-24 При большом угле наклона пласта долото отклоняется в направлении падения пласта.
	При угле наклона пласта более 45° и траектории ствола, смещенной вправо от границы напластования по восстанию, долото будет отклоняться влево. В случае если траектория ствола смещена влево относительно границы напластования по падению, то долото будет отклоняться вправо. Эти оба данных явления также являются частными случаями отклонения инструмента в направлении падения пласта. При угле наклона пласта 0° или 90° долото отклоняться не будет, поскольку долото входит в однородную структуру и все время проходит идентичные слои или между слоев.
6.6.2	Эффективный угол падения пласта при бурении направленной скважины
	При наклонно-направленном бурении эффективный угол падения пласта соответствует углу, под которым долото проникает в напластование.
	q Угол отклонения ствола = 30° q Фактический угол падения пласта = 35° q Эффективный угол падения пласта = 30° + 35° = 65° q Сила отклонения в направлении падения пласта
Рис. 6-25
	q Угол отклонения ствола = 0° q Эффективный угол падения пласта равен фактическому углу (35°) q Сила отклонения в направлении восстания пласта
Рис. 6-26
	q Угол отклонения ствола = 35° q Фактический угол падения пласта = 35° q Эффективный угол падения пласта = 0° q Сила отклонения отсутствует
Рис. 6-27
6.6.3	Твердость породы
	Выше в данном разделе рассматривалось влияние анизотропности пород и изменения твердости слоев на траекторию наклонно-направленной скважины. При этом следует выделить несколько общих аспектов влияния твердости пород на поведение компоновки при бурении наклонно-направленных скважин. Сверхрыхлые породы могут размываться буровым раствором, подаваемым из насадок долота, что будет приводить к образованию ствола увеличенного диаметра. При этом достаточно сложно обеспечить набор кривизны ствола даже при использовании компоновки для резкого набора кривизны. При вероятности возникновения такой проблемы долото должно оснащаться насадками большого диаметра. В случае если данная проблема обнаруживается в ходе бурения, скорость подачи бурового раствора должна быть снижена. Перед выполнением присоединений расход бурового раствора должен повышаться для промывки ствола. Это следует делать после подъема долота с забоя до выхода на поверхность первого соединения. Промывка или расширение ствола, выполненного в рыхлых породах, также может приводить к тому, что при большом угле кривизны стабилизированная компоновка может отклониться на траекторию спада угла. Для устранения данного отклонения необходимо увеличить нагрузку на долото и снизить расход бурового раствора. В случае если такая проблема спрогнозирована заранее, возможным решением может быть использование компоновки для плавного набора кривизны. В твердых пластах работа КНБК в большей степени соответствует расчетам, поскольку в таких условиях вероятность выбуривания ствола точного диаметра гораздо выше. В пластах средней и высокой твердости компоновки для набора кривизны отличаются более высокой управляемостью, так как требуемая кривизна может быть обеспечена за счет приложения максимальной нагрузки на долото. Основной проблемой при бурении наклонно-направленных скважин в твердых породах является сложность вывода маятниковой компоновки на траекторию спада угла отклонения. В общем, чем выше твердость породы, тем сложнее вывести соответствующую компоновку на траекторию спада угла отклонения ствола. При этом также может возникнуть противоречие, заключающееся в том, что для выхода на траекторию спада угла отклонения необходимо снизить нагрузку на долото, а для обеспечения приемлемой скорости проходки следует данную нагрузку увеличить. При возможности не следует выполнять участки спада угла отклонения скважины в твердых породах. При необходимости выполнения такого участка в твердой породе рекомендуется использовать УБТ большого диаметра и массы.
6.6.4	Выводы по влиянию характеристик пласта на наклонно-направленное бурение
	Следует отметить, что в большинстве пластов свойства пород оказывают незначительное влияние на работу КНБК при наклонно-направленном бурении. В рыхлых пластах, пластах средней рыхлости и изотропных пластах порода имеет незначительное влияние на работу КНБК, которая, как правило, соответствует расчетной. В осадочных породах средней и высокой твердости, характеризующихся существенной анизотропностью, характер залегания пласта, в частности эффективный угол наклона напластований, может оказывать значительное влияние на работу компоновок при наклонно-направленном бурении. При эффективном угле наклона менее 45° долото отклоняется по восстанию пласта. При эффективном угле наклона более 45° долото отклоняется по падению пласта. При эффективном угле наклона, составляющим лишь несколько градусов или около 45°, тенденция к отклонению долота от прямолинейной траектории не наблюдается. Наилучшим средством для предотвращения нежелательных отклонений под влиянием характеристик пород является использование стабилизированных компоновок. Использование полноразмерного наддолотного стабилизатора позволит снизить вероятность боковых колебаний долота. Если при выполнении скважин на данном участке наблюдалось существенное влияние пород на работу компоновки, ее конфигурация должна быть соответствующим образом изменена для компенсации ожидаемых явлений.
6.7	Использование компьютерных программ для прогнозирования работы КНБК
	С начала 1970-х годов активно велись работы по математическому моделированию работы КНБК, в результате чего было разработано множество компьютерных программ для прогнозирования работы роторных компоновок при наклонно-направленном бурении. Подобные программы в большинстве случаев были основаны на двухмерных статических моделях и не были способны достаточно точно спрогнозировать работу КНБК. В настоящее время для этой цели используются двухмерные, трехмерные, динамические и статические модели. Даже в наиболее сложных моделях описание скважинных условий основано на упрощающих допущениях. Наиболее удачными программами оказались те приложения, в которых для уточнения прогнозов работы КНБК используются результаты предыдущих анализов фактического поведения компоновки. Данная задача разделена на два этапа. Во-первых, для определения поперечной силы, действующей на долото, и угла наклона долота проводится механический расчет конструкции. Во-вторых, полученные данные используются для моделирования работы компоновки в плане интенсивности набора кривизны и параметров боковых колебаний.
6.7.1	Механический расчет конструкции КНБК
	Наиболее простым методом решения данной проблемы является использование аналогии с конструкцией из пролетов и опор. В данной двухмерной модели стабилизаторы изображаются в виде опор или точек вращения. Принимается, что долото также имеет аналогичную опору. УБТ представляются в виде многопролетной балки с равномерно распределенным весом и жесткостью. Точка опоры исключает продольный изгиб балки, но обеспечивает свободу поворота. Оптимальное распределение компонентов в данном случае достигается за счет установки стабилизаторов между УБТ, начиная с первой УБТ у долота и т. д. На машинную обработку данной простейшей модели требуется минимум времени. Данная модель для КНБК с тремя стабилизаторами была запрограммирована в вычислительный модуль HP41 и зарекомендовала себя как надежное средство прогнозирования тенденций набора кривизны/спада угла отклонения в пластах, не оказывающих значительного влияния на поведение компоновки. На схеме ниже показана схематичная аналогия для КНБК с тремя стабилизаторами.

КНБК с тремя стабилизаторами

Аналогия конструкции многопролетной балки

Представление в виде деформированной балки

R	ø — угол отклонения от осевой линии ствола d — отклонение от осевой линии ствола R — сила противодействия