Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители)


Задание

 

Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители)

 

Исходные  данные:

Глубина бурения, zc = 3500м;

Четыре обсадных колонны (направление, кондуктор, промежуточная  колонна, эксплуатационная колонна);

 

Направление:

Диаметр долота, Dд = 490 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, Dок = 426 мм;

 

Кондуктор:

Диаметр долота, Dд = 394 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, Dок = 324 мм;

 

Промежуточная колонна:

Диаметр долота, Dд = 295 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, Dок = 245 мм;

 

Эксплуатационная  колонна:

Диаметр долота, Dд = 215 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, Dок = 168 мм;

 

Плотность бурового раствора, ρбр = 1240 кг/м3;

Плотность цементного раствора, ρцр = 1850 кг/м3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

1. Введение.           3

2. Классификация отклонителей.        4

3. Расчет обсадных колонн         5

3.1 Расчет эксплуатационной колонны.      5

3.2 Расчет промежуточной колонны.      9

4. Патентно-информационный обзор.       11

5. Обоснование модернизации        14

6. Расчет технологических параметров  при бурении боковых стволов  скважин. 15

7. Список используемой литературы       16

Приложение А

Приложение Б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Введение.

 

Известно, что разработка нефтяного  месторождения связана с ухудшением технико-экономических показателей  процесса добычи по мере истощения  запасов. Неизбежно наступает период, когда продолжение эксплуатации сначала каких-либо групп скважин, а потом и всего месторождения становится нерентабельным для нефтедобывающего предприятия.

Широко используемые технологии разработки нефтяных месторождений, основанные на бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин позволяют извлечь лишь половину нефти из имеющейся в пласте. Поэтому последние несколько десятилетий идет активный поиск эффективных методов увеличения нефтеотдачи пласта. Одним из таких методов, нашедших широкое распространение во всех нефтяных регионах мира, является бурение наклонно-направленных горизонтальных скважин с широким применением отклонителей, которым посвящен данный курсовой проект.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Классификация отклонителей.

 

Основной недостаток серийных отечественных  отклонителей заключается в низкой надежности их фиксации в эксплуатационной колонне. В процессе бурения бокового ствола часто наблюдались случаи произвольного поворота клинового  отклонителя вокруг своей оси  и радиальные смещения его верхней  кромки. Повороту отклонителя вокруг своей оси способствует низкая надежность фиксации сухарей якоря, которые под действием тех или иных сил могут срываться с поверхности колонны. Это приводит к необходимости перебуривания бокового ствола. Забуривание через окно в обсадной колонне проводят в три этапа: установка клинового отклонителя, фрезерование окна и забуривание бокового ствола. При создании щелевидного окна применяют как правило стационарные отклонители. Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании окна получили стационарные клиновые отклонители. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост, металлический забой или стык муфтового соединения обсадной колонны. В отечественной практике наибольшее распространение получили отклоняющие клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек, устанавливаемых на забой. За рубежом чаще применяют плашечное закрепление с установкой отклоняющего клина на месте стыка труб, как более экономичный способ.

Помимо плашечного клинового отклонителя  существуют заливные отклонители, однако основной их недостаток состоит в том, что в заливаемых отклонителях канал для подачи цементного раствора выполнен по оси направляющего клина, и ввиду малого угла направляющей плоскости центральный цилиндрический канал в направляющей плоскости клина приобретает вид продольного окна, длина которого намного превышает диаметр отверстия. Указанное является причиной отклонения вырезающего инструмента от направляющей плоскости клина.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчет обсадных колонн

3.1 Расчет эксплуатационной колонны.

Исходные данные:

Глубина спуска, Н  = 3500 м;

Диаметр обсадной эксплуатационной колонны  Dок   = 168 мм;

Плотность цементного раствора, ρц.р. = 1850 кг/м3;

Плотность бурового раствора, ρб.р  = 1240 кг/м3;

Пластовое давление в период ввода  скважины в эксплуатацию, pпл = 70 МПа;

Пластовое давление при окончании  эксплуатации, рпло = 5 МПа;

АВПД 3000-3500 м;

Колонна должна быть зацементирована  до устья.

 

Найдем избыточные наружные давления на заключительной стадии эксплуатации скважины.

Поскольку колонна зацементирована  по всей длине, избыточное наружное давление у устья ринд = 0.

Коэффициент нагрузки, k = 0,25.

На глубине z = 3500 м:

pинд = ((ρц.р - ρб.р) zc + ρб.рH)(1 - k)g,

pинд = ((1820 - 1240) 3500 + 1240 3500) 9.81 0.75 = 46,9 МПа.

На глубине z = 3000 м:

рин = z pинд / zc,

рин = 3000 46,9 / 3500 = 40,2 МПа.

Для определения избыточных внутренних давлений в период проверки герметичности  колонны опресовкой, вычислим наибольшее давление у устья в начальный период эксплуатации.

py = pпл - ρср g z 10-6, (8,3)

py = 70 – 850 9.81 3500 10-6 = 40,8 МПа.

Средняя плотность пластовой нефти, ρср = 850 кг/м3.

Давление у устья при опресовке  колонны:

роп = 1.1 ру,

роп = 1.1 40. 8 = 44,9 МПа.

Избыточное внутреннее давление на глубине  3500 м:

ривд = ( роп - ( ρцр - ρбр ) z g ) ( 1 - k ),

ривд = ( 44,9 - ( 1850 - 1240 ) 3500 9,8 10-6 ) ( 1 - 0,25 );

ривд = 18 МПа.

Построим эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.

Рисунок 1 - Эпюра избыточных наружных и внутренних давлений.

 

Вычислим необходимую прочность  труб на разрыв в устьевом сечении:

py = pоп kbн,

Коэффициент запаса прочности на разрыв, для труб диаметром 114 - 219 мм, kbн = 1,15.

py = 44,9 1,15 = 51,6 МПа.

Вычислим необходимую прочность  труб на разрыв у башмака колонны.

рб = ривд kbн,

рб = 18 1,15 = 20,7 МПа.

Во избежание смятия во избежание  смятия нижнюю секцию необходимо составить  из труб, критическое давление которых:

ркр ≥ рин kсм,

Коэффициент запаса прочности на смятие для секций эксплуатационной колонны, kсм = 1,3.

ркр = 40,2 1,3 = 55,3 МПа.

Эту секцию можно составить из труб критическое давление которых ркр = 71,6 МПа, а внутреннее давление при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести рб = 82,2 МПа. Это трубы группы прочности М, с толщиной стенки 12,1 мм. q = 46,5 кг / м.

Длина нижней секции перекрывающей  продуктивный пласт равно длине  интервала с АВПД = 3500 - 3000 = 500 м.

Вес первой секции :

G1 = q h1 g = 46,5 500 9,8 = 227,85 кН.

Во избежание смятия для второй снизу секции необходимы трубы для  которых:

ркр ≥ ринд kсм,

ркр = 40,2 1,35 = 52 МПа.

Эта секция составляется из труб группы прочности К с толщиной стенок δ = 12,1 мм, для которых  ркр  = 52 МПa и рб = 64,9 МПа.

Третью секцию составим из труб группы прочности Д, с толщиной стенок δ = 12,1 мм, для которых ркр   = 40,0 МПА и рб = 64,9 МПа.

Допустимая глубина спуска третьей  секции :

z3 ≤ ркр zc / pинд,

z3 ≤ 40 3500 / 56,6 = 2473 м.

Тогда длина второй секции:

h2 = 3000 - 2473 = 527 м.

Вес второй секции :

G2 = 46,5 527 9.8 = 240,2 кН.

Четвертая секция составляется из труб группы прочности Д с   = 10,6 мм, для которых pкр = 32,9 МПА и рб = 35,2 МПа.

Допустимая глубина спуска этой секции:

z4 ≤ ркр zc / pинд,

z4 ≤ 32,9 3500 / 56,6 = 2034 м.

Округлим это значение до 2025 м, трубы  имеют фиксированную длину 12.5м.

 

Длина третьей секции :

h3 = 2475 - 2025 = 450 м.

Вес третьей секции :

G3 = 46,5 450 9.8 = 205,1 кН.

В нижнем сечении четвертой секции напряжение осевого растяжения :

σz = 4 ( G1 + G2 + G3) / π( D2эк – (Dэк – 2δ)2),

σz = 4 ( 227,85 + 240,2 + 205,1) / 3,14( 0,1682 – (0,168 – 2 0,0106)2);

σz = 128,46 МПа.

Определим фактический коэффициент  запаса прочности на смятие :

σz / σm = 128,46 / 373 = 0,34 ≤ 0,5.

  Предел текучести, σm = 373 МПа.

Так как неравенство выполняется, то коэффициент запаса прочности  на смятие достаточен.

 

Глубина верхнего сечения четвертой секции :

z5 ≥ (pивдzc - pивдh – рб ( zc – h )/kвн) / ( ривh - ривб),

z5 ≥ (46,9 3500 – 3500 20,7 / 1,15) / (46,9 - 20,7);

z5 ≥ 3357 м.

Вычислим допустимую длину четвертой  секции :

l4 = ([p]pk – Gоб) / q4 g,

Допустимая растягивающая нагрузка при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, [p]pk кН.

[p]pk = pp / k,

[p]pk = 2713 / 1,15 = 2359,13 МПа;

l4 = (2359,13 – 673,15) 103 / 41,2 9,8;

l4 = 4206 м.

Достаточной является длина четвертой  секции l4 = 2025 м.

Вес четвертой секции :

G4 = 2025 41,02 9,8 = 1029,6 кН.

 

Таблица 1 - Конструкция эксплуатационной колонны

Номер секции

Интервал глубин, м

Длина секции, м

Группа прочности

Толщина стенок, мм

Вес, кН

1

3500-3000

500

М

12,1

227,85

2

3000-2475

525

К

12,1

240,2

3

2475-2025

450

Д

12,1

205,1

4

2025-0

2025

Д

10,6

1029,6

Итого

  

3500

    

1702,75


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Расчет промежуточной колонны.

Исходные  данные:

Глубина спуска, Н  = 2500 м;

Наружный  диаметр промежуточной колонны, Dк  = 1295 мм;

Плотность цементного раствора, ρц.р. = 1850 кг/м3;

Плотность бурового раствора, ρб.р  = 1240 кг/м3;

Герметичность колонны предполагается проверить  опрессовкой буровым раствором  с плотностью, ρоп  = 1500 кг/м3;

Избыточное  наружное давление на устье, ринд = 0.

 

На глубине   = 2500м :

pинд = ((ρц.р   - ρб.р) zc + ρб.рH)(1 - k)g,

pинд = ((1820 - 1240) 2500 + 1240 2500) 9.81 0.75 = 33,4 МПа.

Избыточные  внутренние давления в период опресовки  за один прием. Наибольшее давление на устье в случае закрытого превентора после начала нефтегазоводопроявления:

py = pпл - ρб.рНg×10-6 ,

 py = 60 – 1240 × 9.81× 3000 × 10  = 23,5 МПа.

Давление  у устья при опресовке колонны :

pоп = 1.1 py,

pоп = 1.1× 23,5 = 25,85 МПа;

Избыточное  давление у башмака колонны :

pивд = (pоп - (ρц.р. - ρоп) × Н × g) (1 - k),

pивд = (28,85  - (1820 - 1500) 2500 × 9.81) 0.75 = 15,75 МПа.

 

Строим эпюры  избыточных наружных и внутренних давлений рисунок 2.

Рисунок 2- Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

 

Первую снизу  секцию составим из труб группы прочности  Л исполнения Б с толщиной стенок δ = 13.7 мм, для которых pкр = 72.1 МПа,

рр = 4700 кН, рδ   = 102.5 МПа, q1 = 55.5 кг/м.

Вторую  секцию составим из труб группы прочности  Е исполнения Б с толщиной стенок δ = 13.7 мм, для которых pкр = 17 МПа, рр = 3950 кН,

рδ = 86.5 МПа, q2 = 55.5 кг/м.

Допустимая  глубина спуска второй секции:

z2 ≤ z pкр2 / pинб,

z2 ≤ 17 × 2500 / 33,4 ≤ 1277 м.

Округляем до z2 = 1275 м.

Длина первой секции:

l1 = 2500 - 1275 = 1225 м.

Вес первой секции :

G1 = 1225 × 55,5 × 9,81 = 683 кН.

Третью секцию составим из труб группы прочности  К исполнения Б с толщиной стенок δ = 13.7 мм, для которых pкр  = 10,8 МПа, рр = 3600 кН,    рδ = 78,5 МПа, q1 = 55,5 кг/м.

Допустимая  глубина спуска третьей секции:

z3 ≤ zс pкр3 / pинб,

z3 ≤ 10,8 × 2500 / 33,4 ≤ 808 м.

Округлим  до 810 м, тогда длина второй секции:

l2 = 2500 - 810 = 1690 м.

Вес второй секции:

G2 = 810 × 55,5 × 9,81 = 441 кН.

Четвертую секцию составим из труб группы прочности  Д исполнения Б с толщиной стенок δ = 13.7 мм, для которых pкр = 14,4 МПа, рр= 2750 кН, рδ   = 60 МПа,  q1  = 55.5 кг/м.

Допустимая  глубина спуска четвертой  секции :

z4 ≤ zс pкр4 / pинб,

z4 ≤ zс pкр4 / pинб ≤ 14,4 × 2500 / 32 ≤ 1125 м. ,

Так как до устья 475м, тогда длина третьей  секции:

l3  = 475 м.

Вес третьей  секции:

G3 = 475 × 55,5 × 9.81 = 256.78 кН.

 

Таблица 2 - Конструкция промежуточной колонны.

Номер секции

Интервал глубин, м

Длина секции, м

Группа прочности

Толщина стенок, мм

Вес, кН

1

2500-1275

1225

Л

13,7

683

2

1275-465

810

Е

13,7

441

3

465-0

465

К

13,7

256,78

Итого

        

1380,78


 

 

 

4. Патентно-информационный обзор.

 

4.1. Авторское свидетельство № 2361056 «Гидравлический отклонитель».

 

Изобретение относится к буровой технике, в частности к гидравлическим отклонителям. Может быть использовано для прорезания «окна» в стенке обсадной колонны после предварительного закрепления в скважине узла опоры устройства. Содержит клин-отклонитель с наклонной рабочей поверхностью и узел опоры, включающий цилиндрический полый корпус с окнами для плашек, направляюще-распорный элемент, имеющий направляющую часть, которая переходит непрерывно в распорную часть, ребра которой имеют выступы под плашки. Плашки имеют паз, соответствующий Т-образному выступу на наклонной поверхности распорной части направляюще-распорного элемента. В верхней части корпуса узла опоры кольцевой расточкой внутренней его поверхности образована гидравлическая камера, в которой размещен запорный узел, включающий полую втулку-стакан, запорный корпус с распорным элементом, кольцевой упор со стержнями на нем и подпружиненный шар. Контактирующая с шаром рабочая поверхность имеет или непрерывную коническую поверхность или поверхность переменного сечения – коническую поверхность в нижней части с переходом к выпуклой поверхности в верхней части. Радиус кривизны выпуклой поверхности в точке контакта с шаром равен или меньше суммы радиусов цилиндрической направляющей части. Обеспечивает за счет адгезионной составляющей контакта соприкасающихся поверхностей прочный шаровый замок и не допускает незапланированного перемещения вверх направляюще распорного элемента, повышая таким образом надежность закрепления устройства на стенках обсадной колонны. 

 

4.2. Авторское свидетельство № 2270909 «Отклонитель клиновой».

 

Изобретение относится к буровой технике  и может быть использовано для  бурения нефтяных и газовых скважин  и прорезания окон в обсадной колонне, а также для придания транспортного состояния при аварийном извлечении отклонителя из скважины. Обеспечивает плотное фиксирование устройства в скважине или на внутренней стенке обсадной колонны независимо от толщины стенок труб или внутреннего диаметра обсадной колонны, повышение управляемости процессом установки на забой и закрепления отклонителя в скважине, возможность динамично устанавливать угол наклона клина-отклонителя, повышение качества размерного прорезания окна в стенке обсадной колонны. Отклонитель включает клин-отклонитель и опору с наклонными поверхностями в виде желоба и выступа соответственно. Клин-отклонитель имеет распорную часть цилиндрической формы, жестко закрепленную с отклоняющей частью клина. В стенке распорной части клина отклонителя выполнено окно для плашки, которая с внутренней стороны имеет паз, соответствующий выступу на наклонной поверхности опоры. Внешняя сторона плашки имеет зубья в форме плоской упорной насечки. Опора состоит из зауженной верхней части и расширенной нижней части и выполнена в виде одностороннего распорного клина, размещенного в полости, выполненной в расширенной части клина-отклонителя. Верхняя зауженная часть опоры имеет Г-образный упор, соединенный с клином-отклонителем зажимом. Распорная часть клина-отклонителя со стороны желоба имеет два радиально-упорных элемента. Плашка размещена на стороне, противоположной стороне размещения радиально-упорных элементов. Зубья на плашке обращены наклонными частями вверх. Торец расширенной части опоры выполнен сферическим. В верхней отклоняющей части клина-отклонителя имеется выемка, выполненная вдоль тыльной поверхности. Под углом к наклонной поверхности отклоняющей части клина выполнена сквозная канавка.

 

 

4.3. Авторское свидетельство № 2303117 «Отклонитель регулируемый».

 

Изобретение относится к бурению горизонтальных и наклонно-направленных скважин, в частности к отклонителям с изменяющимся углом. Технический результат - повышение надежности работы отклонителя за счет устранения нагрузки, необходимой для его поворота. Отклонитель регулируемый содержит гидроцилиндр с дросселем и поршнем-штоком с направляющими выступами, отклоняемый узел с пазами для направляющих поршня-штока, возвратные пружины и подшипник. При этом гидроцилиндр дополнительно снабжен верхней и нижней неподвижными фиксирующими втулками с кулачками, расположенными равномерно по диаметру и радиально смещенными друг к другу, и подпружиненной подвижной фиксирующей втулкой, снабженной двумя рядами кулачков, расположенных равномерно по диаметру. Причем нижняя неподвижная и подпружиненная подвижная фиксирующие втулки снабжены пазами для направляющих выступов поршня-штока.

 

4.4. Авторское свидетельство № 2289670 «Извлекаемый отклонитель».

 

Изобретение относится к буровой технике  и может быть использовано для  прорезания окон в обсадной колонне с использованием клина-отклонителя, закрепленного на стенке обсадной трубы. Задачей изобретения является оптимизация взаимосвязи элементов в устройстве, повышение ремонтопригодности, фиксирующей способности элементов и надежности работы устройства в целом. Технический результат достигается тем, что корпус камеры выполнен с внутренней стороны переменного сечения: верхняя поверхность выполнена цилиндрической, а нижняя – конусной. Корпус камеры закреплен в отклоняющей части корпуса клина-отклонителя болтами с возможностью продольного перемещения корпуса клина относительно корпуса камеры, и жестко соединен срезными болтами. В корпусе камеры размещен гидравлический распределитель, корпус которого с внешней стороны имеет переменное сечение, в соответствии с переменным сечением внутренней поверхности корпуса камеры в месте их контакта. В корпусе камеры корпус гидравлического распределителя закреплен на резьбе. Корпус гидравлического распределителя имеет центральное сквозное отверстие, П-образную полость в нижней части, полости, выполненные в горизонтальной плоскости и симметрично относительно друг друга, корпуса входного и выходного клапанов, закрепленные в этих полостях, клапаны содержат подпружиненный шарик, шарик входного клапана упирается в торцевую поверхность штуцера, расположенного в корпусе клапана с выходом из корпусов камеры и клина-отклонителя. Гибкий шланг размещен на лицевой поверхности корпуса клина-отклонителя в отклоняющей части его и соединен с подводящей металлической трубкой штуцерами. Подводящая жидкость металлическая трубка уложена в продольном пазу, выполненном с тыльной стороны на поверхности корпуса клина-отклонителя и соединена со штуцером входного клапана. Подпружиненный шарик выходного клапана упирается в коническую полость, выполненную на внутренней поверхности корпуса клина-отклонителя в распорной его части. Вдоль корпуса в теле гидравлического распределителя выполнены каналы с выходом на торцевую поверхность и входом в корпус входного и выходного клапанов. Под конической же полостью в теле корпуса клина-отклонителя выполнен зазор. Поршень выполнен литым и Т-образной формы. Поршень установлен и закреплен уплотнителями в корпусе камеры и в центральном сквозном отверстии корпуса гидравлического распределителя с возможностью перемещения. Нижняя торцевая часть поршня жестко соединена с кронштейном в П-образной полости корпуса гидравлического распределителя и шарнирно соединена с вертикальным рычагом, имеющим удвоенную ширину по сравнению с ведущим рычагом. Зажимной элемент выполнен в виде плашки с зубьями на лицевой поверхности и продольным пазом в теле с тыльной стороны. В плашке выполнены отверстия, в которых закреплены ведущий и ведомый рычаги шарнирами.

4.5. Авторское свидетельство № 2281371 «Отклонитель».

 

Изобретение относится к буровой технике, используемый клин-отклонитель. Оно  может быть использовано для зарезки  бокового ствола как в необсаженной, так и в обсаженной скважинах, имеющих труднообрабатываемую породу. Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы фрезерного инструмента преимущественно при бурении труднообрабатываемых пород, удешевление защитного покрытия, возможность утилизации отходов производства или обработки изделий из твердого и тугоплавкого сплавов. Технический результат достигается тем, что отклонитель, имеющий отклоняющую рабочую поверхность, а также фрезерный инструмент, прикрепленный к его верхнему концу клина-отклонителя, опору, прикрепленную к его нижнему, согласно изобретению отклоняющая рабочая поверхность равномерно покрыта износостойким покрытием, выполненным из композита, состоящего из наполнителя и связующего, в котором в качестве наполнителя использована смесь частиц отходов тугоплавкого сплав, обладающего антифрикционными свойствами и твердого сплава, а в качестве связующего – клей, обладающий эластичными свойствами. Изобретение повышает надежность работы фрезерного инструмента, особенно необходимой в процессе бурения труднообрабатываемых пород. Найден дешевый и простой вариант выполнения защитного покрытия за счёт утилизации отходов тугоплавкого и твердого сплавов. 

 

4.6. Авторское свидетельство № 2360094

«Самоориентирующийся забойный отклонитель».

 

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для  изменения зенитного угла и азимута  при бурении наклонных и горизонтальных скважин. Отклонитель содержит корпус, заполненную маслом кольцевую гидрокамеру с размещенным в ней кольцевым поршнем, установленным с возможностью воздействия на него рабочей жидкости, эксцентричный груз, выдвижные опорные элементы, шарнирно соединенные с плунжерами и установленные с возможностью сообщения с кольцевой гидрокамерой. Отклонитель снабжен установленной в корпусе втулкой, диском-распределителем, размещенным в кольцевой гидрокамере и подпружиненным относительно кольцевого поршня, и плотно установленным во втулке кольцом с входными отверстиями. Кольцевая гидрокамера образована между корпусом и втулкой и разделена перегородками на отсеки по количеству выдвижных опорных элементов, а эксцентричный груз закреплен на диске-распределителе, в котором выполнено отверстие, соединяющее подпоршневое пространство кольцевой гидрокамеры с её отсеками, и длина которого определяется требуемым числом отсеков или выдвижных опорных элементов. Пружина выполнена так, что в транспортном положении отклонителя она разжата, а в рабочем положении прижимает диск-распределитель к кольцу, входные отверстия которого сообщены с отсеками кольцевой гидрокамеры. Обеспечивает повышение надежности работы.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.Обоснование модернизации

 

Авторское свидетельство  № 2361056 «Гидравлический отклонитель» является предпочтительным для модернизации, так как имеет ряд следующих преимуществ:

 

Предлагаемый  отклонитель имеет двойную запорную систему в узле опоры, т.е. усилена фиксация узла опоры на стенках обсадной колонны. Усилие фиксации осуществляется за счёт последовательного закрепляющего действия: вначале плашками устройство фиксируется на стенках скважины или обсадной колонне, а затем в процессе бурения запорный узел, находящийся в контакте с корпусом узла опоры и направляюще-распорным элементом, обеспечивает дополнительную фиксацию отклонителя в целом и узла опоры в частности, но только в момент незапланированного перемещения вверх направляюще-распорного элемента, т.е. перемещения, которое может привести к «откреплению» первичного фиксатора отклонителя – плашек, а затем узла опоры и аварии устройства (сброс в скважину открепленного отклонителя). Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет повысить работоспособность бурильной установки за счёт предотвращения незапланированного перемещения элементов узла опоры относительно друг друга. Точнее не перемещения даже, а «попытки к смещению», т.к. запорный узел функционирует как «узел быстрого реагирования» на нежелательные изменения условий бурения в процессе бурения (вибрация, перегрузки, например связанные с изменением состава породы, повышения сопротивления породы, оказываемое режущему инструменту и т.д.), предотвращая аварийную ситуацию. Наличие в устройстве двойной фиксации – для заданного и незапланированного режима бурения не усложняет способ извлечения отклонителя из скважины после окончания бурильных работ. Извлечение отклонителя из скважины  для повторного использования не нарушает целостность элементов его (кроме срезного болта, который без труда заменяется).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.Расчет технологических параметров при бурении боковых стволов скважин.

 

1. Находим гидравлический радиус потока в колонне труб:

 

Аналогично находим и гидравлические радиусы потока в кольцевом пространстве:

В зоне обсадной колонны:

 

В зоне бокового ствола:

 

2. По формуле υ=10Q/F, где Q – расход, л/с; F – площадь поперечного сечения потока в  сечении колонны или в кольцевом пространстве, см2, определяем скорости потока промывочной жидкости

υ=10Q/F=6/2,74=2,19м/с,

3.Для вязкопластичной жидкости  определяем число Рейнольдса  в колонне труб при расходе Q=6л/с:

Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители) 📙 Курсовая → 🆔 129909

Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители) 📙 Курсовая → 🆔 129909

Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители)