Предупреждение искривления скважины

Естественное и искусственное искривление скважин

(Лекция 15)

 

Общие сведения

Опыт проводки скважин показывает, что ось любой из них, в том числе и забуренной строго вертикально, в той или иной степени от­клоняется от прямой линии. Это нарушение прямолинейности ствола скважины называется ее искривлением.

Анализ и обобщение материала по искривлению скважин, прой­денных в различных горно-геологических условиях и на разные глу­бины, позволили выявить наиболее распространенные факторы, вызы­вающие искривления. В настоящее время под искривлением скважины стали понимать только самопроизвольное (под воздействием различ­ных факторов) нарушение прямолинейности ствола. Преднамеренное изменение направления оси скважины с целью управления траектори­ей ствола относится к наклонно направленному бурению. Иными сло­вами, наклонно направленное бурение - это проводка скважины в за­данном направлении по заранее предусмотренной спроектированной траектории (профилю).

Самопроизвольное искривление ствола скважины - нежелатель­ное явление, и поэтому стараются различными способами его преду­предить или уменьшить. Напротив, при наклонно направленном буре­нии искусственно искривляют ствол скважины в предусмотренном интервале и контролируют направление скважины по мере ее углубле­ния, чтобы достичь заданного пункта в массиве горных пород.

Хотя сложный механизм искривления скважины еще не исследо­ван полностью, большинство специалистов сходится на том, что глав­ная причина искривления скважины заключается в перекосе наддолот- ной части бурильной колонны в стволе (рис. 9.1) и неоднородности свойств разбуриваемых пород.

Угол перекоса снаряда между двумя опорно-центрирующими элементами по отношению к оси ствола скважины можно определить по формуле

 

 

где D_c - диаметр скважины; </„ - диаметр опорно-центрирующих эле­ментов; I - расстояние между элементами.

 

 

Если рассматривается перекос снаряда между долотом и опорно-центрирующим элементом, то формула переписывается в виде

 

 

Перекос нижней части компоновки (φ_пер) возникает в связи с имеющимся зазором ме­жду компоновкой и стенками скважины - так называемым технологическим зазором. На величину зазора влияет диаметр породораз- рушающего инструмента и интенсивность его фрезерующего воздействия на стенки сква­жины, устойчивость горных пород против эрозионного воздействия потока промывоч­ной жидкости, конструкция породоразру- шающего инструмента и компоновки низа бурильной колонны. Диаметр скважины D_c может увеличиваться по сравнению с наруж­ным диаметром долота вследствие фрезе­рующего воздействия долота на стенки сква­жины. С увеличением зазора тенденция к ис­кривлению скважины усиливается.

Кроме перекоса наддолотной компонов­ки на угол (р_пов за счет ее деформации под действием осевой нагрузки, изгибающего момента, передаваемого от расположенных выше УБТ, и других сил. Он вызывается по­терей устойчивости низа бурильной колонны под действием приложенных нагрузок. Наи­большее значение угла поворота нижнего конца компоновки, следовательно, можно определить как сумму рас­смотренных выше углов:

Чтобы подойти к распределению действующих на низ бурильной колонны сил, сначала рассмотрим нагрузки, приложенные к компо­новке низа в вертикальной скважине.

Если не рассматривать действие кратковременных динамических усилий, то низ бурильной колонны в вертикальной скважине находит­ся под действием двух нагрузок: продольной осевой нагрузки сжатия

от веса расположенной выше сжатой части УБТ и собственного веса наддолотного участка УБТ, а также крутящего момента, передаваемо­го долоту.

Соосность низа бурильной колонны и скважины в силу разных причин (первоначальный изгиб самой компоновки, действие центро­бежных сил) нарушается и, кроме того, появляется прогиб нижней части УБТ. Это приводит к изменению направления действия про­дольного усилия и появлению новых сил на контакте компоновки со стенками ствола скважины. Схема нагружения труб усложняется, и ее можно представить в виде, изображенном на рис. 9.1.

На нижнюю наддолотную часть компоновки действуют следую­щие нагрузки:

F₀ - осевая составляющая всех вышележащих сжатых УБТ; М_в - изгибающий момент, передаваемый от вышележащих изогнутых УБТ и приложенный к верхнему концу наддолотной компоновки; Fi, F₂ - боковые силы (силы реакции стенки скважины на компоновку в местах контакта); М_н - изгибающий момент в нижней части компо­новки, возникающий на долоте вследствие асимметричного разруше­ния горной породы на забое; Р₃ - реакция забоя скважины, которую в общем случае можно представить в виде двух сил: осевой составляю­щей Р и боковой силы F₆; М_кр - крутящий момент, передаваемый на долото; F_u - центробежная сила.

Действие центробежной силы F_a зависит от характера вращения, т.е. от положения оси, вокруг которой происходит вращение. Наддо- лотная часть компоновки может вращаться либо вокруг собственной оси, и в этом случае центробежная сила будет оказывать минимальное влияние на нагружение компоновки, либо вокруг оси скважины, и то­гда ее величина может достигать больших значений. Она зависит от удельной массы, величины прогиба и частоты вращения.

В общем виде даже в вертикальном стволе картина нагружения наддолотной части компоновки получается довольно сложной и ана­литическое исследование ее работы становится чрезвычайно громозд­ким и трудно выполнимым. Для упрощения задачи в теоретической постановке ограничиваются рассмотрением воздействия лишь наибо­лее существенных нагрузок и некоторыми пренебрегают.

Изменение момента М_и, возникающего на долоте из-за неравно­мерного разбуривания контакта двух различных пород на забое сква­жины, исследовалось аналитически А.С. Станишевским, А.Г. Калини­ным, И.В. Потаниным и др. Были построены теоретические графики изменения изгибающего момента М„ _тах в зависимости от проникнове­ния долота в глубь крепкой породы при различных значениях к (к = Е_А / Е_В, где Е_А, Е_В - модуль продольной упругости верхней и подстилающей горных пород; Е_А < Е_В) (рис. 9.2).

 

 

 

Рис. 9.2. Распределение изгибающего момента М„ по диаметру долота при различных значениях к. Диаметр долота, мм: а - 93; б -190,5

 

Момент М_н зависит от диаметра долота (иа рис. 9.2 он приведен для двух диаметров долот).

Как показали аналитические исследования, крутящий момент не оказывает существенного влияния на изгиб компоновки, поэтому им обычно пренебрегают.

Для участка низа компоновки (см. рис. 9.1) при 0 < jc < / уравне­ние моментов в некотором сечении будет иметь вид

 

 

где Р₃ - реакция забоя; М_т - момент центробежных сил на участке л:; F₆ - боковая сила действующая на долото со стороны забоя и стенки скважины.

В полное уравнение входит ряд членов, величины которых не поддаются точному аналитическому выражению, поэтому для облег­чения решения задачи нередко принимают упрощенную схему нагру-

жения низа компоновки. Например, принимают, что , где

q - вес 1м компоновки; / - длина надцолотной компоновки, т.е. рас­стояние от долота до нижнего опорноцентрирующего элемента (кру­тящий момент М_Кр и момент центробежных сил не учитывают, смеще­ние долота от оси скважины также не учитывают). Тогда уравнение записывается в упрощенном виде

 

 

Введем обозначение и перепишем

уравнение (9.4) в виде

 

 

Решение данного уравнения записывается следующим образом;

 

 

Потеря устойчивости низа компоновки на длине / происходит при n = π / l, так как при этом достигается критическое значение силы, действительно, при

n = π / l

 

 

Для определения постоянных интегрирования с₁ и с₂ рассмотрим граничные условия

 

x = 0, y = 0

 

Из рассмотрения решения (9.6) по первому граничному условию следует, что с₂ = 0, а по второму условию

 

 

Тогда уравнение изогнутой оси наддолотной части компоновки можно переписать в виде

 

 

По первой производной у' при х = 0 можно подойти иначе для случая, когда прогиб не достигает f. Для этого постоянную интегриро­вания следует отыскивать из граничного условия х = l, у = 0. В этом случае из (9.6) получаем

 

и уравнение (9.6) окончательно примет вид

 

или

 

 

Угол поворота по первой производной

 

 

Суммарный угол поворота наддолотной части компоновки будет определяться в этом случае с учетом перекоса:

 

 

Приведенный выше теоретический анализ является приблизи­тельным, поскольку не учитывает действия многих факторов: динами­ческого характера нагрузок, фактического состояния ствола скважины, переменчивость его диаметра и т.д. Поэтому для решения практиче­ских задач большое значение имеют анализ фактических данных по искривлению скважин в том или ином районе и статистическая обра­ботка получаемой информации.

 

Независимо от того, является ли искривление скважины, поте­рявшей прямолинейность, всегда сопряжено с определенными трудностями.

Можно выделить следующие отрицательные последствия искрив­ления скважины: повышенный износ бурильных труб; увеличение за­трат времени на спуско-подъемные операции и повышение опасности прихватов; значительные трудности при спуске обсадной колонны в скважину, а иногда и невозможность спустить ее до намеченной глу­бины; повышение опасности смятия обсадных колонн в интервале рез­кого перегиба оси ствола скважины; формирование желобов, т.е. обра­зование в стенках скважины дополнительного ствола неполного про­филя под воздействием бурильной колонны; сложность проведения ловильных работ (например, соединение с оборванной частью буриль­ной колонны); увеличение протяженности скважины по сравнению с прямолинейной, пробуренной на ту же глубину; необходимость про­ведения дополнительных работ (выправление ствола, перебуривание отдельных интервалов, проведение контрольных замеров кривизны и т.д.); ошибки в определении позиции залежи, измерении мощности пласта, в подсчете запасов; повышение затрат на бурение 1 м скважи­ны. Иногда искривление скважины настолько усложняет весь процесс ее дальнейшего углубления, что становится невозможным достичь проектной глубины. Кроме того, искривление скважин может привес­ти к существенному нарушению сетки разработки месторождения и повлиять на показатели его эксплуатации.

Предотвращение отрицательных последствий искривления сква­жины возможно только при постоянном контроле за пространствен­ным положением скважины в массиве горных пород. Направление оси скважины в любой ее точке может быть охарактеризовано двумя угла­ми: зенитным в, который измеряется между направлением оси сква­жины OA в рассматриваемой точке и вертикалью ОО1,; азимутальным а, измеряемым в горизонтальной плоскости по ходу часовой стрелки между проекцией оси скважины ОВ на эту плоскость и заданным на­правлением ON (рис. 9.3).

В зависимости от принятого начала отсчета различают азимуты истинный, магнитный и условный. В буровой практике чаще пользу­ются магнитным или условным азимутом.

Искривленная скважина графически может быть представлена на профиле и инклинограмме. Профилем скважины называется проекция оси скважины на вертикальную плоскость. Под инклинограммой по­нимается проекция оси скважины на горизонтальную плоскость в при­нятом масштабе.

 

 

Вертикальная плос­кость, в которой находится ось скважины или каса­тельная к ней в данной точ­ке, называется апсидаль- ной. Если азимутальный угол остается постоянным для всех интервалов, т.е. если ось скважины распо­лагается в одной и той же апсидальной плоскости, искривление скважины принято называть плоским. Если же азимутальный угол также претерпевает изме­нение, происходит про­странственное искривление и в этом случае искривле­ние характеризуется общим углом р. Его величину оп­ределяют по формуле

 

 

 

где θ1 и θ2 — зенитные углы соответственно в начале и в конце интер­вала; Δа - изменение азимута на протяжении интервала.

 

Весьма важными характеристиками ствола скважины в искрив­ленной его части являются показатели интенсивности искривления: математического понятия кривизны, которое относит ее к точке, в практике бурения пользуются усредненной кривизной, которая опре­деляется как отношение приращения угла искривления скважины на каком-то интервале к его протяженности: k=Δβ / Δl (Δβ - приращение угла, рад; Δl - протяженность интервала, м).

Интенсивность искривления - это величина, характеризующая относительное изменение искривления скважины на некотором интер­вале (градус/м).

При оценке допустимых пределов отклонения ствола скважины от заданной траектории исходят из того, что на любом участке общий угол искривления не должен отличаться от проектного более чем на 15 %, а зенитный угол на конечной отметке не должен отклоняться от проектного более чем на ± 3°. В практике бурения скважин на нефтя­ных и газовых месторождениях в интервале продуктивного объекта искривление скважины лимитируется кругом допустимого отклоне­ния. В таких случаях задается радиус круга отклонения.

В качестве основных рассматриваются следующие геометриче­ские характеристики искривленной (наклонно направленной) скважи­ны: H₀ - протяженность скважины вдоль оси; Н_в - глубина скважины; Δh=H₀-H_B-удлинение скважины вследствие ее искривления; А - отклонение забоя скважины, т.е. смещение забоя скважины от вертикали, проходящей через устье.

При проектировании наклонно направленной скважины задаётся глубина скважины Н_в, отклонение забоя А и азимут.

 

Предупреждение искривления скважины

Как было показано выше, бурение искривленной скважины со­пряжено со многими трудностями, и поэтому своевременное принятие мер по предупреждению искривления имеет очень большое значение для обеспечения высокой эффективности буровых работ.

В разрешении этой проблемы по мере накопления фактического материала большое значение имело выявление основных факторов, приводящих к искривлению скважин, и установление закономерностей их искривления.

Все факторы, обусловливающие искривление скважин, система­тизированы и разделены на три группы: геологические, технологиче­ские и технические.

Геологические факторы связаны с особенностями строения мас­сива горных пород, в котором проводится скважина. По характеру воздействия на направление скважин они могут быть распределенны­ми, т.е. действующими на значительном интервале, или локальными. Локальные факторы (например, попадание скважины на очень твердое включение или в карстовую пустоту) оказывают лишь кратковремен­ное, но вместе с тем нередко очень сильное воздействие на забойный инструмент и могут вызвать резкий перегиб ствола скважины. Их про­явление носит случайный характер.

Для выявления закономерностей больше значение имеют факто­ры, действующие систематически на некотором интервале. Их появле­ние связано с особенностями формирования горных пород, развитием тектонических процессов и метаморфизмом. К числу систематических факторов, прежде всего следует отнести анизотропию горных пород, пластовые формы залегания и наличие в породах густоразвитой тре- щиноватости (кливаж) и кавернозности.

Анизотропия горных пород проявляется в различии их физико- механических свойств по разным направлениям. Она связана со слои­стостью, сланцеватостью, трещиноватостью горных пород. Обычно высокой анизотропностью отличаются метаморфизованные породы (табл. 9.1).

 

 

Таблица 9.1

Анизотропность горных пород по временному сопротивлению сжатию

 

Анизотропность горных пород обусловливает их различную буримость в разных направлениях. Особенно рельефно это различие вы­ражено у тонкослоистых пород; в направлении, перпендикулярном к напластованию, буримость всегда выше, чем вдоль напластования. Соотношение буримостей можно охарактеризовать буровым индексом анизотропии горных пород

 

 

где υ₁₁, υ₁- скорость проходки в направлении, перпендикулярном к напластованию; υ₁₁ - скорость проходки в направлении, параллельном напластованию.

Величина индекса анизотропии может колебаться в широких пре­делах:

n = 1,0 - 0,5.

Пластовое залегание горных пород приводит к тому, что всякий раз, когда скважина пересекает плоскость напластования, породораз- рушающий инструмент работает на забое с неоднородной буримостью. Установлено, что при бурении в толщах осадочных горных пород ствол скважины может либо выполаживаться и стремиться к направ­лению, перпендикулярному к напластованию, либо выкручиваться, т.е. как бы отражаться от плоскости напластования. Некоторые исследова­тели предполагают, что последующее направление искривления сква­жины зависит от угла встречи скважины с контактом пластов, и пред­лагают ввести понятие критического угла. Если фактический угол встречи меньше критического, искривление скважины происходит по падению. По данным Г.С. Юзбашева и B.C. Федорова, значение кри­тического угла встречи равно 24°.

Развитая система ориентированных трещин в горной породе так­же приводит к ее анизотропии, так как каждая трещина может рас­сматриваться как включение с нулевой прочностью.

При проектировании траектории скважины и разработке техноло­гии бурения необходимо учитывать влияние геологических факторов и механизм искривления скважин. Интенсивность искривления скважин

под воздействием геологических факторов в тех или иных условиях исследуют путем статистической обработки данных по пробуренным скважинам. Иногда при правильном учете геологических факторов удается провести скважину в заданном направлении без использования специальных средств.

Действие технологических факторов определяется способом бу­рения и технологическим режимом. При вращательном бурении ос­новными факторами, влияющими на искривление скважин, являются нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота вращения, рас­ход промывочной жидкости и ее параметры.

Если низ бурильной колонны рассматривать как стержень с шар­нирным закреплением внизу, то должна существовать критическая нагрузка на верхнем конце, цосле превышения, которой стержень те­ряет устойчивость и претерпевает продольный изгиб. Для стержня критическая нагрузка может быть вычислена по формуле Эйлера

 

 

где I - осевой момент инерции; l - длина стержня; к - коэффициент, зависящий от характера закрепления концов.

Так как продольная сила, действующая на компоновку, определя­ется ее собственным весом, принято половину веса стержня приклады­вать к ее верхнему концу. Тогда в формулу вместо Р_кр можно подста­вить ql_Kр/2 и переписать выражение для

 

 

Величина коэффициент к зависит от условий закрепления концов компоновки и подбора решения уравнения равновесия.

Для коэффициента к₂ разные авторы приводят различные значе­ния. А.Е. Сароян для стержня с обоими опертыми концами или для стержня с верхним защемленным концом и нижним опертым дает одно и то же значение к₂ = 1,94, что, как отмечает автор, совпадает со зна­чением, полученным А. Лубинским.

С повышением частоты вращения бурильной колонны возрастает роль центробежных сил, и продольный прогиб может происходить при

меньших осевых нагрузках. С ростом частоты вращения длины /_кр уменьшается. Кроме того, при повышенных частотах может усили­ваться боковая вибрация долота и в соответствующих условиях - его фрезерующее воздействие на стенки ствола.

Роль расхода промывочной жидкости и ее параметров как факто­ра, вызывающего искривление скважины, выражается в разрушении стенок скважины, размыве их или растворении, в связи, с чем значи­тельно увеличиваются радиальные зазоры между УБТ и стволом и создаются благоприятные условия для более интенсивного перекоса призабойной сжатой части бурильной колонны в стволе.

Вместе с тем правильный подбор технологического режима буре­ния, обеспечивающего высокие скорости проходки ствола скважины, способствует борьбе с искривлением, поскольку позволяет сократить продолжительность действия некоторых факторов (например, предот­вратить разрушение стенок скважины и сохранить зазоры близкими к номинальным).

В практике буровых работ известны случаи, когда при постоян­ном контроле направления ствола скважину углубляют на оптималь­ном режиме, хотя повышенные нагрузки на долото угрожают возрас­танием искривления, и в случае необходимости в дальнейшем коррек­тируют траекторию ствола.

Технические факторы в основном связаны с нарушением соосно­сти инструмента и скважины по техническим причинам; среди них выделяют следующие: несоосность ротора или шпинделя станка и вышки; использование искривленного инструмента или инструмента с эксцентрично нарезанной соединительной резьбой, отсутствие цен­трирующих устройств при расширении ствола скважины, использова­ние УБТ малого диаметра или полное отсутствие УБТ и т.д. Подмече­но также, что при правом вращении шарошечные долота имеют тен­денцию отклонять ствол скважины влево от направления восстания пластов, а лопастные - вправо.

Борьба с самопроизвольным искривлением скважин состоит в проведении комплекса мероприятий, которые направлены на устране­ние большинства технических факторов, регулирование технологиче­ских факторов и снижение влияния геологических. В комплексе меро­приятий можно выделить следующие: использование УБТ, соответст­вующих диаметру скважины; применение квадратных и спиральных. УБТ, позволяющих уменьшить зазоры между стенками скважины и утяжеленным низом; контроль качества нарезки соединительных резьб; контроль состояния бурильных труб (износа и искривления) и своевременная выбраковка труб, не годных для дальнейшего примене­ния; при выполнении монтажных работ строгий контроль за правиль­

 

ностью установки ротора и направления; правильный подбор расхода промывочной жидкости и ее свойств, обеспечивающих стабильность ствола скважины; снижение осевой нагрузки на долото при бурении в крайне неблагоприятных геологических условиях.

Большое внимание в разработке мероприятий по предупрежде­нию самопроизвольного искривления скважины уделяется правильно­му подбору конструкции низа бурильной колонны. Колонна буриль­ных труб, как отмечалось выше, является довольно гибким звеном, подверженным различного рода деформациям, и стабилизация его в стволе скважины представляет практически неразрешимую задачу. Речь может идти о стабилизации нижней наддолотной части буриль­ной колонны. Практический опыт показывает, что правильно разрабо­танная конструкция утяжеленного низа бурильных труб с учетом кон­кретных геологических условий бурения, диаметра скважины, нагруз­ки на долото, искривления ее ствола и допустимых пределов отклоне­ния от заданной траектории скважины позволяет значительно умень­шить влияние различных факторов на прямолинейность ствола сква­жины. С увеличением поперечных размеров компоновок низа буриль­ной колонны (КНБК) и приближением их к диаметру скважины, с по­вышением жесткости КНБК и их соосности со стволом интенсивность искривления, как правило, падает.

Эффективность работы КНБК определяется правильностью под­бора длины УБТ, конфигурацией ствола скважины и устойчивостью стенок скважины, величиной зазоров между стенками скважины и элементами КНБК, местоположением опорно-центрирующих элемен­тов и стабилизаторов и эффективностью их опоры о стенки скважины, жесткостью КНБК. Как показывают исследования, опорно- центрирующие элементы выполняют свою роль, если зазор на сторону не превышает 1,5 - 2,0 мм.

Повышение жесткости и прямолинейности КНБК достигается пра­вильным подбором размера утяжеленных бурильных труб по диаметру скважины, включением в конструкцию КНБК опорно-центрирующих элементов (центраторов и калибраторов) и стабилизаторов.

В практике бурения глубоких скважин находят применение раз­личные по конструктивному исполнению компоновки. Их разновидно­сти для роторного бурения приведены на рис. 9.4 и для турбинного - на рис. 9.5.

Несмотря на большое разнообразие конструктивных схем КНБК можно выделить три типовые конструкции, основанные на принципах отвеса (или маятника), жесткого центрирования КНБК в стволе сква­жины, гироскопического эффекта.

 

 

 

Рис. 9.4. Компоновки для роторного бурения: 1 - долото; 2 - УБТ; 3 - бурильные трубы; 4 - центратор; 5 - калибратор; 6 - стабилизатор (квадратные УБТ); 7 - наддолотный утяжелитель

 

 

 

Рис. 9.5. Компоновки для турбинного бурения: 1 - долото; 2 - турбобур; 3 - УБТ; 4 - бурильные трубы; 5 - центратор; 6 - калибра­тор; 7 - наддолотный маховик; 8 - центратор на ниппеле турбобура; 9 - межсекци­онный центратор; 10 - шарнирный центратор; 11 - турбобур-стабилизатор

 

 

Принцип отвеса реализуется в КНБК с максимально приближен­ным к долоту центом тяжести. Это достигается за счет использования УБТ максимально возможного наружного диаметра и соответственно

максимального веса 1 м. В этом случае при отклонении оси КНБК от вертикали возникает составляющая веса, стремящаяся вернуть КНБК в вертикальное положение. При сравнительной простоте конструкции КНБК этого типа эффективны в слабоустойчивых породах, где исполь­зование опорно-центрирующих элементов из-за значительных зазоров не дает эффекта. К недостаткам КНБК по принципу отвеса следует отнести то, что в ряде случаев составляющей веса недостаточно для полной компенсации, приложенной к долоту отклоняющей силы, вследствие чего ствол скважины претерпевает искривление, и, кроме того, для усиления эффекта отвеса порой приходится снижать нагруз­ку на долото, что неблагоприятно сказывается на показателях бурения.

Последнего недостатка лишена КНБК, построенная на принципе жесткого центрирования. Ее конструкция включает УБТ спиральные и квадратные, опорно-центрирующие элементы и стабилизаторы, кото­рые в общей сложности позволяют при достаточно высоких продоль­ных нагрузках сжатия сохранять прямолинейность КНБК и ее соос­ность со стволом скважины. Этот тип КНБК - высокоэффективное средство предупреждения искривления в устойчивых породах средней твердости и твердых и неприменим при проходке пород слабосвязан­ных, подверженных интенсивному размыву, слабоустойчивых в стен­ках скважины и кавернозных.

Третья принципиальная схема (принцип гироскопа) реализуется при турбинном бурении, когда к вращающему с большой скоростью валу турбобура над долотом подсоединяют секцию утяжеленных бу­рильных труб длиной 12 - 15 м. Маховой момент вращающейся массы препятствует повороту оси вращения и тем самым способствует со­хранению прямолинейности скважины. На практике последняя схема не получила широкого применения из-за повышения опасности при­хвата инструмента шламом, накапливающимся в местах изменения размеров зазора.

Проектирование конструкции КНБК сводится к выбору УБТ, со­ответствующих по диаметру и конфигурации условиям бурения, под­бору опорно-центрирующих элементов, обеспечивающих достаточный ресурс работы в данных условиях, и определению местоположения их в КНБК, позволяющего сохранить прямолинейность низа бурильной колонны. При расчете КНБК определяют оптимальную длину секции УБТ между опорно-центрирующими элементами. Она зависит от на­грузки на долото, зазора между УБТ и стенкой скважины, зенитного угла, при роторном бурении - от расстояния между долотом и нижним центрирующим элементом, а также от частоты вращения инструмента.

Если искривление скважины превысило допустимые пределы, для ее выправления применяют технические средства наклонно направ­ленного бурения.