МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВСЕСОЮЗНЫЙ

ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ БУРОВОЙ ТЕХНИКИ

ИНСТРУКЦИЯ ПО БУРЕНИЮ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

РД 39-2-810-83

М оск ва 1983

УТВЕР1ДАЮ Первый заместитель министра В.И.Игревский 17 декабря 1982 г.

ИНСТРУКЦИЯ

по бурению наклонно-направленных скважин РД 39-2-8IO-83

Настояний документ разработав:

Всесоюзным ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательским институтом буровой техники (ВНИИБТ)

Москва 1983

для исследования илв испытания скважин на продуктивность;

в) технологических условий буревия.

1.19.    Для эксплуатационных, разведочных и специальных наклонно-направленных скважин следует учитывать свободный спуск через искривленный участок ствола, обсаженного колонной, приборов и приспособлений, необходимых для исследования или. испытания скважин. При механизированной добыче нефти, когда глубинные насосы располагаются на участке набора или снижения зенитного угла ствола, также обсаженного коловной, насосы должны вписываться без деформации, чтобы избежать преждевременного выхода из строя. Допустимая интенсивность искривления для прохождения погружного агрегата не должна превышать 1_#5°/10 м проходки.

Величина минимально возможного радиуса для поставленных условий определяется по формуле

где L - длина спускаемого прибора, приспособления или насоса, м;

Д - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d - наружный диаметр прибора, приспособления или насоса, м;

* - 8азор между стенкой обсадных труб и корпусом спускаемого прибора, приспособления или васоса, м.

Величину к выбирают из конкретных условий. Она почти во всех случаях может быть принята равной 0,003-0,0015 м. Эта величина уточняется на основании фактических данных.

1.20.    К технологическим условиям бурения, определяющим минимально возможный радиус искривления, относятся:

а)    нормальная работа бурильных труб;

б)    свободный спуск (прохождение) бурильного инструмента;

в)    максимальная нагрузка на крюка ори подъема инструмента из искривдавного ствола скважины;

г)    отсутствие образования желобов или протираний обсадных колонн (если искривленный участок обсажен колонной).

I.2I. При бурении в бурильном инструменте, работающем на искривленном участке ствола, не должны возникать напряжения, превосходящие предел текучести.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от проектного забоя, величина радиуса не должна быть меньме значения, рассчитанного по формуле

(2)

где d - наружный диаметр бурильных труб, м;

£ - модуль Юнге для сталей £ »(2*0-2,2)Дг® кгс/м²;

6_Т - предел текучести материала труб, кгс/м^.

Минимально допустимый радиус искривления для бурильных труб, расположенных в приустьевой зоне, подсчитывается по формуле

где ip - напряжение растяжения, кгс/м^

ip -    >

где Р - максимальная нагрузка, действующая в месте изгиба тела трубы, кгс;

г - площадь поперечного сечения тела трубы, м^.

1.22.    Дополнительное усилие, возникающее при спуске и подъеме забойных двигателей через искривленные участки ствола скважины, ее должно влиять на спуско-подъемные операции (приложение 4)«

1.23.    При спуске забойного двжгателя через искривленные

участка ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе длите-

теля, не должны превышать предела текучести. Значения радиусов искривления скважины, вычисленных из этого условия, следует определять по формуле

C,ZS • L j.a

где 1-зд “ длина забойного двигателя, м;

А - диаметр долота, м;

Лу_А - диаметр забойного двигателя, м;

К - величина зазора, выбираемая исходя для конкретных условий бурения. Для твердых и крепких пород К=0. Для мягких и средних пород К =0,003-0,006 м. Значения радиусов искривления для практического пользования приведены в табл. I.

Таблица I

Наружный диаметр забойного двигателя, мм	I Диаметр долота, мм	Минимальный радиус искривления, м
172	190,5	50
195	215,9	60
215	244,5-269,9	70
240	269,9-295,3	80

Величину интенсивности искривления также можно определять по методике, предложенной АзИнефтехимом.

1.24. При подъеме и спуске инструмента из искривленного участка ствола, а также при бурении, давление замков на стенки скважины пе должво превышать некоторой величины, определяемой характеристикой геологического разрезе. Величина радиуса искривления в зависимости от допустимого нормального усилия в этом случае вычисляется по формуле

(5)

где Р - осевое усилие, действующее на бурильные трубы, кгс;

(Я - допустимое нормальное усилие замка на стенки скважины, кгс;

12,5 - принимаемая длина бурильной трубы, м.

Допустимое нормальное усилив следует выбирать таким, чтобы в результате его действия в скважине не наблюдалось интенсивного желобообразования, протирания обсадных коловв, интенсивного износа бурового инструмента.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение нормального усилия Q ориентировочно может быть принято IOOO кгс. Для разрезов, сложенных породами средней крепости - 2000-3000 кгс, крепкими и твердыми породами - 4000-5000 кгс.

1.25. Минимальный допустимый радиус искривления для спускаемых обсадных труб подсчитывают по формуле

(б)

где <э_т - предел текучести материала труб, кгс/м²; oi_H - наружный диаметр обсадной трубы, м.

Уточненный расчет производится по "Инструкции по расчету обсадных колонн для наклонно-направлеьииго бурения", Куйбышев,

ВНИИТ, 1979.

1.26.    Величину осевого усилия, необходимого для подъема инструмента из искривленных участков ствола, рекомендуется определять по формулам, приведенным в приложении 3.

1.27.    При расчете профиля выбранный радиус искривления необходимо принимать на 5-10 % больше его теоретической величины. Увеличение происходит из-за неточной установки отклонителя при зарезке наклонного участка ствола и при последующих рейсах.

1.28.    Во избежание ошибок при забуривании наклонного участка из вертикального ствола необходимо обеспечить вертикальность пос-

ледвого.

1*29. Величину осевого усилия, необходимого для подъема инструмента иа прямолинейного наклонного участка, подсчитывают по формуле

P=P,(c»_ieC    +Р,.    (7)

где Р₃ - вес инструмента с учетом потери веса в жидкости на рассматриваемом участке, кгс;

Р_н - осевое усилие, приложенное в конце рассматриваемого участка, кРс;

Ь - зенитный угол прямолинейного участка, град;

- коэффициент трения металла о породу.

1*30. По окончании расчета профиля на миллиметровой бумаге строят горизонтальную и вертикальную проекции в масштабах, применяемых в геофизической службе. Горизонтальную проекцию желательно иметь в более крупном масштабе (1:200, 1:400 или 1:500), чем вертикальную (1:1000 или 1:2000). Данные, полученные при математическом расчете профиля, следует перевести в масштабные размеры (приложение 5)*

I.3I. На буровой необходимо иметь документ (репер) азимутального расположения оси буревых мостков.

2. ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЙ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫ! СКВАЖИН

2.1.    Набор и снижение зенитного угла скважины при бурении забойными двигателями осуществляется компоновками низа бурильной колонны, которые выбираются в соответствии о геолого-техническими условиями бурения.

2.2.    Для набора зенитного угла рекомендуется применять следующие компоновки (рис. 3).

Рис. 3. Компоновки низа бурильного инструмента для искривления скважин. а - компоновка с переводником, имеют перекоиенные оси присоединительных резьб; б - с искрнвлевшш секционным турбобуром; в - с турбинным отклонителем; г - с турбинным отклонителем ■ кривым переводником; д - с отклонителем; е - о накладкой и кривым переводником; х - с эксцентричным ниппелем.

2.2.1. Долото, забойный двигатель, переводник о перекоканными осями присоедквительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 3, а).

Угол перекоса осей присоединительных реэьб переводника обычно принимается 1°30*-3⁰, длина УБТ - 12-25 м при коротких тур-

бобурах.

2.2,2. Долото, секционный турбобур, секции которого соединены под углом, и утяжеленные бурильные трубы (рис. 3, б).

Соединять секции турбобура рекомендуется под углом 0°30*-1°50’.

2.2.3. Долото, наддолотный калибратор (рис. 3, в), турбинный отклонитель (рис. 4), утяжеленные бурильные трубы (приложение 6).

Угод перекоса присоединительных резьб отклонителя рекомендуется принимать 1-2°.

2.2.4.    Долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и бурильной трубы (рис. 3, г). При сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклонителя долхвы быть обращены в одну сторону. Угол перекоса резьб переводника рекомендуется принимать 1-2°.

2.2.5.    Долото, турбобур, отклонитель P-I и бурильные трубы.

Угол перекоса оси резьбы отклонителя, сосдингш-вшй отклонитель с турбобуром, рекомендуется принимать 1°30^?-3° (рис. 3, д).

Рис. 4. Компоновка турбинного отклонителя.

I - долото; 2 - калибратор: 3 - турбинный отклонитель; 4 - риска ва вогнутой стороне кривого переводника; 5 - устройство ориентиоования отклонителя (магнитный переводник или устройство ориентирования

2.2.6. Долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб, устанавливаемый в плоскости ваклвдки, обычные или утяхелевные трубы (рис. 3, е).

2.2,7. Долото, турбобур с установленной на ниппеле эксцентричной металлической или резивовой накладкой и обычные или утяжеленные бурильные трубы (рис. 3, к).

2.3.    Интенсивность искривления ствола скважины, полученная при помощи компоновок, указанных в пп. 2.2.1-2.2,7, зависит от их геометрических размеров.

2.4.    Для увеличения интенсивности искривления скважины зо всех приведенных компоновках турбобур (электробур) нормальной длины может быть заменен укороченным.

2.5.    Сборка компоновок непосредственно на буровой для получения искривления различной интенсивности достигается за счет изменения угла перекоса осей присоединительных резьб переводника (компоновка 2.2.1), изменением длины прямых переводников, устанавливаемых между долотом и отклонителем (компоновкь 2.2.3-2.2.6).

При использовании эксцентричного ниппеля (компоновки 2.2.6-2.2.7) установка на шпинделе турбобура переводника длиной более 50 см не допускается.

2.6.    Для искривления отдельных участков скважины должен быть составлен проект на отклонявшую компоновку.

2.7.    Проектирование отклоняющих компоновок заключается:

а)    в выборе компоновок;

б)    расчете геометрических размеров компоновки;

в)    проверочном расчете.

2.8.    Компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требуемой точности искривления.

2.9.    Компоновки 2.2.1 и 2.2.3 рекомендуется применять при бурении скважины в устойчивых геологических разрезах, где не ожидается значительного увеличения диаметра ствола. Предпочтительна компоновка 2.2.3, так как она позволяет при одинаковой интенсив-

кости искривления получить более высокие показатели бурения, механическую скорость и проходку на долото (см. рис. 4).

2.10.    Компоновки 2.2.4 и 2.2.5 следует применять, если ожидается значительное расширение ствола скважины.

2.11.    Компоновки 2.2.6-2.2.7 применяются в том случае, когда требуется малая интенсивность искривления.

2.12.    Геометрические размеры компоновки низа бурильной колонны рассчитывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины.

2.13.    При использовании компоновок 2.2.6 и 2.2.7 рекомендуется выбирать такие их размеры, чтобы можно было получить прира-щевие угла искривления скважины не более 1° на 10 м проходки.

При этом углубление скважины можно осуществлять долотом, диаметр которого равен диаметру скважины (приложение 7).

2.14.    Расчет компоновки производится для:

а)    проверки ее ва прочность;

б)    опредзления возможности пропуска черев кондуктор;

в)    оценки возможности запуска эабойвого двигателя (приложение 8).

2.15.    Чтобы уменьшить зенитный угол, рекомендуется применять следующие компоновки низа бурильной колонны:

а)    для медленного уменьшения зенитного угла - долото, 88-бойный двигатель (несекционный) и бурильные трубы;

б)    для более быстрого снижения зенитного угла - долото, сбалансированная толстостенная труба в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3-4 м, забойный двигатель (несекционный) и бурильные трубы;

в)    для интенсивного уменьшения зенитного угла - одна из компоновок, указанных в 2.2.

2.16. Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять следующие компоновки:

-    долото, наддолотный калибратор, стабилизатор (СТК, СТС), устанавливаемые на корпусе турбобура, турбобур и УБТ (рис. 5)5

-    долото, наддолотный калибратор, турбобур с приваренными на его корпусе накладками, или установленными на верхнем переводнике шпинделя, УБТ;

-    долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

Диаметр кольца, накладки и расстояния установки их от долота рассчитывается по методике, приведенной в приложении 9.

4 - турбобур; 5 -ниппель турбобура.

3. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАХИН

3.1.    Бурение вертикальных участков наклонно-направленных скважин должно проводиться техническими средствами и по технологии в соответствии с "Временной инструкцией по предупреждению искривления вертикальных скважин", И.; ВНИИБТ, 1975.

3.2.    До начала бурения буровые бригады должны освоить ьсе приемы работы и технологию бурения наклонно-направленных скважин.

3.3.    На каждой буровой, где применяют отклонители, необходимо иметь дежурную инклинометрическую партию или лебедку для

Инструкция отражает современный опыт бурения наклонно-направленных скважин в различных райовех Советского Союза.

В ней приведены обязательные для всех предприятий и организаций нефтяной и газовой промыилевности требования, предъявляемые к работам по проектированию и бурению наклонно-направленных скважин.

В приложениях к инструкции даны рекомендации о порядке выполнения этих работ, а также номограммы для необходимых инженерных расчетов.

Инструкция подготовлена лабораторией направленного и кустового бурения ВНИИБТ.

Составители: Калинин А.Г., Васильев D.C., Архипов И.Г., Безумов В.В., Аронов Ю.А., Голов В.А., Беляев В.М., Тормив I.A., Суров Л.Я., Муллага-лиев Р.Т.

спуска и подъема аппарата забойного визирования и контроля за направлением оси скважины.

ЪЛ. Искривление ствола скважины производится специальными отклоняющими устройствами (см. 2,2).

3.5.    Тип и размер отклонителя, а также компоновки нижней части бурильного инструмента выбирают в соответствии с необходимой интенсивностью искривления скважины я с учетом опыта работы в данном районе.

3.6.    Перед первым спуском отклонителя, скважину необходимо тщательно промыть.

3.7.    Забуривание наклонного ствола из-под баймака обсадной колонны производить отклоняющей компоновкой при величии открытого ствола не менее 30 м.

3.8.    Спускать отклоняющее устройство через необсаженный свтол скважины нужно так, чтобы не допускать посадок инструмента более 6-8 тс. Если при спуске отклоняющих устройств происходят посадки более 6-8 тс, инструмент необходимо извлечь и ствол скважины проработать.

3.9.    Ствол скважжны следует проработать инструментом без отклоняющих устройств. Примеры компововэк для проработки стволов наклонных скважин приведены в приложении 10.

В виде исключения по согласованию с техническим руководством бурового предприятия и в присутствии бурового мастера допускается проработка ствола компоновкой, включающей отклоняющее устройство, без извлечения инструмента из скважнвы.

3.10.    Интервалы затяжек и посадок инструмента следует фиксировать в буровом журнале.

ЗЛ1. При длительной остановке буровой после подъема инструмента вопрос о спуске отклонителя в скважину согласовывается с руководством бурового предприятия.

Руководящий документ

Инструкция

по бурению наклонно-направленных скважин РД 39-2-810-83

Взамен инструкции по бурению наклонно-направленных скважин, утвержденной в 1966 г.

Приказом Министерства нефтяной проживленности * 359 от 01.07.1983 г.

Срок введения установлен с 01.08.1983 г. Срок действия до 01.08.1988 г.

Общие положения Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной кривой, называются наклонно-направленными.

Работы по проводке наклонно-направленных скважин включают.

1.    Проектирование.

2.    Бурение искривленных участков ствола.

3.    Бурение прямолинейно-наклонных участков ствола.

4.    Маркшейдерские работы, включающие:

а)    задание направления стволу скважины;

б)    контроль за его пространственным положением. Необходимость проводки наклонных скважин может определяться:

а) характером рельефа местности, не позволяющим бурить вертикальные скважины или требующим для этого сооружения специальных дорогостоящих оснований под буровые установки, ввиду расположения нефтяных пластов под дном моря, озера, реки или болота.

при гористом рельефе или при наличии капитальных сооружений на поверхности и др.;

б)    геологическими условиями залегания нефтяных пластов, не позволяэдими вскрыть их вертикальными скважинами;

в)    бурением кустовым или многоствольным способом на равнинных площадках, когда это экономически целесообразно и технически возможно;

г)    бурением вспомогательных скважин для глушения фонтанов;

д)    бурением вторых стволов для ликвидации аварии и при капитальном ремонте скважин»

I. ПРОЕКТИРОВАНИЕ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВА1ИН

1.1.    При разработке проекта наклонно-направленных скважин необходимо учитывать:

а)    целевое назначение скважины;

б)    конкретные геолого-технические условия бурения.

Составленный проект должен обеспечивать сооружение наклонно-

направленных скважин с минимальными затратами времени и средств.

1.2.    В проект на сооружение наклонно-направленных скважин (эксплуатационных, разведочных и специальных) должны входить:

а)    обоснование выбора конфигурации профиля;

б)    расчет и построение положения траектории оси ствола наклонно-направленных скважин в пространстве;

в)    допустимые отклонения ствола от проекта;

г)    план бурэния скважин в кусте, фактический профиль и горизонтальные проекции ранее пробуренных скважин и опасные координаты вновь забуриваемой скважины.

Проектные данные оформляются в виде графического изображения проекции ствола наклонно-направленной скважины на вертикальную и горизонтальную плоскости. Кроме горизонтальной и верти-

кальной проекций, на которых указаны числовые величины, прзведен-ные в таблицах, в проекте также указываются: компоновки низа бурильной колонны, интервалы работы с этими компоновками, способы ориентирования компоновок, возможная ошибка (расхождение между проектным и фактическим азимутом) при зарезке наклонно-направленного ствола, осевые усилия, возникающие при подъеме инструмента, и допустимые отклонения от проекта.

1.3. Выбор конфигурации профиля сводится к определению очередности бурения участков, обеспечивающих наиболее благоприятные условия проводки вакдовио-ваправленнсй скважины.

1Л. Профиль должен удовлетворять скоростному и качественному бурению наклонно-направленных скважин, иметь минимальное количество изгибов.

1.5.    Профиль скважины должен отвечать двум основным требованиям - быть технически выполнимым и экономически целесообразным.

Техническая выполнимость определяется возможностью (при наличии соответствующего бурового оборудования, инструмента и квалификации буровой бригады) пробурить и обсадить ствол сооружаемой наклонно-направленной скважины по выбранному профилю.

1.6.    Разработанные в настоящее время типы профилей наклонно-направленных скважин делятся на две группы. К первой группо относятся профили, представляющие кривую линию, расположенную в одной вертикальной плоскости (профили обычного типа); ко второй -пространственную кривую линию (профили пространственного типа).

1.7.    Профили обычного типа являются наиболее распространенными я их следует максимально использовать при буревии скважин.

1.8.    При разработке целых месторождений платформенного типа, отдельных участков продуктивного пласта и проводке разводом-

ных нахловво-направлвннкх скважин следует применять основные типы профилей, приведенные на рис. I.

Рис. I. Профили наклонно-направленных скважин обычного типа.

1.8.1.    Профиль первого типа (рис. I, а) состоит И8 трех участков: вертикального I, участка набора зенитного угла 2 и прямолинейного участка 3, продолжающегося до проектного 8абоя. Применение этого профиля повволяет ограничить до минимума число рейсов с отклонителем, затратить наименьиее время на специальные операции, получить ваибольнее отклонение от вертикали при наи-меньием угле наклона ствола.

Эксплуатация скважин, проводеиных по этому профилю, возможна бев каких-либо значительных затруднений.

1.8.2.    Разновидностью профиля первого типа (рис. I, б) является профиль, состоящий из тех же трех участков I, 2 и 3, во вместо прямолинейного наклонного он имеет участок 3 естественного снижения зенитного угла. Этот профиль тробует набора значительно больщего зенитного угла ствола в конце участка 2, длина которого будет больней, а работы с отклонителем на нем вызовут дополнительные затраты времени. Такой профиль можно применять в райовах, где естественное снижение зенитного угла невелико, а также при больней глубине скважин, когда работа с отклоняющими устройствами и их ориентирование затруднено.

1.8.3.    Профиль второго типа (рис. I_f в) состоит иъ пяти участков - вертикального I, набора зенитного угла ствола 2, наклонного прямолинейного 3, снижения зенитного угла 4 ■ вертикального 3, позволяющего при пересечении отводом несколько продуктивных горизонтов эксплуатировать любой из них с сохранением общей сетки разработки.

1.8.4.    Профиль, приведенный на рис. I, г, является разновидностью профиля второго типа, где участки 3 и 4 заменены участком 3 самопроизвольного падения зенитного угла. Этот профиль применяется при бурении скважин с небольшими отклонениями забоев от вертикали.

1.8.5.    Профиль третьего типа (рис. I, д) состоит из вертикального участка I и участка набора зенитного угла ствола 2. Профиль характеризуется большой длиной участка 2, на котором проводят работы с отклонителем и применяется при разбуривании экранированных 8алекой.

1.8.6.    Профиль четвертого типа (рис. I, е) состоит из одного наклонного участка. Скважины по данному профилю бурятся наклонными, непосредственно с земной поверхности. Профиль характеризуется тем, что вб требует специальных технических средств для бурения-ваклонных скважин.

При бурении скважин специального назначения профили могут быть иными.

1.9. Профили наклонно-направленных скважин пространственного типа представляют собой крпую, напоминающую спиральную линию (рис. 2, а и б).

Скважины этого профиля следует бурить в тех районах, где велико влияние геологических условий на самопроизвольное искривление стволов. Профиль строят так, чтобы иакоимальяо использовать

закономерности самопроизвольного искривления стволов скважин и свести к минимуму интервалы бурения с отклонителем.

При правильном подборе компоновок низа бурильной колонны (без включения отклоняющих устройств, требующих ориентирования с поверхности) и режима бурения можно, до некоторой степени, регулировать величину самопроизвольного искривления скважин.

I.IO. Расчет профиля обычного типа сводится в определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля. Рекомендуемые расчетные формулы приведены в приложении I.

1.11.    Профили пространственного типа для районов Грозного и Краснодара следует рассчитывать по методикам, разработанным в ГрозНИИ и объединении Краснодарнефтегаз (приложение 2).

1.12.    Профили пространственного типа для других нефтяных райеасв СССР рассчитывать или по методике ГрозНИИ, или по методике Краснодарнефтегаза в зависимости от того, к какому району (Краснодарскому или Грозненскому) тяготеет данное месторождение по геологическим признакам.

1.13.    При проектировании наклонно-направленных скважин необходимо провести проверочный расчет величины нагрузки, возникающей нч крюке при подъеме инструмента (приложение 3).

1.14.    Для расчета любого профиля необходимы следующие исход-

вые данные

1.14Л. Общая глубина скважин до проектного горизонта по вертикали.

1Л4.2. Величина отклонения забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

1.14.3.    Проектный азимут наклонного ствола.

1.14.4.    Длина первого вертикального участка профиля.

1.14.5.    Конструкция скважины, которая определяет выбор применяемых компоновок.

1.15.    Каждый профиль наклонно-направдеиней скважины в начале должен иметь вертикальный участок глубиной не менее 40-30 м.

1.16.    Окончание первого (вертикального) участка следует по возможности приурочить к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угод в 5-6°.

1.17.    Длина первого вертикального участка наклонно-направленных скважин, которые бурятся по профилю первого и второго типов (см. рис. I, а, б, в и г), для уменьшения затрат времени на ориентированный спуск инструмента должна быть минимальной и, наоборот, для скважин, проводимых по профилю третьего типа (см. рис. I, д), длина этого участка должна быть максимально возможной, что позволит сократить длину второго участка, в котором осуществляются работы с отклонителем.

1.18.    При бурении искривленного участка ствола можно получить вполне определенную, заранео заданную интенсивность набора зенитного угла, определяющую интервал работы с отклонителем.

При постоянном темпе набора зенитного угла искривление происходит по дуге окружности с определенным радиусом искривления.

Величину минимально возможного радиуса искривления выбирают в зависимости от:

а)    целевого назначения скважины;

б)    возможного спуска (прохождения) приборов, необходимых