Магнитное устройство для многократных измерений

Проект направленного бурения требует обстоятельного обследования скважины в определенные периоды времени, такие, например, как перед спуском обсадной колонны. Эти сервисные работы используют для по­строения всей траектории скважины по одиночным измерениям.

При этом применяют устройство, называемое магнитной установкой для многократных точечных измерений.

Принцип работы многоразового устройства такой же, как и одноразо­вого. Основное отличие состоит в том, что он снабжен встроенной пленко-протяжной камерой с таймером, который автоматически экспонирует и перемещает пленку в определенных интервалах. Результаты исследований анализируют и представляют в виде графических материалов.

Магнитный прибор многоразового действия может быть свободно сброшен или спущен при помощи гибкого троса внутрь немагнитной части бурильного инструмента. Но так как в немагнитной части бурильного ин­струмента должен устанавливаться магнитный компас, чтобы нормально функционировать, сервисные данные получают только тогда, когда прибор вместе с бурильной колонной поднимают на поверхность. Используя се­кундомер с остановом, специалист по сервису отмечает соответствующие времени глубины, на которых таймер включает фотографирование. Рас­сматриваются только те фотографии, которые сделаны на известных глу­бинах в период остановок бурильной колонны; их используют для построе­ния графика траектории скважины.

 

МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Вертикальная (ненаправленная) скважина бурится при постоянном уг­ле наклона, который поддерживается в заданных пределах, в то время как при направленном бурении угол и азимут траектории ствола должны быть определенными.

 целом для сервисного обслуживания направленного бурения ис­пользуют различные системы: от более старых простейших инструментов до новейших постоянно действующих забойных регистраторов. Наилуч­шую систему для каждого конкретного случая определяет заказчик с уче­том расположения площади, применяемого бурового оборудования, необ­ходимой точности измерений.

Для определения конфигурации ствола скважины в отечественной практике чаще всего применяют приборы с плавиковой кислотой и инкли­нометры: первые позволяют измерять лишь зенитный угол, а вторые — зе­нитный угол и азимут направления ствола в точке измерения.

После окончания бурения определенного интервала или всей скважи­ны работники каротажной партии регистрируют при помощи глубинного инклинометра изменения зенитного угла и азимута оси ствола скважины по глубине и строят инклинограмму, на основании которой вычерчивают

Рис. 10.12. Схема прибора В.А, Петросяна

горизонтальную проекцию ствола скважины с указанием направления с севера на юг и с запада на восток, отклонение проекции забоя от проекции устья. Иногда на графике указывают характерные глубины резкого изме­нения азимута или зенитного угла, границ горизонтов и мест аварий.

Из приборов с плавиковой кислотой наиболее распространен сбрасы­ваемый в бурильную колонну аппарат В.А. Петросяна (рис. 10.11), принцип действия которого основан на том, что плавиковая, или фторводородная кислота на границе с воздухом протравливает (разъедает) стекло по пери­метру горизонтального мениска.

Схема действия этого прибора показана на рис. 10.12. В стальной кор­пус 1 с крышками помещен на осях 4 с заостренными концами полуци­линдр 3, центр тяжести которого смещен относительно оси корпуса, в ре­зультате чего при наклоне прибора полуцилиндр поворачивается на осях 4 до тех пор, пока его центр тяжести не займет низшее положение. В полу­цилиндре размещается прямоугольный пенал 5 с резиновой пробкой 6, в пазы которого вставляют стеклянную пластину. В бурильной колонне при­бор центрируется резиновыми кольцами 2.

Перед спуском в скважину пенал заполняют наполовину плавиковой кислотой 20%-ной концентрации и вставляют в полуцилиндр. Собранный прибор помещают в длинную желонку между двумя пружинами, служащи­ми для амортизации толчков. В таком виде прибор сбрасывают или опус­кают на тросе при помощи специальной лебедки в бурильную колонну. После достижения прибором глубины измерения его необходимо оставить в покое на 10—15 мин для протравливания пластины кислотой и после это­го извлекать на поверхность. В искривленной скважине пенал прибора по­вторит наклон оси ствола. При этом полуцилиндр повернется так, что плоскость стеклянной пластины совместится с плоскостью искривления скважины в этой точке и от горизонтального уровня кислоты на пластине протравится след под утлом к шлифованной грани пластины, равным зе­нитному углу скважины.

Аппараты изготовляют трех размеров (табл. 10.6).

Для измерения утла искривления скважины аппаратом В.А. Петросяна выполняют следующие операции.

Перед измерением угла искривления скважины приподнимают долото над забоем, ставят трубы на элеватор или клинья и отвинчивают ведущую бурильную трубу. Затем отвинчивают верхнюю пробку направляющей же­лонки рычагом, пропущенным сквозь отверстие пробки, удерживая желон­ку другим рычагом, пропущенным через отверстие в нижней части. Отвин­чивают защелки измерительного прибора, снимают боковую крышку и вы­нимают пенал из вращающегося полуцилиндра. Сняв резиновую пробку, в пенал заливают плавиковую кислоту до половины высоты. Затем вставляют замерное стекло нижним основанием (шлифованной кромкой), противопо-

Таблица   10.6

 

Марка аппарата	Минимальный внут­ренний диаметр бу­рильных труб, мм	Наружный диаметр корпуса, мм	Размер замерного стекла, мм
Ï6 Ï5 Ï4	146 120 95	70 60 50	41×40 40×30 40×22

Примечание. Толщина замерного стекла 1 — 2 мм.

ложным стороне, на которой написан номер стекла, в пазы пенала, предва­рительно промыв его водой. Плотно закрывают пенал резиновой пробкой, причем последняя своим выступом должна плотно прижать стекло к до­нышку пенала. Затем пенал вставляют во вращающийся полуцилиндр и ук­репляют стопорным винтом. Крышку измерительного прибора ставят на место и закрывают защелки. Измерительный прибор ставят в вертикальное положение в направляющую желонку между двумя деревянными дисками с амортизационными пружинами и проверяют, плотно ли он входит в же­лонку. После установки резиновой прокладки завинчивают верхнюю проб­ку направляющей желонки рычагом, пропущенным сквозь отверстие проб­ки, удерживая направляющую желонку другим рычагом, пропущенным сквозь отверстия в ее нижней части. При помощи специальной ручной или механизированной лебедки спускают аппарат на канате в бурильные тру­бы. Иногда аппарат сбрасывают в бурильные трубы.

При спуске аппарата на канате через бурильные трубы по достижении им забойного двигателя или долота (при роторном бурении), что определя­ется по снижению нагрузки на канат, расхаживают бурильную колонну 3 — 4 раза на 2 — 3 м и вновь сажают на ротор, приподнимают аппарат над до­лотом или турбобуром на 1 —1,5 м, затем на 15 мин оставляют бурильную колонну в покое, после чего поднимают аппарат без остановок. Глубину замера ориентировочно определяют по длине каната и контролируют по удару о забойный двигатель или долото.

При сбрасывании аппарата в трубы по достижении им долота или за­бойного двигателя, т.е. через 2 — 3 мин после сбрасывания, проворачивают инструмент на несколько оборотов, расхаживают 2 — 3 раза на 2 — 3 м и вновь сажают на элеватор. Через 10 мин поднимают бурильную колонну, не допуская длительных остановок. Глубину замера определяют по поло­жению долота. По окончании подъема аппарата с бурильной колонной из последней извлекают аппарат. Затем снимают резиновую пробку пенала, сливают плавиковую кислоту и промывают стакан раствором соды, а затем водой. Вынимают замерное стекло из пенала и тщательно промывают его водой. На стекле будет виден ясный след уровня плавиковой кислоты. На среднем участке этот след будет прямой, а по краям будет иметь форму кривой — след мениска. Так как в сброшенном или спущенном внутрь бу­рильных труб аппарате Петросяна боковая грань стекла всегда будет па­раллельна оси скважины, след от горизонтального уровня кислоты на стек­лянной пластинке в виде прямой линии непосредственно изобразит угол искривления скважины как угол, составленный наклонным следом от ки­слоты с нижней горизонтальной гранью стекла.

Угол искривления скважины по пластинке определяют, непосредст­венно измеряя угол по транспортиру или вычисляя по формуле

а = 1,2    а     =70-2-,

0,017D          D

где а — разность высоты линии следа на стекле, мм; D — длина стекла, мм. Для одновременного измерения зенитного и азимутального углов часто используют автономный забойный инклинометр ЗИ, разработанный Г.Н. Строцким, Г.М. Раммом и Г.П. Малюгой (рис. 10.13). Прибор ЗИ имеет измерительную систему, установленную в корпусе, которая состоит из вращающейся рамки 1, на которой расположены буссоль с магнитной стрелкой 2 для измерения азимута ствола скважины в зоне измерения, от-

вес 3 для измерения зенитного утла и вспомогатель­ный лимб 4 для определения положения отклонителя относительно направления искривления скважины или относительно меридиональной плоскости север — юг.

-21

Вращающаяся рамка эксцентрична относительно оси вращения, поэтому она сама устанавливается в плоскости искривления скважины подобно тому, как это происходит с полуцилиндром в приборе Петросяна.

U

При спуске в скважину вся измерительная систе­ма закрепляется фиксатором 5. В момент посадки при­бора на «ножи» на свинцовой печати 12 образуются отпечатки «ножей», нижняя часть 10 корпуса прекра­щает движение, тогда как верхняя часть 9 вместе с измерительной системой продолжает спускаться вниз, надвигаясь на цилиндрический груз 14, который теле­скопически соединен с обеими частями при помощи пальцев 15 и прорезей 16. При этом диск 6 садится на нажимной шток 7 и освобождает измерительную сис­тему.

Освобожденная рамка инклинометра устанавли­вается в плоскости искривления скважины, а стрелки буссоли и отвеса занимают положения, соответствую­щие азимуту и углу наклона скважины в точке замера.

Нажимной шток 7 имеет специальное гидравличе­

ское реле 8, которое после определенной, заранее за­

данной и отрегулированной выдержки во времени

устраняет нажатие диска. Как только диск 6 возвра­

тится на свое место, фиксатор 5 закрепляет стрелки

буссоли и отвеса в тех положениях, которые соответ­

ствуют азимуту и зенитному углу искривления в точке

измерения. Для проверки правильности показаний

инклинометра в стакан 11 можно вставить пробирку

 с плавиковой кислотой для контрольного утла ис­

кривления замера.                                                                  

Средняя часть корпуса инклинометра заполнена       „ маслом. Через компенсатор 20 гидростатическое дав­ление столба промывочной жидкости передается на масло, вследствие чего происходит выравнивание дав­ления внутри и снаружи прибора и достигается высо­кая герметичность сальника  17, штока и резьбовых соединений.  Масло оказывает также демпфирующее влияние на стрелки буссоли и отвеса и используется для работы гидравлического реле времени.

На нижней части прибора выполнен кольцевой лимб 18, а вдоль одной из образующих корпуса нанесена глубокая риска 21. Лимбы 4 и 18 и риска 21 позволяют связать отпечатки ножей на свинцовой печати с показаниями измерительной системы и провести ориентирование отклонителя.

Инклинометр спускается в бурильную колонну при помощи вспомога­тельной лебедки на тонком стальном канате, прикрепленном к кольцу кол-

пака 19. Замер длится 3 — 5 мин, если не считать времени на спуск и подъ­ем прибора.

Подняв прибор на поверхность, снимают колпак 19 и определяют зе­нитный угол скважины по показанию стрелки отвеса 3, а азимут — по по­казанию магнитной стрелки буссоли 2.

В зарубежной практике считают наиболее простым обслуживание с помощью фотографических устройств.

Старейший тип контролирующих инструментов записывает информа­цию на забое скважины, которую затем, после подъема инструмента на поверхность, анализируют.

Фотографическое устройство доставляют в скважину и извлекают из нее одним из трех способов.

1.      Оно может быть спущено в бурильную колонну и извлечено из нее

при помощи троса или кабеля малого диаметра.

2.      Оно может быть свободно сброшено в бурильную колонну, а затем

извлечено при помощи овершота, спущенного в бурильную колонну на

гибком тросе.

3.      Оно может быть свободно сброшено внутрь бурильной колонны и

при    необходимости    (например,    для

вертикальная ось                      смены долота) извлекается из скважи-

./                           ны  вместе  с поднимаемой  бурильной

колонной.

 

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола сква­жины применять укороченный забойный двигатель. С целью увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные компоновки низа бурильных колонн (КНБК) в соответствии с геолого-техническими условиями бурения (рис. 10.10).

Для увеличения зенитного утла рекомендуются следующие компо­новки:

1) долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями

присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 10.10, а),

угол перекоса осей присоединительных резьб переводника обычно 1,5 — 3°,

длина УБТ (при коротких турбобурах) 12 — 25 м;

2) долото, секционный турбобур, секции которого соединены под уг­

лом 0,5-1,5° (ðèñ. 10.10, á);

3)      долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ (рис.

10.10, в), рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1 —2°;

4)      долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присое-

 

 

 

 

 

 

Рис. 10.10. Компоновки низа бурильной колонны для искривления скважин:

а — с переводником, имеющим перекошенные оси присоединительных резьб; б — с искрив­ленным секционным турбобуром; в — с турбинным отклонителем; г — с турбинным отклони-телем и кривым переводником; д — с отклонителем; е — с накладкой и кривым переводни­ком; ж — с эксцентричным ниппелем

динительных резьб и бурильные трубы (рис. 10.10, г); при сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклонителя должны быть обращены в одну сторону;

5)     долото, турбобур, отклонитель Р-1 и бурильные трубы (рис. 10.10, д);

угол перекоса осей резьбы отклонителя, соединяющей отклонитель с тур­

бобуром, рекомендуется принимать равным 1,5 — 3°;

6)     долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, перевод­

ник с перекошенными осями соединительных резьб, устанавливаемый в

плоскости накладки, обычные или утяжеленные трубы (рис. 10.10, е);

7)     долото, турбобур с установленной на ниппеле эксцентричной метал-

лической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные буриль­ные (ðèñ. 10.10, ж).

Различная интенсивность искривления ствола скважины достигается за счет изменения угла перекоса осей присоединительных резьб перевод­ника и длины прямого переводника, размещаемого между долотом и от-клонителем. При использовании эксцентричного ниппеля не следует уста­навливать на шпинделе турбобура переводник длиной более 30 см.

Проектирование отклоняющих компоновок включает: выбор компо­новки, расчет ее геометрических размеров и проверочный расчет. Компо­новку выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого со­стояния ствола скважины и требований точности искривления. Компонов­ки 1 и 3 рекомендуется применять при бурении скважины в устойчивых геологических разрезах, где не ожидается значительное увеличение диа­метра ствола. Предпочтительнее компоновка 3, так как она позволяет при одинаковой интенсивности искривления получать более высокие показате­ли бурения — механическую скорость и проходку на долото. Компоновки 4 и 5 рекомендуется применять в том случае, если ожидается значительное расширение ствола скважины. Если требуется малая интенсивность ис­кривления, то используют компоновки 6 и 7.

Геометрические размеры компоновки низа бурильных колонн рассчи­тывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. При использовании компоновок 6 и 7 следует выбирать их размеры таки­ми, чтобы можно было получать приращение угла искривления скважины не более 1° на 10 м проходки. При этом углублять скважину можно доло­том, диаметр которого равен диаметру скважины.

Для уменьшения зенитного угла рекомендуется применять следующую компоновку низа бурильной колонны:

для медленного уменьшения зенитного угла — долото, забойный дви­гатель и бурильные трубы;

для уменьшения зенитного утла со средней интенсивностью — долото, сбалансированную толстостенную трубу в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 — 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

для интенсивного уменьшения зенитного утла — одну из компоновок, используемых для набора кривизны (см. рис. 10.10).

Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:

долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с приваренной на его кор­пусе накладкой или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

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

Гидравлика.

Как правило, направленное бурение наиболее эффектив­но при высокой скорости проходки, при которой требуются высокие дав­ления циркуляции для очистки скважины от шлама.

Однако, чтобы достичь наилучших общих результатов при наименьшей стоимости, бурильщик должен учитывать многие факторы, такие как ско­рость проходки, изменение угла искривления, ожидаемый абразивный из­нос или прихват бурильного инструмента, регулирование давления.

Скорость проходки, например, ограничивается, когда набирают кри­визну, так как нагрузка на долото совместно с давлением циркуляции должны быть ограничены, чтобы контролировать интенсивность отклоне­ния ствола. В искривленных интервалах, особенно в стволах с большим ут­лом наклона, шлам имеет тенденцию оседать на нижнюю стенку ствола. Бурильная колонна также провисает на нижнюю стенку, ухудшая очистку восходящим потоком бурового раствора. Стабилизаторы помогают частич­но решить проблему, удерживая бурильную колонну на некотором удале­нии от стенки ствола скважины.

Увеличение скорости циркуляции может заставить компоновку откло­няться слишком быстро или блуждать.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ТРАЕКТОРИЮ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Существующая обычная практика — бурить большие интервалы кри­волинейных или прямых скважин забойными двигателями. Однако из эко­номических или других соображений может оказаться более целесообраз­но бурить как можно дольше направленную скважину посредством враще­ния бурильной колонны. Если скважина не искривляется с удовлетвори­тельной скоростью, то бурильная колонна может быть извлечена и модер­низирована. Применения отклоняющего инструмента часто можно избе­жать, создавая соответствующие забойные компоновки и регулируя на­грузку на долото, скорость его вращения, интенсивность циркуляции.

Термин «забойная компоновка» относится к комбинации утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, оборудования и устройств, расположен­ных непосредственно над долотом. При направленном бурении, особенно роторном, в забойной компоновке используются эффекты, которые приво­дят к увеличению, уменьшению или стабилизации утла наклона. Забойная компоновка для роторного бурения не может применяться для управления горизонтальным направлением ствола или в точках начала изменения на­правления (КОР); однако специфические забойные компоновки бывают полезны для изменения утла наклона скважины, если она уже искривлена.

Все части бурильной колонны до некоторой степени гибкие. Стан­дартная бурильная труба очень гибкая и легко искривляется при сжатии; по этой причине верхнюю часть бурильной колонны обычно в процессе бурения поддерживают в растянутом состоянии. И даже толстостенные утяжеленные бурильные трубы (УБТ), устанавливаемые в призабойной час­ти бурильной колонны, достаточно гибкие, чтобы изогнуться там, где они лишены боковой опоры.

Изменение забойной компоновки дает возможность бурильщику управлять величиной и направлением изгиба бурильной колонны и таким образом увеличивать, уменьшать или поддерживать угол отклонения забоя так, как это желательно.

Бурение направленных скважин большого диаметра (8"—12") обычно легче, чем бурение скважины малого диаметра. Утяжеленные и обычные бурильные трубы большего размера жестче и, следовательно, менее под­вержены изгибу и закручиванию в одних и тех же проходимых породах. Они также больше весят, давая бурильщику большую возможность изме­нять диапазон нагрузки на долото. И хотя и большая внешняя поверхность создает большие сопротивления на контакте со стенкой ствола, этот недос­таток менее значителен, чем достоинства, и поэтому их использование ста­ло обычной практикой в направленном бурении.

Определение радиуса искривления при наборе кривизны скважины.

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины дол­жен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела ин­тервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1.     Интенсивность искривления в обычном случае не должна превы­

шать 1,5°/10 м проходки.

2.     В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная

осевая нагрузка на долото.

3.     Должно быть исключено образование желобов в скривленных ин­

тервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оцене­

но величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > 12P/Q,

где Р — осевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Q можно при­нимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердо­сти — 20 — 30 кН, для пород твердых и крепких — 40 — 50 кН.

4.  Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испы­

тывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных

труб:

R > dE/2σò,

где d — наружный диаметр бурильных труб; Е — модуль Юнга; ат — пре­дел текучести материала труб.

5.  При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола

скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не

должны превышать предела текучести его материала:

R > 0,25L)[0,74(D -dt)-K],

где I;, d, — соответственно длина и наружный диаметр забойного двигате­ля; D — диаметр долота; К — зазор, выбираемый на основании геологиче­ских условий (К = 0 для твердых пород, К = 0,003+0,006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряже­ния, превышающие предел текучести их материала. Это требование обес­печивается при условии

R > Eêdê/2σò,

где Ек, ат — соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; dK — наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и распо­лагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

R > L2/8(dâ - dí - k),

где L — длина спускаемого в колонну погружного устройства; dB — внут­ренний диаметр эксплуатационной колонны; dH — диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; к
— зазор между внутренней стенкой об­садной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройст­ва. В большинстве случаев можно принять

к = 0,003÷0,0015 ì.

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус ис­кривления ствола скважины увеличивают на 5—10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Величину радиуса искривления корректируют на основании сравнения значения осевого усилия, возни­кающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым ее значением для данной бурильной колонны и буровой уста­новки.

Строят профиль направленной скважины следующим образом.

Чтобы построить горизонтальную проекцию, вначале наносят точку, обозначающую устье скважины, затем при помощи транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вер­тикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозна­чающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окруж­ность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (гра­ницы возможного отклонения фактической траектории ствола от проект­ной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проек­цию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проек­ции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по верти­кали.   Затем  наносят  интервалы  отдельных  участков  профиля,   которые

предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямоли­нейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.