наклонное бурение. 1. цели и задачи направленного бурения скважин

• Название: 1. цели и задачи направленного бурения скважин
• Дата: 04.03.2019
• Размер: 0.57 Mb.
• Имя файла: наклонное бурение.doc
• Тип: Документы; #69526
• страница: 3 из 5

Опорные забойные компоновки

Стабилизатор, установленный непосредственно над долотом, действует как боковая опора.

В скважинах, составляющих с вертикалью 3° и более, утяжеленные бурильные трубы выше разгруженной части опираются на нижнюю часть стен­ки скважины, вынуждая долото прижи­маться к верхней части. При этом по ме­ре углубления ствола увеличивается угол его наклона (рис. 10.6). Такая тенденция называется опорным эффектом.

Более гибкие компоновки выше точки опоры ускоряют наращивание угла наклона ствола скважины. Утяжеленные трубы меньшего диаметра провисают и изгибаются легче, чем большего диа­метра.

Увеличение нагрузки заставляет за­бойную компоновку изгибаться далее в направлении начального прогиба. Если применяется умеренная циркуляция, достаточная для очистки долота и стаби­лизаторов, то наращивание угла наклона интенсифицируется, особенно в мягких породах.

Маятниковая компоновка

В гибких компоновках, поддерживаемых стабилизатором, установка одной или двух утяжеленных труб над долотом вместо наддолотного стаби­лизатора приводит к тому, что УБТ под стабилизатором стремятся занять вертикальное положение (рис. 10.7).

В приведенной скважине гравитационные силы на долоте действуют в направлении нижней стенки ствола, создавая при бурении условия для уменьшения угла наклона ствола скважины. Этот принцип известен как маятниковый эффект (эффект отвеса). Забойную компоновку, используе­мую для уменьшения угла отклонения от вертикали, иногда называют «падающей» компоновкой (эффект маятника также используют, чтобы со­хранить вертикальный курс в местах самопроизвольного искривления ствола).

В маятниковых компоновках расстояние, на котором должен быть ус­тановлен стабилизатор от долота, зависит от жесткости утяжеленных труб. Если используются гибкие утяжеленные трубы меньшего диаметра, то ста­билизатор желательно поместить в бурильной колонне ниже, чтобы удер­живать утяжеленные трубы от чрезмерного провисания на противополож­ную стенку скважины. Эффект маятника аннулируется, если УБТ контак­тируют с нижней стороной ствола между долотом и стабилизатором.

Утяжеленные трубы малого диаметра также способствуют уменьшению нагрузки на долото, в результате чего снижается скорость бурения. Чтобы предотвратить чрезмерное провисание в сильно искривленных скважинах, стабилизаторы могут быть установлены так низко, что долото будет создавать малое усилие или вообще не будет создавать усилия на нижнюю стенку ствола. В этих случаях подкалиберный стабилизатор, уста­новленный вблизи долота, будет способствовать постепенному уменьше­нию угла. Однако если все-таки угол невозможно уменьшить по желанию, то возникает необходимость подъема бурильной колонны и спуска откло­няющего устройства.

Комбинированная (жесткая) компоновка. Удваивание толщины стенки утяжеленной трубы увеличивает ее жесткость в 8 раз. Чтобы сохранить угол наклона ствола скважины, бурильщик может использовать комбина­цию толстостенных утяжеленных труб по возможности большого диаметра и стабилизаторов для минимизации или ограничения искривления, т.е. компоновки, ограничивающие как эффект маятника, так и эффект опоры. Такие компоновки называют комбинированными, или жесткими компо­новками (рис. 10.8).
Компоновка с забойным двигателем. Забойные двигатели могу ис­пользоваться не только для изменения угла и направления ствола, но также для бурения прямых интервалов (вертикальных или наклонных) направленной скважины.

Когда забойный двигатель применяют для сохранения угла, ребра ло­пастного стабилизатора могут быть приварены на нижнюю часть его кор­пуса, а стабилизатор установлен сразу над ним. Для ограничения трения и передачи осевой нагрузки на долото бурильную колонну иногда медленно вращают, чтобы бурение велось в прямом, уже созданном направлении. В этом случае ни кривой корпус забойного двигателя, ни кривой переводник не используются.

Особые проблемы в направленном бурении. Бурить направленные скважины труднее, чем вертикальные. Почти все обычные операции при бурении усложняются, когда скважины бурят под углом. При подъеме и спуске бурильной колонны требуется большая мощность, необходимо большее усилие на роторе для преодоления силы трения; буровой раствор и гидравлическая система требуют более внимательного отношения; при­хваты труб и поломки оборудования становятся более типичными, обсад­ные колонны труднее спускать и цементировать.

Желоб в резком перегибе ствола скважины. Многие проблемы могут быть исключены благодаря особому вниманию к интенсивности набора кривизны.

В идеале угол наклона должен увеличиваться или уменьшаться посте­пенно: обычно 6°/100 м; максимально в безопасном пределе до 15°/100 м. Однако изменение угла наклона от 6 до 15° автоматически нельзя считать безопасным. Темп изменения угла наклона должен соблюдаться на всем искривляемом интервале. Если 1° угла искривления добавляется каждые 10 м и при этом не изменяется азимут ствола, вероятно, не будет проблемы при следующем долблении.

Создание желобов в резко искривленных интервалах ствола скважины является серьезным осложнением.

Когда анализируются инклинометрические данные, должны быть уч­тены как вертикальные, так и горизонтальные изменения траектории ство­ла. Если набор кривизны произведен плавно от 8 до 12°/25 м, то темп набора угла составляет 1,7°/10 м. Но если в это же время азимутальное на­правление скважины изменено на 25°, то желобообразующий фактор ста­новится равным почти 2,5°/10 м (или более 20°/100 м), а ствол имеет вид спирали или штопора.

В верхней части сильно искривленных скважин могут образоваться желоба в форме замочной скважины (рис. 10.9). Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со сто­роны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабаты­вается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и утяжеленные бурильные трубы. Когда бурильная колонна подни­мается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине, и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока бу­дет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах ствола, чем в верхних.

Влияние геологических факторов. Иногда проходимые породы имеют тенденцию отклонять долото. Управление его направлением становится более трудным при бурении через слои­стые породы, которые залегают не го­ризонтально.

Когда угол падения пород (угол между плоскостью напластования и горизонтальной плоскостью) меньше 45°, долото стремится отклониться в сторону восстания пласта или принять положение, перпендикулярное напла­стованию. Если угол падения больше 45°, то долото имеет тенденцию бурить вниз по падению пласта, или стремится принять положение, параллельное на­пластованию. Иногда скважину плани­руют бурить, используя эти тенденции долота. В других случаях для предот­вращения влияния пород необходимо использовать жесткие забойные ком­поновки.

Долото также имеет тенденцию отклоняться горизонтально параллель­но наклонному напластованию из-за разной прочности проходимых пород. Этот эффект называют «блужданием». Даже там, где напластование горизон­тальное, вращаемое вправо долото имеет тенденцию двигаться вправо в искривленной скважине («уход» долота) .

«Блуждание» и «уход» долота труднее контролировать, чем измене­ния вертикального направления, пото­му что они не могут быть скорректи­рованы простым изменением вращения или нагружения забойной компоновки.

Если жесткая компоновка не обеспечивает контроль за «блужданием» или «уходом» долота, обычно требуется отклоняющий инструмент. В большинстве случаев, однако, буриль­щик может предвидеть влияние геологических факторов или «уход» долота и компенсировать это проводкой скважины, например, в точке начала иcкривления выбрать направление, которое отличается от показанного на плане (обычно влево) и использовать «уход» долота для проводки ствола к цели.

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 уг­лом 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.

Трение. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бу­рильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение буриль­ной колонны и увеличивает опасность истирания замков, износа и поломки труб. В мягких породах это даже может привести к образованию желоба на нижней стенке ствола.

Трение бурильной колонны о стенки ствола не может быть исключено полностью, но оно может быть уменьшено посредством использования нефтеэмульсионных буровых растворов.

Трение также затрудняет спуск обсадных колонн в направленные скважины. Колонна ложится на нижнюю стенку ствола, в результате чего цемент неравномерно распределяется по заколонному пространству. Ис­пользуя безмуфтовые обсадные колонны и центраторы, можно уменьшить трение в скважинах, центраторы также улучшают распределение цемента за колонной посредством отвода ее от стенки ствола.
10.4. 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 угла 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 уг­лом 0,5-1,5° (рис. 10.10, б);

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 присоединительных 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 тур­бобуром, рекомендуется принимать равным 1,5 — 3°;

6) долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, перевод­ник 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 металлической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные буриль­ные трубы (рис. 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 угла 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 угла — 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.
10.5. МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
Из приборов с плавиковой кислотой наиболее распространен сбрасы­ваемый в бурильную колонну аппарат В.А. Петросяна принцип действия которого основан на том, что плавиковая, или фторводородная кислота на границе с воздухом протравливает (разъедает) стекло по пери­метру горизонтального мениска.

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

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 углом к шлифованной грани пластины, равным зе­нитному углу скважины.

Аппараты изготовляют трех размеров (табл. 6).

Для измерения угла 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 6



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



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 угла и вспомогатель­ный лимб 4 для определения положения отклонителя относительно направления искривления скважины или относительно меридиональной плоскости север — юг.

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

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 гидравлическое реле 8, которое после определенной, заранее заданной и отрегулированной выдержки во времени устраняет нажатие диска. Как только диск 6 возвра­тится на свое место, фиксатор 5 закрепляет стрелки буссоли и отвеса в тех положениях, которые соответствуют азимуту и зенитному углу искривления в точке измерения. Для проверки правильности показаний инклинометра в стакан 11 можно вставить пробирку 13 с плавиковой кислотой для контрольного угла искривления замера. 13-

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 колпака 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 смены долота) извлекается из скважи­ны вместе с поднимаемой бурильной колонной.

Простейшая магнитная установка. Простейшее магнитное устройство фо­тографирует маятник, подвешенный к фотографическому диску и располо­женный над компасом (рис. 10.14). Вращающийся магнитный диск ориен­тируется на север магнитного поля Земли; маятник установлен вертикаль­но подобно отвесу. Электрический свет, сфокусированный на края диска с светочувствительной пленкой, освещает вертикальную сборку и компас. В искривленной скважине проекция вер­тикально подвешенного маятника не совпадает с центром диска компаса на фотографии.

В результате длительной работы бурильный инструмент намагничивает­ся от магнитного поля Земли, в связи с чем расположенный в нем компас дает искаженные результаты. Чтобы получить качественные магнитные данные, магнитный инструмент необходимо располагать вблизи долота в специальных бурильных трубах, металл которых трудно намагничивается (например, нержавеющая сталь или алюминий). Измерительная сборка должна быть расположена достаточно далеко от ближайшего магнитного металла. Длину и число немагнитных участков следует выбирать в зависимости от магнит­ной ситуации, угла искривления и направления скважины. Если скважина обсажена в местах измерения намагничиваемой стальной колонной, то магнитные измерения в такой скважине невозможны.

Фотографический диск должен быть помещен в камеру, периодически впускающую импульс света. Таймер, встроенный в сборку устройства, в определенные моменты времени фиксирует маятник и компас, чтобы за­фиксировать информацию об их взаимном положении.

Инструментальную сборку спускают в скважину и устанавливают в немагнитной части инструмента. Таймер включает свет, который светит мимо маятника и фиксирует его на фотографическом диске. После необхо­димой экспозиции диска свет выключается и инструмент возвращается в исходное положение. На поверхности диск проявляют и читают информацию.

На рис. 10.15 показана типичная фотография. Угол скважины прямо зависит от того, как далеко от центра находится изображение маятника.



В рассматриваемом примере центр изображения маятника находится в ок­ружности, соответствующей 15° в точке 86° на восток от севера по показа­ниям компаса. Скважина в данной точке углубляется под углом 15°. Это магнитные данные, потому что компас реагирует на магнитный полюс Земли. Север магнитного полюса удален на несколько сотен километров от северного географического полюса. Но план направленной скважины наносят на стандартные карты и схемы, базируясь на истинных сведениях, поэтому магнитные данные на диске должны быть откорректированы в гео­графические.