Кнбк в бурении это


КНБК

Компоновки УБТ с центраторами нашли широкое применение (см. 13.1) при роторном и турбинном бурении скважин.

При выборе диаметра УБТ, входящего в состав КНБК исходят из соображений обеспечения наибольшей жесткости сечения EJ в заданных условиях бурения.

Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины (долота) должно составлять 0,75-0,85 для долот диаметром до 295,3 мм и 0,65-0,75 - для долот диаметром более 295,3 мм. Необходимо, чтобы жесткость наддолотного участка УБТ была не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Количество секций УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75. Отношение жесткостей двух рядом расположенных секций УБТ должно быть не менее 1,6-1,7. Исходя из этих соображений, необходимо выбирать количество секций УБТ в зависимости от диаметра долота

Например, при бурении долотом диаметром 393,7 мм необходимо применять УБТ, состоящие из шести секций диаметром от 178 до 299 мм. Утяжеленные трубы максимального диаметра располагаются над долотом и образуют жесткую наддолотную часть.

Выделяют два основных типа КНБК - жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость.

Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей дине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.

Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.

Схемы жестких отвесных компоновок показаны на рис. 13.1

Рис. 13.1. Схемы применяемых компоновок нижней части бурильной колонны: а-г - отвесные компоновки; д-к - жесткие компоновки; 1 - лолото; 2 - забойный двигатель или жесткая наддолотная часть УБТ (при роторном бурении); 3 - УБТ; 4 - бурильные трубы; 5 - укороченная УБТ; б - центратор; 7 - калибратор; 8 - маховик; 9 - стабилизатор

www.drillings.ru

Kомпоновки низа бурильных колонн (кнбк)

Ус-

Интервал, м

Э л е м е н т ы KHБK (до бурильных труб по расчету)

лов-

по вертикали

по стволу

техническая характеристика

ный но-

но-мер

ГOCT, OCT, МРТУ, ТУ, МУ

рассто-яние

наруж-ный

мас-

са,

угол

пере-

мер

от

до

от

до

по

типоразмер, шифр

и т.п. на

от за-

диа-

дли-

кг

коса

KHБK

(верх)

(низ)

(верх)

(низ)

по-

изготовление

боя,

метр,

на,

отк-

назначение

ряд

м

мм

м

лонит

ку

град.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1. Бурение под направление  426мм

1

0

60

0

60

1

III 490 С-ЦВ

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,500

490,0

0,500

300,0 -

Бурение под

вертикальное

2

УБТ

ТУ 14-3-835-79

25,500

203,0

25,000

4632,0 -

направление

2. Бурение под кондуктор  324мм

2

60

330

60

330

1

III 393,7 М-ЦГВ

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,450

393,7

0,450

172,0

-

Бурение верти-кального участ-

2

Калибратор

КЛС 393,7 СТ

ОСТ 39-078-79

1,550

393,7

1,100

390,0

-

ка под кондуктор

3

3ТСШI-240 (2 секция)

ГОСТ 26673-90

18,550

240,0

17,000

4206,0

-

4

Центратор над турбобуром (СТК)

-

19,620

346,0

1,070

236,0

-

5

УБТ

ТУ 14-3-835-79

44,620

203,0

25,000

4632,0

-

6

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

44,990

195,0

0,370

55,0

-

Продолжение таблицы 4.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

3

330

409

330

409

1

III 393,7 М-ЦГВ

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,450

393,7

0,450

172,0

-

Бурение участка набора зенитно-го угла меньше 12 град. под

2

Калибратор

КЛС 393,7 СТ

ОСТ 39-078-79

1,550

393,7

1,100

390,0

-

3

ТО-240 (ДРУ-240)

ГОСТ 26673-90

11,750

240,0

10,200

2507,0

2,5

кондуктор (про-

4

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

12,120

195,0

0,370

55,0

-

ектный вариант)

5

Телесистема (ЗТС)

АХ 2.788.003ТУ

20,420

172,0

8,300

400,0

-

6

УБТ

ТУ 14-3-835-79

45,420

203,0

25,000

4632,0

-

7

ЛБТ

ГОСТ 23786-79

117,420

147,0

72,000

1188,0

-

4

409

450

409

454

1

III 393,7 М-ЦГВ

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,450

393,7

0,450

172,0

-

Бурение участка стабилизации зенитного угла под кондуктор

2

Калибратор

КЛС 393,7 СТ

ОСТ 39-078-79

1,550

393,7

1,100

390,0

-

3

3ТСШI-240 (2 секция)

ГОСТ 26673-90

18,550

240,0

17,000

4206,0

-

4

Центратор над турбобуром (СТК)

-

19,620

346,0

1,070

236,0

-

5

УБТ

ТУ 14-3-835-79

44,620

203,0

25,000

4632,0

-

6

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

44,990

195,0

0,370

55,0

-

7

ЛБТ

ГОСТ 23786-79

116,990

147,0

72,000

1188,0

-

5

60

450

60

454

1

III 393,7 М-ГВ

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,450

393,7

0,450

172,0

-

Шаблонировка

(проработка)

ствола скважины

перед спуском

2

Калибратор

КЛС-393,7 СТ

ОСТ 39-078-79

1,550

393,7

1,100

390,0

-

3

3ТСШI-240 (2 секция)

ГОСТ 26673-90

18,550

240,0

17,000

4206,0

-

кондуктора

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

43,550

203,0

25,000

4632,0

-

5

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

43,920

195,0

0,370

55,0

-

Продолжение таблицы 4.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

3. Бурение под промежуточную колонну  245мм

6

450

1100

454

1115

1

295,3 NU-53X-R37

(III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,425

295,3

0,425

88,8

-

Бурение участка стабилизации зе-нитного угла под промежуточную колонну

2

Калибратор

КЛС 295,3 СТ

ОСТ 39-078-79

1,525

295,3

1,100

320,0

-

3

3ТСШI-240 (2 секция)

ГОСТ 26673-90

18,525

240,0

17,000

4206,0

-

4

Центратор (СТК)

ОСТ 39-078-79

3,5-4,0

280,0

0,500

20,0

-

5

УБТ

ТУ 14-3-835-79

43,525

203,0

25,000

4632,0

-

6

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

43,895

195,0

0,370

55,0

-

7

ЛБТ

ГОСТ 23786-79

115,895

147,0

72,000

1188,0

-

7

450

1100

454

1115

1

295,3 NU-53X-R37

(III 295,3 МСЗ-ГНУ-R37)

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,420

295,3

0,420

77,0

-

Шаблонировка

(проработка)

ствола скважины

перед спуском промежуточной колонны

2

Калибратор

КЛС 295,3 СТ

ОСТ 39-078-79

1,525

295,3

1,100

320,0

-

3

3ТСШI-240 (2 секция)

ГОСТ 26673-90

18,520

240,0

17,000

4206,0

-

6

УБТ

ТУ 14-3-835-79

43,520

203,0

25,000

4632,0

-

7

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

43,890

195,0

0,370

55,0

-

4. Бурение под эксплуатационную колонну  168мм

8

1100

1995

1115

2031

1

215,9 V-51X-R155

(III 215,9 МЗГВ R155)

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,345

215,9

0,345

36,4

-

Бурение под эксплуатацион-ную колонну на участке стабили-

2

Калибратор

9КП 215,9 МСТ

ОСТ 39-078-78

1,005

215,9

0,660

59,0

-

3

ЗТСШI-195 (3 секции)

ГОСТ 26673-90

28,505

195,0

25,700

4740,0

-

зации

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

53,505

178,0

25,000

3635,0

-

5

Обратный клапан

КОБ-195

ОСТ 39-096-79

53,875

195,0

0,370

55,0

-

Продолжение таблицы 4.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

9

1995

2215

2031

2394

1

215,9 МХ-09

импортное

0,350

215,9

0,350

37,0

-

Бурение под эксплуатационную колонну на втором участке набора угла

2

Калибратор

10-КП 215,9 СТ

ОСТ 39-078-79

0,800

215,9

0,450

50,0

-

3

ДРУ-172

ТУ 3664-001-12033648-99

6,895

172,0

6,095

820,0

3,5º

4

Переливной клапан

7,465

172,0

0,570

59,0

-

5

Телесистема забойная (ЗТС)

АХ 2.788.003.ТУ

15,765

172,0

8,300

400,0

-

6

Немагнитные УБТ

Импортное

33,765

165,0

18,000

2317,0

-

10

1100

2215

1115

2394

1

III 215,9 С-ГВ-R192

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,350

215,9

0,350

35,0

-

Шаблонировка

(проработка)

ствола скважины

перед спуском эксплуатацион-

2

ДРУ-172

ТУ 3664-001-12033648-99

6,445

172,0

6,095

820,0

-

3

Переливной клапан

7,015

172,0

0,570

59,0

-

4

Немагнитные УБТ

импортное

25,015

165,0

18,000

2617,0

-

ной колонны

5. Бурение под колонну-хвостовик  114мм

11

2215

2235

2394

2794

1

139,7 AU-LS54X-R208

(III 139,7 СЗ-ГАУ-R208)

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,230

139,7

0,230

13,5

-

Бурение под ко-лонну-хвостовик

2

Калибратор

5 КС 139,7 СТ

ОСТ 39-078-79

0,640

139,7

0,410

40,0

-

3

ДРУ-127

ТУ 3664-001-12033648-99

5,765

127,0

5,125

396,0

3,5º

4

Переливной клапан

6,195

127,0

0,430

26,0

-

5

Немагнитные ДУБТ

импортное

14,195

121,0

8,000

560,0

-

6

Телесистема забойная

7

Немагнитные ДУБТ

импортное

22,195

121,0

8,000

560,0

-

Продолжение таблицы 4.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

12

2215

2235

2394

2794

1

III 139,7 С-ЦВ

ТУ 3664-874-

-05749/80-98

0,230

139,7

0,230

11,0

-

Шаблонировка

(проработка)

ствола скважины

перед спуском колонны-хвосто-вик

2

ДРУ-127

ТУ 3664-001-12033648-99

5,355

127,0

5,125

396,0

-

3

Переливной клапан

5,785

127,0

0,430

26,0

-

4

Немагнитные ДУБТ

импортное

21,785

121,0

16,000

1120,0

-

Примечания: 1. При строительстве скважин допускается применение других забойных двигателей, долот и элементов КНБК с учетом технологического опыта бурения горизонтальных скважин на месторождениях Среднего Приобья, в том числе импортного производства при наличии их поставок и при соблюдении требований пп. 1.2.19; 1.2.20; 2.2.9

2. При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнего долбления, в том числе интервал набора зенитного угла при бурении и перед спуском колонн прорабатывается компоновкой для набора зенитного угла.

3. Контроль за траекторией ствола скважины, начиная из-под промежуточной колонны, предусматривается производить с использованием отечественных забойных телеметрических систем (ЗТС). В зависимости от поставок и договоров с сервисными фирмами рекомендуются следующие ЗТС с электромагнитным каналом связи:

- АТ-3; АТ-31; ЗИС-4 (ВНИИГИС г.Октябрьский), выпускаются: гг.Октябрьский, Тюмень, Ноябрьск, Томск и др.;

- ЗТС-172М;

- ЗТС-42, ЗТС-54 (НПК “Геолектроника” г.Тверь).

Возможно применение зарубежных ЗТС с модуляционным гидроканалом фирмы “Анадрил-Шлюмберже” или с пульсационным гидроканалом фирмы “Спери-Сан” при наличии контрактов на закупки оборудования и сервисное обслуживание бурения.

4. Контроль за траекторией ствола скважины, начиная из-под промежуточной колонны, предусматривается производить с использованием отечественных забойных телеметрических систем (ЗТС). В зависимости от поставок и договоров с сервисными фирмами рекомендуются следующие ЗТС с электромагнитным каналом связи:

- АТ-3; АТ-31; ЗИС-4 (ВНИИГИС г.Октябрьский), выпускаются: гг.Октябрьский, Тюмень, Ноябрьск, Томск и др.;

- ЗТС-172М;

- ЗТС-42, ЗТС-54 (НПК “Геолектроника” г.Тверь).

Продолжение примечания к таблице 4.2:

Возможно применение зарубежных ЗТС с модуляционным гидроканалом фирмы “Анадрил-Шлюмберже” или с пульсационным гидроканалом фирмы “Спери-Сан” при наличии контрактов на закупки оборудования и сервисное обслуживание бурения.

5. При использовании телесистемы в компоновку тяжелых бурильных труб включать Ясс отечественного либо импортного производства.

6. Для возможности очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 “Барс” АОЗТ НП “ЮКОН” 625053, г.Тюмень, а/я 2604 ул.Дружбы, 201.

7. При замене компоновок (КНБК) или замене опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует обратить внимание при СПО бурильной колонны на следующее:

7.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.

7.2.Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения их зацепления.

8. В соответствии с требованиями п. 2.7.1.10, долото для разбуривания цементных стаканов, устройств ступенчатого цементирования, должно иметь срезанные периферийные зубья.

Tаблица 4.3

studfiles.net

2.3 Комплект кнбк по интервалам бурения

Особое место на территории Тюменской области занимает кустовое строительство скважин, позволившее в труднодоступном заболоченном и за­селенном регионе успешно осуществлять на насыпных островах строитель­ство необходимого числа скважин для обеспечения быстрого наращивания темпов добычи нефти и газа.

Кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сокра­тить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатацион­ными скважинами, а также дорогами и проложенными к ним трубопровода­ми. Учитывая, что с куста бурят наклонно-направленные скважины, в качест­ве основного способа бурения выбираем бурение с использованием забойно­го двигателя - турбобура, и только для бурения под направление используют роторное бурение.

Компоновка низа бурильной колонны:

Вертикальный участок 0-70

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240, Т12РТ-240

3) Обратный клапан

4) УБТ-178x90-12м

5) ТБПК127х 9 - ост

Участок набора зенитного угла 70-18,9

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240

3) Кривой переводник КП 2-2,5 град.

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ-178x90-12м

6) ЛБТ-147х11-48м

7) ТБПК127х9-ост

Участок добуривания под кондуктор 218,9- 410

1) Долото 295,3 СГНУ Я-58

2) Калибратор 13КИ 295,3 МСТ

3) ТСШ-240

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ- 178x90 -12м

6) Центратор

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК127х9-400м

9) ЛБТ-147х11 - остальные

Участок стабилизации зенитного угла 410-2209

1) Долото 215,9МЗГВК-155

2) Калибратор 9К-215,9МС

3) Центратор 210-214 мм

4) ЗТСШ-195

5) Обратный клапан БОКС 178

6) УБТ-178x90-24м

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК 127x9-400м

9) ЛБТ-147х11 -остальные

Участок падения зенитного угла 2209-3038

1) Долото 215,9 МЗГВЯ-155

2) ЗТСШ-195

3) УБТ-178x90-24м

4) ЛБТ-147х11-48м

5) ТБПК127х 9 400 м

6) ЛБТ-147x11 –остальные

2.4 Виды и параметры бурового раствора

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Родниковом месторождении для бурения скважин под кондуктор применяют глинистые буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м3; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см3 . В глинистых растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.

Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции: выносить шлам на поверхность, предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины, обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов, создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом, быть экологическим чистым, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления, иметь стабильные во времени свойства, передавать гидравлическую мощность забойным двигателям и др. Бурение из под кондуктора начинается с промывкой скважины технической водой с параметрами 1060 - 1100 кг/м3. При дальнейшем бурении скважины раствор получается самозамесом с увеличением плотности и вязкости. Дальнейшее бурение ведется с последующей наработкой раствора. Продуктивный пласт вскрывается на глинистом растворе с низким показателем водоотдачи В = 6-4 см3/ЗОмин. с целью сохранения максимального дебита скважин.

Таблица 15 - Типы и параметры бурового раствора

Тип раствора

Интервал м

Параметры бурового раствора

От (верх)

До (низ)

Плотность,

г/см3

Вязкость, сек

Водоотдача,

см3/30мин

СНС, мгс/см2

через

Толщина корки, мм

Содержание песка, %

pH

1 минуту

10 минут

Глинистый

0

410

1,16

-

1,18

50-

60

8-6

15

25

1,5

1,5

-2

7-

8

Тех. вода,

Естественный глинистый

410

1000

1,0-

1,08

15-

20

15-

10

0-5

0-10

1,5-1

1

6-

7

Естественный

глинистый

1000

2250

1,10

-

1,14

23-

25

8-6

5-10

10-

15

1,5-

0,5

1 ,

7-

8

Естественный

глинистый

2250

3038

1.14

-

1.16

25-

27

6-4

5-10

10-

15

0,5

0,5

7-

8

studfiles.net

Типы КНБК, применяемые для бурения различных интервалов наклонно-направленной скважины. Принцип выбора КНБК

Ответ на вопрос: «Типы КНБК, применяемые для бурения различных интервалов наклонно-направленной скважины. Принцип выбора КНБК».

Технические и технологические причины приводят к самопроизвольному искривлению скважины вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны, перекос оси долота относительно оси скважины. Для исключения этих процессов или снижения вероятности их возникновения необходимо: а) увеличить жесткость низа бурильной колонны; б) исключить зазоры между центраторами и стенкой скважины; в) снизить нагрузки на долото;

г) периодически вращать бурильную колонну.

Для выполнения условий а) и б) необходима установка не менее двух полноразмерных центраторов: над долотом и на корпусе забойного двигателя (либо на корпусе УБТ).

Установка 2-х — 3-х полноразмерных центраторов позволит увеличить жесткость низа бурильной колонны и уменьшить вероятность искривления даже без снижения осевой нагрузки на долото.

    Искусственное искривление скважин применяется с целью:
  1. добычи нефти и газа из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами;
  2. экономии отводимых под строительство буровых плодородных земельных участков, лесов и др.;
  3. экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;
  4. сокращения средств и времени на строительно-монтажные работы и обслуживание при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;
  5. обхода зон катастрофических поглощений, обвалов и аварий в стволе скважины;
  6. вскрытия продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;
  7. проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);
  8. вскрытия продуктивных пластов, залегающих под дном морей, рек, озер, болот, каналов, строений;
  9. проходки нескольких скважин с буровых оснований, морских платформ, эстакад;
  10. бурения стволов для глушения открытых фонтанов и тушения пожаров;
  11. перебуривания части ствола скважины;
  12. вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа и увеличения дебита скважины;
  13. многозабойного вскрытия продуктивного пласта;
  14. газификации строго по угольному пласту и подземному выщелачиванию.

Существует два способа бурения наклонных скважин — роторный и с применением забойного двигателя.

Роторный способ представляет собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону). В качестве отклоняющего устройства применяется отклоняющий клин, на западе он называется wipstock.

Отклоняющий клин — толстостенная обсадная труба, разрезанная по диагонали на две части. По месту разреза приваривается желоб. Клинья могут устанавливать стационарно и съемно, предварительно ориентируя желоб в заданном азимуте. При бурении долото скользит по желобу, что приводит к искривлению скважины на заданном участке.

С применением забойных двигателей

Неориентируемая

На практике же для достижения стабилизации (при бурении условно вертикальных или наклонно прямолинейных участков) устанавливают 2—3 полноразмерных центратора в расчетных местах. Дальнейшее перемещение центратора от долота превращает эту систему в КНБК для снижения величины зенитного угла. Ее называют «отвесной» компоновкой.

С помощью одного полноразмерного центратора, устанавливаемого в различных местах низа бурильной колонны, можно управлять величиной и знаком отклоняющей силы на долоте, т.е. увеличивать, стабилизировать и уменьшать вели- чину зенитного угла скважины.

Ориентируемая

С целью управления зенитным углом и азимутом, т.е. для управления пространственным искривлением используют на практике все возможные отклоняющие устройства, основным элементом которых является кривой переводник (КП).

Назначение КП — создать искусственный изгиб в нижней части компоновки, т.е. провоцировать процессы фрезерования стенки скважины и асимметричного разрушения забоя. КП могут иметь углы перекоса в 1°; 1°30′; 2°; 2°30′; 3°; 3°30′ и 4°.

Чем ближе КП установлен к долоту, тем выше интенсивность изменения параметров кривизны. Для управления пространственным искривлением скважины необходимо ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту. С этой целью строится так называемый магнитный круг.

Причем в зависимости от того, в каком положении находится отклонитель, будут зависеть параметры искривления скважины на данном участке. Рис. 1. Таким образом, при работе отклонителя в I четверти (значения по магнитному кругу 271—359°) получаем рост зенитного угла и рост азимута); во II четверти (1—89°) получаем рост зенитного угла и уменьшение азимута; в III четверти (91—179°) получаем падение зенитного угла и уменьшение азимута; в IV четверти (181—269°) получаем падение зенитного угла и увеличение азимута.

КП устанавливаются в различных местах: между шпинделем и нижней секцией турбобура — реже между нижней и верхней секциями турбобура; над односекционным турбобуром; в нижней части объемного (винтового) двигателя.

В России широкое применение в качестве отклонителей находят винтовые забойные двигатели. При меньших габаритах (по сравнению с турбобурами) они обладают большими мощностями, крутящим моментом и меньшей частотой вращения, что выгодно их отличает от турбобуров. Винтовые двигатели являются основными забойными двигателями — отклонителями и за рубежом.

    Современные забойные двигатели — отклонители:
  1. турбинные — ОТС, ОТ, ОШ — специально сконструированные;
  2. турбобуры с кривыми переводниками;
  3. винтовые типа Д1, Д2; для горизонтального бурения ДГ;
  4. электробуры с МИ типа Э170-8; Э185-8; Э215-8; Э240-8; Э250-16.

Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над ним, а также компоновки с отклонителем Р-1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола. Рис. 2. Отклонитель Р-1.

Рис. Откланяющее устройство с накладкой: 1 — бурильные трубы; 2 — кривой переводник; 3 — турбобур; 4 — накладка; 5 — долото.

Основное условие эффективного управления траекторией долота — обеспечение минимального зазора (либо полное исключение его) между наружным диаметром центратора и стенкой скважины. Необходимо исключить либо значительно уменьшить износ рабочих элементов во время спускоподъемных операций и добиться полноразмерности центраторов в процессе работы долота. В значительной мере этим требованиям отвечают центраторы с изменяемой геометрией центрирующих элементов.

Компоновки низа бурильной колонны для роторного бурения

Роторные компоновки обычно проектируются для бурения участков набора, падения или стабилизации зенитного угла скважины. Поведение любой роторной компоновки регулируется путем изменения диаметра и положения центраторов в пределах первых 36 м от забоя. На рис. 3-1 дана типичная компоновка низа бурильной колонны для набора зенитного угла скважины. Роторная компоновка для набора зенитного угла требует прогиба утяжеленной бурильной трубы между первым и вторым центраторами. Прогиб приводит к наклону долота (ВТ) и созданию боковой силы на долоте (ВSF), направленной в сторону верхней стенки ствола.

Интенсивность набора зенитного угла для этой компоновки увеличивается с увеличением расстояния между первым и вторым центраторами. По мере увеличения расстояния между центраторами будет увеличиваться прогиб бурильной трубы, тем самым увеличивая наклон долота (ВТ) и боковую силу на долоте (ВSF). Когда прогиб утяжеленных-бурильных труб увеличится до того, что они коснутся нижней стенки скважины, наклон долота и боковая сила на долоте достигнут своих максимальных значений; что даст максимальную интенсивность набора зенитного угла этой компоновки.

На рис. 3-3 показана типовая маятниковая компоновка, или компоновка для участка падения зенитного угла. Роторная компоновка для изменения зенитного угла требует по крайней мере одного центратора, но часто включает три центратора.

Интенсивность падения зенитного угла для этой компоновки регулируется путем: Изменения расстояния между долотом и первым центратором. Если расстояние между долотом и первым центратором увеличивается, сила тяжести прижимает долото к нижней стенке скважины, увеличивая направленные вниз наклон долота и боковую силу на долоте. Если расстояние между долотом и первым центратором слишком велико, долото начнет изгибаться вверх и интенсивность падения зенитного угла достигнет максимума. Обычно расстояние между долотом и первым центратором будет примерно 9 м. На рис. 3-5 дана типовая компоновка для стабилизации зенитного угла, или жесткая компоновка. Эта компоновка снижает склонность скважины к искривлению и обычно содержит три или более центратора, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга. Диаметр и расположение центраторов приводят к снижению наклона долота и боковой силы на долото.

Компоновки низа бурильной колонны с забойным двигателем

Для зенитных углов менее 200 максимальная интенсивность резкого перегиба скважины имеет место в том случае, когда место перекоса расположено на расстоянии около 10 м от долота.

Эта интенсивность эквивалентна интенсивности в случае применения прямого забойного двигателя с кривым переводником. По мере увеличения зенитного угла максимальная интенсивность резкого перегиба имеет место тогда, когда перекос расположен на расстоянии примерно в 2,5 м от долота. Эта компоновка представляет собой типичную компоновку с изогнутым корпусом. Данный график подтверждает часто упоминаемый факт, что компоновка с изогнутым корпусом неэффективна в качестве компоновки для отклонения скважины. Причина такой характеристики компоновки показана на рис: 3-8. По мере увеличения зенитного угла скважины сила тяжести прижимает верхний конец забойного двигателя с изогнутым корпусом к нижней стенке скважины и увеличивает боковую силу на долоте (ВSF). Компоновка с кривым переводником при небольшом зенитном угле скважины вначале создает большую боковую силу на долоте. На рис. 3-9 показан забойный двигатель с изогнутым корпусом с одним центратором на корпусе шпинделя и одним центратором над рабочей секцией забойного двигателя. Дополнительные центраторы улучшают работу компоновок, включающих забойный двигатель с регулируемым углом перекоса при небольших зенитных углах скважины.

Рис. 3-12.

На рис. 3-12 показан забойный двигатель с изогнутым корпусом и накладкой или эксцентричным корпусом вместо нижнего центратора. Накладку можно считать как смещенный центратор. Такие конструкции компоновок регулируемым углом перекоса дают большие возможности менять проектные интенсивности набора угла, так как накладка позволяет моделировать центратор любого диаметра.

Забойные двигатели с двумя перекосами

Забойные двигатели с двумя перекосами – это двигатели, имеющие один перекос у соединительного шарнира вала (как изогнутый корпус у двигателя с одним перекосом) и перекос между рабочей секцией и перепускным клапаном в верхней части забойного двигателя. Второй (верхний) перекос может быть постоянным или регулируемым.

Двигатели с двумя перекосами будут набирать зенитный угол с более высокой интенсивностью, чем двигатели с одним перекосом, но их нельзя вращать.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

www.megapetroleum.ru


Смотрите также