Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное \бурение горизонтальных скважин

ГЛАВА 2 Раздел 3

Проектирование КНБК

 

 

     Проектирование компоновок низа бурильной колонны

 

0дним из самых важных моментов строительства любой направленной сква­жины, и особенно  горизонтальной, является компоновка низа бурильной колонны. В этом разделе обсуждаются основы  теории работы компоновок низа бурильной ко­лонны (ВНА). В следующих разделах будут  рассмотрены конкретные компоновки для бурения скважин с большим и средним радиусами  искривления и компоновки, приме­няемые для бурения горизонтального участка.

Поведение роторных компоновок и компоновок с забойным двигателем может быть точно  смоделировано с возможностью проверки моделей компоновок с помощью промысловых данных. По  мере развития компьютерных технологий, позволяющих проводить накопление банка данных о  работе компоновок низа бурильной колонны, возможности создавать и настраивать модели будут  улучшаться. В этом разделе обсу­ждается современные представления механики управления  поведением роторных ком­поновок и компоновок с забойными двигателями.

 

Компоновки низа бурильной колонны (ВНА) 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 (120 фут.) от забоя.  Дополнительные центраторы, установленные выше, будут мало влиять на характеристику компоновки.

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) (рис.3-2). 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. Увеличение расстояния между центраторами сверх этого  расстояния при­ведет к увеличению длины контакта между утяжеленными бурильными трубами и  стенкой скважины. Дальнейшего увеличения интенсивности набора зенитного угла не произойдет.  Вообще говоря,   утяжеленные   трубы будут прогибаться,    касаясь стенки

Рисунок 3-1: Типовая ком­поновка низа бурильной колонны для набора зенит­ного угла

Рисунок 3-3. Типовая ма­ятниковая компоновка, или компоновка для участков падения  зенитного угла

Рисунок 3-4. Увеличение расстояния между первым и вторым центраторами

скважины в том случае,  когда расстояние между центраторами больше 18 м (60 фут.). Величина прогиба будет также  зависеть от диаметра скважины по сравнению с диа­метром утяжеленной бурильной трубы,  диаметра центраторов по отношению к диа­метру скважины и нагрузки на долото.

            Расстояния между долотом и первым центратором. Короткий переводник между долотом и  первым центратором увеличит боковую силу на долоте, что приведет к уве­линению интенсивности  набора зенитного угла. Если это расстояние будет расти дальше, сила тяжести будет стремиться  приблизить долото к нижней стенке скважины, что приведет к снижению боковой силы на долоте   (ВSF) и  наклону долота в    сторону

Рисунок 3-2. Схема действия боковой силы на долоте                       

 

нижней степени. Вообще, чтобы компоновка сохраняла  способность набирать зенит­ный угол, расстояние между долотом и первым центратором должно  быть меньше 2 м (б фут.). Эффективность этого переводника также будет зависеть от нагрузки на  до­лото, диаметра первого центратора и расстояния между первым и вторым центрато­рами.

            Диаметра первого центратора относительно второго центратора. Этот эффект будет небольшим по  сравнению с двумя первыми и будет заметен только тогда, когда прогиб утяжеленных бурильных  труб не позволяет им касаться стенок скважины. Влияние диаметра центратора будет  определяться диаметрами центраторов и утяже­ленных бурильных труб относитепьно диаметра  скважины и нагрузкой на долото.

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. Иитен­сивность падения зенитного угла для этой  комлоновки 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 (30 фут.). Интенсивность падения зенитного угла будет также  зависеть от диаметра скважины относительно диаметра утяжеленных бурильных труб и диаметра  центратора и нагрузки на долото.

            Увеличения расстояния между вторым и третьим центраторами. Это расстояние должно быть  достаточно большим, чтобы дать возможность образоваться прогибу утяжеленных бурильных  труб что позволит утяжеленным бурильным трубам между первым и вторым центраторами  изогнуться вверх (рис. 3-4). Если расстояние между первым и вторым центраторами слишком  велико, утяжеленные бурильные трубы будут прогибаться к нижней стенке скважины вместо того,  чтобы изгибаться вверх. Это при­ведет к формированию компоновки для увеличения зенитного  угла вместо компоновки для уменьшения зенитного угла. Вообще расстояние между первым и  вторым центра­торами должно быть 9 м (30 фут.), а расстояние между вторым и третьим  центраторами должно быть примерно 18 м (60 фут.). Интенсивность падения зенитного

угла для  компоновки достигнет максимума в том случае, когда расстояние между вто­рым и третьим  центраторами позволит утяжеленным бурильным трубам провиснуть и коснуться стенки скважины.  Интенсивность падения зенитного угла будет также зави­сеть от нагрузки на долото и диаметра  центраторов и утяжеленных бурильных труб относигельно диаметра скважины.

            Уменьшения диаметра первого центратора. Его эффект будет небольшим по сравнению с двумя  первыми факторами. Влияние диаметра центратора будет зависеть от диаметра центратора и  утяжеленных бурильных труб относительно диаметра сква­жины и нагрузки на долото.

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. Компоновка может  быть спроектирована с тенден­цией слабого набора или падения зенитного угла для компенсации  тенденции влияния горных пород. В некоторых местах для 6орьбы с влиянием геологических  факторов могут потребоваться дополнительные центраторы (рис. 3-5)

Рисунок 3-5. Типовая компоновка для ста­билизации зенитного угла, или жесткая  ком­поновка

Рисунок 3-6. Компоновка с изогнутым корпусом забойного двигателя с регули­руемым  углом перекоса без центраторов

Компоновки низа бурильной колонны с забойным

двигателем

Компоновки с забойным двигателем являются универсальными и применяются во всех участках  направленных и горизонтальных скважин. Они используются для от­клонения от вертикали и набора  зенитного угла, бурения участков стабилизации зе­нитного угла и обеспечивают точное управление  траекторией скважины. Проектирова­ние компоновки с забойным двигателем будет зависеть от целей  спуска компоновки. Как в случае с роторными компоновками, характеристика компоновки с забойным  двигателем также изменяется с помощью кривых переводников и изогнутых корпусов. Некоторые  компоновки с забойным двигателем проектируются с возможностью вра­щения, а другие без  вращения. Вращаемые компоновки называются "компоновки, включающие забойный двигатель с  регулируемым углом перекоса", так как они допус­кают попеременно вращение и ориентирование для  точного направления скважины по намеченной траектории.

 

Рисунок 3-7. График характеристики интенсивности резкого перегиба скважины

 

На рис. 3-7 показан изогнутый корпус компоновки, включающей забойный дви­гатель с  регулируемым углом перекоса (SMA) без каких-либо центраторов. Действие этой компоновки  чувствительно к зенитному углу и положению зоны изгиба. На рис. 2-32 показана характеристика  интенсивности  резкого перегиба скважины в зависимо­сти от расстояния между долотом и перекосом  для зенитных углов менее и более 20⁰. Для зенитных углов менее 20⁰ максимальная интенсивность  резкого перегиба сква­жины имеет место в том случае, когда место перекоса расположено на  расстоянии  около 10 м (30 фут.) 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 (8 фут.) 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.

Рисунок 3-10. Сравнение интенсивности резких перегибов для компоновок, включаю­щих  забойный двигатель с регулируемым углом перекоса, с центраторами и без них   Рисунок 3-11. Сравнение интенсивности резких перегибов для компоновок с  регули­руемым углом перекоса		На рис. 3-10 показана зависимость интенсивности резких перегибов от зенит­ного угла скважины для  гладкой компоновки, включающей забойный двигатель с ре­гулируемым углом перекоса, и  компоновки с центратором на забойном двигателе и центратором, установленным над забойным  двигателем.  Следует отметить, что компо­новка с цен­траторами характеризуется большей  интенсивностью резких перегибов при неболь­шом зенитном угле и достигает меньшего  максимального зенитного угла, чем гладкая компоновка. В целом, чем больше диаметр верхнего  центратора, тем более эффективна эта компоновка в точке отклонения скважины от вертикали и при  высоких зенитных углах максимальная интенсивность резкого перегиба будет ниже. Чем больше  диаметр нижнего центратора, тем более эффективно будет работать эта компоновка при всех  зенитных углах скважины.
Рисунок 3-12. Забойные двигатели с экс­центричным корпусом/накладкой	На рис. 3-11 сравниваются интен­сивности резких перегибов в зависимости от ориента­ции направления  действия от­клонителя для компоновок, включающих забойный дви­гатель с регулируемым уг­лом  перекоса, без центраторов и с центра­торами. Гладкая компоновка очень чувст­вительна к ориентации  направления дей­ствия отклонителя. Она дает максималь­ную интенсивность резкого прегиба при  направлении действия отклонителя к верхней стенке скважины (ТFО - 0 град.) и минимальную при  повороте ( ТО - 90 и 270 град.). Компоновка с центраторами характеризуется меньшей  чувстви­тельно­стью к ориентации направления действия отклонителя (ТFО). При уменьшении диа­метра  центраторов компоновка стано­вится более чувствительной к ориентации на­правления действия  отклонителя. 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 с регулируемым углом перекоса дают большие возможно­сти менять  проектные интенсивности на­бора угла, так как на­кладка позволяет мо­делировать центратор любого  диаметра: от диаметра  меньше диа­метра скважины до диаметра больше диаметра скважины.

 

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.

Далее приведены различные конструкции забойных двигателей с двумя переко­сами и  типовые компоновки низа бурильной колонны, используемые при бурении раз­личных участков  горизонтальных скважин.

 

 

 

Рисунок 3-13. Конструкции двигателей с двумя изгибами

 

 

Рисунок 3-8. Иллюстрация взаимодейст­вия компоновки с забоем и стенкой сква­жины

Рисунок 3-9. Двигатель с изогнутым кор­пусом с центраторами

 

Рисунок 3-14.          Компоновка с регули­руемым углом перекоса без центраторов.	Рисунок 3-15.Компоновка с забойным двигателем с одним перекосом
Рисунок 3-16  Компоновка с забойным двигателем с одним перекосом и наклад­кой	Рисунок 3-17. Компоновка, включающая забойный двигатель с одним перекосом,                                         с верхним и ниж­ним центраторами
Рисунок 3-18.  Компоновка, включающая забойный двигатель с двумя перекосами, на­кладкой и центраторами.	Рисунок 3-19.  Компоновка с забойным двигателем с одним перекосом для сред­него угла
Рисунок 3-20.   Компановка, включающая забойный двигатель с двумя перекосами,                                                   накладкой и центратором	Рисунок 3-21  Компоновка с забойным двигателем с двумя перекосами и длинной пря­мой лопастной накладкой

 

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное \бурение горизонтальных скважин