2.3. Выбор компоновок для бурения наклонных скважин - 2.3.1. Компоновка низа бурильной колонны (кнбк) для бурения вертикальных участков

При бурении вертикальных участков необходимо обеспечить достаточную вертикальность ствола скважины, исключающую возможность встречи стволов соседних скважин. Это достигается применением отвесных или жестких компоновок, включающих над- долотные элементы соответствующих размеров (табл. 1).

Кроме того, жесткость элементов КНБК должна быть не ме­нее жесткости опускаемых обсадных труб (табл. 2 и 3).

Подробнее о КНБК для бурения вертикальных участков см. в [1, 2].

Состав некоторых КНБК, применяемых в Западной Сибири и рекомендуемых в [2], приведен в табл. 4.

Следует отметить, что при небольшой длине вертикального участка (50,100,150 м) можно использовать более простые КНБК без опорно-центрирующих элементов или с меньшим их количе­ством.

Таблица 1

Кнбк, применяемые в Западной Сибири

Д иаметр долота, мм		4 90	3 93,7	2 95,3	2 69,9
Диаметр обсадных труб, мм		426	323,9	244,5	219
Наддолотный	Минимальный диаметр, мм	387	281	220	200
э лемент	Минимальная длина, м	3,7	2,5	1,0	1,0

Таблица 2

Таблица 3

2.3.2. Кнбк для участков набора зенитного угла

Набор зенитного угла может быть осуществлен как ориенти­руемыми (искривленными), так и неориентируемыми(прямы­ми) компоновками.

2.3.2.1. Ориентируемые компоновки

Они включают в себя, как правило, узел искривления, на кон­цах которого резьба нарезана с перекосом. Ориентируемые ком­поновки используются для бурения участка набора зенитного угла и для исправления параметров кривизны, если фактический профиль скважины значительно отличается от проектного. При применении этих компоновок требуется их ориентировка относи­тельно сторон света или апсидальной плоскости.

Можно также использовать компоновки, в которых на ниж­нем конце забойного двигателя устанавливают накладку, обеспе­чивающую создание отклоняющей силы на долото.

В зависимости от места установки узла искривления, все от­клоняющие компоновки можно разделить на две группы:

• компоновки, в которых узел искривления устанавливают над забойным двигателем;

• компоновки, в которых узел искривления устанавливают между шпинделем и двигателем.

Компоновки первой группы — это односекционные турбо­буры с установленным над ними кривым переводником (КП). Они характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча отклонителя (расстояние от торца долота до узла ис­кривления) в пределах 8-11ми большим углом перекоса резьб КП — 2-3,5°. В то же время в них используются обычные се­рийные турбобуры.

Практика бурения показала, что при использовании отклони-телей первой группы (односекционные турбобуры с кривым пере­водником) большие масса и длина нижнего плеча приводят к тому, что при наборе зенитного угла отклонитель под действием силы тяжести как бы выпрямляется. В результате, по мере увели-

чения зенитного угла, интенсивность искривления ствола посте­пенно уменьшается, а радиус кривизны возрастает.

Для Западной Сибири зависимость изменения интенсивно­сти искривления от величины зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником выражается в виде [4]

, (8)

где 𝑖₁₀ — интенсивность увеличения зенитного угла, град/10 м; α — зенитный угол, град; k,b — эмпирические коэффициенты, приведенные в табл. 5.

Хотя в [4] не указана погрешность при использовании данной формулы, она, очевидно, не меньше 20 %.

Для удобства расчетов при проектировании профилей на­клонных скважин в табл. 6 приведены средние значения интен­сивности искривления и радиуса кривизны для различных интер­валов увеличения зенитного угла при использовании турбобуров с кривым переводником.

К омпоновки второй группы — турбинные отклонители (ТО), турбобуры со шпинделем-отклонителем (ШО), электробуры с ме-

ханизмом искривления (МИ) — должны иметь специальную муф-. соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать крутящий момент и осе-уеилие, обусловленное перепадом давления в двигателе, от вала двигателя к валу шпинделя. В отклонителях ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия, что обеспечивает лыдий межремонтный период работы данных отклонителей. Отклонители данной группы имеют сравнительно небольшую длину нижнего плеча (1,5-2,5 м) и меньший угол в узле искривле­ния (1-2°, чаще 1,5°), что обеспечивает, при прочих равных усло­виях, больший темп искривления и лучшую проходимость по прямолинейному стволу. Кроме того, при использовании двух-гурбинных секций данные отклонители позволяют создавать на долоте больший крутящий момент и, тем самым, большие нагруз­ки на долото.

Отклонители второй группы, имеющие значительно мень­шую длину нижней секции, меньше деформируются и обеспечивают более равномерное искривление ствола скважины.

В то же время в отклонителях первой группы магнитный пе­реводник и немагнитные трубы, позволяющие в процессе бурения контролировать положение отклонителя, азимут и зенитный угол, ближе расположены к забою, чем в двухсекционныхоткло­нителях второй группы. Это позволяет более точно прогнозиро­вать параметры кривизны на забое и, тем самым, более точно уп­равлять искривлением скважины.

Геометрические размеры отклонителей приведены в табл. 7-9.