СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Зачастую эти отклоняющие факторы действуют совместно, но какой-либо из них имеет превалирующее значение.

При этом доказано, что для любой отклоняющей компоновки при отсутствии прогиба турбобура и разработки ствола скважины при любых соотношениях диаметров долота и турбобура, искривление ствола вследствие фрезерования стенки скважины в 4,84 раза больше, чем в результате асимметричного разрушения забоя.

Если происходит прогиб забойного двигателя, то доля искривления ствола за счет асимметричного разрушения породы на забое будет еще меньше.

Отклонители бывают:

с упругой направляющей секцией, если искривление происходит в основном за счет фрезерования стенки скважины,

с жесткой направляющей секцией - если за счет перекоса инструмента.

К наиболее распространенным отклонителям относится кривой переводник, показанный на рис. 1.

Он представляет собой обычный переводник, присоединительные резьбы которого выполнены под углом друг к другу. Этот угол составляет от 1 до 4О.

Рис. 1. Кривой переводник

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и УБТ. В результате большой жесткости УБТ в забойном двигателе возникает изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила.

Величина отклоняющей силы существенно зависит от:

1)длины забойного двигателя;

2)жесткости забойного двигателя.

Поэтому кривые переводники используются с односекционными или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями.

Интенсивность искривления скважины при применении кривых

переводников зависит от:

1)угла перекоса резьб,

2)геометрических, жесткостных и весовых характеристик компоновки,

3)режима бурения,

4)фрезерующей способности долота,

5)физико-механических свойств горных пород,

6)зенитного угла скважины.

Поэтому она колеблется в широких пределах от 1 до 6 град/10 м.

Максимальный зенитный угол, который может быть достигнут при примене-

нии кривого переводника с односекционным турбобуром, составляет 40-45О.

При необходимости достижения больших зенитных углов следует использовать укороченные или короткие забойные двигатели.

Преимущество кривого переводника - его простота и надежность (рис. 2).

Недостатки при его использовании:

ухудшаются условия работы забойного двигателя за счет упругой деформации,

интенсивность искривления из-за указанных выше факторов колеблется в широких пределах,

породоразрушающий инструмент (ПРИ) из-за наличия отклоняющей силы работает в более тяжелых условиях.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рисунок 2 – Принципиальная схема кривого переводника с изменяющимся углом перекоса

Турбинные отклонители серии ТО

(рис.3.) состоят из турбинной 1 и шпиндельной

2 секций. Корпуса секций соединяются между собой кривым переводником 3, позволяющим передавать осевую нагрузку. Крутящий момент от вала турбинной секции к валу шпинделя,

располагающихся под углом друг к другу,

передается кулачковым шарниром 4.

Максимальный угол перекоса осей присоединительных резьб кривого переводника

Ω может быть определен по формуле:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

лишены шпиндель-отклонители (рис. 4.), у которых кривой переводник 1

включен в разъемный корпус 2 шпинделя, а вал изготавливается составным,

соединенным кулачковыми полумуфтами 3. Такая конструкция отклонителя позволяет разгрузить полумуфты от гидравлических нагрузок и увеличить долговечность узлов по сравнению с турбинными отклонителями. Шпинтель-

отклонители можно эксплуатировать вместо обычного шпинделя с любым секционным турбобуром.

Угол перекоса кривого переводника серийно выпускаемых шпиндель-

отклонителей составляет 1О30', а наружный диаметр - 195 и 240 мм. За счет приближения кривого переводника к забою повышается отклоняющая способность и стабильность искривления скважины.

Наиболее простым в изготовлении является отклонитель с эксцентричной накладкой, показанный на рис. 5. В этом случае на шпинделе или корпусе забойного двигателя приваривается накладка. В результате на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила и происходит искривление скважины. Радиус R искривления ствола может быть рассчитан по формуле:

R = l/ [2 sin( + )],

при этом

sin = h/ l2

sin = (d + 2h - D)/ 2.l1

где l - длина турбобура, м; h - высота накладки, мм;

D - диаметр долота, мм;

d - диаметр забойного двигателя, мм; l1 - расстояние от торца долота до

накладки, м;

l2 - расстояние от накладки до верхнего

Рис. 5. Отклонитель с переводника турбобура, м. накладкой

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Преимущества отклонителей с накладкой искривления скважины:

наиболее стабильны по сравнению с другими отклонителями;

с увеличением зенитного угла скважины отклоняющая способность не уменьшается;

может быть использован с любым забойным двигателем.

Недостатки:

"зависание" инструмента в процессе бурения в результате трения накладки о породу. В ряде случаев, особенно в крепких породах, отмечается снижение механической скорости бурения до 50 %. Для уменьшения влияния этого фактора края накладки выполняются скошенными, она облицовывается резиной, однако проблема "зависания" сохраняется.

Упругий отклонитель - является разновидностью отклонителя с накладкой, но его конструкция позволяет в какой-то мере избавиться от недостатка. Он представляет собой накладку на шпинделе турбобура,

опирающуюся на резиновую рессору. В случае "зависания" или заклинивания инструмента происходит прогиб рессоры, что способствует свободному проходу отклонителя по скважине. Изменяя толщину рессоры, можно регулировать интенсивность искривления скважины.

Для повышения интенсивности и стабильности искривления в ряде случаев в компоновку низа бурильной колонны включается два отклонителя,

например, шпиндель-отклонитель с винтовым забойным двигателем и обычный кривой переводник. При этом, естественно, направления действия отклонителей должны совпадать.

ВЫВОД: При применении всех описанных выше отклонителей после искривления скважины на требуемую величину производится замена компоновки независимо от степени износа породоразрушающего инструмента.

Для сокращения затрат времени возможно бурение компоновкой с отклонителем с одновременным вращением колонны бурильных труб ротором.

Наиболее пригодным для увеличение диаметра скважины до 10 % от номинального является отклонитель с эксцентричной накладкой, т.к. при

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

использовании других отклонителей происходит быстрый износ забойных двигателей.

Для регулирования интенсивности искривления в процессе бурения без подъема инструмента предложено несколько конструкций отклонителей.

Однако в настоящее время серийно выпускается только отклонитель телепилот, разработанный Французским институтом нефти.

6.ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ

НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола скважины применять укороченный забойный двигатель. В целях увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные компоновки низа бурильных колонн (КНБК) в соответствии с геолого-

техническими условиями бурения (рис. 6).

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рис. 6. 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 отклонителем и кривым переводником;

д – с отклонителем;

е – с накладкой и кривым переводником;

ж – с эксцентричным ниппелем

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Для увеличения зенитного угла рекомендуются следующие компоновки:

1)долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 6, 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. 6, б);

3) долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ (рис. 6,

в); рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1 –2°; 4) долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присоедини-

тельных резьб и бурильные трубы (рис. 6, 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. 6, 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. 6, е);

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

лической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные бурильные трубы (рис. 6, ж).

Различная интенсивность искривления ствола скважины достигается за счет изменения угла перекоса осей присоединительных резьб переводника и длины прямого переводника, размещаемого между долотом и отклонителем.

При использовании эксцентричного ниппеля не следует устанавливать на шпинделе турбобура переводник длиной более 0,3 м.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Проектирование (подбор) отклоняющих компоновок включает:

1)выбор компоновки,

2)расчет ее геометрических размеров;

3)проверочный расчет.

Компоновку выбирают в зависимости от:

1)геологического разреза,

2)ожидаемого состояния ствола скважины;

3)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, если ожидается значительное расширение ствола скважины. Если требуется малая интенсивность искривления, то используют компоновки 6 и 7.

Геометрические размеры компоновки низа бурильных колонн рассчи-

тывают 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 дви-

гатель и бурильные трубы;

для уменьшения зенитного угла со средней интенсивностью – долото,

сбалансированная толстостенная труба в пределах диаметра забойного дви-

гателя длиной 3–4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

для интенсивного уменьшения зенитного угла – одну из компоновок,

используемых для набора кривизны (см. рис. 6).

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 накладкой,

приваренной к его корпусу или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

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

Функции, выполняемые бурильной колонной

Функции, выполняемые бурильной колонной определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие.

Функции в процессе механического бурения бурильная колонна:

1) является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота:

механической – при роторном бурении;

гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель);

электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель); 2) воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей

глубине скважины так же на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

3) является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостная смеси, газа); обычно рабочий агент по

внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется

вверх к устью скважины (прямая промывка);

4)служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

5)может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит:

для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

для проработки ствола скважины, осуществления промежуточных промывок с целью удаления шламовых пробок, прихваты и др.

При креплении скважины она используется:

для подготовки ствола к креплению;

спуска и установки секций обсадных колонн, хвостовиков, летучек;

цементирования скважин с целью закрепления обсадных колонн в стволе скважины и разобщения пластов.

При ликвидации осложнений и аварий, а так же проведении

исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

для закачки и продавки в пласт тампонирующих материалов;

нагнетания жидкости;

для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглощений, укрепления зон осыпаний или обвалов, установк и цементный мостов и др.;

для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому

осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

КЛАССИ Ф И К АЦ И Я БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Поскольку классификация бурильных труб, по какому-то единому

классифицирующему признаку затруднительна, их классификация может

быть произведена лишь по преобладающему признаку.

2.По способу бурения:

бурильные трубы для роторного бурения;

бурильные трубы для бурения с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД);

бурильные трубы для электробурения.

3.По назначению:

бурильные трубы;

ведущие бурильные трубы;

утяжеленные бурильные трубы;

бурильные трубы для ликвидации аварий.

4.По материалу:

стальные бурильные трубы;

легкосплавные бурильные трубы.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

5.По магнитным свойствам:

бурильные трубы из магнитных материалов;

бурильные трубы из немагнитных материалов (дюрали,

немагнитной стали).

6.По прочности материала труб:

обычной прочности (для стальных труб – из сталей различных групп прочности);

повышенной прочности.

7.По способу соединения между собой:

бурильные трубы сборной конструкции;

бурильные трубы цельной конструкции (беззамковые бурильные трубы).

В связи с появлением в последнее время длинномерных гибких труб

бурильные трубы можно классифицировать также по следующему признаку.

8.По способу составления колонны бурильных труб:

бурильные трубы стандартной длины;

непрерывные бурильные трубы.

9.По фактическому состоянию труб в процессе их эксплуатации:

бурильные трубы 1-го класса;

бурильные трубы 2-го класса;

бурильные трубы 3-го класса.

Так как классификация по этому признаку непосредственно связана с эксплуатацией труб, то содержание ее изложено в разделе 6.9.

В основу классификации труб по способу бурения (ГЗД и роторный)

положено фактическое преимущественное использование их с этими способами бурения.

Следует отметить, что в настоящее время официальной классификации,

принятой в трубной отрасли, пока не существует. Предложенную здесь

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

классификацию следует рассматривать как попытку систематизации всех

применяющихся в настоящее время бурильных труб.