Бурения

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 втом 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 книжней 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 трубчто 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