Заканчивание скважин. 1. геология 5 1Геология района 5
 Скачать 0.95 Mb.
|
Патентные исследованияКОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ RU 2236538 C1 Изобретение относится к техническим средствам для бурения наклонных и горизонтальных скважин, в том числе с применением длинномерных гибких труб. Компоновка низа бурильной колонны состоит из последовательно размещенных на бурильной колонне труб долота, центраторов, забойного двигателя и утяжеленной бурильной трубы. Компоновка снабжена двигательной эксцентричной рабочей парой, состоящей из корпуса, в котором установлен винтовой элемент, жестко соединенный с колонной бурильных труб. На обоих концах корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями. На наружной поверхности корпуса и переводников размещены ребра, установленные под углом к оси компоновки. Обеспечивается точность проводки скважин с использованием длинномерных гибких труб. 2 ил.  Изобретение относится к техническим средствам для бурения наклонных и горизонтальных скважин, в том числе к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга). Известна компоновка низа бурильной колонны (КНБК), включающая бурильный инструмент и уипсток, с помощью которого изменяют направление ствола скважины, и производится его перебуривание. Однако эта компоновка при использовании забойных двигателей при бурении скважин особенно малого диаметра практически не применяется из-за трудностей ориентирования, особенно если применяются длинномерные гибкие трубы, т.к. при их использовании затруднено точное ориентирование как долота, так и уипстока. Ближайшим техническим решением, выбранным за прототип, является компоновка низа бурильной колонны, состоящая из последовательно размещенных на колонне труб долота, забойного двигателя, утяжеленных труб, центраторов [2]. Использование этой компоновки не позволяет исключить влияние реактивного момента, распространяющегося от забойного двигателя по колонне. Включенные в компоновку низа утяжеленные трубы (УБТ) и центраторы для снижения его влияния не решают задачу. А в наклонных и горизонтальных скважинах с участками малого радиуса искривления их нельзя ставить, т.к. это при их высокой жесткости и большей длины, чем забойный двигатель, приводит к аварии - заклинке бурильного инструмента. При недостаточной длине УБТ, чтобы сохранить направление ствола, например при бурении с кривым переводником, необходимо "подкручивать" колонну труб, нейтрализуя действие закручивающего в обратную сторону реактивного момента забойного двигателя. Компоновка практически не применима при использовании длинномерных гибких труб, т.к. процесс необходимого "подкручивания" становится из-за их низкой жесткости практически непредсказуемым и неуправляемым. При бурении с использованием колонны длинномерных гибких труб на наклонных и горизонтальных участках она подвержена одновременному действию целого комплекса нагрузок, а также действию крутящего реактивного момента от забойного двигателя. Особые сложности возникают при бурении горизонтальных стволов, когда необходимо строго выдерживать направление, что можно только осуществлять, производя непрерывное "подкручивание" колонны, чтобы снять отрицательное воздействие крутящего реактивного момента от забойного двигателя на колонну. Однако процесс "подкручивания" производится после контрольных замеров, т.е. дискретно. В результате процесса проводки горизонтального ствола в одном и том же направлении носит характер неупорядоченный, скачкообразный. А так как при замере не учитывается имеющийся приложенный к колонне реактивный момент от двигателя, исправления не могут быть точными, то проводка горизонтального ствола в одном и том же направлении практически без изгибов невозможна. Ввиду того, что жесткость длинномерных гибких труб низкая, контроль за поворотом гибких труб практически невозможен без частых замеров каротажными приборами, определяющими положение долота и компоновки низа бурильного инструмента относительно сторон света. Задача изобретения - обеспечение точности проводки скважин с использованием длинномерных гибких труб по заранее запланированной траектории за счет исключения влияния на бурильную колонну реактивного крутящего момента забойного двигателя. Задача решается за счет того, что компоновка низа бурильной колонны, состоящая из последовательно размещенных на бурильной колонне труб долота, центраторов, забойного двигателя и утяжеленной бурильной трубы, снабжена двигательной эксцентричной рабочей парой, состоящей из корпуса, в котором установлен винтовой элемент, жестко соединенный с колонной бурильных труб, причем с обоих концов корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями, а на наружной поверхности корпуса и переводников размещены ребра, установленные под углом к оси компоновки. Сущность изобретения заключается в следующем. Благодаря снабжению компоновки двигательной парой, вращение корпуса которой совпадает с вращением долота, обеспечивается создание момента, компенсирующего момент от забойного двигателя, что исключает скручивание нижней части колонны гибких труб и обеспечивает поддержание положения компоновки низа бурильной колонны в заданном направлении. Ребра, установленные на корпусе и переводниках под углом к оси, обеспечивают повышение трения с горной породой и усиливают момент трения этой пары. При проводке скважин с малым радиусом искривления, чтобы снизить жесткость КНБК между забойным двигателем и эксцентричной рабочей двигательной парой может быть установлена УБТ. Перед отправкой на буровую компоновка собирается в турбинном цехе. Через нее прокачивается жидкость и измеряют в процессе испытаний моменты у двигателя и эксцентричной рабочей двигательной пары. Производится их уравнивание. Предлагаемая компоновка изображена на фиг.1 - общий вид компоновки; на фиг.2 - двигательная эксцентричная рабочая пара. Компоновка низа бурильной колонны включает долото 1, забойный двигатель 2, УБТ 3, эксцентричную рабочую двигательную пару 4, которая состоит из корпуса 5 с ребрами 6, винтового элемента 7. Рабочая пара встроена в колонну 8. Винтовой корпус 5 на своих концах имеет переводники с сальниковыми уплотнениями 9. На поверхности корпуса 5 и переводниках 9 выполнены калибрующие ребра 6, установленные под углом к оси компоновки. Компоновка работает следующим образом. Предварительной работой из скважины сначала выполняется боковой выход в заранее запланированном направлении. Длина выхода от ствола скважины делается больше длины КНБК. Затем в скважину спускается компоновка (фиг.1): долото 1, забойный двигатель 2, УБТ 3, эксцентричная двигательная рабочая пара 4 с корпусом 5, ребрами 6 и внутренним винтовым элементом 7, встроенным в колонну 8. При спуске в скважину КНБК входит в боковой отвод. Начинается процесс бурения. Под действием прокачиваемой жидкости начинает работать забойный двигатель 2 (фиг.1) и эксцентричная рабочая двигательная пара 4. При этом корпус 5 с ребрами 6 начинает вращаться в противоположную сторону по сравнению с долотом. Реактивный крутящий момент от забойного двигателя через УБТ передается к устройству, которое гасит его. При необходимости устройство может устанавливаться на некотором большем расстоянии от забойного двигателя, чтобы уравновесить его реактивный крутящий момент. Место установки рассчитывается путем сравнения величин реактивного крутящего момента забойного двигателя и тормозящего момента устройства. Сущность изобретения заключается в следующем. Благодаря дополнительному вводу в компоновку эксцентричной двигательной рабочей пары, у которой внутренний винтовой элемент встроен в колонну, а корпус вращается с размещенными на нем центраторами, создается крутящий момент, противоположный реактивному крутящему моменту от забойного двигателя. Как известно, под действием реактивного крутящего момента нижняя часть бурильной колонны поворачивается относительно ее верхней части на некоторый угол ϕ против часовой стрелки, т.е. в противоположном направлении вращению вала забойного двигателя и долота. Угол закручивания определяется из следующего выражения:  где ϕ - угол, рад; М - реактивный момент забойного двигателя, кг/см; L1 - длина колонны бурильных труб, м; lo - полярный момент инерции, см4; G - модуль сдвига, кг/см2. В действительности колонна бурильных труб в наклонном стволе лежит на стенке скважины, что частично мешает ее провороту. Длина колонны, которой соответствует максимальное значение угла закручивания, определяется следующим выражением:  где q - вес 1 пог. м бурильных труб, кг/м; rн - наружный радиус труб, м; μ - коэффициент трения трубы о стенку скважины; α - угол наклона скважины. Это выражение дает возможность определить критическую величину длины колонны бурильных труб, на которой затухает действие реактивного крутящего момента. При дополнительном вводе в компоновку эксцентричной двигательной пары равновесие крутящих моментов в нижней части компоновки должно соблюдаться при следующем равенстве: М1=М2+ΔМ, где M1 - крутящий момент забойного двигателя; М2 - крутящий момент от наружного элемента с центраторами эксцентричной двигательной пары; ΔМ - потери на трение колонны между забойным двигателем и дополнительной эксцентричной парой. В равенстве известны M1 и М2. Значение ΔM используется для определения l - длины УБТ, т.е.  Для примера сделаем расчет для следующих условий. Скважина горизонтальная. ΔM=200 кг·см q=0,2 кг/см rн=5 см μ=0,1 α=90°. Согласно этим данным  Согласно проведенному расчету эксцентричная двигательная пара устанавливается после установки над забойным двигателем 20 м УБТ. Преимуществом заявляемой компоновки является по сравнению с известным исключение вращения бурильной колонны гибких труб, скрученных от реактивного момента забойного двигателя, что имеет место в известном решении. Предложенное решение обеспечивает проводку ствола наклонных и горизонтальных скважин с большой точностью попадания в запланированный участок нефтяного пласта. Источники информации 1. Калинин А.Г., Никитин Б.А. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. – М., Недра, 1997. 2. Оганов А.С., Беляев В.М. и др. Современное состояние наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением ствола от вертикали. - М.: ВНИИОЭНГ, 1999, с.4-7 - прототип. Формула изобретения Компоновка низа бурильной колонны, состоящая из последовательно размещенных на бурильной колонне труб долота, центраторов, забойного двигателя и утяжеленной бурильной трубы, отличающаяся тем, что компоновка снабжена двигательной эксцентричной рабочей парой, состоящей из корпуса, в котором установлен винтовой элемент, жестко соединенный с колонной бурильных труб, причем на обоих концах корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями, а на наружной поверхности корпуса и переводников размещены ребра, установленные под углом к оси компоновки.  ЗаключениеКрепление скважин – завершающий, наиболее ответственный и сложный технологический процесс, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешность строительства скважины, ее продуктивность и долговечность. В настоящее время тенденции, связанные с увеличением объемов эксплуатационного бурения, освоением месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также новых месторождений со сложными геолого-техническими условиями, указывают на необходимость решения существующих проблем в области качества крепления нефтяных и газовых скважин, и этот вопрос становится все более актуальным. Отсутствие качественного и долговременного разобщения пластов, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки, поглощения и недоподъем цементного раствора на заданную высоту – все эти осложнения приводят к снижению продуктивности построенных скважин и в целом эффективности разработки месторождения, увеличению затрат на ремонтные работы в процессе освоения и эксплуатации скважины. Для проведения качественного крепления скважины необходимо на всех этапах, от подготовки ствола скважины до спуска обсадной колонны и ее дальнейшего цементирования, обеспечить грамотный подбор применяемых для осуществления данных операций технологий, оборудования и материалов. ЛИТЕРАТУРАОсновная: План на строительство скважины №143 на Юрхаровском месторождении , 2019 Пер. с англ. под ред. А. Г. Загуренко. Основы испытания пластов, 2012 – 429 с. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин. Теория и практика, 2010 – 532 с. Дополнительная: Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. Рыбальченко Ю.М. Методические указания к проведению лабораторных работ по заканчиванию скважин / Юж. – Рос. гос. техн. ун–т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005. – 28 с. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1973. – 267 с. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 2000. – 725 с. Научно-технические журналы: Специализированный журнал «Бурение и Нефть» Научный журнал «Нефтегазовое дело» Интернет-ресурсы: http://www.neftyaniki.ru/ http://teplozond.ru/spravochnik-burilshhika/oprobovanie http://www.ntkurs.ru/pat.html |