Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением наклонно направленных скважин. Реферат Нику ЭДГб-18-1. Реферат по теме Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением наклонно направленных скважин

• Название: Реферат по теме Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением наклонно направленных скважин
• Анкор: Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением наклонно направленных скважин
• Дата: 19.07.2021
• Размер: 1.77 Mb.
• Имя файла: Реферат Нику ЭДГб-18-1.docx
• Тип: Реферат; #224803

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«тюменский индустриальный университет»

Высшая инженерная школа

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Реферат по теме:

«Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением наклонно направленных скважин».

Тюмень 2021

Введение

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) – понятие, которое включает в себя комплекс внутрискважинного оборудования, расположенного в нижней части бурильной колонны. В состав такого комплекса включаются утяжеленные бурильные трубы, забойный двигатель, породоразрушающий инструмент, а также системы телеметрии, инструменты для центрирования и калибрования и прочие технологические устройства [1].

С увеличением зенитного угла осевая составляющая веса КНБК уменьшается, а силы трения, напротив, увеличиваются, в связи с чем при больших зенитных углах могут возникать трудности с созданием необходимой нагрузки на долото. Такая ситуация возникает при бурении горизонтальных стволов скважин. Поэтому КНБК должна располагаться на участке с минимальным зенитным углом, исключая вертикальный участок и участок набора зенитного угла. В противном случае обычные бурильные трубы работали бы в тяжелых условиях – под действием больших сжимающих нагрузок. Поэтому КНБК (без забойного двигателя) и буровое долото с забойным двигателем (бурение в интервалах с большими зенитными углами в России ведется главным образом с использованием забойных двигателей) располагаются в различных интервалах, и термин КНБК перестает соответствовать своему назначению в смысле направляющего участка бурильной колонных [2].

При бурении скважин применяются следующие основные способы обеспечения вертикальности ствола:

• использование эффекта «маятника» за счёт создания максимально возможной отклоняющей силы на долоте, направленной в сторону, противоположную направлению искривления ствола, и увеличение при этом интенсивности фрезерования стенки ствола боковой поверхностью долота;

• сохранение имеющегося незначительного зенитного угла ствола скважины за счёт центрирования нижней части КНБК путём размещения центрирующих на оптимальном расстоянии от долота;

• активное уменьшение искривления ствола за счёт отклоняющей силы или • изменения направления оси долота [3].

Виды компоновок низа бурильной колонны определяются на основе целей применения конструкции [1].

Основные принципы компоновки низа бурильной колонны

Методика проектирования компоновки бурильных колонн распространяется на колонны, составленные из новых (I класс) и частично изношенных (II, III классы) бурильных труб (БТ). В случае использования БТ II или III класса изменяются по сравнению с I классом только значения несущей способности труб при сохранении тех же значений, геометрических, массовых характеристик и нормативных запасов прочности.

Компоновка бурильной колонны (КБК) состоит из колонны бурильных труб (КБТ) и компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК). КБТ может быть составлена из одинаковых по своим номинальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности или марке стали, типоразмеру замков) труб либо из их комбинации.

Последовательно соединенные между собой бурильные трубы одного и того же наружного диаметра, толщины стенки и материала образуют ступени бурильной колонны. Если КБТ составлена из одних и тех же по номинальным характеристикам труб, она называется одноступенчатой, в противном случае – многоступенчатой.

Диаметр, толщина стенок труб и длина ступеней определяются исходя из двух условий:

– обеспечения требуемой прочности КБК во всех ее частях;

– приемлемых гидравлических характеристик труб в скважине .

Способ составления КБК выбирается с учетом следующих факторов:

– способ бурения (режим вращения бурильной колонны); – конструкция и глубина скважины;

– ожидаемый объем СПО;

– геологические условия (возможные осложнения и др.);

– имеющийся на буровом предприятии парк бурильных труб, их номинальные характеристики и фактическое состояние (класс труб), стоимость труб, удобство работы с трубами (захват и удерживание их элеваторами или клиновыми захватами, свинчивание/развинчивание замковых соединений труб разного диаметра, распознавания труб, изготовленных из различных сталей, в условиях буровой).

При бурении с постоянным вращением труб предпочтение отдается (при прочих равных условиях) прочностным характеристикам труб, соответственно КБТ обычно составляется из стальных труб, а при бурении ГЗД – герметичности труб, причем основная часть КБТ, расположенная на расстоянии 300–500 м от забоя, может быть составлена из ЛБТ. КБТ должна быть составлена таким образом, чтобы: – противостоять действию всех рассмотренных выше видов нагрузок; – обеспечивать нормативные запасы прочности во всех своих частях; – иметь в то же время минимальную массу; – быть экономичной. Проектирование КБК ведется в определенной последовательности.

Для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений в соответствии с диаметром скважины формируют ступени бурильной колонны (определяются их длины, значение всех подходящих наружных диаметров труб). В зависимости от конструкции скважины, способа и условий бурения с учетом приоритета труб и их наличия производится выбор типоразмеров БТ.

Бурильные трубы располагаются в следующей последовательности:

– по типам БТ: в зависимости от способа бурения; внутри каждого типа;

– по возрастанию толщины стенки или наружного диаметра;

– внутри группы БТ с одной толщиной стенки или наружного диаметра;

– по возрастанию группы прочности материала;

– внутри каждой группы прочности БТ: по возрастанию наружного диаметра замкового соединения.

Подготовленная последовательность труб проверяется на соответствие: диаметру обсадной колонны, наружного диаметра тела трубы, наружного диаметра замковых соединений внутренним диаметрам соответствующих интервалов скважины (или ранее спущенной обсадной колонны). Далее путем их последовательного перебора составляется предварительная компоновка колонны, включая компоновку низа бурильной колонны, с учетом приведенных выше рекомендаций.

Виды Компоновок низа бурильной колонны для бурения горизонтальных скважин.

При размещении КНБК в наклонно-прямолинейном стволе скважины долото разрушает забой скважины в осевом и поперечном направлении под действием осевой нагрузки и отклоняющей силы на долоте. Отклоняющая сила численно равна поперечной реакции (F) стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению. Кроме того, за счёт изгиба нижней части бурильной колонны ось долота в общем случае не совпадает с осью ствола скважины, другими словами, долото при этом расположено в скважине по отношению к её оси с перекосом. Таким образом, на правление бурения определяется отклоняющей силой (F) и углом (Δ) перекоса долота. За счёт фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота и несовпадения оси долота с осью скважины её ствол отклоняется от прямолинейного направления.

Выделяют два основных типа КНБК - жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе омпоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость.

Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей дине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.

Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.[5]
При выполнении условий долото будет разрушать горную породу только в направлении оси скважины, что обеспечит стабилизацию направления бурения скважины (рисунок 1). Для этого диаметр центратора должен быть несколько меньше диаметра долота, а длина направляющей секции КНБК соответствовать расчётному значению. При равенстве нулю не только отклоняющей силы на долоте, но и угла его перекоса горная порода будет разрушаться только в направлении оси ствола скважины или касательной к оси искривлённого интервала скважины. Проектирование КНБК предполагает определение длины секций и диаметра опорных элементов, при которых выполняются поставленные условия на долоте и которые принято называть критерием оптимизации.




Рисунок 1. Нестабильное и стабильное направление бурения скважины.

На основании расчётных оптимальных размеров КНБК необходимо определить расположение центратора с учётом размеров долота, калибратора и других технологических элементов КНБК. При бурении роторным способом определяется длина переводникаудлинителя (отрезка УБТ), который необходимо установить между центратором и долотом или калибратором, если последний включается в состав КНБК, таким образом, чтобы длина направляющего участка равнялась расчётному (LОП) оптимальному значению (рисунок 2) [4].



где

– длина переводника-удлинителя, м;

– расчётная длина направляющей секции КНБК, м;

– высота долота, м;

– длина наддолотного калибратора, м;

– длина центратора, м.



Рисунок 2. Компоновка низа бурильной колонны.

При бурении забойным двигателем и использовании передвижных центраторов место установки (расстояние от торца наддолотного переводника вала шпинделя до центратора) нижнего центратора на корпусе забойного двигателя определяется из выражения:



где

– расстояние от нижнего торца наддолотного переводника вала шпинделя забойного двигателя до центратора, м;

– расчётная длина направляющей секции КНБК, м;

– высота долота, м;

– длина наддолотного калибратора, м;

– длина центратора, м.

Расчет забойного двигателя-отклонителя.

У забойного двигателя-отклонителя между секцией шпинделя и рабочей секцией расположен искривлённый переводник или механизм искривления. В соответствии с заданным радиусом (R) кривизны ствола скважины рассчитывается необходимый угол (Δ) изгиба искривлённого переводника или механизма искривления по формуле:





где R - радиус кривизны ствола скважины, м;

, - длина нижней и верхней секций забойного двигателяотклонителя соответственно, м;

Δ – угол перекоса искривлённого переводника, град.;

D, d - диаметр скважины и корпуса забойного двигателяотклонителя соответственно, м.

При этом необходимо выполнение следующих условий. Длина каждой секции должна быть меньше длины ( ) жёсткого звена КНБК, которая определяется из выражения:



где D, d – диаметр долота и секции забойного двигателя соответственно, м;

EJ – жёсткость на изгиб секции забойного двигателя, кН*м2;

g – поперечная составляющая веса единицы длины секции забойного двигателя, кН/м.

Максимальная длина ( ) шпинделя с долотом, при которой обеспечивается его вписывание в искривлённый ствол скважины с радиусом кривизны:



Рабочая секция забойного двигателя-отклонителя также должна вписываться в искривлённый ствол скважины без деформации, и её длина ( ) должна удовлетворять соотношению:



Примеры КНБК для наклонных участков.



Рисунок 3. Набор кривизны.



Рисунок 4. Прямолинейный наклонный ствол.



Рисунок 5. Участок добуривания (под кондуктор), проведение исправительных работ.



Рисунок 6. Естественное уменьшение угла.



Рисунок 7. Интенсивное снижение угла.



Рисунок 8. Интенсивное увеличение угла.

Список литературы

1. 
   Виды компоновки низа бурильной колонны [Электронный ресурс]:– Электрон. журнал – 2016. - . – Режим доступа: : https://rosprombur.ru/vidy-komponovok-niza-burilnoj kolonny
   
2. 
   Геонавигация в бурении [Электронный ресурс]: курс лекций– Электрон. журнал – 2016. - . – Режим доступа: : https://portal.tpu.ru
   
3. 
   Геонавигация в бурении [Электронный ресурс]: курс лекций– Электрон. журнал – 2016. - . – Режим доступа: : http://www.drillings.ru/knbk
   
4. 
   Технология бурения нефтяных и газовых скважин : учебник для студентов вузов. — В 5 т. Т. 1 / под общ. ред. В. П. Овчинникова. — Тюмень : ТюмГНГУ, 2016. — 568 с.
   
5. 
   Технология бурения горизонтальных скважин : учеб. пособие / Л.М. Левинсон, Ф.А . Агзамов, В.Г.Конесев, Ф.Х. Мухаметов, - Уфа: ООО «Монография», 2019, - 318 с.