Компоновки низа бурильной колонны (ВНА) для роторного бурения

Проектирование компоновок низа бурильной колонны

Одним 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 (BSF), направленной в сторону верхней стенки ствола. Интенсивность набора зенитного угла для этой компоновки увеличивается с увеличением.

Рис. 3.1. Типовая компоновка низа бурильной колонны для набора зенитного угла

Рис. 3.3. Типовая маятниковая компоновка, или компоновка для участков падения зенитного угла

Рис. 3.4. Увеличение расстояния между первым и вторым центраторами

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 (BSF) (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 скважины в том случае, когда расстояние между центраторами больше 18м (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 увеличению 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 (BSF) и наклону долота в сторону нижней степени.

Рис. 3.2. Схема действия боковой силы на долоте

Вообще, чтобы компоновка сохраняла способность набирать зенитный угол, расстояние между долотом и первым центратором должно быть меньше 2 м (6 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 относительно 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. Интенсивность падения зенитного угла для этой компоновки регулируется путем:

Изменения расстояния между долотом и первым центратором. Если расстояние между долотом и первым центратором увеличивается, сила тяжести прижимает долото к нижней 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 труб, что 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 18м (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 относительно 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 борьбы с влиянием геологических факторов могут потребоваться дополнительные центраторы (рис. 3.5)

Рис. 3.5. Типовая компоновка для стабилизации зенитного угла, или жесткая компоновка

Рис. 3.6. Компоновка с изогнутым корпусом забойного двигателя с регулируемым углом перекоса без центраторов