Принцип работы роторной КНБК

Роторные КНБК

До появления систем MWD и искривлённых двигателей, существовали "классические" методы работы в направленном бурении (т.е. зарезка в стволе 17 1/2") и это делалось следующим образом:

1. Одну или более КНБК (размером 36" и 26") использовали для бурения верхней секции ствола. Затем роторной КНБК (17-1/2") бурили от башмака обсадной колонны 20" до точки зарезки. Скважина планировалась таким образом, чтобы от обсадной колонны 20" до точки зарезки ствол оставался открытым для устранения возможных магнитных помех от обсадной колонны на результаты измерений в точке зарезки.

2. В скважину опускалось долото (размером 17 1/2" или меньшим), забойный двигатель и кривой переводник. На коротком участке производились магнитные или (при необходимости) гироскопические измерения координат. Скважину закривляли до 8° в твердых формациях и до +/-15° в мягких. Выйдя на требуемый азимутальный угол, КНБК поднимали.

3. Опускалась роторная КНБК. Угол набирался до требуемого в соответствии с планом скважины. Контролируя параметры бурения (в частности нагрузку на долото и скорость проходки), старались выдержать направление по азимуту. Затем эта КНБК поднималась.

4. Затем опускалась стабилизирующая КНБК. На прямонаклонном участке ствола обычно ставится цель - выдержать данное направление до следующей точки обсадки. При этом допускаются незначительные отклонения от заданного курса. И снова, параметры бурения меняют при необходимости. Из-за того, что эта КНБК - "жесткая", теория дает наилучшую возможность выдерживания азимута в пределах допустимых значений. Из вышеприведенного ясно, что требуется провести несколько спускоподъемных операций для изменения КНБК (даже в предположении, что ствол " ведет себя хорошо" с точки зрения направленного бурения). При возникновении проблем с выдерживанием направления (непредсказуемое поведение КНБК) часто теряется много дней. Иногда случается еще хуже, скважина получается "извилистой".

Появление MWD (система измерения во время бурения) дало возможность большего контроля и стало возможным производить ориентировку в каждой стадии зарезки и набора/потери угла. В мягких формациях стало возможным набирать/терять максимальный требуемый уровень (даже до +/-50°) при комбинации: долото/ забойный двигатель/кривой переводник/MWD при условии, что силы трения не становятся чрезмерно большими. Это позволило сэкономить на одной спускоподъемной операции.

С появлением искривлённых двигателей стало возможным выполнить полный цикл с одной только КНБК, в состав которой входят: долото/искривлённый двигатель/стабилизатор/MWD. КНБК этого типа рассматриваются в главе 11. Значительно большая цена с лихвой компенсировалась на экономии времени при спускоподъёмных операциях, удобством в работе и уменьшением износа буровой колонны.

Однако, на многих месторождениях работа "по старинке" оказывается дешевле. В дополнение, необходимо отметить, что условия в скважине становятся лучше (уменьшаются силы трения) если производится более одной спускоподъемной операции. Были проведены серьезные исследования в рамках проекта DSE по сравнительному анализу применения обычных роторных и искривлённых КНБК. Вышеприведенные аргументы во многом базируются на этих результатах.

Какой из этих двух вариантов можно рекомендовать клиенту? Часто бывает необходимым провести анализ расходы/выгода. Для Анадрилла более предпочтительным является использование искривлённого двигателя, чем применение прямого двигателя/кривого переводника. Однако, снижение расходов для клиента - определяющий фактор. И наконец, обычной практикой является - иметь на буровой, в запасе, обычный прямой двигатель с кривым переводником, когда применяется искривлённый двигатель. Арендная стоимость его достаточно низка.

Появление забойных двигателей с устанавливаемым на буровой углом и с установкой угла в забое сделало искривлённые двигатели еще более привлекательными. Буровой мастер больше не паникует, когда желаемая кривизна ствола не получается с определенной установкой угла. Однако, все же имеется еще достаточно широкая область, где следует отдать предпочтение обычным, прямокорпусным моторам с кривым переводником по соображениям более низкой стоимости бурения без достаточно точного выдерживания запланированного профиля ствола скважины.

Рис. 5.1 Рис. 5.2

РОТОРНЫЕ КНБК

После зарезки с нужным направлением и наклоном с КНБК в состав которой входили: долото / забойный двигатель / кривой переводник, оставшаяся часть ствола может быть пробурена с использованием обычной роторной технологии.

Принцип работы роторной КНБК

Конструктивные особенности КНБК определяют траекторию ствола скважины. Конструкция КНБК может изменяться от очень простой (долото/УБТ/ бурильные трубы), до сложной (долото / амортизатор / шарошечный расширитель / стабилизаторы / немагнитные УБТ / стальные УБТ / перепускной переводник / удлинительный переводник / ясс / тяжелые бурильные трубы и обычные бурильные трубы). На рис. 5.1 показаны эти два крайних случая.

Боковая сила

При любых КНБК на долото действует боковая сила (рис. 5.2), которая приводит к возрастанию угла (сила, направленная в положительную сторону - эффект шарнира), не меняет наклон (результирующая сила равна нулю - стабилизированная КНБК) или уменьшает наклон (эффект маятника). Кроме того, изменения направления ствола (уход долота) может быть или сведен к минимуму, или увеличен путем изменения специфики вращения КНБК или буровых параметров.

Жёсткость

Рис. 5.3

Большинство буровых элементов, составляющих КНБК, можно рассматривать как полые цилиндры, (рис. 5.3).Их упругость можно легко вычислить.

Коэффициент упругости = Е * I, где:

Е = модуль Юнга (фунт/дюйм²)

I = момент инерции (дюйм⁴)

I = p (OD⁴ - ID⁴) / 64, где

OD = наружный диаметр

ID = внутренний диаметр

Коэффициент упругости является мерой жесткости. В табл. 5.1 приводятся значения модуля Юнга для различных материалов. Обратите внимание на сколько алюминий мягче, а вольфрам тверже стали. Упругость стальных бурильных труб можно вычислить следующим образом :

a) Дано: OD = 8", ID = 2-13/16"

Решение: Е * I = 30,0 * 10⁶ * p * (8,0⁴ - 2,8125⁴) / 64 = 5,9397 * 10⁹

b) Дано: OD = 7", ID =2-13/16"

Решение: Е * I = 30,0 * 10⁶ * p * (7,0⁴ - 2.8125⁴) / 64 ⁼ 3,444 * 10⁹

В этом случае уменьшение наружного диаметра на 12,5% (при том же самом внутреннем диаметре трубы) приводит к уменьшению упругости на 42%!

При конструировании КНБК важным является учет упругости УБТ. При близком расположении MWD к долоту, совершенно необходимо знать упругость УБТ с MWD. В противном случае, полученная кривизна ствола скважины будет отличаться от ожидаемой.

Таблица 5.1

Рис. 5.4