Кнбк при роторном способе бурения
Роторный способ - бурение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Роторный способ - бурение
Cтраница 1
Роторный способ бурения для безопорных долот типов ИСМ и алмазных с механизмом разрушения в виде поверхностного разрушения и микрорезания является экономически неоправданным в интервалах глубин до 4000 м, так как основной критерий - механическая скорость бурения, в большей степени зависящая от частоты вращения долота, мала по сравнению с необходимой. [1]
Роторный способ бурения с прямой промывкой забоя глинистым раствором, как показала практика, относится к числу наихудших способов бурения при вскрытии водоносных горизонтов, представленных рыхлыми породами. [2]
Роторный способ бурения был впервые применен в 1901 г. в США и очень быстро получил там широкое распространение. [3]
Для роторного способа бурения проектирование колонны, так же как при бурении забойными двигателями, начинается с выбора диаметра груб нижней секции, устанавливаемых над УБТ, и обоснования конструкции колонны, зависящей от конструкции скважины и условий бурения. [4]
Для роторного способа бурения производят стандартный статический расчет с учетом растягивающих и касательных напряжений, а также расчеты на выносливость с учетом сжимающих усилий и переменных изгибающих и касательных напряжений. [5]
Для роторного способа бурения во ВНИИКРнефти разработано руководство, позволяющее определять компоновку низа бурильной колонны как при бурении в нормальных условиях, так и при разбуривании пород, склонных к осыпям и обвалам. Использование этого руководства в промысловых условиях позволяет значительно сократить объем работ по определению рационального типа компоновок низа бурильной колонны. [6]
К роторному способу бурения с прямой промывкой относится и реактивно-турбинный способ, при котором долото приводится в движение промывочной жидкостью. При этом способе к бурильной колонне присоединяют два спаренных турбобура. Возникающий при-вращении турбобуров реактивный момент не гасится в неподвижно закрепленном роторе, как это имеет место в обычных турбобурах, а совершает полезную работу - вращает всю систему спаренных турбобуров. Этим обеспечивается равномерное разрушение пород по всей площади забоя скважины. [7]
При роторном способе бурения бурильная колонна служит для передачи вращения и мощности от привода к долоту, а также для транспортировки промывочной жидкости к забою; вес колонны ( или части ее) оказывает давление на долото, необходимое для эффективного разрушения забоя. [8]
При роторном способе бурения через бурильную колонну передается крутящий момент, необходимый для вращения долота и разрушения горной породы, а также гидравлическая мощность в виде потока бурового раствора для удаления выбуренной породы с забоя и выполнения других технологических функций. [9]
При роторном способе бурения не рекомендуется принимать длины секций равными некоторым критическим значениям ( табл. 4.34) в зависимости от частоты вращения, так как при этом колонна теряет устойчивость. [11]
При роторном способе бурения колонна передает вращение от стола ротора к долоту. При этом она испытывает совместное действие сил собственного веса труб, осевой нагрузки на долото, центробежных сил, сил инерции от движения бурового раствора внутри труб и в кольцевом пространстве, сил сжатия и растяжения от перепада давления в долотных отверстиях и скручивающего момента. При бурении скважин забойными двигателями, как правило, бурильная колонна не вращается. Трубы не испытывают действия центробежных сил, а перечисленные выше нагрузки действуют на бурильную колонну. [12]
При роторном способе бурения диаметр второго центратора должен быть равен диаметру долота, а при турбинном - может быть на 3 мм меньше диаметра долота. Для нахождения оптимальной длины КНБК сотрудники ВНИИБТ используют условие равенства нулю нормальной составляющей реакции на долоте. [13]
www.ngpedia.ru
3-5. Роторные КНБК
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
244 | Глава 3 | Направленное бурение и методы отклонения |
| Раздел 5 | |
|
|
|
ГЛАВА 3 | Роторные КНБК | |
Раздел 5
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 80 в твердых формациях и до +/-150 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 спускоподъёмных 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 +/-500) при комбинации: долото/ забойный двигатель/кривой переводник/MWD при условии, что силы трения не становятся чрезмерно большими. Это позволило сэкономить на одной спускоподъемной операции.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Глава 3 | Направленное бурение и методы отклонения | 245 |
Раздел 5 | Роторные КНБК |
|
|
|
|
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 уста - новкой 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.
Рисунок 5-1 | Рисунок 5-2 |
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
246 | Глава 3 | Направленное бурение и методы отклонения |
| Раздел 5 | Роторные КНБК |
|
|
|
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 / стаблизаторы / 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
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 = pi (OD4 - ID4) / 64,
где
OD= наружний диаметр
ID = внутренний диаметр
Рисунок 5-3
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Глава 3 | Направленное бурение и методы отклонения | 247 |
Раздел 5 | Роторные КНБК |
|
|
|
|
Коэффициент упругости является мерой жесткости. В таблице 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 :
а) Дано : OD = 8”, ID=2-13/16”
Решение : E * I =30,0 x 106 x pi * (8,04 - 2,81254) / 64 = 5,9397x109
b)Дано: OD=7” , ID = 2-13/16”
Решение: E x I = 30,0 x 106 x pi x (7,04 - 2,81254) / 64 = 3,444 x 109
Вэтом 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.
Материал | Используемый в | Фунт/дюйм2 |
|
|
|
сталь | бурильные трубы | 30.0х106 |
| УБТ | 30.0х106 |
алюминий | бурильные трубы | 10,5х106 |
| УБТ | 10,5х106 |
немагнитный сплав | немагнитные УБТ | 26,0х106 |
нержавеющая сталь | немагнитные УБТ | 28,0х106 |
карбид вольфрама | вставки долот | 87,0х106 |
вольфрам | УБТ | 51,5х106 |
Таблица 5-1
Рисунок 5-4
studfile.net
21. Жесткие кнбк для бурения вертикального участка роторным способом
Жесткие компоновки создаются с помощью утяжеленных бурильных труб, центрирующих и калибрирующих инструментов.
Размеры и количество УБТ определяются из требования о необходимости снизить диаметральный зазор, и увеличить жесткость компоновки. Установка центратора в нижней части колонны позволяет увеличить расстояние от долота до первой точки касания компоновки со стенкой скважины.
Рекомендуется систематически проворачивать бурильную колонну. Более рационально вести бурение с непрерывным вращением колонны со скоростью 10-20 об/мин.
Основная задача при расчете жесткой компоновки – определение расстояния от долота до центратора, при котором суммарный угол поворота долота был бы минимальным, так как отклонение оси компоновки от вертикали приводит к повороту оси долота и в конечном счете к асимметричному разрушению забоя скважины.
При применении центрирующих элементов их диаметр должен быть равен номинальному диаметру долота или меньше на 5-7 мм; ширина опорных элементов должна обеспечивать удельное давление, не превышающее предела текучести породы; длина опорных элементов должна быть выбрана в зависимости от крепости пород в приствольной зоне.
В большинстве случаев жесткие компоновки состоят из УБТ, для которых единица веса превышает 20кг, а расстояние от долота до центратора не превышает 10м.
25. Телеметрические системы для отклоняющих компоновок. Для контроля процесса набора зенитного угла в заданном направлении при бурении дополнительных наклонных и горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн во ВНИИБТ разработаны малогабаритные телеметрические системы с электропроводным каналом связи — ЭТО-1 и ЭТО-2. Телесистемы предназначены для измерения угла закручивания бурильной колонны и контроля угла установки отклонителя в процессе бурения.
Телесистема ЭТО-2 позволяет также проводить измерения зенитного угла ствола скважины в процессе бурения. Телесистема состоит из спускаемого на трехжильном геофизическом бронированном кабеле измерительного зонда 5 имеющего на нижнем конце направляющую планку 6, и наземного измерительного устройства 1.
Применение ее предусматривается с использованием специального переводника 9 для пропуска кабеля 2 внутрь бурильной колонны, а также установочного переводника 7 типа "Зенит", который размещается над отклонителем и имеет специальный, ориентированный с меткой отклонителя паз, служащий для фиксации измерительного зонда 5 через планку 6. Телесистема используется в комплексе с предохранительными переводниками для крепления и предохранения наружной части кабеля от повреждений при спуске переводника 9 внутрь кондуктора и съемными грузами 3, устанавливаемыми над измерительным зондом 5. Число их определяется необходимой скоростью спуска зонда на забой.
Принцип работы с телесистемой заключается в следующем. Перед началом ее использования проводят инклинометрию нижнего участка ствола скважины для определения его зенитного угла и азимута и дальнейшего применения полученных данных для фиксации реперных точек забойного зонда 5 и отклонителя 8 через установочный переводник 7.
КНБК собирается с отклонителем, затем устанавливается переводник "Зенит" и ориентируется его паз с "лицом" отклонителя. Колонну спускают на забой. На верхний конец бурильной колонны (до ведущей трубы) устанавливается кабельный переводник 9. На нижний конец измерительного зонда 5 укрепляется направляющая планка 6, которая ориентирована с меткой первичного преобразователя зонда; на верхний конец подсоединяется разъем 4 геофизического кабеля 2, сматываемого через направляющие ролики с барабана лебедки. С другой стороны кабель подключается к наземной аппаратуре. Работоспособность системы проверяется на поверхности путем поворота зонда на 360°. Зонд 5 с грузами 3 пропускается в кабельный переводник 9 и спускается до стыковки его с пазом переводника 7. Момент контакта с переводником 7 контролируется измерением длины кабеля и ослаблением его натяжения, а фиксация — в процессе предварительного ориентирования.
В процессе предварительного ориентирования путем переключения переключателя на лицевой панели наземного измерительного прибора замеряют положение забойного первичного преобразователя по шкале индикатора и регулятором устанавливают значение сигнала, равное нулю. Медленно поворачивая колонну ротором вправо (один оборот), убеждаются, что показания прибора линейно увеличиваются от нуля до полного отклонения стрелки (т.е. до отметки 360°). Снова устанавливают "нуль" на шкале прибора, затем проводят ориентирование отклонителя в нужном направлении путем поворота колонны ротором на расчетный угол и опять устанавливают нуль. Далее осуществляется герметизация кабеля в кабельном переводнике с помощью сальникового уплотнения. После этого навинчивается ведущая труба, с помощью предохранительного хомута укрепляется кабель и начинается бурение. В зависимости от режима работы нижняя часть колонны с отклонителем поворачивается на некоторый угол, величина которого считывается по стрелочному прибору. Так можно измерять угол закручивания КНБК. Для установления отклонителя в заданное направление необходимо довернуть колонну до значения "О" на шкале прибора. В процессе бурения "О" на шкале прибора поддерживается поворотами ротора влево и вправо.
studfile.net
Роторные кнбк
| ГЛАВА 3 Раздел 5 | 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
studfile.net
