Искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин

Искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) применяемые при бурении вертикальных и наклонно - направленных скважин должны обеспечивать выполнение проектного профиля при минимальных затратах времени на управлением искривлением. Основной характерис-тикой КНБК является получаемая интенсивность искривления скважины на 10 м проходки при бурении с отклонителем и на 100 м при бурении без него. КНБК можно разделить на пять групп:

-для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-

-направленных скважин

-для набора или коррекции параметров кривизны (отклоняющие)

-для стабилизации параметров кривизны (стабилизирующие)

-для естественного изменения параметров кривизны

-специальные компоновки

Соотношение диаметров элементов КНБК приведены в таблицах № 1, № 2, №3, №4,

№5, №6, № 7

Рекомендуемые соотношения диаметров долот и спускаемых обсадных колонн

Таблица № 1

Диаметр, мм	Диаметр, мм
обсадная колонна	долото	Обсадная колонна	Долото
114, 3	139, 7; 155, 6	244, 5*	295, 3; 311, 1
	155, 6; 158, 7; 161; 165, 1	273, 1	349, 2; 393, 7
139, 7	171, 4; 190, 5	298, 5	349, 2; 393, 7
139, 7*	155, 6; 158, 7; 161; 165, 1	323, 9	393, 7; 444, 5
146, 1	195, 5; 200; 215, 9	339, 7	393, 7; 444, 5
168, 3	215, 9		393, 7; 444, 5
168, 3*	195, 5; 200; 215, 9
177, 8	215, 9; 222, 3	406, 4
193, 7	244, 5; 250, 8	425, 5	490+расширитель 558, 8
219, 1	269, 9; 279, 4		490+расширитель 700
219, 1*	244, 5		490+расширитель 850
244, 5	295, 3; 311, 1

* - Безмуфтовые трубы

Рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ

Таблица № 2

Диаметр, мм	Диаметр, мм
долота	УБТ*	Долота	УБТ*
120, 6	108 (89)	244, 5-250, 8	203 (178)
139, 7-152, 4	114 (108)	269, 9-279, 4	229 (203)
155, 6-158, 7	121-133 (114-121)	295, 3	245 (219)
161-171, 4	133-146 (121-133)		245 (229)
190, 5-200	159 (146)	349, 2	254 (229)
212, 7-222, 3	178 (159)	393, 7 и выше	299 (254; 273)

В скобках приведено значение диаметра УБТ для осложненных условий бурения,

без скобок - для нормальных условий бурения

Рекомендуемый зазор между стенками скважины

И муфтой обсадной колонны

Табл. № 3

Наружный диаметр обсадной колонны, мм	Допустимый зазор, мм
114, 3; 127	10 - 15
139, 7; 146, 1	15 - 20
168, 3; 177, 8; 193, 7	20 - 25
219, 1; 244, 5	25 - 30
273, 1; 298, 5	30 - 35
323, 9; 339, 7; 351	35 - 45
377; 406, 4; 425, 5	45 - 50
508; 762	50 - 55

Диаметр скважины определяется по формуле:

Дскв = Дм + D

где: Дскв - определяемый диаметр скважины, мм

Дм - диаметр муфты обсадной колонны, мм

D - зазормежду стенками скважины и муфтой обсадной колонны

Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и обсадной колонны,

Под которую ведется бурение

Табл. № 4

Диаметр, мм	Диаметр, мм
обсадной трубы	УБТ	обсадной трубы	УБТ
114, 3		244, 5
		273, 1
139, 7-146, 1	133, 146	298, 5
168, 3		323, 9-339, 7
177, 8-193, 7
219, 1		377 и выше

Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб и УБТ

Табл. № 5

Диаметр, мм	Диаметр, мм
бурильной трубы	УБТ	бурильной трубы	УБТ



			146, 178
	108, 120		178, 189
	120, 133		189, 203
			219, 229

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно составлять не менее 0, 75. Если для рассматриваемого варианта оно меньше, чем 0, 75, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр наддолотного участка УБТ

(1-я секция УБТ) должен соответствовать табл. № 2

Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб

И обсадных колонн

Табл. № 6

Диаметр, мм	Диаметр, мм
обсадной трубы	бурильной трубы	обсадной трубы	бурильной трубы
114, 3		244, 5	114, 127, 140, 147
		273, 1	127, 140, 147
139, 7	60, 73	298, 5	140, 147, 168, 170
146, 1	60, 73	323, 9	140, 147, 168, 170
168, 3	60, 73, 89	339, 7	140, 147, 168, 170
177, 8	73, 89, 102		140, 147, 168, 170
193, 7	89, 102, 114	406, 4	140, 147,
219, 1	114, 127	и более	168, 170

Рекомендуемые соотношения диаметров долот

И забойных двигателей

Табл. № 7

Диаметр, мм	Диаметр, мм
Долота	забойного двигателя	долота	забойного двигателя
76-98, 4		120, 6-139, 7
76-98, 4		139, 7-158, 7
76-98, 4		139, 7-158, 7	124-120
101, 6-114, 3		139, 7-165, 1
101, 6-114, 3		171, 4-190, 5
101, 6-114, 3		171, 4-190, 5
120, 6-139, 7	104, 5	190, 5-200
120, 6-139, 7		200-215, 9
120, 6-139, 7		212, 7-222, 3
120, 6-139, 7		269, 9 и выше	210-240

КНБК для бурения вертикальных скважин

И вертикальных участков наклонно-направленных скважин

В зависимости от конкретных технико-технологических и геологических условий бурения используются следующие основные способы предупреждения искривления ствола скважины и соответствующие им технические средства:

1. Способ использование веса направляющего участка КНБК. Этот способ основан на принципе нижнего размещения центра тяжести (маятниковые КНБК). Наиболее простыми являются компоновки, состоящие из УБТ разных диаметров, не включающие центрирующие элементы. Если такие компоновки не обеспечивают вертикальность ствола скважины (минимальное искривление), то используют компоновки, включающие один или два центрирующих элемента. Применение упрощенных компоновок без центраторов может дать хорошие результаты при бурении в благоприятных геологических условиях. В осложненных условиях более рациональны компоновки, включающие один или два центратора. При бурении скважин диаметром более 295.3 мм в сложных геологических условиях для достижения максимальной вертикальности применяют агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ), а для скважин диаметром менее 393.7 мм для достижения максимальной вертикальности хорошие результаты дает совмещение турбинного бурения с одновременным вращением ротором.

2. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в миниминизации или устранении поперечной составляющей силы, возникающей на долоте при деформации компоновки, и совмещении оси долота с осью скважины путем установки опорно-центрирующих элементов (жесткие КНБК). Жесткие КНБК могут включать один, а в сложных геологических условиях - два центратора, расположенных на оптимальном расстоянии от долота и друг от друга.

3. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в частичной или полной стабилизации направляющего участка КНБК, который основан на применении стабилизаторов или стабилизирующих устройств. К ним относятся стабилизатор трехопорный роторный (СТР), стабилизатор крестообразный роторный со сплошным центрированием (СКР), наддолотные стабилизирующие устройства (НСУ). СТР можно рекомендовать для бурения мягких устойчивых пород в осложненных геологических условиях. СКР можно рекомендовать для бурения мягких неустойчивых пород. В сложных геолого-технических условиях можно использовать КНБК, включающие утяжеленные бурильные трубы квадратного сечения (КУБТ).

4. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в перераспределении осевой нагрузки между долотом и установленным над направляющим участком КНБК расширителем, а также в уменьшении воздействия изгибающего момента на направляющий участок со стороны расположенной выше части бурильной колонны.

Способ используется при бурении скважин в устойчивых горных породах с одновременным расширением ствола скважины до диаметров 295.3, 393.7, 490.5 мм, а базируется на применении ступенчатых КНБК, включающих многошарошечные расширители. Компоновки для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин представлены на рис. №№ 1-9, размеры КНБК в табл.№ 8-13

Основные данные по РТБ

Табл.№ 8

Обозначение агрегата	Dскв номи-нальный, мм	Диаметр, мм/число долот	Диаметр, мм/число турбо-буров	Расход жидкости на агрегат, л/с	Наиболь-ший поперечный размер, мм	Диаметр грузов утяжели-теля, мм
IРТБ 394	393, 7	190, 5/2	172/2	50-56
IРТБ 490		215, 9/2	195/2	60-70
IРТБ 590		269/2	195/2	60-70
IРТБ 640		295, 3/2	195/2	60-70
IIРТБ 760		349/2	240/2
IIРТБ 920		444, 5/2	240/2

Размеры КНБК, включающих НСУ конструкции ВНИИБТ

Табл. № 9

Типоразмер НСУ	Диаметр, мм	Длина корпуса КНБК с центратором, м
	долота	корпуса НСУ (наружный)
НСУ-127	138.1-151
НСУ-140	157.1-171.4
НСУ-168	185.7-190.5
НСУ-172	190.5-200
НСУ-194	211.1-222.3
НСУ-203	227-244.5
НСУ-219	243-250.8
НСУ-229	250.8-269.9
НСУ-245	267.5-269.9
НСУ-273	317.6-349.2
НСУ-299	346-381
НСУ-350	391.3-445

Выбор безопасной величины нагрузки и места установки центратора в маятниковой компоновке при бурении вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин

Табл. № 10

Влияние пород на искривление	Способ бурения	Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм	Нагрузка, кН	Расстояние от полноразмерного центратора до долота, м
Угол падения пластов 7 градусов
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное	ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 ротор ротор ротор турбобур Æ 240 турбобур Æ 240 турбобур Æ 240	190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3		102.0 45.0 18.5	16.0-17.5 17.5-19.5 18.0-20.0 20.5-22.5 22.0-24.0 23.0-26.0 18.5-20.5 20.5-22.5 21.0-23.0 23.0-26.0 27.0-30.0 29.0-32.0 26.0-29.0 27.0-30.0 28.0-32.0
Угол падения пластов 15 градусов
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное	ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 ротор ротор ротор турбобур Æ 240 турбобур Æ 240 турбобур Æ 240	190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3		36.0 14.0 5.4 70.5 28.0 10.7 80.0 31.0 12.3 С навеса	17.5-19.5 18.0-20.0 18.5-20.5 21.5-24.0 22.0-25.0 23.0-26.0 20.5-23.0 21.5-24.0 21.5-24.0 27.0-30.5 29.0-32.5 - 28.0-31.0 29.0-32.0 29.0-33.0
Угол падения пластов 45 градусов
Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное Слабое Среднее Сильное	ротор ротор ротор ротор ротор ротор турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 турбобур Æ 195 ротор ротор ротор турбобур Æ 240 турбобур Æ 240 турбобур Æ 240	190.5 190.5 190.5 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3 295.3		15.4 6.0 2.9 30.0 11.5 4.8 33.5 12.7 5.4 - -	18.0-20.0 18.5-20.5 18.5-20.5 22.0-25.0 22.0-26.0 23.0-26.0 21.5-24.0 21.5-24.0 21.5-24.0 29.0-33.0 - - 28.0-32.0 29.0-33.0 30.0-33.0

Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для турбинного способа бурения (для вертикальных скважин)

Табл. №12

Dд, мм	D1, мм	D2, мм	Тип турбобура	Pд, кН	D1, мм	D2, мм
215.9	214.0	214.0	3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ 3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ	100-150	-2	-4
244.4		235.0	3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ 3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ	150-200	-3	-4
269.9	267.0	263.0	3ТСШ-240, А9-ГТШ	200-250	-3 -3	-5 -4
295.3	295.0	284.0	3ТСШ-240, А9-ГТШ	200-250	-3	-6

Примечание: Первый (от долота) центратор устанавливается между шпинделем и первой секцией турбобура, а второй - между второй и третьей секциями турбобура

Варианты КНБК при бурении горизонтальных и пологих скважин с большим отклонением ствола скважины от вертикали

1. ИНТЕРВАЛ НАБОРА ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ

1.1 Долото Æ 393, 7 мм, Т12РТ (1ТСШ-240), кривой переводник (aкп= 3°00¢...4°00¢ ), телесистема ЗИС-4 (СТТ-190 или 195), УБТ Æ 203 (178) мм длиной 24 - 36 м, СБТ

1.2 Долото Æ 295, 3 мм, КС (КЛС) Æ 295, 3 мм, ТО2-240 (aкп= 0°30¢...1°30¢ ), телесистема ЗИС-4 (СТТ-190 или 195), УБТ Æ 203 (178) мм длиной 12 - 24 м, СБТ

1.3 Долото Æ 295, 3 мм, Т12РТ (1ТСШ-240), кривой переводник (aкп= 2°00¢...3°30¢ ), телесистема ЗИС-4 (СТТ-190 или 195), УБТ Æ 203 (178) мм длиной 12 - 24 м, СБТ

1.4 Долото Æ 215, 9 мм, КЛС Æ 214-215 мм, ТО-195 (А7П3 1 секция + ШО-195) с углом перекоса aкп= 0°30¢...1°30¢, ЗИС-4М (СТТ-195 или 190), УБТ-178 длиной 12 - 24 м, СБТ

При большой глубине скважины (более 1800 м) вместо ТО-195 (А7П3 1 секция + ШО-195) может использоваться ДРУ-195, ДРУ-172, УДГС-172, ДШО-195, ШО195 + ТНВ-195

1.5 Долото Æ 215, 9 мм, КЛС Æ 214-215 мм, ТО-195 (А7П3 1 секция+ШО-195) с углом перекоса aкп= 0°30¢...1°30¢, УОО ЛБТ-147 длиной 24-36 м, СБТ

При бурении под кондуктор в разрезе с большим содержанием песка использование телесистем нежелательно, т. к. система очистки при больших подачах насоса (до 64 л/с) как правило не обеспечивает достаточную очистку бурового раствора, что приводит к преждевременному износу телесистемы.

При отсутствии телесистемы в КНБК над кривым переводником устанавливается устройство для ориентирования отклонителя (УОО) или переводник с магнитной втулкой, ЛБТ длиной 24-36 м, СБТ.

2. ИНТЕРВАЛ СТАБИЛИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ

2.1 Долото Æ 393, 7 мм, калибратор КЛС Æ 393, 7 мм, 2ТСШ-240 (3ТСШ-240) или А9ГТШ, два центратора на корпусе забойного двигателя: 1-й центратор Æ 380 - 384 мм устанавливается на расстоянии 3, 5-3, 8 м от режущей кромки долота, 2-й центратор Æ 374 - 378 мм устанавливается на расстоянии 12-16 м от первого центратора (при использовании 2ТСШ-240 2-й центратор устанавливается на верхнем конце забойного двигателя), ЗИС-4М (СТТ-195 или 190), УБТ-203 длиной 24-36 м, СБТ

2.2 Долото Æ 295, 3 мм, калибратор КЛС Æ 295, 3 мм, 2ТСШ-240 (3ТСШ-240), два центратора на корпусе забойного двигателя: 1-й центратор Æ 280 - 282 мм устанавливается на расстоянии 3, 0-3, 5 м от режущей кромки долота, 2-й центратор Æ 274 - 276 мм устанавливается на расстоянии 12-14 м от первого центратора (при использовании 2ТСШ-240 2-й центратор устанавливается на верхнем конце забойного двигателя), ЗИС-4М (СТТ-195 или 190), УБТ-203 (178) длиной 12-24 м, СБТ

2.3 Долото Æ 215, 9 мм, калибратор КЛС Æ 215, 9 мм, ГЗД-195 (172), ЗИС-4М (СТТ-172), УБТ-178 (146) длиной 24-36 м, СБТ

При отсутствии телесистемы над УБТ устанавливается 24-36 м ЛБТ. Телесистема может устанавливаться как под УБТ, так и над УБТ.

выход

искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин