Задание на курсовую работу

Проектирование КНБК

Выделяют два основных типа компоновок - 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 компоновки 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.

Принцип отвесных компоновок основан на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей длине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса увеличивается с возрастанием зенитного угла скважины - эти компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.

Для условий вертикального бурения скважины, имеющих зенитные углы наклона скважины до 5^о, взаимодействие КНБК с бурильной колонной целесообразно на основе понятия устойчивости бурильной колонны.

КНБК для наклонно-направленного и горизонтального бурения рассмотрены в наклонном стволе скважины в условиях продольно-поперечного изгиба.

Бурение секции направления

Основными задачами при бурении вертикальных скважин являются предупреждение искривления ствола и приведение ствола скважины к вертикали в случае его искривления.

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 ОЦЭ на оптимальном расстоянии от долота;

- активное уменьшение искривления ствола за счёт отклоняющей силы или изменения направления оси долота.

Указанные способы проводки вертикального ствола скважины реализуются

соответствующими техническими средствами:

- маятниковые КНБК;

- жёсткие КНБК,

- ступенчатые КНБК;

- РУСы.

Важным технологическим фактором, определяющим искривление ствола вертикальной скважины, является продольная устойчивость расположенной над долотом бурильной колонны.

При потере устойчивости бурильной колонны на долоте появляется отклоняющая сила, под действием которой долото будет разрушать забой под некоторым углом к оси скважины и фрезеровать стенку ствола в поперечном направлении, что приведёт к искривлению скважины.

Следовательно, основной задачей при расчёте КНБК для бурения вертикальной скважины является нахождение такой длины её направляющей секции, при которой общий угол поворота оси долота был бы минимальным при любом сочетании технологических факторов. Длина направляющей секции равна расстоянию от рабочего торца долота до верхнего торца центратора (искривлённого переводника или механизма искривления).

Длина направляющей секции КНБК для предупреждения искривления вертикальной скважины определяется по формуле (1):

(1)

Таблица 2. Геометрические и жёсткостные параметры УБТ

На основе выбранного наружного диаметра УБТ по таблице 2 определим соответствующую жесткость на изгиб и рассчитаем максимальную величину длины направляющей секции КНБК:

20,28 = 10,14 м.

Для бурения направления предлагается использовать следующие жесткие КНБК:

где, Д - долото; К - калибратор; ШС - шпиндельная секция; ВП - винтовая пара; УБТ - утяжеленные бурильные трубы; MWD - телеметрическая система Measurement While Drilling

Маятниковые КНБК применяются для приведения ствола искривлённой скважины к вертикали. Для определения длины КНБК от долота до точки касания УБТ (корпуса ЗД) стенки ствола скважины необходимо воспользоваться формулой (2).

(2)

где: - диаметр долота, м;

- диаметр УБТ (корпуса ЗД), м;

- вес 1 м УБТ (ЗД), кН/м;

- зенитный угол ствола скважины, град;

-плотность стали и бурового раствора соответственно, кг/м³;

- жёсткость на изгиб УБТ (ЗД), кНм²;

При заданном диаметре долота задача выбора КНБК сводится к выбору длин УБТ, при которых отклоняющая сила (F) на долоте максимальна, значение которой рассчитывается по формуле (3).

(3)

По приведённым формула (2) и (3) рассчитаем необходимые величины:

Рассчитаем жесткость обсадной колонны - направления и КНБК, для это воспользуемся следующими формулами для труб (4) и ВЗД (5) соответственно:

(4)

(5)

Жесткость ОК ОТТМ-340х9,7:

Жесткость УБТ 229 мм ():

Жесткость ВЗД:

Жесткость ВЗД и УБТ больше, чем жесткость обсадной колонны, то есть условие выполняется. Таким образом, в таблице 3 и 4 представлены типы КНБК с геометрическими характеристиками элементов КНБК и соответствующие схемы компоновок для бурения данной секции.

Выберем ВЗД из РЭ ВЗД «Радиус - Сервис»[4]: Д-240РС с длиною 10,6 м.

Таблица 3. Геометрические характеристики КНБК для бурения направления

Таблица 4. Схемы КНБК для бурения направления

Бурение секции кондуктора (участок набора угла)

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 (Д) изгиба искривлённого переводника или механизма искривления по формуле (6).

(6)

где: -радиус кривизны ствола скважины, м;

- вес 1 м УБТ (ЗД), кН/м;

длина нижней и верхней секции забойного двигателя-отклонителя соответственно, м;

- угол перекоса искривлённого переводника, град.;

диаметр скважины и корпуса забойного двигателя-отклонителя соответственно, м;

(7)

При этом необходимо выполнение следующих условий.

Длина каждой секции должна быть меньше длины (L₁) жёсткого звена КНБК, которая определяется из выражения:

(8)

где: - жёсткость на изгиб секции ЗД, кН•м²;

диаметр долота и секции забойного двигателя соответственно, м;

- поперечная составляющая веса единицы длины секции забойного двигателя, кН/м.;

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

(9)

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

(10)

Проведём искомых величин по формулам (4) - (8):

Рассчитаем жесткость обсадной колонны - кондуктора и КНБК, для это воспользуемся следующими формулами для труб (4) и ВЗД (5) соответственно.

Жесткость ОК ОТТМ-245х8,9:

Жесткость УБТ 178 мм ():

Жесткость ВЗД:

Жесткость ВЗД и УБТ больше, чем жесткость обсадной колонны, то есть условие выполняется.

Таким образом, в таблице 5 и 6 представлены типы КНБК с геометрическими характеристиками элементов КНБК и соответствующие схемы компоновок для бурения данной секции.

Выберем ВЗД из РЭ ВЗД «Радиус - Сервис»[4]: Д-195 РСФ с длиною 9,6 м и углом перекоса двигателя 1^о01'.

Таблица 5. Геометрические характеристики КНБК для бурения кондуктора

Таблица 6. Схема КНБК для бурения кондуктора (ИЭ - искривленный элемент)

Бурение эксплуатационной колонны (интервала стабилизации)

Сохранение направления бурения может быть обеспечено при условии устранения отклоняющей силы на долоте и совмещения оси долота с осью прямолинейного ствола скважины (, что может быть выражено следующими условиями на долоте:

(11)

При выполнении условий (11) долото будет разрушать горную породу только в направлении оси скважины, что обеспечит стабилизацию направления бурения скважины.

Для этого диаметр центратора должен быть несколько меньше диаметра долота, а длина направляющей секции КНБК соответствовать расчётному значению.

Рассчитаем жесткость обсадной колонны - эксплуатационной колонны и КНБК, для это воспользуемся следующими формулами для труб (4) и ВЗД (5) соответственно.

Жесткость ОК ОТТМ-178х10,4:

Жесткость УБТ 146 мм ():

Жесткость ВЗД:

Жесткость ВЗД и УБТ больше, чем жесткость обсадной колонны, то есть условие выполняется.

Таким образом, в таблице 6 и 7 представлены типы КНБК с геометрическими характеристиками элементов КНБК и соответствующие схемы компоновок для бурения данной секции.

Выберем ВЗД из РЭ ВЗД «Радиус - Сервис»[4]: ДРУ1-172РФ с длиною 9,4 м.

Таблица 7. Геометрические характеристики КНБК для (интервала стабилизации)

Таблица 8. Схема КНБК для бурения эксплуатационной колонны (интервала стабилизации)

Бурение эксплуатационной колонны (участок падения угла)

Проведём расчёт искомых величин по формулам (6) - (10):

Жесткость ВЗД и УБТ больше, чем жесткость обсадной колонны (смотреть предыдущий интервал).

В таблице 8 и 9 представлены типы КНБК с геометрическими характеристиками элементов КНБК и соответствующие схемы компоновок для бурения данной секции.

ВЗД из РЭ ВЗД «Радиус - Сервис»[4]: ДРУ1-172РФ с длиною 9,4 м и углом перекоса двигателя 1^о51'.

Таблица 8. Геометрические характеристики КНБК для бурения эксплуатационной колонны (интервала сброса угла)

Таблица 9. Схема КНБК для бурения эксплуатационной колонны (интервала сброса угла)

Бурение хвостовика (участок набора угла)

Рассчитаем жесткость обсадной колонны - хвостовика и КНБК, для это воспользуемся следующими формулами для труб (4) и ВЗД (5) соответственно.

Жесткость ОК ОТТМ-127х7,5:

Жесткость УБТ 109 мм ():

Жесткость ВЗД:

Жесткость ВЗД и УБТ больше, чем жесткость обсадной колонны, то есть условие выполняется. Для бурения данного интервала с радиусом кривизны траектории 110 м предлагается использовать с двумя искривленным элементами: регулятор угла между шпиндельной и двигательной секциями ВЗД, кривой переводник над двигательной секцией ВЗД. ВЗД из РЭ ВЗД «Радиус - Сервис»[4]: ДРУ1-120РС с длиною 6,5 м и углом перекоса двигателя 2^о10'.

Таблица 10. Геометрические характеристики КНБК для бурения хвостовика (интервала набора угла)

Таблица 11. Схема КНБК для бурения хвостовика (интервала набора угла)

Бурение хвостовика (горизонтальный участок)

Проектированию бурового инструмента при бурении ГС должно уделяться повышенное внимание. Следует избегать использования УБТ для создания нагрузки на долото. По возможности, следует избегать или минимизировать использование толстостенных БТ, для создания нагрузки на долото следует использовать обычные БТ. Если использование толстостенных БТ необходимо, их количество должно быть минимальным, но достаточным для создания требуемой нагрузки на долото при роторном бурении. При этом толстостенные БТ не должны находиться в интервалах с зенитным углом более 70--75 градусов, т.к. их вес становится «мертвым» и увеличивает силы трения. При использовании УБТ их следует располагать в вертикальном или близком к вертикальному интервале. Применение УБТ в тангенциальном участке или участке набора кривизны сопровождается увеличением силы сопротивления движению бурильной колонны.

С учётом вышесказанного, для бурения данного интервала предлагается использовать следующую компоновку:

Таблица 12. Геометрические характеристики КНБК для бурения хвостовика (горизонтального участка)

Таблица 13. Схема КНБК для бурения хвостовика (горизонтального участка)

Обоснование включения в компоновки яссов

Количество яссов и их расположение зависит от следующих факторов: опыта бурения на месторождении; профиля скважины; диаметра ствола скважины; доступности типа ясса; очистки ствола скважины; геологии разреза; КНБК.

Опыт бурения на месторождении - это один из основных факторов при выборе положения ясса в колонне. Очевидно, что при бурении осложненных зон ясс должен быть включен в бурильную колонну. В других случаях наличие ясса не обязательно.

Другой важный фактор - профиль скважины. Одни профили создают больше проблем, другие меньше.

Забойные двигатели с двойным искривлением, обеспечивающие высокую интенсивность изменения зенитного угла, могут быть причиной механического прихвата. Это обусловлено отношением диаметра ствола скважины к жесткости КНБК.

Кроме того, спуск управляемой КНБК в ранее пробуренные секции с высокой интенсивностью искривления может привести к прихвату бурильной колонны. Профиль ствола скважины будет диктовать наличие, количество и местоположение яссов в бурильной колонне. Отношение диаметра ствола скважины к наружному диаметру ясса будет определяющим фактором при выборе местоположения ясса в колонне при бурении интервала набора кривизны.

Определенные типы яссов не предусматривают использования в сжатом состоянии. Т.к. в горизонтальной секции бурильная колонна сжата, то в этой секции можно использовать только тот тип яссов, которые допускают эксплуатацию в сжатом состоянии.

При использовании извлекаемых приборов внутренний диаметр ясса должен быть достаточным для их прохождения. Если доступен только ясс двустороннего действия, его нельзя устанавливать в нижней части КНБК при бурении горизонтального интервала для предотвращения непроизвольного срабатывания ясса вниз и, как следствие, повреждения забойного двигателя (долота).

Если возникают проблемы с очисткой ствола скважины, использование ясса обязательно. Также обязательно наличие ясса, если секции набора кривизны или горизонтальная секция бурятся в породе с пропластками высокой твердости, т.к. риск прихвата или зависания бурильной колонны в этом случае велик. Рекомендуется использовать ясс, если при бурении применяется роторная КНБК с полноразмерным калибратором.

В интервалах набора кривизны ясс следует располагать как можно ближе к КНБК. Кроме того, ясс следует располагать как можно ближе к элементам КНБК с большим диаметром. Нельзя устанавливать ясс в нейтральной зоне. скважина буровой колонна ясс

Таким образом, следует добавить в состав КНБК ясс для бурения в следующих интервалов (из каталога продукции «Буринтех»):

· Бурение под эксплуатационную колонну (участок стабилизации) - ЯГБ-172 2ВД (двухсторонний);

· Бурение под эксплуатационную колонну (участок сброса угла) - ЯГБ-172 2ВД (двухсторонний);

· Бурение под хвостовик (участок набора угла) - ЯГБ-105-2 (двухсторонний);

· Бурение под хвостовик (горизонтальный участок) - ЯГБ-105-2 (двухсторонний), ЯГК -108Р (крутильный).

Литература

1. Калинин А.Г., Оганов А.С., Повалихин А.С., Сазонов А.А. Строительство нефтегазовых скважин: Учебник для вузов: В 2-х томах-М.: РГУ н6фти и газа имени И.М. Губкина 2015г.-Том2.Ч.1-427стр.

2. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник -М.Недра 1997-648с.

3. Повалихин А.С., Калинин А.Г., Бастриков С.Н., Солодкий К.М. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин/ЦентЛитНефтегаз-2011-647с

4. Руководство по эксплуатации винтовых забойных двигателей «Радиус - Сервис», 152 с.

5. Булатов А.И. Проселков Е.Ю. Бурение горизонтальных скважин. Справочное пособие.

6. С.Л. Симонянц. Бурение скважин гидравлическими забойными двигателями. Учебное пособие. М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. -208 с.

7. Каталог скважинного гидромеханического инструмента «Буринтех», 36 с.

Размещено на Allbest.ru