Цифры в скобках - размеры бурильных труб старых сортаментов.
Пример 9.5. Выполнить расчет КНБК для следующих условий: интервал бурения 500 - 2000 м под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Диаметр обсадной колонны перед бурением данного интервала (кондуктор) 245 мм, способ бурения турбинный, турбобур двухсекционный, вес G = 25000 Н = 0,025-10"3 МН, длина 14 м, диаметр долота Da = 215,9 мм, осевая нагрузка Ра = 79 кН = 0,079 МН.
Решение. 1. Выбираем тип и диаметр, а также число ступеней УБТ. В соответствии с табл. 9.6 для бурения 215,9 - мм долотом в предыдущей обсадной колонне диаметром 245 мм под обсадную колонну диаметром 168 мм компоновка должна включать с себя две ступени УБТ диаметром 179 и 159 мм.
В соответствии с табл. 9.10 вес 1 м УБТ диаметром 178 мм составляет 1559 Н = =1,559Т0"3 МН, а 1164 Н = 1,164Т0"3 МН. Принимаем тип УБТС - 2.
2. Диаметр бурильных труб по той же табл. 9.6 составляет 127 мм.
3. Поскольку мы выбрали двухступенчатую КНБК, сжатую часть размещаем в УБТ диаметром 178 мм (первая секция) непосредственно выше турбобуров. В этом случае длина сжатой части УБТ (по ф-ле. 9.44):
|
|
4.Находим длину второй секции, расположенной в растянутой части КНБК и составленной из УБТ диаметром 159 мм:
1. Определяем общую длину КНБК:
6. Общий вес КНБК
7. Определяем число промежуточных опор, расположенных в сжатой части КНБК, составленной из УБТ диаметром 178 мм и длиной 43,3 м, так как по табл. 9.7
|
|
Так как Рд > Ркр (0,079-10-3 > 0,0576-10-3), следовательно, необходимо устанавливать промежуточные опоры.
В соответствии с табл. 9.10 расстояние между опорами составляет, а = 33,0 м (для частоты вращения п = 50 мин-1).
Тогда число опор t = 43,3 / 33 ~ 2.
Следовательно, для указанных выше условий необходимо применять КНБК, в состав которой входят следующие элементы:
долото диаметром 215,9 мм;
турбобур длиной 14 м, весом 0,025-10-3 МН;
1-я секция УБТ (сжатая часть) длиной 43,3 м, весом 67,5-10-3 МН;
2-я секция УБТ (растянутая часть) длиной 16,67 м, весом 19,8-10-3 МН.
Общая длина КНБК - 74,27 м, общий вес КНБК - 87,27-10-3 МН.
9.10. Опорно-центрирующий инструмент
К опорно-центрирующим элементам КНБК относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, маховики и расширители.
Калибратор - элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины (по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижний призабойной части. Калибраторы бывают лопастные с продольными или спиральными гранями (рис. 9.20), шарошечные с продольно или спирально расположенными шарошками (рис. 9.21), или на шаровой опоре (рис. 9.22).
Центратор - элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центратора. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис. 9.23.
Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до минимального диаметра. За счет этого, а также вследствие более стабильной работы в результате снижения поперечных колебаний стойкость долот при бурении возрастает на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.
|
|
Основные характерные признаки калибраторов и центраторов: наличие прерывистого контакта с малыми интервалами со стенками скважины;
длина их составляет один - два диаметра породоразрушающего инструмента.
Стабилизаторы - элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке дли-
ны стабилизатора и стабилизации направления скважины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 9.24. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие:
наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии;
длина их составляет 50 - 80 диаметров породоразрушающего инструмента.
Маховик - элемент КНБК, устанавливаемый под валом турбобура и служащий для увеличения вращающееся массы вала турбобура (см. рис. 9.24, г)
Расширитель - элемент КНБК, устанавливаемый в нижней части бурильной колонны и предназначенный для увеличения диаметра ствола скважины с меньшего диаметра на больший (рис. 9.25). Расширители устанавливаются над долотом и бывают шарошечные и дисковые (см. рис. 9.25).
Калибраторы лопастные ВНИИБТ 5 - КС и 9 - К предназначены для калибрования стволов скважин, центрирования и улучшения условий работ долот и забойных двигателей при бурении нефтяных и газовых скважин (рис. 9.26).
|
|
Колонные центраторы и калибраторы (рис. 9.27) для роторного бурения предназначены для использования в КНБК в качестве опорно-
центрирующих и калибрующих устройств при бурении глубоких скважин на нефть и газ в сложных геологических условиях с высокими осевыми нагрузками на долото.
|
|
Передвижные центраторы предназначены для управления зенитным углом скважины со стабилизацией азимута (рис. 9.28).
|
|
Центратор состоит из муфты с шестью прямыми лопастями, армированными износостойким твердосплавным вооружением, и цамги с одной ступенчатой прорезью.
Калибраторы шарошечные унифицированные типа КШУ (рис. 9.29)
Центратор забойного двигателя (рис. 9.30) предназначен для удержания осей шпинделя и долота в центре поперечного сечения ствола скважины при изменении ее фактического диаметра в процессе бурения в изменяющихся горногеологических условиях.
Центратор забойного двигателя состоит из корпуса 1, каркаса с четырьмя дугообразными упругими опорными планками 2 и радиальной опоры 3, которые скреплены упорной гайкой 4.
Отклоняющие устройства
Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требуемой интенсивности его искривления.
Отклоняющие компоновки с кривым переводником и турбинным отклонителем рекомендуется использовать при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значительного увеличения диаметра ствола. При этом следует учитывать особенности таких компоновок. Отклоняющие компоновки с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации, а компоновки с турбинными отклонителями благодаря меньшей длине нижнего от отклонителя участка и возможности применения в секционном исполнении позволяют повысить интенсивность искривления ствола и показатели работы долот.
Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над ним, а также компоновки с отклонителем Р - 1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола.
Компоновки с накладкой на корпусе забойного двигателя и кривым переводником над ним, а также компоновки с эксцентричным
ииппелем применяют в тех случаях, когда требуется малая интенсивность искривления ствола (не более 1° на 10 м проходки).
В наклонно направленных скважинах с зенитным углом более 5°, искривленным в проектном азимуте, дальнейшее малоинтенсивное его увеличение проводят безориентируемыми компоновками с центраторами.
Таким образом, в обобщенном виде при бурении добывающих скважин на нефтяных и газовых месторождениях России используются следующие типы отклоните л ей в составе:
1) долото диаметром 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ - 240 (А9ГТШ, Т12РТ - 240), искривленный переводник, утяжеленная бурильная труба (УБТ) диаметром 178 или 203 мм; 2) долото диаметром 215,9 мм, винтовой забойный двигатель ДЗ - 172 или Д5 - 172, искривленный переводник, УБТ диаметром 178 мм; 3) долото диаметром 295,3 мм, турбинный отклонитель Т02 - 240; 4) долото диаметром 215,9 мм, турбинный отклонитель Т02 - 195; 5) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель - отклонитель Ш01 - 195, одна или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм; 6) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (ДЗ - 172, Д5 - 172), искривленный переводник, рабочая пара двигателя; 7) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (Д2 - 195), искривленный переводник, рабочая пара двигателя; 8) долото диаметром 190,5 мм, турбинный отклонитель ТО - 172; 9) долото диаметром 215,9 мм, шарнирный забойный двигатель-отклонитель ОШ - 172, шарнир сферического типа.
Отклонители могут включать Наддолотный калибратор. Длина УБТ, размещенной над искривленным переводником, составляет от 6 до 12 м. Над отклонителем расположены бурильные трубы из диамагнитного сплава Д16Т диаметрами 129 и 147 мм, или телеметрическая система. В некоторых случаях отклонитель снабжается дополнительной опорой в виде искривленного переводника или центратора.
Турбобуры-отклонители типа ТО (ТО - 172, ТО - 195, Т0-240) предназначены для бурения интервалов изменения направления наклонных скважин по зенитному углу и азимуту, а также для забурива- ния новых стволов скважин и аварийных ситуациях или по технологическим требованиям строительства скважин. Они выпускаются с наружными диаметрами 172; 195 и 240 мм и состоят из турбинной и шпиндельной (отклонительной) секций (рис 9.31). Корпуса секций соединяются с помощью искривленного переводника с углом искривления 1°30', а валы - шарнирной муфтой, позволяющей передавать момент силы валов с пересекающимися осями вращения. В турбобурах-отклонителях типа ТО используется турбинная секция от секционных турбобуров типа ТС, в верхнем переводнике которой помещен узел ориентации, а в секции отклонителя смонтированы проточная осевая и радиальная опоры от турбобура Т12МЗ.
|
|
Основные конструктивные параметры турбобуров-отклонителей типа ТО и их энергетические характеристики при различных расходах бурового раствора плотностью 1000 кг/м3 приведены в табл. 9.12. Турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинной секции типа Т02 (Т02 - 172, ТО - 195, ТО - 240 и ТР2Ш - 195 ТО) предназначены для бурения интервалов изменения направления наклонных скважин по зенитному углу и азимуту, а также для забуривания новых стволов скважин в аварийных ситуациях или по технологическим требованиям строительства скважин. Они выпускаются с наружными диаметрами 172; 195 и 240 мм и состоят из турбинной и шпиндельной (отклонительной) секций (рис. 9.32). Во всех турбобурах-отклонителях типа Т02 смонтирована специальная турбинная секция, имеющая существенные отличия от турбинных секций турбобуров типов ТСШ1 и АШ. Турбобуры-отклонители Т02 - 195 и Т02 - 240 изготавливаются Кунгурским машиностроительным заводом и унифицированы с турбобурами А7Ш2 и А9Ш2. Основное отличие состоит в том, что валы турбинной и шпиндельной секций соединяются между собой с помощью одинарного шарнирного соединения, состоящего из двух полумуфт, а корпусы - с помощью искривленного переводника с углом искривления 1°30' (по заказу потребителя шпиндельная секция может комплектоваться переводниками с углом перекоса осей 1°; 1°15' и 2°). В турбинной секции турбобура-отклонителя ТР2Ш-195 ТО каждая ступень турбины включает фрикционный шариковый редуктор, целью которого является снижение частоты вращения вала турбобура. Основные габаритные размеры и энергетические параметры турбинных отклонителей типа ТО и шпинделя-отклонителя ШО (рис. 9.33) представлены в табл. 9.12.
|
|
Таблица 9.12
Основные размеры и энергетические параметры турбин турбинных отклонителей
| Параметры | ТО - 172 | T02 - 195 | T02 - 240 | Ш Ol - 195 |
| Наружный диаметр отклонителя, мм | 172 | 195 | 240 | 195 |
| Длина отклонителя, мм | 10 745 | 10 110 | 10 170 | 4600 |
| Масса расчетная, кг | 1500 | 1848 | 2593 | 875 |
| Количество ступеней турбины | 109 | 95 | 106 | - |
| Длина нижнего плеча отклонителя, мм | 2000 | 2020 | 2350 | 2485 |
| Присоединительная резьба: | ||||
| к долоту (муфта) | 3-117 | 3-117 | 3-152 | 3-117 |
| к бурильным трубам (муфта) | 3-147 | 3-147 | 3-171 | 3-171* |
| Расход жидкости (вода), м3/с | 0,025 | 0,030 | 0,050 | - |
| Частота вращения турбины, мин"1 | 670 | 660 | 660 | - |
| Вращающий момент при макси | 650 | 810 | 2040 | |
| мальной мощности, Н м | ||||
| Максимальная мощность турбины, | 45,6 | 55,9 | 139,1 | |
| кВт | ||||
| Перепад давления при максималь | 3,8 | 3,3 | 4,1 | |
| ной мощности, МПа | ||||
| КПД турбины, % | 50,7 | 53,0 | 69,0 | - |
| *Резьба для присоединения к турбинной секции. | ||||
По длине направляющей секции, т.е. части отклонителя от долота до искривленного переводника, все отклонители можно разделить на две группы. К отклонителям с упругой направляющей секцией относятся все отклонители, у которых искривленный переводник расположен над забойным двигателем или секцией турбобура. У отклони- телей с жесткой направляющей секцией искривленный переводник установлен непосредственно над шпинделем. Наибольший объем бурения с использованием отклонителей первой группы производится долотами диаметрами 295,3 и 393,7 мм. На нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири при бурении под кондуктор или промежуточную колонну применяются отклонители, включающие долото диаметром 295,3 мм, одну секцию турбобура ЗТСШ - 240 (Т12МЗБ - 240), искривленный переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 м. Отклонители аналогичной конструкции используются во многих других нефтегазодобывающих районах России.
Шпиндель-отклонитель Ш01 - 195 эксплуатируется с секционным турбобуром, имеющим на рабочем режиме частоту вращения вала не более 500 мин"1, вместо обычного шпинделя. Он представляет собой осевую опору турбобура, выполненную в виде отдельного узла, искривленного под определенным углом относительно оси турбобура. Преимущество этих отклонителей - малое расстояние от долота до точки перекоса, что снижает деформацию этого участка и повышает отклоняющую способность отклонителей. Возможность применения этих отклонителей в секционном исполнении позволяет искусственно искривлять ствол при повышенных вращающем моменте и мощности на валу турбобура.
На основании опыта бурения наклонных скважин в районах Западной Сибири установлена зависимость интенсивности роста зенитного угла от его величины:
где i - интенсивность увеличения зенитного угла скважины, градус / 10 м; Ө — зенитный угол скважины, градус; к, b - эмпирические коэффициенты.
Диапазон изменения коэффициента к составляет 1,00 - 1,56, коэффициент b = 0,0005. Из зависимости следует, что при углублении скважины интенсивность увеличения зенитного угла снижается. Так, мри использовании турбобура Т12МЗБ - 240 с установленным над ним искривленным переводником с углом перекоса 2,5° интенсивность увеличения зенитного угла от 1,2° на Юм проходки при начальном шачении зенитного угла 5° снижается до 0,4° на 10 м проходки при увеличении зенитного угла до 40°, т.е. в 3 раза.
Основные габаритные размеры и энергетические параметры вин- говых (объемных) забойных двигателей (ВЗД) и шарнирного отклони- Iеля ОШ - 172 приведены в табл. 9.13, а ВЗД для наклонного и горизонтального бурения представлены на рис. 9.34.
Таблица 9.13
Дата: 2019-02-19, просмотров: 420.
