Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин (стр. 2 )

и забойных двигателей

Табл. № 7

Диаметр, мм	Диаметр, мм
Долота	забойного двигателя	долота	забойного двигателя
76-98,4	42	120,6-139,7	108
76-98,4	54	139,7-158,7	110
76-98,4	60	139,7-158,7	124-120
101,6-114,3	85	139,7-165,1	127
101,6-114,3	88	171,4-190,5	145
101,6-114,3	95	171,4-190,5	155
120,6-139,7	104,5	190,5-200	172
120,6-139,7	105	200-215,9	178
120,6-139,7	106	212,7-222,3	195
120,6-139,7	107	269,9 и выше	210-240

1 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	382	382
IРТБ 490	490	215,9/2	195/2	60-70	480	480
IРТБ 590	590	269/2	195/2	60-70	576	576
IРТБ 640	640	295,3/2	195/2	60-70	624	624
IIРТБ 760	760	349/2	240/2	100	650	760
IIРТБ 920	920	444,5/2	240/2	100	710	850

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	127	8
НСУ-140	157.1-171.4	140	8
НСУ-168	185.7-190.5	168	8
НСУ-172	190.5-200	172	8
НСУ-194	211.1-222.3	194	12
НСУ-203	227-244.5	203	12
НСУ-219	243-250.8	219	12
НСУ-229	250.8-269.9	229	12
НСУ-245	267.5-269.9	245	12
НСУ-273	317.6-349.2	273	12
НСУ-299	346-381	299	12
НСУ-350	391.3-445	350	12

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	146 146 146 178 178 178 178 178 178 203 203 203 203 203 203	102.0 45.0 18.5 190 87 36 233 98 40 270 133 60 335 200 87	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	146 146 146 178 178 178 178 178 178 203 203 203 203 203 203	36.0 14.0 5.4 70.5 28.0 10.7 80.0 31.0 12.3 112 47 С навеса 164 66 26	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	146 146 146 178 178 178 178 178 178 203 203 203 203 203 203	15.4 6.0 2.9 30.0 11.5 4.8 33.5 12.7 5.4 51 - - 66 28 12	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 роторного способа бурения (для вертикальных скважин)