Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин (стр. 4 )

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	242	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

Минимальная длина колонны УБТ, устанавливаемых над жесткой КНБК

Табл. № 13

Dд, мм	Dубт (Dтурб), мм	Lубт, м
При роторном способе бурения
190.5	146	24
215.9	178	24
244.5	178	24
244.5	203	32
269.9	178	40
269.9	203	32
295.3	178	40
295.3	203	40
295.3	229	32
295.3	254	32
311.0	203	40
311.0	229	40
311.0	254	32
320.0	203	40
320.0	229	40
320.0	254	40
349.2	229	40
349.2	254	40
При турбинном способе бурения
215.9	195	24
244.5	195	24
269.9	195	32
269.9	240	40
295.3	240	40

Примечание: При бурении с турбобуром диаметром 195 мм над КНБК рекомендуется устанавливать УБТ диаметром 178 мм, а при бурении турбобуром диаметром 240 мм - УБТ диаметром 229 мм

 

Рис. № 1

КНБК маятникового типа для роторного бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин

где: 1 - долото, 2 - УБТ, 3 - бурильные трубы, 4 - центратор

 

Рис. № 2

Агрегат реактивно-турбинного бурения

где: 1 - бурильная колонна, 2 - траверса, 3 - грузы, 4 - турбобуры, 5 - долота

 

Рис. № 3

КНБК маятникового типа для турбинного бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин

где: 1 - долото, 2 - турбобур, 3 - УБТ, 4 - бурильные трубы, 5 - центратор

 

Рис. № 4 Жесткие компоновки для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом	Рис. № 5 Жесткая компоновка для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин турбобуром с маховиком под валом
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - УБТ, 4 - центратор	1 - долото, 2 - калибраторы, 3 - маховик, 4 - турбобур, 5 - центратор, 6 - УБТ

 

Рис. № 6

Жесткая компоновка с УБТ квадратного сечения для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом

1 - долото, 2 - центратор, 3 - УБТ, 4 - УБТ квадратного сечения, 5 - бурильные трубы

 

Рис. № 7

Маятниковая компоновка с надолотным стабилизирующим устройством (НСУ) для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом

1 - долото, 2,5,8 - переводники, 3 - корпус НСУ, 4 - внутренняя труба, 6 - центратор,

7 - лопасти центратора, 9 - УБТ, 10 - центратор.

НСУ включает корпус 3, внутреннюю трубу 4, центратор 6 с лопастями 7, переводники 2,5 и 8. Внутренняя труба 4 соединена с УБТ 9. Иногда в компоновку включается центратор 10, расположенный на расчетном расстоянии над НСУ.

 

Рис. № 8 Компоновка для ступенчатого бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом	Рис. № 9 Компоновка для ступенчатого бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин с применением шарнирной муфты (НПК ТОБУС)
1 - долото, 2 - УБТ, 3 - переводник, 4 - многошарошечный расширитель, 5 - УБТ, 6 - центратор, 7 - бурильные трубы	1 - долото, 2 - калибраторы, 3 - упругий центратор, 4 - опорный элемент, 5 - шарнирная муфта, 6 - многошарошечный расширитель, 7 - УБТ, 8 - бурильные трубы

2 КНБК для набора или коррекции параметров кривизны (отклоняющие)

Служат для набора и коррекции параметров кривизны в наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважинах. В состав компоновки включены отклоняющие устройства. Наиболее характерной является компоновка, включающая долото, турбобур, отклоняющее устройство (угол перекоса осей от 0°15¢ до 3°45¢), УБТ длиной 12-25 м, бурильный инструмент. В НПК ТОБУС разработаны отклоняющие шарнирные компоновки (КГБ - комплекс горизонтального бурения) как для турбинного так и для роторного бурения. Основные зависимости изменения зенитного угла скважины от типа турбобура и угла перекоса осей кривого переводника для условий Западной Сибири представлены на рис. № 10, № 11 Компоновки представлены на рис. №

ТСШ-секция)

Рис. № 10

Т12МЗБ-240

Рис. № 11

где: 1, 2, 3, 4 - кривой переводник с углом перекоса осей 3°45¢, 3°, 2°30¢, 2°

 

Рис. № 10

Компоновки для набора параметров кривизны с кривым переводником

1 - немагнитная бурильная труба (ЛБТ), 2 - УБТ, 3 - кривой переводник (угол перекоса осей от 0°15¢ до 3°45¢), 4 - турбобур, 5 - калибратор, 6 - долото

 

Рис. № 11

Компоновки для набора параметров кривизны с турбинным отклонителем

1 - немагнитная бурильная труба (ЛБТ) или телесистема, 2 - турбинный отклонитель (угол перекоса осей от 0°15¢ до 3°), 3 - калибратор, 4 - долото

а б в г д е

Рис. № 12

Забойные двигатели с двумя перекосами в компоновках для набора параметров кривизны

а - забойные двигатели с двумя перекосами, б и в - забойные двигатели с двумя перекосами и накладками, г и е - забойные двигатели с двумя перекосами и одним центроатором, д - забойные двигатели с двумя перекосами и двумя центраторами

3 КНБК для стабилизации параметров кривизны (стабилизирующие)

Служат для стабилизации параметров кривизны наклонно-направленных скважин

Принцип действия основан на жестком центрировании оси компоновки по отношению к оси скважины. Компоновки представленны на рис. № 13-14. Размеры компоновок даны в табл. №

 

Стабилизирующие компоновки

Рис. № 13

1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - центратор на шпинделе турбобура (СТК), 5 - надтурбинный центратор, 6 - УБТ, 7 - бурильные трубы

 

Стабилизирующие компоновки

Рис. № 14

1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - центратор на шпинделе турбобура (СТК), 5 - надтурбинный центратор, 6 - УБТ, 7 - бурильные трубы,

8 - межсекционная вставка между 2-й и 3-й секциями турбобура

Размеры компоновок с центраторами для стабилизации зенитного угла

(для условий Западной Сибири)

Табл. № 14

Диаметр, мм	Диаметр центратора, мм	Расстояние до центратора, мм
долота	калибратора	турбобура	бурение до 1000 м	бурение ниже 1000 м	оптималь-ное	допусти-мое
190	190	172	186	184	1500	1200
190	190	172	188	186	1200	1000
215,9	215,9	172	210	208	1500	1200
215,9	215,9	172	212	210	1200	1000
215,9	215,9	172	214	212	1200	1000
215,9	215,9	195	212	210	1800	1500
215,9	215,9	195	214	212	1500	1200
295,3	295,3	240	280	275	3500	3000
295,3	295,3	240	285	280	2200	2000
295,3	295,3	240	290	285	2000	1500

Принятое расстояние до центратора измеряется от торца долота до конца центратора, включая его длину.