Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) — комплекс инструментов и устройств, размещённых в нижней части бурильной колонны, непосредственно воздействующих на забой скважины и определяющих траекторию её ствола. КНБК является наиболее ответственной частью буровой колонны: от правильного подбора компоновки зависят скорость проходки, точность проводки скважины по проектному профилю, безопасность буровых работ и ресурс бурового инструмента.
Выбор типа КНБК определяется задачей бурения конкретного интервала: бурение вертикального участка без искривления, набор зенитного угла, стабилизация направления, снижение зенитного угла. Для каждой задачи применяются компоновки с различным расположением опорно-центрирующих элементов, создающих на долоте отклоняющую силу требуемого знака и величины.
Компоновка низа бурильной колонны предназначена для выполнения следующих функций: разрушение горной породы на забое (долото); создание осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент (утяжелённые бурильные трубы — УБТ); обеспечение заданной траектории ствола скважины (опорно-центрирующие элементы, забойный двигатель с углом перекоса); калибровка ствола до номинального диаметра (калибратор); измерение параметров траектории в процессе бурения (телесистема MWD/LWD).
Типовой состав КНБК (снизу вверх): долото → калибратор → забойный двигатель (ВЗД или турбобур) → немагнитная УБТ (НУБТ) → телесистема (MWD) → УБТ → переводник → бурильные трубы. Конкретный набор элементов и их расположение варьируются в зависимости от типа компоновки, способа бурения (роторный, с ВЗД, с РУС), диаметра скважины и горно-геологических условий.
При бурении вертикальных участков скважины основная задача КНБК — минимизировать самопроизвольное искривление ствола. Выделяют два основных типа компоновок: жёсткие и маятниковые (отвесные).
Жёсткая компоновка низа бурильной колонны предназначена для бурения в устойчивых горных породах с минимальной интенсивностью искривления ствола. Принцип действия основан на максимальном приближении оси КНБК к оси скважины за счёт установки 2–3 полноразмерных центраторов (стабилизаторов) в расчётных точках.
Типовая схема жёсткой КНБК: долото → калибратор (наддолотный стабилизатор) → УБТ (1–3 м) → центратор → УБТ (6–9 м) → центратор → УБТ. Два-три полноразмерных центратора ограничивают поперечное перемещение компоновки и снижают перекос долота относительно оси скважины.
Маятниковая компоновка работает на основе эффекта отвеса: ось КНБК не совпадает с осью скважины, а сила тяжести нижней части создаёт отклоняющую силу, направленную к нижней стенке ствола. Эффект маятника возрастает с увеличением зенитного угла скважины.
Типовая схема: долото → забойный двигатель (или жёсткая наддолотная часть УБТ) → УБТ без стабилизаторов → бурильные трубы. Отсутствие полноразмерных центраторов вблизи долота позволяет силе тяжести прижимать КНБК к нижней стенке ствола, обеспечивая снижение зенитного угла.
Маятниковые КНБК применяются: при бурении в неустойчивых породах, склонных к кавернообразованию; на участках снижения зенитного угла (drop-off); когда с помощью жёсткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол и требуется его уменьшение.
Стабилизирующая компоновка обеспечивает бурение с сохранением текущего зенитного угла и азимута (hold section). Достигается установкой 2–3 полноразмерных центраторов в расчётных точках, при которых отклоняющая сила на долоте близка к нулю. Типовая схема: долото → наддолотный центратор → УБТ (1,5–3 м) → центратор → УБТ (9–12 м) → центратор → УБТ.
Управление отклоняющей силой: изменение расстояния между долотом и первым центратором, а также между центраторами, позволяет управлять знаком и величиной боковой силы на долоте (BSF — Bit Side Force). Увеличение расстояния от долота до первого центратора увеличивает прогиб УБТ и направленную вниз отклоняющую силу (маятниковый эффект). Уменьшение этого расстояния стабилизирует или набирает зенитный угол.
Для набора зенитного угла (build section) применяются компоновки с винтовым забойным двигателем (ВЗД), имеющим угол перекоса (bend angle) в регулируемом или фиксированном кривом переводнике. Угол перекоса определяет интенсивность набора зенитного угла и составляет от 0,5° до 3–4° в зависимости от требуемой кривизны и диаметра скважины.
Типовая схема отклоняющей КНБК (снизу вверх): долото → калибратор → ВЗД с углом перекоса → НУБТ → телесистема MWD → УБТ → ясс → бурильные трубы.
При бурении в режиме скольжения (sliding) бурильная колонна не вращается, долото вращается только от ВЗД, и перекос двигателя задаёт направление набора зенитного угла. При бурении в режиме вращения (rotating) колонна вращается, кривой переводник усредняет своё действие, и траектория стабилизируется (или слегка набирает угол за счёт остаточного эффекта).
Роторные управляемые системы (RSS — Rotary Steerable System) позволяют управлять траекторией скважины при непрерывном вращении бурильной колонны, что обеспечивает лучшую очистку ствола и более высокую механическую скорость по сравнению с бурением в режиме скольжения. РУС размещается над долотом и управляет отклоняющей силой с помощью отклоняющих башмаков (push-the-bit) или наклона долота (point-the-bit).
УБТ — толстостенные трубы с большой массой погонного метра, устанавливаемые в нижней части бурильной колонны для создания осевой нагрузки на долото и повышения жёсткости КНБК. Различают горячекатаные УБТ (гладкие по всей длине, преимущественно для бурения с ВЗД) и сбалансированные УБТС (с механически обработанной наружной поверхностью и сверлёным каналом, для роторного бурения).
В таблице приведены параметры горячекатаных УБТ (по ТУ 14-3-385). Сбалансированные УБТС (по ТУ 51-744) имеют большую массу погонного метра за счёт меньшего диаметра канала и механически обработанной наружной поверхности: например, УБТС-178 — 156 кг/м (канал 80 мм), УБТС-203 — 215 кг/м (канал 80 мм), УБТС-229 — 273 кг/м (канал 90 мм), УБТС-254 — 336 кг/м (канал 100 мм). УБТС применяются преимущественно при роторном бурении, горячекатаные УБТ — при бурении с забойными двигателями.
Диаметр УБТ выбирается из условия обеспечения максимальной жёсткости EI в заданных условиях бурения. Основные правила:
Отношение dУБТ/dдолота = 0,75–0,85 для долот диаметром до 295,3 мм и 0,65–0,75 для долот диаметром более 295,3 мм.
Жёсткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жёсткости обсадной колонны, под которую ведётся бурение.
Переход от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб должен быть плавным (ступенчатым), с разницей диаметров смежных секций не более 25–50 мм.
Пример: для бурения долотом 215,9 мм (8-1/2") рекомендуемый диаметр наддолотной секции УБТ: 215,9 · 0,80 = 172,7 мм → принимается УБТ 178 мм. Для долота 295,3 мм (11-5/8"): 295,3 · 0,82 = 242 мм → принимается УБТ 245 мм.
Длина УБТ определяется из условия создания необходимой осевой нагрузки на долото при сохранении бурильных труб в растянутом состоянии. Нейтральное сечение (точка, где осевая сила равна нулю) должно располагаться в пределах секции УБТ.
Длина УБТ для вертикальной скважины:
LУБТ = k · Pд / (qУБТ · (1 − ρж/ρст))
где:
Pд — осевая нагрузка на долото, кН;
qУБТ — масса 1 м УБТ, кг/м;
ρж — плотность бурового раствора, кг/м3;
ρст — плотность стали, 7850 кг/м3;
k — коэффициент запаса (1,20–1,25), обеспечивающий расположение нейтрального сечения в пределах УБТ.
Пример расчёта: долото 215,9 мм, требуемая нагрузка Pд = 120 кН, УБТ 178 мм (q = 145 кг/м), плотность раствора ρж = 1200 кг/м3.
Коэффициент облегчения: (1 − 1200/7850) = 0,847
Вес 1 м УБТ в растворе: 145 · 9,81 · 0,847 / 1000 = 1,205 кН/м
LУБТ = 1,25 · 120 / 1,205 = 124 м
Принимается 11 труб по 12 м = 132 м.
Для наклонного участка скважины с зенитным углом θ составляющая веса УБТ вдоль оси уменьшается пропорционально cosθ, что требует увеличения длины секции УБТ.
Маятниковая КНБК рассчитывается из условия обеспечения минимума угла поворота наддолотного участка при заданной нагрузке на долото. Компоновка состоит из нескольких секций УБТ убывающего диаметра (от долота к бурильным трубам).
Число секций (ступеней) УБТ назначается из условия плавного перехода от диаметра наддолотной секции к диаметру бурильных труб с разницей смежных диаметров не более 25–50 мм. Число ступеней КНБК зависит от диаметра долота и обсадной колонны.
Длина жёсткого наддолотного участка (от долота до начала сжатой части) определяется из условия минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки. Если нагрузка на долото Pд превышает критическую нагрузку Pкр (эйлерову нагрузку) для сжатой секции УБТ, то бурение в интервалах, склонных к искривлению, следует вести со сниженной нагрузкой, не превышающей Pкр.
Контроль траектории скважины в процессе бурения обеспечивается телеметрическими системами MWD (Measurement While Drilling) и LWD (Logging While Drilling), размещаемыми в составе КНБК.
MWD измеряет зенитный угол (инклинацию), азимут и положение отклонителя (tool face) в реальном времени. Данные передаются на поверхность по гидравлическому (пульсации давления бурового раствора) или электромагнитному каналу связи. Скорость передачи по гидравлическому каналу — 1–6 бит/с, по электромагнитному — до 10 бит/с.
LWD выполняет геофизические измерения в процессе бурения: гамма-каротаж, нейтронный каротаж, электрическое сопротивление, плотностной каротаж. Данные используются для геонавигации — управления траекторией скважины в продуктивном пласте на основании геофизической информации в реальном времени.
Датчики MWD размещаются в немагнитной секции УБТ (НУБТ) из нержавеющей стали или немагнитного сплава для исключения влияния стали бурильной колонны на показания магнитометров. Длина НУБТ обычно составляет 9–10 м.
КНБК (компоновка низа бурильной колонны) — это комплекс инструментов, размещённых в нижней части бурильной колонны. Типовой состав: долото, калибратор, забойный двигатель (ВЗД или турбобур), немагнитная УБТ с телесистемой MWD, утяжелённые бурильные трубы, обратный клапан, ясс, переводники. Конкретный набор определяется типом бурения, диаметром скважины и горно-геологическими условиями.
Жёсткая КНБК содержит 2–3 полноразмерных центратора, максимально приближающих ось компоновки к оси скважины — для минимизации искривления. Маятниковая КНБК не имеет центраторов вблизи долота: сила тяжести прижимает нижнюю часть компоновки к нижней стенке ствола, создавая отклоняющую силу для снижения зенитного угла. Жёсткая применяется в устойчивых породах, маятниковая — для drop-off участков.
Диаметр УБТ определяется по отношению к диаметру долота: dУБТ/dдолота = 0,75–0,85 для долот до 295,3 мм и 0,65–0,75 для долот большего диаметра. Жёсткость наддолотной секции УБТ должна быть не ниже жёсткости обсадной колонны, под которую ведётся бурение. Переход от УБТ к бурильным трубам выполняется ступенчато с разницей диаметров смежных секций не более 25–50 мм.
Угол перекоса (bend angle) в кривом переводнике ВЗД создаёт отклоняющую силу на долоте, обеспечивающую набор зенитного угла в режиме скольжения. Величина угла определяет интенсивность набора: от 0,5–1° (плавный набор, 0,5–1,5 град./10 м) до 2,5–4° (интенсивный набор, до 15 град./10 м для зарезки боковых стволов). Фактическая интенсивность зависит также от диаметра скважины, типа породы и нагрузки на долото.
Длина УБТ определяется из условия создания требуемой нагрузки на долото с учётом коэффициента запаса (1,20–1,25) и архимедовой силы: L = k·Pд / (q·g·(1−ρж/ρст)). Для наклонного участка необходимо учитывать cosθ (зенитный угол). Нейтральное сечение (точка нулевой осевой силы) должно располагаться в пределах секции УБТ, а не в бурильных трубах.
НУБТ — немагнитная утяжелённая бурильная труба, изготовленная из немагнитного сплава (аустенитная нержавеющая сталь, бериллиевая бронза или специальные сплавы). В НУБТ размещается инклинометрический модуль телесистемы MWD с магнитометрами. Немагнитный материал исключает искажение показаний магнитного компаса, обеспечивая точное измерение азимута скважины. Типичная длина НУБТ — 9–10 м.
MWD (Measurement While Drilling) — система измерения параметров траектории (зенитный угол, азимут, положение отклонителя) и забойных параметров (нагрузка на долото, давление, температура) в реальном времени. LWD (Logging While Drilling) — система геофизического каротажа в процессе бурения (гамма-каротаж, нейтронный, резистивиметрия, плотностной), используемая для геонавигации и оценки коллекторских свойств пласта.
В режиме скольжения (sliding) бурильная колонна не вращается, долото приводится только забойным двигателем. Кривой переводник ВЗД ориентирован в нужном направлении, обеспечивая набор или коррекцию зенитного угла и азимута. В режиме вращения (rotating) колонна вращается, действие кривого переводника усредняется, и траектория стабилизируется. Современные РУС позволяют управлять траекторией при непрерывном вращении без перехода в скольжение.
Стабилизаторы (центраторы) — опорно-центрирующие элементы с лопастями или рёбрами, наружный диаметр которых близок к диаметру долота (полноразмерные). По конструкции различают: спиральные (с винтовыми рёбрами), прямолопастные (с продольными лопастями), интегральные (выполненные за одно целое с УБТ). Стабилизаторы устанавливаются в расчётных точках КНБК для управления боковой силой на долоте и предотвращения нежелательного искривления ствола.
Для предотвращения прихватов в состав КНБК включают ясс (механический или гидравлический), создающий ударные нагрузки для освобождения колонны. Кроме того, применяют УБТ со спиральными канавками, уменьшающими площадь контакта со стенкой скважины; проводят непрерывное вращение колонны; контролируют параметры бурового раствора (толщину фильтрационной корки); минимизируют время нахождения КНБК без движения.
Отказ от ответственности. Настоящая статья носит исключительно ознакомительный и справочный характер. Автор не несёт ответственности за возможные ошибки и неточности, а также за последствия применения изложенной информации при проектировании, подборе и эксплуатации компоновок низа бурильной колонны. При проектировании КНБК следует руководствоваться проектной документацией на скважину, рекомендациями сервисных компаний и действующими нормативными документами. Для ответственных решений рекомендуется привлечение квалифицированных специалистов.
1. Калинин А. Г., Григорян Н. А., Султанов Б. З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: справочник. — М.: Недра.
2. Овчинников В. П., Аксёнова Н. А. Проектирование конструкции скважин. — Тюмень: ТюмГНГУ.
3. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра.
4. Bourgoyne A. T. et al. Applied Drilling Engineering. — SPE Textbook Series.
5. Downton G. Directional Drilling. — Springer.
6. API Spec 7-1 / ISO 10424-1 Rotary Drill Stem Elements.
7. API RP 7G (replaced by API 7G-2) Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits.
8. Сароян А. Е. Теория и практика работы бурильной колонны. — М.: Недра.
9. Султанов Б. З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. — М.: Недра.
10. IADC Drilling Manual, 12th ed.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.