Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)

Состав и назначение КНБК

Компоновка низа бурильной колонны представляет собой комплекс специализированного инструмента, размещенного в нижней части бурильной колонны. В состав КНБК входят породоразрушающий инструмент, утяжеленные бурильные трубы, опорно-центрирующие элементы и забойные двигатели при их использовании. Основная функция компоновки заключается в создании необходимой осевой нагрузки на долото, обеспечении требуемой жесткости системы и управлении траекторией ствола скважины.

Утяжеленные бурильные трубы являются ключевым элементом КНБК, обеспечивающим необходимую массу для создания нагрузки на забой. Их наружный диаметр и жесткость подбираются исходя из диаметра скважины, характеристик пород и требуемого профиля ствола. Опорно-центрирующие элементы размещаются по определенной программе для предотвращения нежелательного искривления или целенаправленного изменения траектории скважины.

Типы компоновок низа бурильной колонны

Классификация КНБК основывается на характере взаимодействия компоновки со стенками скважины и способности управлять направлением бурения. Различают две основные категории компоновок: жесткие и отвесные. Каждый тип имеет специфические конструктивные особенности и область применения, определяемую геологическими условиями и проектным профилем скважины.

Классификация по принципу работы

Жесткие компоновки характеризуются совпадением оси КНБК с осью скважины благодаря установке опорно-центрирующих элементов, которые препятствуют поперечному перемещению. Отвесные компоновки работают на основе маятникового эффекта, при котором ось компоновки не совпадает с осью скважины, создавая направленную силу для коррекции траектории ствола.

Для наклонно-направленного бурения применяются специализированные компоновки с регулируемым расположением центрирующих элементов. Поведение роторной компоновки регулируется путем изменения диаметра и положения центраторов, что позволяет управлять величиной отклоняющей силы на долоте.

Жесткие КНБК для вертикального бурения

Применение жестких компоновок является наиболее эффективным методом предупреждения естественного искривления скважин в устойчивых породах. Такие КНБК проектируются с жесткой наддолотной частью максимально возможного диаметра, что обеспечивает минимальную интенсивность искривления ствола при рациональных параметрах режима бурения.

Конструктивные особенности

Жесткая наддолотная часть состоит из УБТ наибольшего диаметра среди всех секций компоновки. Для обеспечения прямолинейности оси УБТ в сжатой части устанавливаются центраторы различных конструкций в расчетных местах предполагаемых изгибов. Оптимальная длина жесткой наддолотной части определяется из условия минимизации общего угла поворота нижнего конца компоновки.

Растянутая часть компоновки включает УБТ меньшего диаметра и бурильные трубы. Переход от жесткой наддолотной части к растянутой выполняется плавно через промежуточные секции УБТ для исключения концентрации напряжений. Количество секций назначается из условия плавного перехода от диаметра УБТ к диаметру бурильных труб, при этом отношение диаметров бурильных труб к диаметру УБТ должно быть не менее 0,75.

Отвесные компоновки маятникового типа

Отвесные или маятниковые компоновки применяются для снижения зенитного угла скважины и в неустойчивых породах. Принцип работы основан на маятниковом эффекте: под действием силы тяжести нижний конец КНБК стремится занять вертикальное положение, создавая отклоняющую силу на долоте, направленную к нижней стенке скважины.

Механизм отклонения

Интенсивность падения зенитного угла зависит от расстояния между долотом и первым центратором. При увеличении этого расстояния сила тяжести сильнее прижимает долото к нижней стенке, увеличивая направленную вниз боковую силу. Типовое расстояние между долотом и первым центратором в маятниковой компоновке составляет около 9 метров.

При чрезмерном расстоянии между долотом и центратором может возникнуть изгиб долота вверх из-за упругой деформации УБТ, что снижает эффективность отвесной компоновки. Эффект маятника исчезает, если утяжеленные бурильные трубы опираются на нижнюю стенку ствола между долотом и центратором. Оптимальное расположение центратора определяется расчетом с учетом характеристик пород и требуемой интенсивности изменения зенитного угла.

КНБК для наклонно-направленного бурения

Наклонно-направленное бурение требует применения специализированных компоновок, обеспечивающих набор, стабилизацию или снижение зенитного угла в зависимости от проектного профиля скважины. Управление траекторией достигается за счет изменения диаметра и положения опорно-центрирующих элементов.

Компоновки для набора угла

Роторная компоновка для набора зенитного угла требует прогиба утяжеленной бурильной трубы между первым и вторым центраторами. Прогиб приводит к наклону долота и созданию боковой силы, направленной в сторону верхней стенки ствола. Для сохранения способности набирать зенитный угол расстояние между долотом и первым центратором должно быть менее 2 метров.

Стабилизирующие компоновки

Для бурения прямолинейных наклонных участков устанавливают 2-3 полноразмерных стабилизатора в расчетных местах. Такая конфигурация обеспечивает минимальное искривление и стабилизацию направления. Первый стабилизатор размещается непосредственно над долотом или калибратором для достижения стабилизации при бурении условно вертикальных или наклонно прямолинейных участков.

Горизонтальное бурение с ВЗД

Бурение горизонтальных и сложнопрофильных скважин выполняется с применением винтовых забойных двигателей в составе КНБК. Винтовой двигатель обеспечивает вращение долота при неподвижной бурильной колонне, что позволяет точно управлять траекторией за счет регулируемого угла перекоса корпуса двигателя относительно оси скважины.

Особенности компоновки с ВЗД

Типовая компоновка для горизонтального бурения включает долото PDC, наддолотный калибратор, винтовой забойный двигатель с регулируемым переводником, телеметрическую систему для определения пространственного положения и УБТ. Между двигателем и долотом может устанавливаться гидравлический осциллятор для повышения эффективности разрушения породы.

Телесистема необходима для получения информации о зенитном и азимутальном углах, параметрах забоя, включая гамма-каротаж и кажущееся сопротивление пород. Данные с телесистемы передаются на поверхность в режиме реального времени, что позволяет оперативно корректировать траекторию бурения.

Расчет осевой нагрузки на долото

Определение оптимальной осевой нагрузки на долото выполняется с использованием статистического и аналитического методов. Статистический метод основывается на удельных нагрузках для категорий пород, установленных на основе промысловых данных. Аналитический метод учитывает физико-механические свойства конкретных пород и характеристики породоразрушающего инструмента.

Формула расчета нагрузки

Осевая нагрузка рассчитывается по формуле: G_ос = g_уд × D_д, где g_уд - удельная нагрузка на 1 метр диаметра долота в кН/м, D_д - диаметр долота в метрах. Для пород категории М рекомендуется удельная нагрузка менее 200 кН/м, для категории МС - от 200 до 400 кН/м, для категории С - от 400 до 800 кН/м.

Пример расчета

Для долота диаметром 295,3 мм при бурении пород категории М: G_ос = 200 × 0,2953 = 59 кН. Расчетное значение необходимо сравнить с допустимой нагрузкой по паспорту долота. Условие безопасности: G_ос должна быть не более 80% от допустимой паспортной нагрузки. При паспортной нагрузке 400 кН: G_ос менее 320 кН, условие выполняется.

Длина УБТ для создания нагрузки

Необходимая длина утяжеленных труб определяется из расчета, что 75% их общего веса создают нагрузку на долото, а 25% составляют силу, растягивающую колонну. Для учета сил плавучести используется вес УБТ в буровом растворе. При расчете учитывается зенитный угол скважины, который влияет на эффективную составляющую веса, передаваемую на долото.

Выбор диаметра УБТ по API RP 7G

Стандарт API RP 7G содержит рекомендации по проектированию бурильных колонн, включая процедуры выбора элементов с учетом контроля угла наклона, характеристик буровых растворов, нагрузок и частоты вращения. Стандарт включает таблицы и графики с размерными, механическими и эксплуатационными характеристиками новых и бывших в употреблении бурильных труб.

Соотношение диаметров

При выборе диаметра УБТ исходят из обеспечения наибольшей жесткости сечения EJ в заданных условиях бурения. Отношение диаметра УБТ к диаметру скважины должно составлять от 0,75 до 0,85 для долот диаметром до 295,3 мм и от 0,65 до 0,75 для долот диаметром более 295,3 мм. Эти соотношения обеспечивают оптимальный баланс между жесткостью компоновки и кольцевым зазором для циркуляции бурового раствора.

Требования к жесткости

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение. Это требование предотвращает чрезмерный изгиб компоновки и обеспечивает эффективную передачу осевой нагрузки и крутящего момента на долото. Количество секций УБТ различного диаметра назначается из условия плавного перехода к диаметру бурильных труб.

↑ Вернуться к началу