Проектування компоновок низу бурильної колони
Одним із найважливіших моментів будівництва будь-якої спрямованої свердловини, і особливо горизонтальної, є компонування низу бурильної колони. У розділі обговорюються основи теорії роботи компоновок низу бурильної колони (ВНА). У наступних розділах будуть розглянуті конкретні компонування для буріння свердловин з великим та середнім радіусами викривлення та компонування, що застосовуються для буріння горизонтальної ділянки.
Поведінка роторних компоновок та компоновок із вибійним двигуном може бути точно змодельована з можливістю перевірки моделей компоновок за допомогою промислових даних. У міру розвитку комп'ютерних технологій, що дозволяють проводити накопичення банку даних про роботу компоновок низу бурильної колони, можливості створювати та налаштовувати моделі будуть покращуватись. У цьому розділі обговорюється сучасні уявлення механіки управління поведінкою роторних компоновок та компонування із вибійними двигунами.
Компонування низу бурильної колони (вна) для роторного буріння
Роторні компонування зазвичай проектуються для буріння ділянок набору, падіння або стабілізації зенітного кута свердловини. Поведінка будь-якого роторного компонування регулюється шляхом зміни діаметра та положення центраторів у межах перших 36 м (120 фут) від вибою. Додаткові центратори, встановлені вище, мало впливатимуть на характеристику компонування.
На рис. 3.1 дано типове компонування низу бурильної колони для набору зенітного кута свердловини. Роторне компонування для набору зенітного кута вимагає прогину обтяженої бурильної труби між першим і другим центраторами. Прогин призводить до нахилу долота (ВТ) та створення бічної сили на долоті (BSF), спрямованої у бік верхньої стінки стовбура. Інтенсивність набору зенітного кута для цього компонування збільшується ззбільшенням.
Мал. 3.1. Типове компонування низу бурильної колони для набору зенітного кута.
Мал. 3.3. Типове маятникове компонування, або компонування для ділянок падіння зенітного кута.
Мал. 3.4. Збільшення відстані між першим та другим центраторами
Відстань між першим та другим центраторами. У міру збільшення відстані між центраторами збільшуватиметься прогин бурильної труби, тим самим збільшуючи нахил долота (ВТ) та бічну силу на долоті (BSF) (рис. 3.2). Коли прогин обтяжених бурильних труб збільшиться до того, що вони торкнуться нижньої стінки свердловини, нахил долота та бічна сила на долоті досягнуть своїх максимальних значень; що дасть максимальну інтенсивність набору зенітного кута цього компонування. Збільшення відстані між центраторами понад цю відстань призведе до збільшення довжини контакту між обтяженими бурильними трубами і стінкою свердловини. Подальшого збільшення інтенсивності набору зенітного кута не станеться. Взагалі кажучи, обважнені труби прогинаються, торкаючись стінки свердловини в тому випадку, коли відстань між центраторами більше 18м (60 фут). Величина прогину також залежатиме від діаметра свердловини в порівнянні з діаметром обтяженої бурильної труби, діаметра центраторів по відношенню до діаметра свердловини і навантаження на долото.
Відстань між долотом та першим центратором. Короткий перекладач між долотом і першим центратором збільшить бічну силу на долоті, що призведе до збільшення інтенсивності набору зенітного кута. Якщо ця відстань зростатиме далі, сила тяжіння прагнутиме наблизити долото до нижньої стінки свердловини, що призведе до зниження бічної сили на долоті (BSF) та нахилу долота у бік нижнього ступеня.
Мал. 3.2. Схемадії бічної сили на долоті
Взагалі, щоб компонування зберігало здатність набирати зенітний кут, відстань між долотом і першим центратором має бути меншою за 2 м (6 фут). Ефективність цього перекладача також залежатиме від навантаження на долото, діаметра першого центратора та відстані між першим та другим центраторами.
Діаметр першого центратора щодо другого центратора. Цей ефект буде невеликим у порівнянні з двома першими і буде помітний лише тоді, коли прогин обважнених бурильних труб не дозволяє їм торкатися стінок свердловини. Вплив діаметра центратора визначатиметься діаметрами центраторів та обважнених бурильних труб щодо діаметра свердловини та навантаженням на долото.
На рис. 3.3 показано типове маятникове компонування, або компонування для ділянки падіння зенітного кута. Роторне компонування для зміни зенітного кута вимагає принаймні одного центратора, але часто включає три центратори. Інтенсивність падіння зенітного кута для цього компонування регулюється шляхом:
Зміни відстані між долотом та першим центратором. Якщо відстань між долотом та першим центратором збільшується, сила тяжіння притискає долото до нижньої стінки свердловини, збільшуючи спрямовані вниз нахил долота та бічну силу на долоті. Якщо відстань між долотом і першим центратором дуже велика, долото почне згинатися вгору і інтенсивність падіння зенітного кута досягне максимуму. Зазвичай відстань між долотом та першим центратором буде приблизно 9 м (30 фут). Інтенсивність падіння зенітного кута також залежатиме від діаметра свердловини щодо діаметра обтяжених бурильних труб та діаметра центратора та навантаження на долото.
Збільшення відстані між другим та третім центраторами. Ця відстаньмає бути досить великим, щоб дати можливість утворитися прогину обтяжених бурильних труб, що дозволить обтяженим бурильним трубам між першим і другим центраторами зігнутися вгору (рис. 3.4). Якщо відстань між першим і другим центраторами занадто велика, обтяжені бурильні труби будуть прогинатися до нижньої стінки свердловини замість згинатися вгору. Це призведе до формування компонування для збільшення зенітного кута замість компонування зменшення зенітного кута. Взагалі відстань між першим та другим центраторами має бути 9 м (30 фут), а відстань між другим та третім центраторами має бути приблизно 18м (60 фут). Інтенсивність падіння зенітного кута для компонування досягне максимуму в тому випадку, коли відстань між другим та третім центраторами дозволить обважненим бурильним трубам провиснути та торкнутися стінки свердловини. Інтенсивність падіння зенітного кута також залежатиме від навантаження на долото та діаметра центраторів та обважнених бурильних труб щодо діаметра свердловини.
Зменшення діаметра першого центратора. Його ефект буде невеликим у порівнянні з двома першими факторами. Вплив діаметра центратора залежатиме від діаметра центратора та обважнених бурильних труб щодо діаметра свердловини та навантаження на долото.
На рис. 3.5 дане типове компонування для стабілізації зенітного кута, або жорстке компонування. Це компонування знижує схильність свердловини до викривлення і зазвичай містить три або більше центраторів, розташованих на невеликій відстані один від одного. Діаметр та розташування центраторів призводять до зниження нахилу долота та бічної сили на долото. Компонування може бути спроектовано з тенденцією слабкого набору або падіння зенітного кута для компенсації тенденції впливу гірськихпорід. У деяких місцях для боротьби з впливом геологічних факторів можуть знадобитися додаткові центратори (рис. 3.5)
Мал. 3.5. Типове компонування для стабілізації зенітного кута, або жорстке компонування
Мал. 3.6. Компонування з вигнутим корпусом вибійного двигуна з регульованим кутом перекосу без центраторів