Отклоняющие устройства КНБК

Применяются как гладкие, так и спиральные УБТ. При бурении в осложнённых условиях наклонных скважин применение спиральных труб более предпочтительно. Спиральные выемки уменьшают площадь контакта поверхности УБТ со стенкой скважины на 40%, что снижает риски дифференциального прихвата КНБК. Немагнитные УБТ (НУБТ) - Немагнитные УБТ обычно бывают гладкие (без спиральной нарезки), изготовляются из специальной нержавеющей стали. НУБТ необходимы для размещения приборов (инклинометров, забойного модуля телесистемы) с магнитнымдатчиком азимута.Укороченные УБТ - укороченные или патрубки являются укороченным аналогом обычных УБТ. Длина укороченных УБТ не превышает 5 м. В направленном бурении укороченные УБТ применяются в различных КНБК.Перепускной клапан - перепускной клапан над винтовым забойным двигателем устанавливают с целью заполнения бурильной колонны буровым раствором при спуске бурильной колонны и опорожнения при её подъёме.Наддолотный переводник - это переводник, как правило, «муфта-муфта», который устанавливается непосредственно над долотом. Шламометаллоуловитель (ШМУ) - шламометаллоуловитель представляет собой стальной переводник с внешним кожухом, который образует полость для сбора шлама и частиц металла.Переводник-удлинитель – это короткий переводник (обычно «муфта-ниппель»), который применяется для точной регулировки длины секций КНБК. Толстостенные бурильные трубы (ТБТ) - это трубы промежуточного типа между УБТ и обычными бурильными трубами с размерами бурильной трубы. Соединения ТБТ имеют большую длину, что обеспечивает более надёжное соединение и предотвращает абразивный износ наружной поверхности труб. Поверхность таких труб защищена от абразивного износа центральными утолщениями. Жёсткость на изгиб ТБС меньше чем у УБТ. Они имеют меньшую площадь контакта со стенкой ствола скважины. При этом вероятность дифференциального прихвата уменьшается. Такие трубы позволяют выполнять бурение с высокими скоростями вращения и меньшим крутящим моментом. Калибраторы – калибраторы являются породоразрушающим инструментом и обычно устанавливаются непосредственно над долотом. У большинства калибраторов правая винтообразная конфигурация лопастей, которые покрыты различными твёрдосплавными материалами.Центраторы с изменяемым диаметром. Диаметр такого центратора можно изменять в процессе бурения на забое. Он имеет два положения – максимальный и минимальный диаметр. Расширители служат для увеличения диаметра ствола скважины. Расширители могут быть трёх- и шестишарошечными. Центратор – это опорно-центрующий элемент бурильной колонны. Центраторы имеют прямые или винтовые опорные лопасти, применяется для оснащения КНБК. Передвижной центратор забойного двигателя. Передвижной центратор может устанавливаться в любом месте на корпусе забойного двигателя. Ниппельный центратор забойного двигателя. Ниппельный центратор устанавливается только в нижней части шпинделя забойного двигателя на специальном переводнике. Ясс предназначен для создания ударных нагрузок в осевом направлении с целью освобождения в случае заклинки КНБК в сужении ствола или в случае прихвата. Яссы могут быть гидравлические, механические или гидромеханические.Выбор и обоснование типа забойного двигателяТип забойного двигателя выбирается в зависимости от проектного профиля скважины, типоразмера долот, осевой нагрузки, плотности бурового раствора и удельного момента, обеспечивающего вращение долота.Забойный двигатель должен соответствовать следующим требованиям:- Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от диаметра долота;- Жесткость забойного двигателя должна соответствовать требованиям компоновки низа бурильной колонны для заданной траектории ствола скважины;- Расход бурового раствора должен быть близким к номинальному расходу забойного двигателя;- Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины;- Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород.Диаметр забойного двигателя в зависимости от диаметра долота определяется по следующей формуле (2.33), (2.33)где Дзд - диаметр забойного двигателя, мм;Дд - диаметр долота, мм.Выбираемый турбобур должен развивать мощность, которая будет тратиться на работу долота под действием осевой нагрузки и на преодоление трения в опорах. Требуемый крутящий момент определяется по формуле (2.34) [12], (2.34)где Мр - момент необходимый для разрушения горной породы, Н*м;Мо - момент необходимый для вращения ненагруженного долота, Н*м;Муд - удельный момент долота, Н*м/кН;Gос - осевая нагрузка на долото, кН.Момент необходимый для вращения ненагруженного долота определяется по формуле (2.35), (2.35)где Dд - диаметр долота, м.Удельный момент долота определяется по формуле (2.36), (2.36)где Q - расчетный коэффициент, принимаемый в расчетах 1-2 (принимается 1,5), Н·м/кН;Dд - диаметр долота, см.Проводятся требуемые расчеты по интервалам бурения (берутся значения по стволу).Для интервала 0-40 м. расчеты не проводятся, так как способ бурения роторный.Интервал бурения 40-877 м:Диаметр долота - 269,9 мм. Осевая нагрузка на долото - 30,3 кН. Частота вращения - 150 об/мин.Dзд=(0,8ч0,9) · 269,9=215,9-242,9 мм;Мо = 500 · 0,2699 = 134,95 Н·м;Муд = 1,5+ 1,2 · 26,99 = 33,88 Н·м/кН.Расчет крутящего момента для долота:Мр = 134,95 +33,88 · 30,3 = 1161,5 Н·м = 1,16 кН·м.Интервал бурения 877-3025 м:Диаметр долота - 190,5 мм. Осевая нагрузка на долото - 62,5 кН. Частота вращения - 100 об/мин.Dзд=(0,8ч0,9) · 190,5=152-171 мм;Мо = 500 · 0,1905 = 95 Н·м;Муд = 1,5+ 1,2 · 19,05 = 24,4 Н·м/кН.Расчет крутящего момента для долота:Мр = 95 +24,4 · 62,5 = 1620 Н·м = 1,62 кН·м.Определены первичные характеристики для выбора забойных двигателей. Но поскольку скважина является наклонно-направленной, то необходимо учесть наличие двигателей-отклонителей в КНБК. Рассчитанные параметры и потребность в забойных машинах приведены в табл. 2.15.Таблица 2.15 - Параметры и потребность в забойных двигателяхОбсадная колоннаИнтервалы бурения (по искривлению скважины), мОписание интервалаРассчитанные параметры забойных двигателейПотребность в забойном двигателеДзд, ммМр, кН·мНаправление0-40вертикальный участок--нетКондуктор40-150вертикальный участок216-2431,16да150-381участок набора зенитного угла до 26,50да381-877участок стабилизации зенитного угладаЭксплуатационная колонна877-2328участок стабилизации зенитного угла152-1711,62да2328-2675участок падения зенитного угла до 00да2675-3025вертикальный участокдаВыбираются забойные двигатели по интервалам для выбранных долот.Для бурения в интервале 40-150 м. проектом предусматривается использовать забойный двигатель ТР-240, который имеет диаметр 240 мм, расход жидкости - 34-45 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 2,8-3,5 кН·м, а также частоту вращения 145-260 об/мин [12].Для бурения в интервале 40-150 м. проектом предусматривается использовать забойный двигатель-отклонитель ТО2-240, который имеет диаметр 240 мм, расход жидкости - 40-50 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 2,04 кН·м, а также частоту вращения 420 об/мин [12].Интервал 381-877:Предлагается использовать выбранный забойный двигатель ТР-240 [12].Интервал 877-2328:Предлагается использовать отечественный забойный двигатель Д3-176, который имеет диаметр 176 мм, расход жидкости - 25-35 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 12,0 кН·м, а также частоту вращения 90-120 об/мин [12].Интервал 2328-2675:Предлагается использовать забойный двигатель-отклонитель ДГ-176, который имеет диаметр 176 мм, расход жидкости - 25-35 л/с, максимальный крутящий момент в рабочем режиме - 9,8 кН·м, а также частоту вращения 90-120 об/мин [12].Интервал 2675-3025:Предлагается использовать выбранный забойный двигатель Д3-176 [12].Технические характеристики выбранных забойных двигателей приведены в таблице 2.16.Таблица 2.16 - Технические характеристики забойных двигателейТехнические характеристикиВинтовые забойные двигателиТР-240ТО2-240Д3-176ДГ-176Наружный диаметр, мм240240176176Длина, м10,610,176,45,3Вес, кг28002507910750Расход жидкости, л/с34-4540-5025-3525-35Число оборотов, об/мин145-26042090-12090-120Максимальный рабочий момент, кН·м3,52,0412,09,8Угол искривления между секциями двигателя, град-0-3-0-3Перепад давления на рабочем режиме, МПа2,4-4,23,08-117,4-9,8Заключение:Результаты данного раздела подтверждают целесообразность разработки компоновок низа бурильной колонны. SWOT-анализ показал, что более технически продуманная конструкция компоновки низа бурильной колонны обладает рядом преимуществ по сравнению с предшествующими конструкциями.Список литературы:1. Булатов А.И., Просеков Е.Ю., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин / Краснодар: Совет. Кубань, 2008 г.2. Гречин Е.Г., Пахомов В.В. Анализ работы компоновок при бурении наклонных скважин на Самотлорском месторождении / ЦИОНТ ПИК ВИНИТИ, 1989 г. № 377. 3. Millheim K. Directional drilling. Behavior of multiple stabilizer bottomhole assemblies. Oil and gas journal, 1979 г. № 1. 4. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. М.: Недра, 1990 г. 5. Юдин В.М., Вдовенко В.Л., Буслаев В.Ф. и др. Забуривание новых стволов прямыми компоновками бурильной колонны / Газовая промышленность, 2000. № 10. 6. Янтурин Р.А. Совершенствование методов расчетов параметров компоновок низа бурильной колонны и их элементов для безориентированного бурения, 2005 г.