Овчинников,Салтыков,Яковлев,Ованесянц,Бастриков СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

П. Овчинников, В. Салтыков, И. Яковлев, Т. Ованесянц, ТюмГНГУ

С. Бастриков, СибНИИНП

Успешная проводка горизонтальных скважин определяется во многом рационально подобранной компоновкой

низа бурильной колонны (КНБК). Считается, что основным ограничением при бурении таких скважин являются

сопротивления, возникающие при перемещении и вращении БК, зависящие не только от веса, геометрической

формы, но и от множества внешних факторов. Для преодоления возникающих усилий требуется приложение

значительных по величине сжимающих сил и моментов как в процессе бурения, так и при спуско-подъемных

операциях (СПО).

В настоящее время хорошо зарекомендовали себя компоновки с применением алюминиевых бурильных труб (АБТ). Согласно ISO 15546 их изготовление производится из 4-х групп сплавов. Несущая способность труб характеризуется прочностными свойствами материала с учетом фактора плавучести в буровом растворе. Так, при их применении в составе КНБК и изменении плотности бурового раствора с 1000 кг/м3 до 2000 кг/м3 возможная длина подвески из АБТ возрастает в 1,5 раза, для стальных

бурильных труб (СБТ)— на 15 — 20%.КНБК с АБТ обладают следующими преимуществами:

немагнитные свойства сплавов позволяют эффективно использовать их при замерах параметров траектории ствола, телеметрии;

АТБ с большим внутренним диаметром позволяют подводить к забойному двигателю и долоту большую

гидравлическую мощность, снижать гидравлические потери;

вследствие меньшей шероховатости поверхности АБТ снижается коэффициент трения (примерно на 10% по сравнению с СБТ);

модуль Юнга АБТ в 3 раза ниже, чем у СБТ, что позволяет уменьшить радиус искривления при проектировании скважин, а также снизить усталостные напряжения в теле трубы.

Существуют и недостатки:

повышенный износ, в сравнении

с СБТ, при бурении в абразивных породах;

зависимость прочностных свойств

от высокой температуры;

рекомендуемый показатель рН

раствора составляет 6 — 11.

Если показатель рН можно регулировать в допустимых пределах, то при бурении в высокоабразивных твердых породах при высокой температуре необходимо применять специальные АБТ 3-й, 4-й групп, с повышенными антикоррозионными свойствами. Многие производители пошли по пути совершенствования дорогостоящих сплавов и конструкции АБТ. Однако, на наш взгляд, есть альтернативные и более эффективные КНБК с элементами оснастки, снижающие напряженно-деформированное состояние и износ материалов труб. При этом КНБК оказывает влияние и на профиль ствола скважины, способствует снижению сил сопротивления при поступательном движении и вращении.

Реализация этих показателей возможна за счет включения в КНБК разработанных конструкций центраторов и амортизаторов.

Центратор-турбулизатор шаровой (ЦТШ), патент RU 2 255 198 С1 (рис. 1) обеспечивает центровку бурильной колонны относительно условной центральной оси скважин. Это позволяет снизить негативное влияние полуволны бурильной колонны в процессе бурения роторным способом, способствует устойчивости бурильной колонны, сохраняет глинистую корку от разрушения, не сдирая ее во время спуско-подъемных операций, снижает процесс кавернообразования и величины гидросопротивлений при промывке скважины буровым раствором с высокими показателями нелинейности за счет турбулизации потока.

При поступательном перемещении центратор-турбулизатор шаровой скользит вместе с бурильной колонной, обеспечивая ее плавное перемещение, препятствует процессу сальникообразования. При циркуляции промывочной жидкости лопасти изделия турбулизируют поток, улучшая гидравлические показатели промывки скважины. Данное устройство, изготовленное из эластичного материала, позволяет применять его в сложных

по конструкции горизонтальных скважинах.

Центратор-турбулизатор шаровой с резиновым корпусом представляет собой цилиндрическую втулку с тремя ребрами, симметрично (через 120О) расположенными относительно центральной оси. Они изготовлены из того же материала, что и корпус, имеют форму лопасти и являются опорами устройства. Оптимальное количество лопастей для обеспечения центровки бурильной колонны при минимальном гидравлическом сопротивлении — 3. Лопасти располагаются под углом к горизонтальной плоскости, что позволяет турбулизировать восходящий поток промывочной жидкости, препятствует формированию шламовых дюн на всех сложных участках скважины. В основании лопасть начинается острым углом, далее расширяется и заканчивается полукруглой формой, с впрессованным резиновым шаром. Такая форма позволяет изделию плавно скользить и перекатываться, не сдирая глинистую корку при поступательном и вращательном движении бурильной колонны.ЦТШ также является и опорно-центрирующим элементом. Он может быть изготовлен из высокопрочной термостойкой резины 54-24 (9Та-24-1) или стеклопластика с тем же способом крепления на колонне. Резиновые центраторы-турбулизаторы шаровые (ЦТШр) могут быть установлены в интервалах против обсаженной части ствола скважины и являться одновременно протекторами замков. Стеклопластиковые ЦТШ (ЦТШсп) более износостойкие к абразивным горным породам, их предполагается устанавливать в открытом стволе.

Расчет мест и количества установки ЦТШ выполняется исходя из условий максимально допустимого расстояния между опорами и условий проходимости КНБК по стволу скважины. На практике предлагается использовать программу расчета максимально допустимого расстояния установки ЦТШ из условий обеспечения центровки при максимальной нагрузке на опоры. Количество ЦТШ для каждой конструкции скважины принимается исходя из максимально допустимого расстояния между ними.

Применение в нижней и «активной» части компоновки шаровых опорных центраторов позволит снизить влияние крутящего момента на долоте на отклонение азимута как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения; рационально проектировать такие компоновки на длинных участках стабилизации как зенитного угла, так и азимута, в породах, склонных влиять на искривление скважины по геологическим причинам.

Для компенсации возможного увеличения динамических нагрузок при незначительном увеличении жесткости колонны в комплексе с опорами-центраторами рационально использовать гидромеханический амортизатор (патент RU 2 255 197 C1) — рис. 2.

Гидромеханический амортизатор предназначен для поглощений вибраций и толчков как продольных, так

и поперечных. При бурении глубоких скважин значительно повышается стойкость опор и вооружения долота, в неглубоких скважинах уменьшается перемещение долота по забою, что позволяет более точно проводить скважину по заданной траектории. ГМА обеспечивает плавную передачу нагрузки на долото и повышает надежность работы забойного двигателя. Устанавливается он в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) как между долотом или калибратором (стабилизатором) и забойным двигателем, так и между забойным двигателем и УБТ. Может использоваться при всех способах бурения, выдерживает нагрузки до 300 кН, температуру до 150оС. При нагрузке на долото амортизирующие элементы передают силу от вышестоящей секции УБТ на долото, в то же время воспринимают обратную силу, которая изменяется от величины нагрузки,

необходимой для эффективного разрушения горных пород. Амортизирующие элементы постоянно, по мере изменения нагрузки на долото, испытывают различные знакопеременные нагрузки. Одновременно они могут перекатываться, тем самым происходит их равномерный износ.Расчеты параметров бурения (табл.) показывают возможности увеличения протяженности ствола скважины, диапазона выбора оптимального режима бурения (расход, частота вращения, нагрузка), снижения износа КНБК и наземного оборудования (талевой системы, ротора и др.). Новые возможности позволяют проектировать более совершенные многозабойные скважины с длинным горизонтальным окончанием.