Технические средства управления искривлением

 

Самым первым устройством, позволившим принудительно искривлять ствол скважины, был отклоняющий клин ─ уипсток (wipstock) (рис.6.1).

Он спускается на бурильных трубах. При достижении забоя ориентируется в нужном направлении. Затем за счёт веса БК или с помощью гидравлики выдвигаются плашки якоря и закрепляют клин. Спускаемое долото скользит по клину и, фрезеруя стенку скважины, забуривает наклонный ствол. Уипсток является средством локального искривления. За один приём можно отклонить ствол на 2⁰-5⁰. При необходимости достичь бόльшего зенитного угла приходится повторять установки клина. Очевидно, что такой способ искривления скважины является достаточно сложным. При недостаточном закреплении якоря клин может проворачиваться, что приводит к неправильной зарезке наклонного ствола или к аварии. В настоящее время уипстоки применяются преимущественно при зарезке боковых стволов из ранее пробуренных скважин, когда в обсадной колонне необходимо вырезать окно, и иногда при ликвидации аварий путём зарезки нового ствола.

Рис. 6.1. Клиновой отклонитель УИПСТОК

а - УИПСТОК с якорем: 1 - якорь; 2 - шарнирный переводник; 3 - ось;

4 -клин; 5-гидросистема;

б - комплект инструмента для зарезки бокового ствола: 1- бурильные

трубы; 2 - перепускной клапан; 3 - УБТ; 4 - фильтр; 5 - гибкая труба; 6 - фрезер

двойной; 7 - клин; 8 - якорь.

С разработкой в СССР в 20^х-30^х гг. прошлого века гидравлических забойных двигателей ─ турбобуров, а затем и электробуров, во всём мире участки искривления ствола стали проходить с помощью турбинных и электро-отклонителей ─ односекционных турбобуров с кривым переводником, отклонителей турбинных секционных (ОТС), турбобуров со шпиндельным отклонителем (ШО), электробуров с механизмом искривления (МИ). Эти отклоняющие устройства имеют постоянный угол в узле искривления. В настоящее время всё более широко применяются забойные двигатели объёмного типа с регулируемым углом искривления, что позволяет одним двигателем проходить как прямолинейные, так и искривлённые участки ствола скважины, причём с разной интенсивностью искривления.

Односекционные турбобуры с кривым переводником (рис. 6.2 а) характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча (расстояние от торца долота до узла искривления ─ КП) в пределах 8-11м и большим углом перекоса резьб 2-3,5⁰. В то же время в них используются обычные серийные турбобуры.

Отклонители, в которых узел искривления устанавливается между двигателем и шпинделем или между секциями шпинделя (ШО) должны иметь специальную муфту, соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать от вала двигателя к валу шпинделя крутящий момент и осевое усилие, обусловленное перепадом давления в двигателе. В отклонителях с ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия, что обеспечивает бόльший межремонтный период данных отклонителей.

 

 

Рис. 6.2. Турбинные (электро-) отклонители

а – 1-секционный турбобур с кривым переводником; б – турбинный отклонитель (электробур с МИ); в – турбобур со шпиндельным отклонителем (ШО).

1 - долото; 2 – шпиндель; 3 – шпиндельный отклонитель; 4 –турбинные секции; 5 –кривой переводник; 6 – блок измерения положения отклонителя и параметров кривизны (ТС или МП);

l _х - расстояние от точки замера параметров кривизны до забоя.

Рис. 6.3. Схема кривого переводника

(6.1)

Если с помощью отклоняющих устройств произведено забуривание наклонного ствола в нужном направлении, но зенитный угол отличается от проектного, дальнейшее изменение зенитного угла можно обеспечить прямой компоновкой с опорно-центрирующими элементами (центраторами, калибраторами) или с помощью шарнирных муфт.

При установке над долотом полноразмерного калибратора за счёт веса вышерасположенного забойного двигателя или УБТ долото прижимается к верхней стенке ствола скважины, что ведёт к увеличению зенитного угла скважин (рис.6.4).

Если калибратор не полноразмерный, т.е. его диаметр меньше диаметра долота, темп роста зенитного угла уменьшается.

 

Рис. 6.4. Схема действия сил в прямой компоновке для увеличения

зенитного угла

Если из компоновки низа БК исключить центраторы, то за счёт сил тяжести УБТ или ЗД долото будет прижиматься к нижней стенке (рис. 6.5) и зенитный угол станет уменьшаться.

Схемы расположения шарнирных муфт при увеличении и уменьшении зенитного угла скважины показаны на рис. 6.6 а, б.

Рис. 6.5. Схема действия сил в прямой компоновке для уменьшения

зенитного угла: 1 - долото; 2 – забойный двигатель или УБТ; 3 – точка касания забойного двигателя со стенкой скважины

В последние годы увеличивается объём бурения скважин со сверхбольшими отходами, когда длина ствола скважины много больше глубины скважины по вертикали (L Н). Их проводку можно осуществлять лишь роторным способом. Для управления направлением ствола таких скважин были разработаны так называемые роторные управляемые системы (РУС), позволяющие по команде с поверхности или по программе изменять азимут и зенитный угол, а так же осуществлять проводку прямолинейного ствола скважины. Искривление ствола скважины достигается за счёт выдвигаемых из корпуса РУС опор, создающих отклоняющую силу на долоте, (система «Толкания долота»), или за счёт искривления вала в нижней части РУС (система «Позиционирования долота»).

Рис. 6.6 а. Схема шарнирной компоновки для увеличения зенитного угла

Рис. 6.6 б. Схема шарнирной компоновки для уменьшения зенитного угла

Центраторы различных типов применяются для центрирования нижнего направляющего участка буриль­ной колонны в стволе скважины и предупреждения самопро­извольного его искривления.

Все типы центраторов работают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважи­ны. К ним предъявляется ряд требований, основные из кото­рых следующие: надлежащее центрирование колонны; доста­точная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая про­ходимость по стволу; высокая износостойкость, хорошая ди­намическая балансировка (для вращающихся центраторов), исключающая биение и вибрации и др.

Рис. 6.7. Центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов

 

На рисунке 6.7 показаны центрато­ры с неизменяемой геометрией цен­трирующих элементов: а и б — цен­траторы с приваренными планками, расположенными параллельно оси; в — планки армированы твердым сплавом; г — центратор со спираль­ными планками, армированными твердым сплавом. Для всех этих конструкций характерна простота изготовления. Однако их диаметры меньше номинального диаметра до­лота на 3-5 мм, что обеспечивает прохождение их по стволу скважи­ны, но отрицательно сказывается на эффективности управления искрив­лением.

Основное условие эффективного управления траекторией долота — обеспечение минимального зазора (либо полное исключение его) меж­ду наружным диаметром центратора и стенкой скважины. Необходимо исключить либо значительно умень­шить износ рабочих элементов во время спускоподъемных операций и добиться полноразмерности центраторов в процессе работы долота. В значительной мере этим требованиям отвечают центраторы с изменяемой геометрией центрирующих эле­ментов (рис. 6.8).

Рис. 6.8. Центратор гидавлико-механический с изменяемой геометрией центрирующих элементов

1 – переводник; 2 – верхний корпус; 3 – втулка; 4 – конус; 5 – плашка; 6 – нижний корпус;

7 – поршень; 8 – цилиндр; 9, 10 – уплотнения; 11 – болт; 12 – отверстие для соединения внутренней полости центратора с полостью цилиндра; 13 - башмак

Рис. 6.9. Центробежный центратор

Калибратор-центратор наддолотный центробежный (КЦНЦ), предназначен для установки на валу забойного двигателя и состоит из корпуса 1, обоймы 2 и выдвигаемых плашек 3. Между корпусом 1 и обоймой 2 в кольцевой проточке размещены плашки 3, которые за счет центробежной силы при вращении вала забойного двигателя выдвигаются из окон, профрезированных в обойме 2, контактируя со стенкой скважины.

Принцип работы КЦНЦ основан на отжатии инструмента от стенки скважины с усилием, равным центробежной силе, возникающей при вращении выдвижных элементов (плашек) центратора вокруг его оси. Центробежная сила F_цможет достигать 500 — 2000 Н и регулируется изменением массы т и числа плашек:

, (6.2)

где ω² — угловая скорость вращения; R — радиус скважины.

Выдвинутые плашки устройства при вращении снимают неровности стенки скважины, калибруя ее. КЦНЦ значительно снижает интенсивность падения зенитного угла при бурении без отклонителя, в связи с чем он может быть рекомендован в качестве стабилизаторов при проводке наклонно прямолинейных участков скважины.

За рубежом в последние годы появились отклоняющие устройства с изменяемым углом изгиба кривого переводника до 1,5° и управляемым с поверхности углом установки отклонителя в любом азимуте. Управление и контроль визуально осуществляются с пульта оператором.

Заменить замки и муфты на горизонтальном участке на разработанные нами конструкции, уменьшающие сопротивление при движении по нижней стенке скважины, и турбулизирующие поток с целью поднятия шлама в область высоких скоростей потока жидкости.

 

Рис. 7.7. Замок-Центратор-Турбулизатор

 

Таблица 6.1.Техническая характеристика агрегатов РТБ

Шифр агрегата	Диаметр скважины, мм	Диаметр долота, мм	Кол-во турбобуров	Тип турбобура	Мощность забойная при ρ=1,2, л.с.	Q, л/с	Габариты, мм	Масса, т
длина	диаметр грузов
РТБ-394		190,5		Т12МЗБ 6 5/8''					6,4
РТБ-445		215,9		Т12МЗБ 7 1/2''					6,9
РТБ-590				Т12МЗБ-8''					10,5
РТБ-1020				Т12РТ-9''					13,2
РТБ-2080				-					32,4
РТБ-2600		490, 620		-	-	-	-	-	38,3
РТБ-2860				-	-	-	-	-	38,3

Агрегаты РТБ – изготовитель Кунгурский машиностроительный завод

Таблица 6.2. Размеры и энергетические параметры турбинных отклонителей

Параметры и тип отклонителя	ТО172	ТО2-195	ТО2-240	ШО1-195
Диаметр, мм
Длина, м	10,7	10,1	10,2	4,6
Масса, кг
Длина направляющей секции, м		2,02	2,35	2,48
Частота вращения вала, об/мин				-
Вращающий момент Н∙м				-
Расход жидкости, л/с				-
Перепад давления при Nmax, МПа	3,8	3,3	4,1	-

Таблица 6.3. Характеристика электробуров

Тип электробура	N ном, кВт	М ном, Н·м	n, об/мин	U ном, В	I ном, А	D нар, мм	L, м	Масса, кН
Э250/10
Э250/8							13,2
Э215/10							12,2
Э215/8							12,2
Э170/10							12,1	17,3
Э170/8							11,2	15,2

 

Таблица 6.4. КНБК для уменьшения зенитного угла

Зенитный угол, град.	Д215,9МЗГВ; ЗТСШ195ТЛ	Д215,9СГН; ЗТСШ195ТЛ	Д215,9-Э185-8
i град/100 м	R, м	i град/100 м	R, м	i град/100 м	R, м
	3,5		3,3		7,5
	3,2				6,5
	2,8		2,6		5,5
	2,5		2,2		4,5
	2,2		1,8		3,6
	1,8		1,5		2,75
	1,5		1,1		1,8
	1,2		0,7		0,75

 

 

Таблица 6.5. Техническая характеристика серийных ВЗД

Показатель	Д1-54	Д1-88	Д1-127	Д1-172	Д2-195	Д1-240
Диаметр долота, мм	59-76	98-120	140-159	190,5-216	216-245	270-295
Расход жидкости, л/с	1-2,5	4,5-7	15-20	25-35	25-35	35-50
Частота вращения, об/мин	180-370	160-300	130-170	90-115	90-115	70-130
Вращающий момент, Н·м	70-110	530-610	2200-3000	5200-7000	5200-7000	10000-14000
Перепад давления, МПа	4,5-5,5	5,8-7	6,5-8,7	4,3-6,7	4,3-6,7	6-8
Макс. диаметр, мм
Длина, мм
Кинематическое отношение	5:6	5:6	9:10	9:10	9:10	7:8

 

 

Таблица 6.6. Двигатели-отклонители для горизонтального бурения

Параметры	ДГ-60	ДО-88	ДГ-95	ДГ1-95	ДГ-96	ДГ-108	Д-108	ДГ-127
Диаметр, мм
Длина верхней секции, мм							-
Длина нижней секции, мм							-
Диаметр долота, мм					120,6	139,7-151	120-151	139,7-151
Расход, л/с	1-2	5-7	6-10	6-10	6-10	6-12	6-12	15-20
Частота вращения, об/мин			120-200	170-280		80-160	80-160	200-250
Перепад давления, МПа	4,5-5,5	5,8-7	4,5-6	4,5-6	4,5-6	3,5-5,5	3,5-5,5	5,5-8,5
Угол перекоса, град.	1,5	3,5					-

 

 

Таблица 6.7. Серия двигателей-отклонителей ДГ

Параметры	ДГ-155	ДГ-172	ОШ-172	ДГ-176
Диаметр, мм
Длина верхней секции, мм
Длина нижней секции, мм
Диаметр долота, мм	190,5-215,9	190,5-215,9	215,9	215,9
Расход жидкости, л/с	24-30	24-35	25-35	25-35
Частота вращения, об/мин	130-160	150-190	80-110	90-120
Крутящий момент, Н·м	3500-4000	3500-4000	1500-3000	7400-9800
Перепад давления, МПа	6,5-7,5	5,8-7,8	3,5-4,5	7,2-9,7
Угол перекоса секций (mах), град			3,5