КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B7/08 E21B17/10 

Изобретение относится к бурению, а именно к устройствам для проводки наклонно направленных скважин турбинным способом.

Известны компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК), включающие долото диаметром DD, калибратор диаметром DK, устанавливаемые на валу забойного двигателя, и центратор, имеющий диаметр DC, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя [1, 2, 3].

Калибратор предназначен для калибрования стенки скважины, а центратор - для создания на долоте отклоняющей силы такой величины, которая требуется для стабилизации зенитного угла (угла наклона скважины) или в соответствующих случаях его изменения с требуемой интенсивностью. На практике широко используются калибраторы, диаметр которых DK равен или близок к диаметру долота DD. Неизбежным результатом применения калибратора с указанными размерами является то, что калибратор становится опорным элементом, а центратор перестает взаимодействовать со стенкой скважины; между ним и стенкой скважины образуется зазор. Этот зазор еще более увеличивается при одновременном фрезеровании долотом верхней стенки скважины и разработке калибратором нижней стенки, приводящих к образованию овальной формы сечения скважины.

Близкое расположение калибратора, выполняющего функцию центратора, приводит к нестабильной работе компоновки: может быть получен рост, стабилизация (ненадежная) и падение зенитного угла скважины с интенсивностью, изменяющейся в процессе бурения. Это подтверждается многочисленными промысловыми данными. Нестабильность работы компоновки при работе калибратора в качестве опорного элемента отмечена в работе [2, с.82-83], где указывается, что калибратор не должен выполнять функцию опорного элемента. И, тем не менее, эти же авторы рекомендуют в компоновке с долотом 215,9 мм устанавливать калибратор диаметром 215,9 мм ([3], табл.10 на стр.80), а он при таком диаметре не может не являться опорным элементом компоновки.

Теоретические расчеты дают при близком расположении калибратора неустойчивое решение с нереально высокими значениями отклоняющей силы. Практически это означает, что происходит быстрая разработка верхней стенки скважины, и долото вместе с калибратором переходят в режим разработки ее нижней стенки. В зависимости от сочетания многочисленных факторов соотношение фаз разработки верхней и нижней стенок может быть различным, а в результате работа компоновки становится нестабильной.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка компоновки низа бурильной колонны, обеспечивающей нормальную работу центратора и исключающей возможность работы калибратора в качестве опорного элемента.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в улучшении технико-экономических показателей бурения за счет обеспечения стабильной работы долота, в повышении стойкости долот и забойных двигателей.

Указанный технический результат достигается тем, что компоновка низа бурильной колонны содержит долото, калибратор, устанавливаемые на валу забойного двигателя, и центратор, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя, при этом диаметр указанного калибратора определен по формуле:

DK, DB, DD - диаметры соответственно калибратора, центратора, долота; L₁ - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора, L₂ - расстояние между наиболее удаленной точкой рабочей поверхности калибратора и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена КНБК, на фиг.2 - график стабилизации зенитного угла для различных диаметров калибратора.

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) содержит долото 1 диаметром DD, калибратор 2 диаметром DK, устанавливаемые на валу 3 забойного двигателя, и центратор 4, имеющий диаметр DC, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя 5.

Для обеспечения нормальной работы центратора габариты калибратора не должны выступать за пределы ограничивающего конуса ВСНР (фиг.1). Образующая конуса (ВЕС или FGOH) - линия, соединяющая точку «В» калибрующей части долота 1 (на калибрующем венце шарошки в случае шарошечного долота) и ближайшую точку «С» рабочей поверхности центратора 4. Точка Е - наиболее удаленная от долота 1 точка рабочей поверхности калибратора 2.

Удовлетворяющий этому условию диаметр калибратора 2 не должен превышать значение, определяемое по формуле, следующей из схемы (см. фиг.1):

L₁ - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора (точка Е);

L₂ - расстояние между наиболее удаленной точкой рабочей поверхности калибратора (Е) и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора (С).

На фиг.2 приведены промысловые данные применения компоновки, включающей калибратор, диаметр которого определен исходя из заявляемого условия (1):

DD=215,9 мм; DK=213 мм; DC=212 мм; L₁=L₂=0,6 м.

Из фиг.2 видно, что вследствие применения калибратора с диаметром, удовлетворяющим предлагаемому условию (1), получена хорошая стабилизация зенитного угла и высокие технико-экономические показатели бурения.

Компоновка низа бурильной колонны работает следующим образом.

Центратор 4, установленный на корпусе забойного двигателя 3, способствует созданию на долоте 1 отклоняющей силы, обеспечивающей требуемый малоинтенсивный рост зенитного угла или его стабилизацию, что определяется фактическим профилем скважины. Калибратор 2, диаметр которого удовлетворяет условию (1), не являясь опорным элементом, обеспечивает выполнение центратором 4 описанных выше функций.

Применение предлагаемой компоновки низа бурильной колонны с учетом определения диаметра калибратора позволит: сократить затраты, связанные с отклонением реальных профилей скважин от проектных; улучшить технико-экономические показатели бурения за счет улучшения условий работы долота, повысить стойкость долот и забойных двигателей, использовать изношенные калибраторы и сократить потребность в них за счет уменьшения интенсивности износа и допустимой степени износа.

Источники информации

1. Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г.Калинин, Б.А.Никитин, К.М.Солодкий, Б.З.Султанов. М.: Недра, 1997. - 648 с.

2. Сушон Л.Я., Емельянов П.Е., Муллагалиев Р.Т. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири. - М.: Недра, 1988. - 124 с.

3. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. РД 39-0148070-6.027-86. - Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с.

Изобретение относится к бурению, а именно к устройствам для проводки наклонно направленных скважин турбинным способом. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) содержит долото 1 диаметром DD, калибратор 2 диаметром DK, устанавливаемые на валу 3 забойного двигателя, и центратор 4, имеющий диаметр DC, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя 5. При этом диаметр калибратора определяют по формуле DK≤DC+L₂(DD-DC)/(L₁+L₂), где L₁ - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора, L₂ - расстояние между наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора. Технический результат - улучшение технико-экономических показателей бурения за счет обеспечения стабильной работы долота, повышение стойкости долот и забойных двигателей. 2 ил.

Компоновка низа бурильной колонны, содержащая долото, калибратор, устанавливаемые на валу забойного двигателя, и центратор, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя, отличающаяся тем, что диаметр указанного калибратора определён по формуле:

где DK, DC, DD - диаметры, соответственно калибратора, центратора, долота;

L₁ - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора;

L₂ - расстояние между наиболее удаленной точкой рабочей поверхности калибратора и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора.