УДК 622.243.2
© В.Д.Поташников, Э.С.Сакович, 1998
Упругие центраторы ТОБУС для направленного бурения скважин
В.Д.Поташников, Э.С.Сакович (НПК "ТОБУС")
V.D.Potashnikov, E.S.Sakovich (NPK "TOBUS")
Elastic centralizers TOBUS for directional drilling
New type of support-centralizing unit - elastic centralizer - has been designed, which is usally installed on the guide rod of bottom hole drilling assembly. The problem of keeping diameter of support-centralizing unit equal to actual diameter of well-bore is solved.
азвитие нефтегазодобыва-
^^^^^ ющей отрасли в России связано с разработкой новых месторождений, отличающихся от эксплуатируемых в настоящее время более сложными условиями залегания продуктивных пластов и труднодоступностью. Так, крупнейшие газоконденсатные месторождения Бованенковское и Приполярное находятся севернее Ямбургского месторождения, а нефтяное месторождение Приобское - в охранной зоне поймы р. Оби. Разработка как этих, так и других новых месторождений невозможна без бурения большого числа наклонно направленных скважин со значительными отходами проектных забоев от вертикали.
Накопленный в нашей стране опыт бурения скважин с кустовых площадок выявил как достижения, так и нерешенные проблемы направленного бурения в различных горно-геологических условиях.
Одной из основных проблем наклонного бурения является стабилизация зенитного угла наклонного ствола скважины в проектном азимуте, особенно в сочетании с большими проходками за один рейс долота. В самом деле, требование экономики бурения - увеличение проходки на долото и требование к технике и технологии бурения - создание компоновок низа бурильной колонны (КНБК), которые при пересечении пачек пород с различными физико-механическими свойствами сохраняли бы зенитный угол и азимут скважины, должны быть выполнены совместно. Научный анализ причин, существенно влияющих на изменение направления бурения, свидетельствует о том, что одна из них заключается в изменении
фактического диаметра долота на величину, достигающую 10 % его номинального значения [1].
Поскольку абсолютная величина увеличения диаметра ствола скважины в процессе одного рейса КНБК превышает абсолютную величину износа стандартных опорно-центрирующих элементов, применением центраторов и стабилизаторов с повышенной износоустойчивостью опорных пластин объективно нельзя решить указанную проблему. Например, при бурении наклонно направленных скважин 215,9-мм долотом в горно-геологических условиях Западной Сибири фактический диаметр скважины за один рейс инструмента может изменяться от 214 до 220 мм, т.е. на 6 мм (-2; +4), а износ калибратора составит не более 1 мм. Влияние этих геолого-технических факторов на направление ствола скважины сходно по характеру, но различно по величине. Поэтому, решив задачу сохранения равенства диаметра опорно-центрирующего элемента фактическому диаметру скважины в процессе бурения, можно существенно повлиять на управляемость траектории движения
КНБК.
Компанией "техника и организация бурения скважин" (ТОБУС) эта проблема решена следующим образом. Создан новый тип опорно-центрирующего элемента - центратор упругий (ЦУ) (рис.1), который устанавливается обычно на направляющей штанге в КНБК.
Центратор ТОБУС содержит ствол и подвижно установленный на нем с помощью осевых и радиальных опор каркас с упругими дугообразными опорными
Рис.1. Внешний вид упругого центратора ТОБУС:
1- ствол; 2 - каркас с упругими опорными планками; 3,4 - соответственно радиальная и осевая опоры скольжения; 5 - верхний переводник
28 Ш998
Рис.2. Зависимость интенсивности искривления скважины i от величины зазора 6 между стенками скважины и опорным диаметром компоновки:
I, II - КНБК соответственно с жестким опорно-цент-рирующим элементом и упругим центратором ТО-БУС
планками [2]. Диаметр упругого центратора на 10-15 мм превышает номинальный диаметр долота, с которым он применяется. Упругий центратор работает следующим образом.
При спуске инструмента в скважину опорные планки каркаса деформируются по всей длине, в результате их жесткость на изгиб создает усилие, которое достаточно для получения упругой радиальной силы, не меньшей веса направляющей штанги КНБК.
Во время бурения каркас центратора не вращается относительно стенок ствола скважины, так как тормозится силами трения упругих опорных планок со стенками скважины. Ствол, соединяемый через верхний переводник с бурильной колонной, а нижним концом - с долотом, вращается в радиальных опорах каркаса. При этом верхнее кольцо осевой опоры вращается вместе со стволом, а нижнее -неподвижно вместе с каркасом. Под действием сил трения происходит износ среднего кольца осевой опоры, и оно периодически заменяется новым. В процессе углубления скважины каркас упругого центратора вместе с КНБК перемещается поступательно вдоль оси скважины. Обладая значительной жесткостью на изгиб, опорные планки каркаса удерживают ось долота в центре ствола скважины даже при горизонтальном направлении ствола. Поскольку радиальный люфт ствола центратора в скважине не превышает технологического зазора в его радиальных опорах, исключается возможность возникновения радиальных вибраций компоновки в скважине, а силы трения между упругими опорными планками и стенками скважины препятствуют развитию осевых колебаний бурильного инструмента.
При использовании упругих центраторов ТОБУС принципиально иной становится зависимость интенсивности изменения зенитного угла скважины от изменения фактического зазора между опорным диаметром направляющей штанги КНБК и стенками скважины (рис. 2). Это новое свойство центраторов ТО-БУС в известных пределах изменения фактического диаметра скважины по разбуриваемому разрезу предотвращает уменьшение зенитного угла скважины в процессе бурения, так как долото не смещается относительно оси скважины при ее бурении.
Центрирование оси долота в стволе бурящейся скважины одновременно с исключением радиальных вибраций инструмента создает условия, при которых формируется ствол круглого сечения без заметного сужения. При этом существенно улучшаются условия работы буровых долот. Так, при вращении шарошечных долот предотвращаются смещения шарошек вдоль своих осей, что увеличивает стойкость их опор. На практике при использовании КНБК упругих центра-роторов ТОБУС проходка на долото возрастает до 40 %, особенно при высокооборотном бурении в нижних интервалах скважин месторождений Западной Сибири.
Другим важным преимуществом упругих центраторов ТОБУС является их прихватобезопасность. При разбухании на стенках скважин разбуренных пород и связанном с этим сужении ствола данные центраторы практически без "посадок" и "затяжек" проходят через такие интервалы, что повышает безаварийность буровых работ.
Компанией "ТОБУС" достигнуты положительные результаты при бурении как забойными двигателями, так и роторным способом более 100 наклонно направленных и горизонтальных скважин в различных регионах бывшего СССР: от Нового Уренгоя и Усинска до Азербайджана и Казахстана, от Якутии до Прикарпатья. Это стало возможным благодаря использованию в КНБК рассмотренных центраторов с упругими опорными планками.
В табл. 1 приведены данные о бурении некоторых наклонно направленных скважин, пробуренных в 1995 г. в Западной Сибири компоновками, включающими центраторы ТОБУС.
1-
и
\ и
\ _■■"" Ч „г Г
...Ж иь-иа-ь
¿Г \ «Ь-211С -Я
в 1
ьк-а
Ш.-Я-»
ИИЬнв* ]
/
1«Ь-44 -4*
[ _ * ■
1Ш-*
к ■ 1
1МЬ-ЕП1 -Ж
ь . „
вь-пш-я
3№4НГ
■ ■
ХЯа -* К -С
I
/
/ к i
№4-11
■ -I
т-й-я
Рис. 3. Горизонтальная проекция наклонно направленной скв. 10059 Мамонтовского месторождения с отклонением по вертикали 2158 м
1/1993 29
ги ас1 си
№ »7 ян гв
*Ю ап ЭИ4 агэ
ни »1 эк пя
Кб а» ЗЕЭ НС
вн ЯП ан 1В
н ж ЭН1 и*
К1 ж ИФ се
1В ЯК ан (Б
лк ш ан 19
яг 3* ш •В
ВЯ » зт НС
тег аа та
&4 91) зт ТЯ
На рис. 3 показана горизонтальная проекция наклонно направленной скв. 10059 Мамонтовского месторождения с большим отклонением от вертикали. В этой скважине в интервале 24003369 м обеспечивалась стабилизация на-
правления бурения компоновками с центратором ТОБУС.
В настоящее время центраторы ТО-БУС освоены производством и поставляются различных типоразмеров (табл.2).
Стойкость центраторов ТОБУС без смены колец осевой опоры превышает 1000 м проходки на один центратор в породах средней твердости.
Список литературы
1. Сафиулин М.Н. и др. Опыт бурения наклонно направленных скважин с малоинтенсивным набором кривизны//Нефтегазо-вая геология, геофизика и бурение.-1984.-№10.-С. 52-55.
2. Патент № 2069731. Направляющая штанга низа бурильной колонны.
30 1Л998
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.