т.
опыт
КОМПОНОВКИ С УПРУГИМИ ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИМИ ЭЛЕМЕНТАМИ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ НАПРАВЛЕНИЯ НАКЛОННЫХ СТВОЛОВ
В. ПОТАШНИКОВ, ОАО нпк «тобус», Р. ИБРАГИМОВ, ЗАО сск, В. ТАШЛЫКОВ, нф ЗАО сск
При бурении наклонных стволов
скважин в изменяющихся по физико-механическим свойствам горных породах изменяется фактический диаметр скважины «в свету». В этом, в основном, и проявляется влияние горногеологических условий на изменение зенитного угла скважины.
Бурение наклонных стволов компоновками с жесткими опорно-центри-рующими элементами (ОЦЭ), которые обычно рассчитываются для стволов с диаметром равным диаметру долота, приводит к падению зенитного угла при увеличении фактического диаметра скважины в пропластках из более «рыхлых» пород и увеличению зенитного угла скважины при уменьшении упомянутого диаметра в пропластках из более пластичных пород.
Известно, что при условии равенства диаметра наддолотного центратора фактическому диаметру скважины, которое достигается при использовании центраторов с дугообразными упругими опорными планками, предельная интенсивность [1] (град./10 м) искривления ствола скважины определяется по формуле:
[1]=573(Вс-Бт)/Ы,
(1)
где Бс — диаметр ствола у забоя скважины, м;
Бт — диаметр КНБК в опорном сечении над направляющей штангой, м;
Ь — длина направляющей штанги КНБК, м;
1 — расстояние от верха направляющей штанги КНБК до опорного сечения наддолотного упругого центратора, м.
В НПК «ТОБУС» создан новый тип опорно-центрирующего элемента — центратор с дугообразными упругими опорными планками. Упругий центратор типа ЦУ предназначен для установки на вращающемся валу забойно-
го двигателя или при роторном бурении, а упругий центратор типа ЦЗД — для установки на корпусе-удлинителе шпинделя забойного двигателя.
Упругий центратор удерживает ось КНБК в центре поперечного сечения скважины при изменении фактического диаметра последней в процессе бу-
рения в изменяющихся горно-геологических условиях. Конструктивно это обеспечивается тем, что в исходном состоянии наружный диаметр упругого центратора на определенную величину превышает диаметр используемого с ним долота и за счет заданной жестко-
сти опорных планок, которая при помещении упругого центратора в скважину с номинальным диаметром обеспечивает возникновение упругой силы на опорной планке, превышающей вес направляющей штанги компоновки.
На рисунке представлена КНБК типа КСД с упругими ОЦЭ, которая предназначена для стабилизация направления бурения наклонно-направленных стволов при бурении скважин забойным двигателем.
Впервые компоновка типа КСД-х 339/240, состоящая из направляющей штанги, включающей долото 1 — Д-85 339,7мм, центратор упругий 2 — ЦУ-339/175 и удлинитель направляющей штанги 3 — УБТ-203 длиной 2,0 м, а также центратора забойного двигателя 4 — ЦЗД-339/240, забойного двигателя 5 — турбобур 1ТСШ-240, УБТ и БТ была применена на Приобском месторождении для стабилизации параметров кривизны наклонного ствола под кондуктор при бурении скважины 281а/5241 в интервале 356—750 и скважины 282а/5380 в интервале 280—739.
Согласно чертежу фактический диаметр каркасов упругих центаторов ЦУ-339/175 и ЦЗД-339/240 в состоянии поставки равен 348 мм, что на 2,5% превышает диаметр долота Д-85.
В скважине компоновка типа КСД-339/240 работает следующим образом. Центратор упругий ЦУ-339/175 благодаря достаточной жесткости опорных планок удерживает ось низа направляющей штанги в центре поперечного сечения скважины, диаметр которой при возможных увеличениях его размера в пределах до 348 мм и заданных углах наклона ствола. Аналогично центратор забойного двигателя ЦЗД-339/240 удерживает ось верха направляющей штанги в центре поперечного сечения скважины. При этом влияние изменения фактического
32
БУРРНИР И НР^Тк К/9ППД
опыт
М
диаметра ствола скважины в установленных пределах на угол наклона ствола скважины исключается, что и обеспечивает стабилизацию направления бурения наклонно-направленных стволов в изменяющихся горно-геологических условиях.
Теоретически это объясняется следующим образом.
Из формулы (1) следует, что при выполнении условия
Табл. 1.
Наименование параметра ЦУ- 339/175 ЦУ- 311/175 ЦУ- 295/175 ЦУ-244/144 ЦУ-215/144 ЦУ- 146//80 ЦУ- 120/80
X долота, мм 339,7 311,1 295,3 244,5 215,9 146,0 120,6
Длина ЦУ, мм 1900 1900 1900 1790 1790 1605 1605
X отверст., мм 90 90 90 60 60 25 25
Резьба, верхняя З-171 З-171 З-171 З-121 З-121 З-76 З-76
Резьба нижняя З-171 З-171 З-171 З-117 З-117 З-88 З-88
Табл. 2.
Наименование параметра ЦЗД- 339/240 ЦЗД-295/240 ЦЗД-244/195 ЦШТ-215/195 ЦЗД-215/172 ЦЗД-146/105 ЦЗД-120/105
X долота, мм 339,7 295,3 244,5 215,9 215,9 146,0 120,6
Длина, мм 1550 1550 1180 1180 1180 1375 1375
Резьба, верх РКТ218х х6,35х1:16 РКТ218х х6,35х1:16 РКТ177х Х5,08х1:16 РКТ177х Х5,08х1:16 МК156х Х5,5х1:32 МК94х 4х1:32 МК94х 4х1:32
Бс=Бт (2)
предельная интенсивность [1] становится равной 0, что является условием стабилизации направления бурения наклонных стволов скважин. На практике при бурении забойным двигателем это достигается тем, что нижний конец направляющей штанги центрируют в стволе скважины при помощи упругого центратора типа ЦУ, а верхний — при помощи центратора забойного двигателя типа ЦЗД.
По результатам инклинометрии ствола скважины 281а/5241 в интервале 356—750 м, который бурился компоновкой КСД-339/240 с параметрами: Бт=348 мм, Ь=5,3 м и 1=4 м, зенитный угол уменьшился с 31,5° до 25,2°, т. е. средняя на интервал интенсивность уменьшения зенитного угла составила 0,16 град./10 м, а в интервале
280—739 м на скважины 282а/5380 при бурении этой же компоновкой зенитный угол уменьшился с 19,1о до 17,5о, т. е. с интенсивностью 0,03 град./10 м.
Пересчет по формуле (1) фактического диаметра скважин в упомянутых интервалах показывает, что фактический диаметр скважины 281а/5241 равен: Бс=348+(0,16х5,3х4:573х1000)=353,9 (мм).
Здесь увеличение диаметра ствола скважины составило р4,2%, а на скважине 282а/5380 — Бс=348+(0,03х5,3х4:573х1000)=349,1(мм)
,что соответствует увеличению фактического диаметра ствола скважины на 2,8%.
В таблицах 1 и 2 приведены параметрические характеристики на центраторы упругие типов ЦУ и ЦЗД, которые выпускает НПК «ТОБУС»
Кроме обеспечения стабилизации парметров кривизны наклонного ствола, упругие центраторы ТОБУС на допускают развития вибраций бурильного инструмента, обеспечивают прихватобезо-пасность и снижают моментоемкость КНБК, повышая тем самым ресурс долота и других элементов последней. ■
Кремнийорганические пеногасители для буровых и тампонажных растворов
Кремнийорганические (силиконовые) пеногасители используются в качестве высокоэффективной пеногасящей или предупреждающей пенообразование добавки для буровых и тампонажных растворов, буферных и других технологических жидкостей, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности. Пеногасители испытаны на ОАО НПО «Буровая техника» — ВНИИБТ (Москва), ОАО НПО «Бурение» (Краснодар), «СЕВЕРНИПИГАЗ» (Ухта), ОАО «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ» (Самара) и рекомендованы к применению.
Пеногасители универсальны и могут быть использованы для любых типов растворов. Проводится подбор оптимального пеногасителя для каждого конкретного субстрата, имеется широкий ассортимент продуктов. Ряд пеногасителей уже используется буровыми управлениями ведущих компаний России (ЛУКОЙЛ, ЮКОС, ГАЗПРОМ, ТНК и др.). Пеногасители устойчивы при хранении, морозостойки до -30оС, работоспособны в интервале рН 2-12, имеют гигиенические сертификаты и сертификаты соответствия ГЦСС «НЕФТЕПРОМХИМ».
ООО «Пента Силикон»
109044 г. Москва, ул. 1-я Дубровская, д. 1, корп. 1 730-0530, 730-0510, 730-2090 www.penta-91.ru,penta@penta-91.ru
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 6/2004
33
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.