Нижняя часть отверстия в сборе
Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) является компонентом буровой установки . Это самая нижняя часть бурильной колонны , простирающаяся от долота до бурильной трубы . Сборка может состоять из утяжеленных бурильных труб, переводников, таких как стабилизаторы, расширители, амортизаторы, открыватели отверстий, а также долота и долота. [1]
Конструкция КНБК основана на требованиях по достаточной передаче веса на долото (WOB) для возможности бурения и достижения достаточной скорости проходки (ROP), что дает бурильщику или бурильщику с наклонно-направленным бурением контроль направления для бурения по запланированной траектории. а также включить любые инструменты каротажа во время бурения (LWD)/ измерений во время бурения (MWD) для оценки пласта. Таким образом, конструкция КНБК может сильно варьироваться от простых вертикальных скважин с небольшими требованиями к каротажу или вообще без них до сложных наклонно-направленных скважин, в которых необходимо эксплуатировать многокомбинированные комплексы каротажа.
До запуска КНБК у большинства поставщиков нефтесервисных услуг есть программное обеспечение для моделирования поведения КНБК, такого как максимально достижимая нагрузка на долото, тенденции и возможности направления и даже собственные гармоники сборки, чтобы избежать вибрации, вызванной возбуждающими собственными частотами.
Вариации
[ редактировать ]Роторная сборка
[ редактировать ]Роторные агрегаты [2] обычно используются там, где пласты предсказуемы, а экономика буровой установки является проблемой. В такой сборке вес утяжеленных бурильных труб придает КНБК тенденцию к провисанию или изгибу к нижней стороне скважины, длина жесткости муфты, диаметр и расположение стабилизатора спроектированы как средства контроля изгиба КНБК. Это приведет к желаемой тенденции удержания, наращивания или падения.
Возможность изменять направленность узла достигается за счет изменения веса долота. Фиксированная сборка имеет только одну направленную тенденцию. Вес коронки позволяет вам регулировать эту тенденцию.
Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) может быть:
- гладкий, без стабилизаторов
- маятниковая компоновка низа скважины для уменьшения отклонения скважины
- укомплектован стабилизаторами для прямого отверстия/короткого замка в сборе
- точка опоры для увеличения отклонения колодца/длинный узел замка
Компоновки низа скважины также описываются как
- специализированные, такие как шарнирные,
- управляемый, и
- ориентированный или неориентированный.
Точка опоры / Длинный замок
[ редактировать ]Эта сборка используется для построения угла. Узел обычно включает в себя ближний стабилизатор. За этим стоит выбор утяжеленных бурильных труб и тяжелых бурильных труб (HWDP). Длина секции ПОСЛЕ ближнего стабилизатора долота будет определять степень увеличения угла.
После трубы соответствующей длины после ближнего стабилизатора долота следует установить стабилизатор бурильной колонны.
Короче говоря, чем длиннее зазор между ближним долотом и стабилизатором бурильной колонны, тем выше скорость построения угла. Необходимо следить за тем, чтобы этот участок не был слишком длинным, так как труба может слишком сильно провисать и тереться о стенку скважины. Это может привести к посадке шпонки и врезанию трубы в стенку скважины.
Стабилизация / Короткая блокировка
[ редактировать ]Этот узел обычно используется для поддержания угла скважины. Эта сборка очень жесткая, допуская незначительное перемещение долота.
Такая сборка будет означать, что стабилизаторы расположены близко друг к другу: стабилизатор рядом с долотом находится в пределах 0–30 футов от бурового долота, а еще два - на расстоянии 30 и 60 футов от него. Если используется короткая УБТ, то стабилизаторы можно расположить еще ближе друг к другу.
Чем короче расстояние между стабилизаторами, тем меньше удлинители прогибаются и вес долота (WOB) давит непосредственно на долото, тем самым сохраняя угол.
Маятник в сборе
[ редактировать ]Маятниковый узел используется для уменьшения скорости нарастания угла или уменьшения угла ствола скважины.
В этой сборке нет ближней долотной сборки. Передняя часть (КНБК) может подвешиваться под действием собственного веса. В таком случае первый стабилизатор размещается на расстоянии 30–45 футов позади долота.
Это подвешивание означает, что на нижнюю сторону отверстия действует сила, вызывающая отклонение. В случае прямой скважины долото просто продолжает движение вниз.
Конфигурации КНБК
[ редактировать ]Существует три типа конфигураций КНБК. [3] Рассматриваемые конфигурации обычно связаны с использованием или расположением утяжеленных бурильных труб, тяжелых бурильных труб и стандартных бурильных труб.
Тип 1, стандартная простая конфигурация, использует только бурильную трубу и утяжеленные бурильные трубы. В этом случае утяжеленные бурильные трубы обеспечивают необходимый вес долота.
Тип 2 использует тяжелую бурильную трубу в качестве перехода между утяжеленными бурильными трубами и бурильной трубой. Вес на долото достигается за счет утяжеленных бурильных труб.
Тип 3 использует утяжеленные бурильные трубы для обеспечения контроля направления. Тяжелая бурильная труба передает вес на долото. Такая компоновка способствует более быстрому перемещению КНБК на буровой площадке. Это также может уменьшить тенденцию к дифференциальному прихвату.
В большинстве случаев вышеуказанные три типа конфигураций обычно применяются к прямым/вертикальным стволам скважин, в большинстве случаев к скважинам с малым и средним углом наклона. Для наклонных и горизонтальных скважин необходим тщательный контроль веса КНБК. В этом случае вес может быть приложен путем спуска бурильной трубы на сжатие на участке с большим углом наклона. Большой угол может помочь стабилизировать бурильную трубу, позволяя ей выдерживать некоторое сжатие.
Инструменты для КНБК
[ редактировать ]Стабилизатор
[ редактировать ]Стабилизатор . используется внутри колонны утяжеленных бурильных труб Они помогают направлять сверло в отверстие. Они играют важную роль в наклонно-направленном бурении , поскольку помогают определить траекторию и угол ствола скважины.
Он используется для
- выровнять нагрузку на долото;
- предотвратить закручивание нижнего узла;
- минимизировать битовое перемещение;
- свести к минимуму изгибы и вибрации, вызывающие износ замков;
- не допускать контакта муфты с боковой стенкой скважины;
- свести к минимуму посадку шпонки при перепаде давления;
- ограничивают боковое перемещение нижней КНБК, поскольку они снижают нагрузку на утяжеленную бурильную трубу и соединения КНБК.
Твердые стабилизаторы не имеют движущихся или заменяемых частей. Лопасти и оправка могут быть цельными (целыми) или приваренными к оправке (приварная/приварная лопасть). Лопасти могут быть как прямыми, так и спиральными. Рабочая поверхность может быть импрегнирована вставками из карбида вольфрама или алмазами.
Сменные стабилизаторы лопастей могут поддерживать полную стабилизацию ширины колеи, но их лопасти можно заменять с помощью инструментов, не требующих механической обработки или сварки.
Стабилизаторы втулкового типа имеют сменные втулки, которые можно заменять в полевых условиях. Рукава бывают вращающимися или невращающимися.
Расширители — это стабилизаторы, в ребра которых встроены режущие элементы, которые используются для поддержания калиброванного ствола скважины. Их можно использовать для бурения изгибов и замков в твердых породах. Благодаря режущей способности расширителя долото выполняет меньшую работу по поддержанию диаметра ствола скважины и больше рабочего бурения.
Расширитель используется для расширения ствола скважины, обычно начиная с некоторой точки под поверхностью. Это достигается за счет использования расширяемых резцов, которые раскрываются только в назначенное время или на определенную глубину. Его не следует путать с открытием отверстия, которое происходит с поверхности, и в большинстве случаев инструмент для открывания отверстий имеет фиксированный диаметр.
Расширитель . использует увеличение давления бурового раствора или скорости потока для развертывания расширяемых резцов Соответствующее падение давления на инструменте будет означать, что инструмент полностью развернут.
Ссылки
[ редактировать ]- ^ Уильям К. Лайонс, изд. (1996). Стандартный справочник инженеров нефтяной и газовой промышленности . Хьюстон, Техас: Издательская компания Gulf.
- ^ Майкл Л. Пейн; Лэнс Д. Андервуд. Майкл Дж. Экономидес; Ларри Т. Уоттерс; ШариДанн-Норман (ред.). Halliburton: Строительство нефтяных скважин . Джон Уайли и сыновья.
- ^ Том Х. Хилл; Рэнди К. Деньги. (1992). Проектирование и проверка бурильной колонны . Хьюстон, Техас: TH Hill and Associates Inc.