Звичайні інструменти для спрямованого буріння

Три питання, які необхідно вирішити при контролі траєкторії стовбура свердловини:

① Розумно спроектуйте компонування низу бурильної колони (КНБК) для контролю швидкості зміни кута відхилення свердловини.

② Розумно проектуйте або вибирайте свердловинні інструменти зі спеціальними конструкціями для контролю швидкості зміни кута азимута свердловини.

③ Розумно вибирайте та контролюйте навантаження на долото (WOB) для регулювання вертикальної швидкості проникнення долота та величини пластових сил, тим самим досягаючи контролю кривизни стовбура свердловини.

Традиційні інструменти для спрямованого буріння включають переважно переводники спрямованого буріння, немагнітні утяжелювачі бурильних труб (НУБ), важкі бурильні труби (ВУБ), стабілізатори, скребки для шпонкових гнізд тощо.

I. Спрямований підпрограма

1. Типи

Направлений прямий перехідник: використовується для спрямованого свердління за допомогою свердла з вигнутим корпусом для прогресивних порожнин (PCD).

Направлений вигнутий перехідник: використовується для спрямованого свердління з прямими свердлами з прогресивним порожнинним різцем (PCD).

2. Базова структура

1) Спрямований прямий сабвуфер

Компоненти: Корпус 4, центруюча втулка 1, напрямний ключ 3, установчий гвинт 2

2) Спрямований вигнутий сабвуфер

Компоненти: Корпус 4, центральна втулка 1, напрямна шпонка 3, установчий гвинт 2. Порівняно з напрямним прямим перехідником, він має конструктивний кут вигину λ, а формула розрахунку така: λ = 57,3 × (a – b) / d.

II. Немагнітна бурова труба (NMDC)

1. Функція

Екрануйте магнітні вимірювальні прилади, щоб уникнути похибок вимірювання.

Виконують функції звичайних бурильних труб.

2. Матеріали немагнітних бурильних труб

В основному включають сплав Монель (що містить мідь, нікель, хром тощо), хромонікелеві сплави, аустенітні сплави на основі хрому та марганцю, берилієво-мідні сплави, немагнітні сталі SMFI та вітчизняні марганцево-хромонікелеві сталі.

3. Вибір довжини немагнітної бурильної труби

Зверніться до «Карти напруженості горизонтального магнітного поля Землі». Розумний вибір довжини немагнітної бурильної труби дозволяє точно вимірювати магнітний азимут у відкритій частині свердловини. Чим вища магнітна напруженість ділянки, тим довша необхідна немагнітна бурильна труба.

4. Перевірка та використання немагнітних бурильних труб

1) Прямолінійність зовнішньої циліндричної поверхні немагнітної бурильної труби повинна бути ≤ 2 мм/м, а прямолінійність по всій довжині ≤ 5 мм/м.

2)Подряпини на поверхні тіла труби немагнітної бурильної труби не повинні перевищувати зазначену допустиму межу подряпин.

3)Поверхня різьби повинна бути гладкою, без допустимих нерівностей, тріщин, розтріскування або інших пошкоджень.

4）Крутний момент звинчування різьби немагнітної бурильної труби повинен бути ≥ заданого мінімального обертального моменту.

5)Відносну магнітну проникність та магнітну однорідність немагнітної бурильної труби необхідно перевіряти один раз на рік, а результати перевірки повинні відповідати вимогам Стандарту на немагнітні бурові труби (SY5145-86).

III. Важка бурильна труба (HWDP)

Він використовується в нижній частині компаунду низькогір'я (КНБК) для заміни бурильних труб для застосування тиску. Під час похилих операцій з використанням кермових інструментів він зменшує площу контакту зі стінкою свердловини, мінімізує опір тертя, полегшує операції ковзання, підвищує безпеку свердловини та сприяє контролю параметрів похилої свердловини. Він також служить перехідною секцією між бурильними трубами та бурильними трубами для пом'якшення змін жорсткості.

IV. Стабілізатор

1.Застосування стабілізаторів у спрямованому бурінні

У нарощуваннях та спадаючих КНБК стабілізатори діють як точки опори. Регулюючи положення стабілізаторів у нижній КНБК, можна змінити напружений стан нижньої КНБК для досягнення контролю траєкторії стовбура свердловини.

2.Збільште жорсткість нижньої частини компаунду низької бурильної колони (КБК) для стабілізації відхилення свердловини та азимуту. У КБК з кутом утримання жорсткість нижньої частини КБК підвищується шляхом зменшення відстані між долотом та стабілізатором, а також між стабілізаторами, щоб обмежити стискаючу деформацію нижньої частини КБК та досягти ефекту утримання відхилення.

3.Обробку стовбура свердловини слід проводити таким чином, щоб зміна кривизни стовбура свердловини була плавною та плавною, що допомагає зменшити виникнення ускладнень на вибійному отворі.

Примітка! Під час спуску стабілізатора у свердловину та витягування його зі свердловини ретельно виміряйте зовнішній діаметр стабілізатора, перевірте стан його зносу та положення встановлення в комп'ютерній колоні бурильної колони (BHA). Зовнішній знос стабілізатора не повинен перевищувати 2 мм.

Типи стабілізаторів:

Прямий симетричний стабілізатор П'ятипелюстковий (трипелюстковий) сферичний стабілізатор

П'ятипелюстковий (трипелюстковий) спіральний стабілізаторЗмінна втулка стабілізатора

Трипелюстковий ексцентриковий стабілізаторЗмінний стабілізатор

V. Склоочисник сидіння ключа

Геометрична форма скребка шпонкового гнізда подібна до спірального стабілізатора. Його загальний розмір менший, ніж у стабілізатора, але більший, ніж у бурильної труби. На відміну від спірального стабілізатора, як верхній, так і нижній похилі плечі скребка шпонкового гнізда наплавлені твердосплавними електродами у конічну форму, що виконує функції різання, розсвердлювання та протирання шпонкових гнізд.

Положення скребка шпонкового гнізда в бурильній колоні таке:

1. BHA Specialized для протирання ключових сидінь

Конфігурація BHA для протирання посадкових місць загального ключа: долото + малорозмірна бурова труба (50～60 м) + склоочисник для шпонкового гнізда + буровий ясс + важка бурильна труба (HWDP).

Для очищення довших шпонкових гнізд можна використовувати наступну компоновку бурильної колони (КНБК): долото + 1 стійка малої бурильної труби + очищувач шпонкового гнізда + 1 стійка малої бурильної труби + гнучке з'єднання + бурильний ясс + важка бурильна труба (ВБТ).

Зовнішній діаметр малого бурильного ущільнювача в бурильній колоні повинен бути таким самим, як зовнішній діаметр з'єднання бурильної труби, що використовується під час буріння. Під час спуску бурильної колони приблизно на 100 м вище ключового гнізда контролюйте швидкість спуску; коли виникне опір, почніть розсвердлювання та суворо контролюйте зусилля на долото (зазвичай менше 49 кН).

2. Протирання гнізда ключа під час свердління

У спрямованому бурінні, починаючи з ділянки нарощування, у свердловинній компоновці бурильної колони (КНБК) часто використовуються скребки для ключових гнізд. Залежно від кривизни пробуреного стовбура свердловини та літології пласта, скребок для ключових гнізд використовується для повторного розгортання в ділянках з «вигинами», де ймовірне утворення ключових гнізд, щоб запобігти їх утворенню.

VI. Поплавковий клапан

Його основні функції полягають у запобіганні зворотному потоку бурового розчину (який може пошкодити вимірювальні інструменти у свердловині) та запобіганні засміченню сопел долота.

VII. Підвісний підвісний підвіс

Прилад для вимірювання під час буріння (MWD) розміщений у ньому, забезпечуючи безпечне та стабільне середовище вимірювання для MWD.

На зовнішній стінці підвісного переводника є лінійка шкали високої сторони, яка використовується для калібрування високої сторони прогресивного порожнинного свердла (PCD) та вимірювання значення зміщення між MWD та PCD. Внутрішня стінка переводника оснащена виступаючою ключем, який використовується під час налаштування MWD. ​​Коли MWD не використовується, слід звернути увагу на те, щоб спочатку зняти підвісний переводник, щоб уникнути змивання ключем через надмірну швидкість потоку (що може спричинити аварійні ситуації у свердловині).

VIII. Банка

Його основна функція полягає в підтримці робочого балансу долота та бурильної колони, а також у сприянні звільненню застряглої труби у разі її заїдання.

IX. Гнучкий суглоб

Його основна функція полягає в захисті яса та підвищенні еластичності бурильної колони під час коливань.