Название работы	Кол-во страниц	Размер
Форма 4 Исходные данные для интерпретации гидродинамических исследований...	1	100.73kb.
5. управление программой реформирования муниципальных финансов муниципального...	1	102.26kb.
Форма-2 Исходные данные для интерпретации гидродинамических исследований...	1	38.16kb.
Форма 1 Исходные данные для интерпретации гидродинамических исследований...	1	100.26kb.
Тушение газовых и нефтяных фонтанов	1	273.57kb.
«Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация...	1	131.17kb.
Методы электрометрии скважин	1	335.95kb.
Вопросы для подготовки к зачету по предмету «психология управления»	1	23.02kb.
Разновидности структурных схем управления экономическими системами	1	23.42kb.
Использование аммиака при эксплуатации скважин с высоковязкими нефтями...	1	52.48kb.
Перечень профессий (специальностей), пользующихся спросом на рынке...	1	22.64kb.
«оптимизация судебно-медицинской диагностики механизмов травмы головы...	1	281.96kb.
Викторина для любознательных: «Занимательная биология»	1	9.92kb.

2 КНБК для набора или коррекции параметров кривизны (отклоняющие)
Служат для набора и коррекции параметров кривизны в наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважинах. В состав компоновки включены отклоняющие устройства. Наиболее характерной является компоновка, включающая долото, турбобур, отклоняющее устройство (угол перекоса осей от 015 до 345), УБТ длиной 12-25 м, бурильный инструмент. В НПК ТОБУС разработаны отклоняющие шарнирные компоновки (КГБ - комплекс горизонтального бурения) как для турбинного так и для роторного бурения. Основные зависимости изменения зенитного угла скважины от типа турбобура и угла перекоса осей кривого переводника для условий Западной Сибири представлены на рис. № 10, № 11 Компоновки представлены на рис. № 10 - 12

ТСШ-240 (1 секция)

Рис. № 10

Т12МЗБ-240

Рис. № 11

где: 1, 2, 3, 4 - кривой переводник с углом перекоса осей 345, 3, 230, 2

Рис. № 10

Компоновки для набора параметров кривизны с кривым переводником
1 - немагнитная бурильная труба (ЛБТ), 2 - УБТ, 3 - кривой переводник (угол перекоса осей от 015 до 345), 4 - турбобур, 5 - калибратор, 6 - долото

Рис. № 11

Компоновки для набора параметров кривизны с турбинным отклонителем
1 - немагнитная бурильная труба (ЛБТ) или телесистема, 2 - турбинный отклонитель (угол перекоса осей от 015 до 3), 3 - калибратор, 4 - долото



а б в г д е

Рис. № 12

Забойные двигатели с двумя перекосами в компоновках для набора параметров кривизны
а - забойные двигатели с двумя перекосами, б и в - забойные двигатели с двумя перекосами и накладками, г и е - забойные двигатели с двумя перекосами и одним центроатором, д - забойные двигатели с двумя перекосами и двумя центраторами
3 КНБК для стабилизации параметров кривизны (стабилизирующие)
Служат для стабилизации параметров кривизны наклонно-направленных скважин

Принцип действия основан на жестком центрировании оси компоновки по отношению к оси скважины. Компоновки представленны на рис. № 13-14. Размеры компоновок даны в табл. № 14 - 16

Стабилизирующие компоновки

Рис. № 13
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - центратор на шпинделе турбобура (СТК), 5 - надтурбинный центратор, 6 - УБТ, 7 - бурильные трубы

Стабилизирующие компоновки

Рис. № 14
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - центратор на шпинделе турбобура (СТК), 5 - надтурбинный центратор, 6 - УБТ, 7 - бурильные трубы,

8 - межсекционная вставка между 2-й и 3-й секциями турбобура

Размеры компоновок с центраторами для стабилизации зенитного угла

(для условий Западной Сибири)
Табл. № 14

Диаметр, мм			Диаметр центратора, мм		Расстояние до центратора, мм
долота	калибратора	турбобура	бурение до 1000 м	бурение ниже 1000 м	оптималь-ное	допусти-мое
190	190	172	186	184	1500	1200
190	190	172	188	186	1200	1000
215,9	215,9	172	210	208	1500	1200
215,9	215,9	172	212	210	1200	1000
215,9	215,9	172	214	212	1200	1000
215,9	215,9	195	212	210	1800	1500
215,9	215,9	195	214	212	1500	1200
295,3	295,3	240	280	275	3500	3000
295,3	295,3	240	285	280	2200	2000
295,3	295,3	240	290	285	2000	1500

Принятое расстояние до центратора измеряется от торца долота до конца центратора, включая его длину.

Размеры компоновок с центраторами для стабилизации зенитного угла и азимута

(для условий Западной Сибири)
Табл. № 15

Диаметр, мм			Диаметр центратора, мм		Расстояние до центратора, мм
долота	калибратора	турбобура	первого	второго	до первого	до второго
215,9	215,9	195	212	210	1500	18000
295,3	295,3	240	280	270	3500	24000

Меняя расположение и диаметры центраторов на стабилизирующих компоновках, можно управлять траекторией ствола скважины. Размеры таких компоновок приведены в табл. № 16

Размеры компоновок с центраторами для управления искривлением наклонных скважин (для условий Западной Сибири)
Табл. № 16

Диаметр, мм			Увеличение зенитного угла		Уменьшение зенитного угла
долота	калибра-тора	турбо-бура	Диаметр центратора,мм	Расстояние до центратора, мм	Диаметр центратора, мм	Расстояние до центратора, мм
190	190	172	188	1200	184-186	8000
215,9	215,9	172	212	1500	210-212	9000
215,9	215,9	195	214	1500	210-212	12000
295,3	295,3	240	290	2000	270-280	16000

Принятое расстояние до центратора измеряется от торца долота до конца центратора, включая его длину.

4 КНБК для естественного изменения параметров кривизны

(снижение зенитного угла и изменение азимута)
К ним относятся компоновки действие которых основано на маятниковом эффекте

Компоновки представлены на рис. № 15 и № 16

Рис. № 15

1 - долото, 2 - секционный турбобур, 3 - центратор, 4 - УБТ, 5 - бурильные трубы

6 - межсекционная вставка между 1-й и 2-й секциями турбобура

Рис. № 16

1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - УБТ, 5 - бурильные трубы,

6 - винтовой объемный двигатель, 7 - удлинитель L=10 - 12 м, 8 - центратор

5 КНБК для естественного изменения параметров кривизны

(увеличение зенитного угла и изменение азимута)

Рис. № 17

1 - долото, 2 - калибратор, 3 - секционный турбобур, 4 - УБТ, 5 - бурильные трубы, 6 - удлинитель L=10 - 12 м

6 Шарнирные компоновки (НПК ТОБУС)



а б в
Рис. № 18

Роторные шарнирные компоновки

где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,

5 - бурильные трубы, 6 и 8 - центратор, 7 - упругий центратор

а - уменьшает зенитный угол

б - существенно ограничивает интенсивность естественного искривления скважин

в - увеличивает зенитный угол предварительно искривленных скважин




г д е ж
Рис. № 19

Роторные шарнирные компоновки

где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,

5 - бурильные трубы, 6 и 8 - центратор, 7 - упругий центратор, 9 - расширитель

10 - децентратор, 11 - УБТ
г и е - стабилизирует параметры кривизны наклонных и горизонтальных скважин

д - роторный отклонитель (РО)-обеспечивает искривление скважин с заданной интенсивностью (см. табл. № 19)

е - СГР - стабилизирует параметры кривизны наклонных и горизонтальных скважин (см табл. № 18)

ж - обеспечивает возможность проходки вертикальных скважин большого диаметра в наклонно-залегающих породах при повышенных осевых нагрузках и скоростях бурения

КНБК - 1 КНБК - 2 КНБК - 3

Рис. № 20

Турбинные шарнирные компоновки (ТШК)

где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,

5 - турбобур, 6 - центратор, 7 - упругий центратор, 8 - ребристый ниппель

КНБК - 4 КНБК - 5 КНБК - 6

Рис. № 21

Турбинные шарнирные компоновки (ТШК)

где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,

5 - турбобур, 6 - центратор (опорный элемент), 7 - упругий центратор, 8 - ребристый ниппель

КНБК - 7 КНБК - 8 КНБК - 9

Рис. № 22

Турбинные шарнирные компоновки (ТШК)

где: 1 - долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор,

5 - турбобур, 6 - центратор (опорный элемент), 7 - упругий центратор, 8 - ребристый ниппель (СТК)

Действие компоновок ( по рис. № 20 – 22 )
КНБК - 1 и 2 - Уменьшение зенитного угла. тип 1 для интенсивного уменьшения зенитного угла., а тип 2 для малоинтенсивного уменьшения зенитного угла и изменения азимута влево

КНБК - 3 - Увеличение (изменение вправо ) азимутального угла и увеличение зенитного угла.

КНБК - 4 - Увеличение (изменение вправо ) азимутального угла и малоинтенсивное увеличение зенитного угла в устойчивых горных породах с диаметром ствола скважины равным номинальному.

КНБК - 5 - Обеспечивает возможность управления азимутальным искривлением скважин за счет вращения инструмента ротором буровой установки вправо или реактивным моментом турбобура влево.

КНБК - 6 и 7 - Малоинтенсивное увеличение до заданного значения зенитного угла и малоинтенсивное изменение азимута вправо в устойчивых горных породах.

КНБК - 8 - Обладает свойствами КНБК - 5, а также позволяет стабилизировать направление бурения наклонных участков скважин.

КНБК - 9 - Путем выбора размера калибратора позволяет изменять азимут влево.
Наряду с КНБК - 1 и 2 для малоинтенсивного уменьшения зенитного угла используется КНБК, включающая опорный элемент с вращающимся корпусом над долотом. Характеристика такой КНБК представлена в табл. № 17
ХАРАКТЕРИСТИКА ШАРНИРНЫХ КНБК ДЛЯ МАЛОИНТЕНСИВНОГО УМЕНЬШЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА
Табл. № 17

Размер Дд/dm	Расстояние от МШ до долота, м	Расстояние от МШ до упругого центратора, м	Длина удлинителям	Радиус искривления, м	Интенсивность искривления, гр/10 м
215,9/195	2,2	1,4	-	150	3,82
215,9/195	3,0	2,1	-	300	1,91
215,9/195	4,0	2,2	-	415	1,38
215,9/195	5,0	3,5	-	830	0,69
215,9/195	6,0	4,4	-	1240	0,46
295,3/240	6,0	4,1	-	450	1,27
295,3/240	6,5	5,0	-	600	0,96
295,3/240	7,0	5,7	-	725	0,79
295,3/240	7,5	6,1	-	830	0,69
295,3/240	8,0	7,1	-	1035	0,55
215,9/195	3,3	1,7	0,5	280	2,05
215,9/195	3,8	2,2	1,0	415	1,38
215,9/195	4,3	2,7	1,5	575	1,00
215,9/195	4,8	3,2	2,0	755	0,76
215,9/195	5,8	4,2	3,0	1190	0,48
215,9/195	6,8	5,2	4,0	1725	0,33
215,9/195	7,8	6,2	5,0	2350	0,24
215,9/172	3,3	1,7	0,5	135	4,24
215,9/172	3,8	2,2	1,0	200	2,87
215,9/172	4,3	2,7	1,5	270	2,12
215,9/172	4,8	3,2	2,0	360	1,59
215,9/172	5,8	4,2	3,0	570	1,01
215,9/172	6,8	5,2	4,0	820	0,70
295,3/195	5,9	3,4	2,0	200	2,87
295,3/195	6,4	3,9	2,5	250	2,29
295,3/195	6,9	4,4	3,0	310	1,85
295,3/195	7,9	5,4	4,0	430	1,33
295,3/195	8,9	6,4	5,0	570	1,01
295,3/195	9,9	7,4	6,0	730	0,78
295,3/195	10,9	8,4	7,0	920	0,62
295,3/240	4,9	2,4	1,0	220	2,60
295,3/240	5,9	3,4	2,0	370	1,55
295,3/240	6,9	4,4	3,0	560	1,02
295,3/240	7,9	5,4	4,0	780	0,73
295,3/240	8,9	6,4	5,0	1040	0,55
295,3/240	9,9	7,4	6,0	1340	0,43
295,3/240	10,9	8,4	7,0	1670	0,34

Геометрические размеры компоновок СГР

Табл. № 18

Условное обозначение	Диаметр долота, мм	Диаметр УБТ, мм
СГР-295/203	295,3	203
СГР-215/178	215,9	178
СГР-190/146	190,5	146
СГР-151/108	151	108
СГР-139/89	139,7	89
СГР-120/89	120,6	89

Характеристика компоновок РО

Табл. № 19

Условное обозначение	Диаметр долота, мм	Мин. радиус искривления, м	Интенсивность искривления, гр/10 м
РО - 215/155	215,9	80	7,16
РО - 120/90	120,6	70	8,19

Геометрические размеры турбинных шарнирных компоновок (ТШК)
Табл. № 20

№	Диаметр элементов ТШК, мм					Расстояние от центра МШ до, м		Интенсив-ность искрив-ления гр/100м
КНБК	Наддолот-ный калибра-тор	Цен-тратор упру-гий	Эле-мент опор-ный	Удли-нитель	Верх-ний калиб-ратор	Рабоче-го торца долота	Опор-ного элемен-та	Зенит-ного угла	Азиму-тального угла
2	-	-	-	178	-	6 +/- 1	-	-5 +/- 1	0 +/- 1
1	-	-	-	-	210 +/- 2	6 +/- 1	--	-8 +/- 2	-6 +/- 2
6	214,5 +/- 0,5	-	214,5 +/- 0,5	-	210 +/- 2	6 +/- 1	5 +/- 0,5	0 +/- 1	3 +/- 1
7	214,5 +/- 0,5	222 +/- 3	214,5 +/- 0,5	-		6 +/- 1	5 +/- 0,5	1 +/-1	3 +/- 1

7 КНБК для бурения горизонтальных скважин
Для набора параметров кривизны и их стабилизации до кровли продуктивного пласта в горизонтальных скважинах используются в основном стандартные компоновки

(см..пп 1-5), а также ряд специальных:

1. 
   КГБ - комплекс для горизонтального бурения. Разработан в НПК ТОБУС. Включает в себя:
   

Отклонитель.

Применяется в интервалах набора зенитного угла и корректировки азимута. Исключается влияние реактивного момента на угол установки децентратора при искривлении скважины.

Стабилизатор.

Применяется для проводки прямолинейных участков

Характеристика комплексов КГБ

Табл. № 21

Условное обозначение	Диаметр долота, мм	Диаметр забойного двигателя, мм	Мин. радиус искривления, м	Интенсивность искривления, гр./10 м
КГБ-295/240	295,3	240	122	4,7
КГБ-215/172	215,9	172	80	7,16
КГБ-190/145	190,5	145	63	9,1
КГБ-151/127	151	127	113	5,07
КГБ-151/105	151	105	60	9,55
КГБ-146/105	146	105	65	8,82
КГБ-139/105	139,7	105	68	8,43
КГБ-120/105	120,6	105	116	4,94
КГБ-120/95	120,6	95	70	8,19

2. КНБК с ОШ – 172, с ВШО – 172 и с ДРУ - 172

Компоновки приведены на рис. № 23 и № 24


КГБ - комплексы горизонтального бурения

Отклонитель Стабилизатор

Рис. № 23
где: 1 - долото, 2 - центратор упругий ЦУ, 3 - удлинитель, 4 - муфта шарнирная,

5 - децентратор забойного двигателя ДЗД, 6 - забойный двигатель, 7 - центратор забойного двигателя

а б в
Рис.№ 24
где: 1 - долото, 2 - калибратор, 3 - отклонитель, 4 - телесистема, 5 - бурильные трубы, 6 - муфта шарнирная
а - 215,9 МСГНУ, калибратор  215, ВШО-172 - интенсивность изменения зенитного угла 100-130 / 10 метров

б - 215,9 МСГНУ, калибратор  215, ДРУ-172 - интенсивность изменения зенитного угла 0-300 / 10 метров

в - 215,9 МСГНУ, калибратор  215, ОШ-172 - интенсивность изменения зенитного угла 300-1000 / 10 метров

Варианты КНБК при бурении горизонтальных и пологих скважин с большим отклонением ствола скважины от вертикали

1. 
   ИНТЕРВАЛ НАБОРА ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ
   

1. 
   Долото  393,7 мм, Т12РТ (1ТСШ-240), кривой переводник (кп= 300...400), телесистема ЗИС-4 (СТТ-190 или 195), УБТ  203 (178) мм длиной 24 - 36 м, СБТ
   
2. 
   Долото  295,3 мм, КС (КЛС)  295,3 мм, ТО2-240 (кп= 030...130), телесистема ЗИС-4 (СТТ-190 или 195), УБТ  203 (178) мм длиной 12 - 24 м, СБТ
   
3. 
   Долото  295,3 мм, Т12РТ (1ТСШ-240), кривой переводник (кп= 200...330), телесистема ЗИС-4 (СТТ-190 или 195), УБТ  203 (178) мм длиной 12 - 24 м, СБТ
   

1.4 Долото  215,9 мм, КЛС  214-215 мм, ТО-195 (А7П3 1 секция + ШО-195) с углом перекоса кп= 030...130, ЗИС-4М (СТТ-195 или 190), УБТ-178 длиной 12 - 24 м, СБТ

При большой глубине скважины (более 1800 м) вместо ТО-195 (А7П3 1 секция + ШО-195) может использоваться ДРУ-195, ДРУ-172, УДГС-172, ДШО-195, ШО195 + ТНВ-195

1.5 Долото  215,9 мм, КЛС  214-215 мм, ТО-195 (А7П3 1 секция+ШО-195) с углом перекоса кп= 030...130, УОО ЛБТ-147 длиной 24-36 м, СБТ
При бурении под кондуктор в разрезе с большим содержанием песка использование телесистем нежелательно, т. к. система очистки при больших подачах насоса (до 64 л/с) как правило не обеспечивает достаточную очистку бурового раствора, что приводит к преждевременному износу телесистемы.

При отсутствии телесистемы в КНБК над кривым переводником устанавливается устройство для ориентирования отклонителя (УОО) или переводник с магнитной втулкой, ЛБТ длиной 24-36 м, СБТ.

2. ИНТЕРВАЛ СТАБИЛИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ
2.1 Долото  393,7 мм, калибратор КЛС  393,7 мм, 2ТСШ-240 (3ТСШ-240) или А9ГТШ, два центратора на корпусе забойного двигателя: 1-й центратор  380 - 384 мм устанавливается на расстоянии 3,5-3,8 м от режущей кромки долота, 2-й центратор  374 - 378 мм устанавливается на расстоянии 12-16 м от первого центратора (при использовании 2ТСШ-240 2-й центратор устанавливается на верхнем конце забойного двигателя), ЗИС-4М (СТТ-195 или 190), УБТ-203 длиной 24-36 м, СБТ
2.2 Долото  295,3 мм, калибратор КЛС  295,3 мм, 2ТСШ-240 (3ТСШ-240), два центратора на корпусе забойного двигателя: 1-й центратор  280 - 282 мм устанавливается на расстоянии 3,0-3,5 м от режущей кромки долота, 2-й центратор  274 - 276 мм устанавливается на расстоянии 12-14 м от первого центратора (при использовании 2ТСШ-240 2-й центратор устанавливается на верхнем конце забойного двигателя), ЗИС-4М (СТТ-195 или 190), УБТ-203 (178) длиной 12-24 м, СБТ
2.3 Долото  215,9 мм, калибратор КЛС  215,9 мм, ГЗД-195 (172), ЗИС-4М (СТТ-172), УБТ-178 (146) длиной 24-36 м, СБТ
При отсутствии телесистемы над УБТ устанавливается 24-36 м ЛБТ. Телесистема может устанавливаться как под УБТ, так и над УБТ.<< предыдущая страница