Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор работ по исследованию динамики компоновок низа бурильной колонны 10
1.1. Режимы работы компоновок низа бурильной колонны
1.2. Существующие технические средства управления режимами работы низа бурильного инструмента. 19
1.3. Способы управления режимами работы низа бурильного инструмента 26
1.4. Определение входного сопротивления компоновок низа бурильной колонны 29
1.5. Основные сведения об методах исследования динамических характеристик бурильной колонны 35
2. К теории динамики окатого низа бурильной колонны
2.1. Экспериментальные исследования моделей низа бурильной колонны с переменной жесткостью и получение аппроксимирующих функций по перемещениям 43
2.2. Теоретическое определение собственных частот и импеданса моделей низа бурильной колонны как стержня с переменной жесткостью при поперечных колебаниях 51
2.3. Математический анализ частотных свойств продольного импеданса компоновок низа бурильной колонны как стержня с переменной жесткостью с сосредоточенными параметрами 57
2.4. Расчет продольного импеданса компоновок низа бурильной колонны как стержня с переменной жесткостью с распределенными параметрами 63
3. Экспериментальные исследования демпфирущих свойств бурильных труб
3.1. Методика исследований динамических свойств элементов бурильной колонны и приборы для проведения эксперимента 81
3.2. Сравнительный анализ демпфирующих свойств стальных, легкосплавных и легкосплавных утолщенных бурильных труб при продольных и поперечных колебаниях 87
3.3. Определение демпфирующих свойств бурильных труб при статическом сжатии от импульсного возбуждения поперечных колебаний 90
4. Промысловые иссщования легкосплавных утолщенных бурильных труб в составе компоновки низа бурильной колонны 95
4.1. Влияние специальной динамически - мягкой компоновки на динамику забойного процесса. 101
4.2. Влияние специальной динамически - мягкой компоновки на пространственную траекторию наклонно - направленных скважин 110
4.3. Выводы 118
Заключение 119
Литература 120
Приложение
- Способы управления режимами работы низа бурильного инструмента
- Теоретическое определение собственных частот и импеданса моделей низа бурильной колонны как стержня с переменной жесткостью при поперечных колебаниях
- Сравнительный анализ демпфирующих свойств стальных, легкосплавных и легкосплавных утолщенных бурильных труб при продольных и поперечных колебаниях
- Влияние специальной динамически - мягкой компоновки на пространственную траекторию наклонно - направленных скважин
Введение к работе
ІШЛ2М22ЛЕ22Мн/. В решениях ХХУІ съезда КПСС об основных направлениях экономического и социального развития СССР указано обеспечить дальнейшее развитие Западно - Сибирского территориально - производственного комплекса. Довести здесь в 1985 году добычу нефти, включая газовый конденсат, до 385 - 395 млн. тонн, газа до 330 - 370 млрд. куб. метрової].
Выполнение поставленной народохозяйственной задачи, во многом, зависит от совершенствования техники и передовой технологии, повышения технико-экономичзских показателей буровых работ, и в первую очередь от стойкости буровых долот, которая прямо связана с показателями бурения скважин. Существенное влияние при турбинном бурении на работу забойного инструмента оказывают волновые процессы, возникающие в нижней части колонны. Параметры вибрации бурильной колонны в основном определяются динамической жесткостью ее низа.
В Тюменской области при бурении наклонно-направленных скважин традиционно используются компоновки бурильной колонны, работающие как жестко динамически активный участок сжатого низа колонны: долото, турбобур, утяжеленные бурильные трубы, легкосплавные бурильные трубы. Такая компоновка увеличивает динамическое зубцо-вое воздействие долота на горную породу, сила которого определяется механическим импедансом, амплитудой и круговой частотой зуб-цовых перемещений корпуса долота на забое.
Динамичность работы долота на забое целесообразна при разбу-ривании твердых пород в режиме их объемного разрушения, когда принимаются все меры для повышения эффективности единичного акта зубцового поражения поверхности забоя.
На месторождениях же Среднего Приобья литологический разрез слагается из пластичных мягких пород и пород средней твердости.
Небольшая твердость и высокая моментоемкость при разрушении таких пород требует режима бурения, обеспечивающий максимальный крутящий момент на долоте при минимальной динамической силе.
Промысловый опыт бурения скважин в Сургутском нефтедобывающем районе Главтюменнефтегаза с применением наддолотного амортизатора "Кубанец-АН-168" подтвердил одновременное увеличение механической скорости бурения на ОД, проходки на долото на 16% при значительном возрастании стойкости опор и снижения уровня вибрации. Однако широкое применение специальных забойных амортизаторов для регулирования динамической нагрузки на долото на месторождениях в Западной Сибири сдерживается вследствие их конструктивной сложности, малой надежности, ограниченной полосы частот, которые они способны гасить, а также из-за отсутствия их серийного промышленного производства. Поэтому разработка оптимальных компоновок низа бурильной колонны с целью регулирования динамической нагрузки на долото для повышения эффективности процесса механического бурения скважин с учетом литологии Западной Сибири представляет практический и научный интерес.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Разработка динамически оптимальных компоновок низа бурильной колонны путем изменения их жесткостных параметров.
Рс.новнаЄ-2Н2-2с.Р.22а21іїйя
1. Исследование динамических характеристик низа бурильной
колонны при гармонических колебаниях, как стержня с переменной жесткостью.
Изучение динамических свойств бурильных труб.
Установление влияния изменений динамических характеристик бурильной колонны в промысловых исследованиях за счет демпфирующих свойств легкосплавных утолщенных бурильных труб на основные технико-экономические показатели при бурении шарошечными долотами.
4. Разработка динамически оптимальных компоновок низа бу-
рильной колонны с применением ЛУЕГ и внедрение их на промыслах Тюменской области. Н,учная_новизн
1. Низ бурильной колонны рассматривается как стержень с пере
менной жесткостью, сосредоточенными и распределенными параметрами*
Для него получено уравнение, описывающее изменение собственной
частоты поперечных колебаний и импеданса.
Определены резонансно-частотные характеристики продольного импеданса*
Экспериментальными исследованиями установлена зависимость демпфирующих свойств бурильных труб при возбуждении в них продольных и поперечных колебаний в свободном и статически сжатом состояниях.
Исследовано влияние изменений динамических характеристик бурильной колонны на параметры забойного процесса за счет использования демпфирующих свойств легкосплавных утолщенных бурильных труб.
На основе полученных экспериментально-теоретических закономерностей изменения жесткоетных параметров компоновок низа бурильной колонны предложена динамически мягкая компоновка.
Пракмческая^ценность
Предложена методика расчета собственной частоты и импеданса, определение форм прогиба стержня переменной жесткости при применении экспериментально-теоретического метода, используя топографическую интерферометрию. Данная методика позволила в аналитическом виде получить решение волновых дифференциальных уравнений в частных производных. Предложена зависимость амплитудно-частотных характеристик продольного импеданса для расчета динамически мягких компоновок низа бурильной колонны при выборе оптимального режима работы долота.
32зШ2^бота_в_пОмцщленности. Результаты исследований использованы нами при разработке специальной динамически-мягкой
компоновки ( СДМК ) низа бурильной колонны, применительно к условиям бурения нефтяных наклонно-направленных скважин в Западной Сибири,
Предложенная компоновка внедрена в Мегионском управлении буровых работ объединения "Нижневартовскнефтегаз" Тшенской области. Экономический эффект от внедрения составил 1468 рублей на скважину.
Решением технического совета Главтюменнефтегаза результаты одобрены. Для дальнейшей разработки темы заключен пятилетний хоздоговор с последующей выдачей рекомендующего документа.
Работа выполнялась в рамках общей комплексной программы Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири", утвержденной приказом № 599 MB и ССО РСФСР от 15 октября 1981 г., и отнесена к важнейшему разделу 04.01.02.
Основные положения диссертации освещены в 16 печатных работах.
ІШЗ&ЙШЇШ-.ІШЙЇІШа Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались:
на второй Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования ( Баку, 1977 г.);
пятой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ВНЙИТнефти ( Куйбышев, 1978 г.);
республиканской межвузовской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири" ( Тюмень, 1979 г.);
второй всесоюзной научно-технической конференции "Применение лазеров в приборостроении, машиностроении и медицинской технике" ( Москва, 1979 г.);
восьмой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ВНЙИТнефти ( Куйбышев, 1981 г.);
первой зональной научно-технической конференции "Нефть и газ
Западной Сибири" ( Тюмень, 1981 г,)»
четвертом Всесоюзном семинаре "Оптико-геометрические методы исследования деформаций и напряжений и их стандартизация" ( Горький, 1982 г.);
первой Республиканской научно-технической конференции "Проблемы освоения Западно-Сибирского топливно-энергетического комплекса" ( Уфа, 1982 г.);
третьей Всесоюзной научно-технической конференции "Разрушение горных пород при бурении скважин'РГП-82" (Уфа, 1982 г,);
Всесоюзном научно-техническом совещании "Создание бурового и нефтепромыслового оборудования для условий Сибири и Крайнего Севера" ( Тюмень, 1982 г.);
второй научно-технической конференции "Применение методов лазерной интерферометрии для повышения качества изделий" ( Миасс, 1983 г.);
Всесоюзной конференции "Экспериментальные методы исследований деформаций и напряжений" ( Киев, 1983 г.);
третьей Всесоюзной конференции по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования ( Баку, 1983 г.);
на технических советах Главтгоменнефтегаза ( Тюмень, 1981, 1982, 1984 г.г.).
Выражаю глубокую признательность моему научному руководителю, доктору технических наук, профессору В.Е. Копылову за внимательное и доброжелательное руководство работой.
Способы управления режимами работы низа бурильного инструмента
Увеличить мощность, реализуемой бурильным инструментом, можно путем изменения технологических параметров режима бурения и изменения компоновок низа бурильной колонны. Так, введение в компоновку низа бурильной колонны упругого элемента уменьшает продольную жесткость между долотом и низом бурильной колонны.
Промысловыми исследованиями [80J отмечено, что применение виброзащитных устройств позволяет забойному двигателю увеличить эсевую нагрузку на 15-25% за счет регулирования ее динамической зоставлявдей. Рассеивание энергии колебаний в компоновке низа 5урильной колонны происходит за счет собственного демпфирования, несогласования нагрузки на входе и выходе системы, а также потерь энергии при отражении волн. Увеличение проходки на долото возрастает при бурении с амортизатором в результате уменьшения динамической составляющей нагрузок.
В работе [64-] установлено, что при жесткой связи долота с колонной бурильных труб динамическое воздействие ударного участка низа колонны ускоряет процесс износа элементов опоры и вооружения долота, а также опор качения шпиндельных турбобуров. Замена жесткой связи упругой позволяет в значительной мере устранять этот недостаток.
При рассмотрении механизма разрушения горных пород трехша-рошечными долотами [l2] показано, что время контакта долота с породой можно увеличивать за счет деформации упругого элемента при взаимодействии зубьев долота.
В работе [l04] теоретически рассмотрен вопрос единичного взаимодействия зуба шарошки с породой с учетом жесткости связи долота с колонной бурильных труб. Автор отмечает, что при компоновке бурильной колонны с амортизатором увеличивается фактическое время контакта зуба долота с породой.
Экспериментальными исследованиями [19] на электромеханической модели колонны бурильных труб при возбуждении продольных колебаний обнаружено влияние ее упругих свойств на скорость проходки.
В работах зарубежных исследователей [22, 109, по] показано, что при замене жесткой связи долота с колонной упругой, эффективность процесса разрушения гшрных пород растет. Однако, в работе [78] , посвященной исследованию удара зуба венца шарошечного долота по жесткому забою, установлено, для увеличения ударного импульса зуба с породой надо увеличивать массу колонны. В работах [ 105, 39] показано, увеличению жесткости элемента, через который передается нагрузка на долото, соответствует ускорение процесса внедрения зуба, и соответственно при передаче нагрузкичерез упругий элемент время, потраченное на разрушение значительно мокет возрасти, что приведет к снижению эффективности бурения.
При исследовании колебаний бурильного инструмента ряд авторов [43, 4-8, 66, 68, 10б] уделяет особое внимание изучению энергетического баланса взаимодействия бурильного инструмента и горной породы. В этом направлении исследуются возможности применения наиболее рациональных компоновок или специальных отражательных устройств с целью минимальных потерь энергии в бурильной колонне. Так, в работах [65, 39] приведены описания конструкций волнового отражателя типа 01-1 и результаты их применения в стендовых и промысловых условиях. Однако, несмотря на доствинства различных компоновок с отражательными устройствами, они обладают рядом недостатков, в частности, неуравновешенностью дополнительной массы на валу турбобура, которая вызывает поперечные вибрации м вредно отражается на работе резьбовых соединений, радиальных опор и других деталей забойных машин.
При исследовании динамической нагрузки на долото установлено [34-] , что при разбуривании пластичных пород на Западно-Сургутской и Усть-Балыкской площадях продольные и крутильные колебания бурильной колонны не являются пульсирующими, а штражают изменение постоянно действующей низкочастотной динамической нагрузки относительно мгновенного центра колебаний, Явления удара не наблюдается.
Период низкочастотных колебаний, измеренный данными автррами экспериментальным путем, равен 0,2-0,07 с, вследствие чего в создании динамической нагрузки на долото может участвовать динамически возмущенный низ бурильной колонны длиной до 150 м. В этом случае постоянно действующая К. может быть намного больше,чем при высокочастотных колебаниях, хотя явление удара может быть практически исключено.
В результате взаимодействия зубьев долота с разбуриваемойпородой появляются высокочастотные колебания с периодом 0,025 +0,002 с. Динамическая нагрузка определяется в этом случае динамически возмущенным участком низа бурильной колонны небольшой длины. Только в моменты встречи долотом пропластков с твердостью большей, чем твердость основной породы, или в моменты неравномерной подачи долота на забой удары зубьев о породу достигают значительной величины.
Промысловыми исследованиями виброгасителей при турбинном бурении 4-9 с помощью сквакинного вибрографа типа B3-I ТИИ установлено, что высокочастотная составляющая колебаний от удара зубьев шарошек по забою равна 50 80 Гц, а низкочастотная составляющая от продольной винтообразной осадки бурильной колонны не превышает (4--I9 Гц). Как отмечают авторы, низкочастотная составляющая из виброграмм наблюдается только при бурении в мягких породах, а при бурении в твердых и крепких породах отмечены низкочастотные и высокочастотные составляющие. При бурении в хрупких породах наблюдается только высокочастотные составляющие.
Теоретическое определение собственных частот и импеданса моделей низа бурильной колонны как стержня с переменной жесткостью при поперечных колебаниях
Уравнение поперечных колебаний стержня с переменной жесткостью при акустическом воздействии, изменяющегося по гармоническому закону описывается однородным дифференциальным уравнением в частных производных
где - динамический компонент поперечного сме щения сечения, имеющего координату X от положения статического равновесия; Е ( Х) - модуль упругости стержня; 3 (X) - момент инерции стержня; IU,(X)- масса единицы длины стержня; X - ось декартовой системы координат; t - время. Для решения дифференциального уравнения представим функцию
Для данных граничных условий на ЕС ЭВМ 1022 по программе "АРРОС" расчитаны коэффициенты аппроксимаций и их размерность полинома, дающего наилучшее приближение экспериментальной функции к аппроксимирующей. В программе "АРРОС" использовался пакет научных программ на языке ТОКТйАН из матобеспечения ЕС ЭВМ. Установлено, что его наилучшая размерность равна четырем рис.2.4. Программа дана в приложении. Момент инерции поперечного сечения стержня
Масса распределенная вдоль оси на единицу длиныгде Т - площадь поперечного сечения круглого стержня;Р - плотность материала стержня;СЬ - величина свободного падения. Найдем производные уравнения
Данное выражение (2.22) позволяет проводить анализ изменения импеданса стержня с переменной жесткостью при различных условиях закрепления. Таким образом, вариационным методом Бубнова-- Галеркина с применением экспериментально-теоретического метода получены системы дифференциальных уравнений (2.15;2.1б;2.22) для решения динамической задачи поперечных колебаний стержня с переменной жесткостью. Практический расчет поперечного импеданса моделей низа бурильной колонны представлен в табл.2.I. Как видно из табл. 2.1. максимальное значение импеданса имеет первая модель -аналог стандартной компоновке низа бурильной колонны при наибольшей собственной частоте. Со снижением динамической жесткости стержневой системы наблюдается уменьшение собственной частоты и импеданса.
Как видно из выше предложенного, метод голографической интерферометрии, в частности, метод усреднения во времени, позволяет получать точную картину расположения узлов колебаний и распределения амплитуд колебаний поверхности исследуемого объекта. Эта информация необходима для правильной классификации собственных форм колебаний, сравнения полученных экспериментальных данных с теоретическими расчетами.
Степень рассеяния энергии виброгасящих устройств определяет-я их амплитудно-частотными характеристиками, которые являются ункциёй многих факторов. Оценка их раздельного влияния в реальных истемах весьма затруднительна.
Применение некоторых аналитических методов, в частности с ведением в расчеты механического импеданса, позволяет воспользо-аться принципиально новыми направлениями для разработки специаль-ых компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих эффективное иброгашение. Важно не столько снизить уровень вибрации, как по-ытаться использовать энергию этих вынужденных колебаний для повы-ения эффективности процесса бурения, т.е. сделать компоновку низа урильной колонны управляемой по уровню вибраций.
В связи с освоением промышленного выпуска легкосплавных толщенных бурильных труб (ЛУБТ) диаметр 180/90, 159/80 и 146/80, азработанных ВНИИТнефть (г. Куйбышев) как немагнитные трубы для роизводства инклинометрических работ в скважине.
Можно предполагать, что вследствие повышенной толщины стенок иброгасительные способности этих труб выше, чем стальных. Приоб-етает актуальность вопрос об исследовании их динамических свойств ри работе в составе бурильной колонны.
В основу выполненного математического анализа положен метод еханического импеданса и динамических аналогий [31,33] . Вслед-твие резкой разницы механических свойств различных бурильных руб - в местах их сочленения возникает отражение динамической олновой энергии, идущей от долото вверх по колонне. Расчетные
Результаты расчетов на ЭВМ для применяемых сочетаний труб производится в таблице 2.2.Зависимость коэффициентов амплитуды отражения и энергии виброперемещения долота на компоновкиКак следует из данных таблицы 2.2., обычно-применяемые компоновки (нижняя пара-корпус турбобура - УБТ, то же - ЛБТ и верхняя пара - УБТ-ТБПВ, УБТ-ЛБТ) характеризуются значительным отрежением амплитуды и энергии виброперемещения долота. Естественно, что возврат динамических сил и энергии назад, на забой, усиливает динамику процесса разрушения [92,106 J . Однако, в нашем случае нужно снижать динамичность долота, а не усиливать его. Такой эффектможет обеспечить только применение ЛУБТ. Как следует из табл.2.2, наилучшая кмпоновка; корпус турбобура - ЛУБТ.
Выполним сравнительный анализ возможных вариантов компоновки бурильной колонны над турбобуром : 25 м УБТ 178/90 или 25 м ЛУБТ 180/90, далее - обычная колонна из труб ТБПВ 127/9 или ЛБТ 147/11. Нижний конец УБТ ( ЛУБТ ) с импедансом 21 о есть механическая опора для турбобура; верхний конец УБТ ( ЛУБТ) нагружается на механический импеданс Zi колонны из ТБПВ или на22 колонны из ЛБТ.По методу динамических аналогий участки колонны из УБТ и ЛУБТ рассматриваются как электрические длинные линии. Диссипация колебательной энергии в них принимается по гипотезе Фойхта[83] . Тогда по формуле ( 4.28 ) и ( 4.29 )из [55]погонные параметры этих линийгде индуктивностьL - аналог погонной массы 1U» , оьратная величи 1 оГна емкости-g- - аналог погонной жесткости УБТ или ЛУБТ ,V -скорость звука в этих трубах. Комплексная постоянная распространения, по формулам ( 4.68 ) и ( 4.69 ) из [ 55Jгде L =cb 1С - постоянная затухания; коэффициент фазы; СО - угловая частота. Выше расположенную колонну из ТБПВ или ЛБТ считаем бесконечно длинной линией, тогдагдеьІ2,і12- соответственно модуль Юнга и площадьпоперечного сечения труб; іл скорость звука в них.
Сравнительный анализ демпфирующих свойств стальных, легкосплавных и легкосплавных утолщенных бурильных труб при продольных и поперечных колебаниях
Конструкционное рассеивание энергии зависит от многих факторов, а значимость того или иного фактора и их взаимное влияние в реальных колебательных системах различны. Отсюда следует затруднение при классификации и исследовании колебательных систем, содержащих элементы конструкционного демпфирования. Работа бурильных труб как демпфирующих элементов и эффективность их действия зависит от режима колебаний, величины и соотношения соударяющих масс, толщины стенок бурильных труб и т.д.
Более подробно исследование демпфирующей способности бурильных труб было выполнено в [24] по известной методике ударного испытания натуральных образцов труб с помощью специально сконструированной установки описанной в параграфе 3.1. Резултаты исследования представлены на рис.3.4,откуда следует приближенно-линейное возрастание логарифмического декремента затухания О при уто-щении стенок легкосплавных бурильных труб ( ЛУБТ ).Логарифмические декременты затухания продольных и поперечных колебаний достаточно близки и находятся в одинаковой зависимости от толщины стенки.Таким же будет и затухание крутильных колебаний, так как всякий произвольный крутильный сдвиг легко представить в виде соответствующей векторной суммы продольного и поперечного сдвигов. С допустимой погрешностью установлена зависимость величины любого вида колебаний от толщины стенки ЛУБТ.если внутренняя структурная вязкость материалов обуславливает достаточно высокую степень рассеивания продольных (В) и поперечных колебаний (А), то таким же будет и рассеивание крутильных колебаний. Это и понятно, если представить произвольный крутильный сдвиг в виде соответствующей векторной суммы продольных и поперечных сдвигов. Для сравнения демпфирующих свойств сварных труб, ЛБТ и ЛУБТ на рис.3.4. приведены точки А и В, соответствующие логарифмическому декременту затухания в образцах стальных труб типа ТБПВ-І38/І0. Отметим, что при толщине стенки 10 мм величина о для ЛУБТ выше на 20%, чем для стальных (ТБПВ).
Представляет некоторый интерес исследования влияния условий закрепления на логарифмический декремент затухания. На рис. 3.4. представлен случай жесткого закрепления нижнего конца образца ЛУБТ (кривые 1,3) и шарнирного их закрепления (кривые 4,5). Видно, что во втором случае абсолютная величина О на 33% меньше, чем в первом. Этим выявляется еще одна интересная особенность ЛУБТ как виброуправляющего элемента бурильной колонны: в сжатой нижней части бурильной колонны, опирающейся на забой, погонное затухание выше, чем в верхней. Очевидно, что вибрация нижней части колонны всегда выше.Представляет некоторый интерес анализ зависимости демпфирующих свойств бурильных труб от статической нагрузки.
В общем случае логарифмический декремент затухания О заметно зависит от статической нагрузки О (I). Применительно к бурильной колонне в работе [83] отмечено снижение величины О на 10-30% от напряжения растяжения. Для случая сжатия подобные исследования нам неизвестны, хотя общепризнанно, что наиболее опасным участком бурильной колонны является сжатый низ.
В этой связи проведены специальные исследования описанные в работе [25] , установка для которых состояла из универсальной машины ЦЦ-20 (рис.3.5), служащая для испытания на растяжения, сжатия, изгиб, использованной для определения демпфирующих свойств образцов бурильных труб ЛБТ, ЛУБТ, ТБПВ длиной 500 мм, при возбуж цении в них поперечных колебаний исследуемого образца в статически сжатом состоянии. Лоарифмический декремент затухания записывался по методике и на аппаратуре описанной в параграфе 3.1. Диапазон усилия сжатия (0 9,5) тс соответствует скважинным условиям при установке ЛУБТ выше турбобура вместо стальных труб. Естественно, что напряжение сжатия уменьшается в оперечных сечениях труб ю мере их удаления от забоя (приближенно к нейтральному сечению).
Результаты исследования приведены на рис.3.6. Очевидно, что зо всем диапазоне нагрузок логарифмический декремент затухания ІУБТ-45 на 30-40$ выше, чем в ЛУБТ-І8мм, ЛБТ, ТБПВ. Своеобразен їам характер поведения функций О (о) , на которых можно услов-ю выделить области больших нагрузок I и малых нагрузок II. В об-саети I наблюдается тенденция к сглаживанию кривых О ( 0 ) , т.е. : уменьшению зависимости демпфирующих свойств бурильных труб от іагрузки сжатия. В области II наблюдается явно выраженный максимум іеличиньї О для всех исследованных труб при О = 250 н/м . Так :ак малым нагрузкам соответствует верхняя часть сжатого низа, то в лучае компоновки из ЛУБТ получается усилие виброгашения по мере риближения к нейтральному сечению. Отсюда следует потенциальная озможность повышения виброгасительной способности бурильной колвн-ы из ЛУБТ вместо УБТ, и вероятность повышения скорости проходки кважины за счет частичного отражения энергии вибрации в сечениях УБТ-УБТ, ЛУБТ-ТБПВ, с возвратом ее к долоту.
Таким образом, ЛУБТ в сжатом состоянии характеризуется повы-енной демпфирующей способностью по сравнению с другими видами урильных труб, что благоприятствует применению их в сжатом низе урильной колонны.I. Таким образом, ЛУБТ, как новый конструкционный элемент бурильной колонны, обладает следующими особенностями:рассеивание энергии всех трех видов колебаний (продольных, поперечных, крутильных) приблизительно одинаково;величина логарифмического декремента затухания линейно возрастает с утолщением ЛУБТ;в нижней части бурильной колонны погонное затухание в теле ЛУБТ гораздо выше, чем вблизи устья скважины;абсолютная величина декремента затухания ЛУБТ на 50% выше, чем у стальных труб;логарифмический декремент затухания ЛУБТ максимален в области малых статических нагрузок сжатия, чему соответствует установка этих труб вблизи нейтрального сечения колонны.
Следовательно, ЛУБТ является своеобразным пространственно-распределенным виброгасителем, демпфирующие свойства которого выше, чем у других видов бурильных труб.С целью проверки приведенных выводов были испытаны в промысловых условиях легкосплавные утолщенные бурильные трубы [сплав Д 16 Т - ЛУБТ) диаметром 180/90 мм длиной 4,5 м беззам-ЇОВОЙ конструкции, разработанные в отделе легкосплавных алгоми-шевых труб ВНИИТнефти (г.Куйбышев) и полученные МУБР (Мегион-зким управлением буровых работ) в сентябре 1975 г. от трубной «астерской г. Октябрьский БаССР.В ходе промысловых испытаний экспериментально проверялись
Влияние специальной динамически - мягкой компоновки на пространственную траекторию наклонно - направленных скважин
Вопросы зависимости искривления скважин от глубины при бурении различными компоновками подробно рассмотрены авторами работ [29, 96, 97] . В работах Л.Я. Сушона [38, 9б] детально исследованы вопросы проводки наклонно направленных скважин в Западной Сибири. Предложенная им компоновка позволяет стабилизировать зенитный угол при бурении до глубины 1000 м. К сожалению, исследование изменения азимутальных углов при данной компоновке не проводилось.
По данным годового отчета объединения "Нижневартовскнефтегаз", о технологии проводки наклонно направленных скважин в 70% скважин наблюдается азимутальный увод в сторону увеличения (более 15).
В настоящее время в связи значительным увеличением объемов бурения наклонно направленных скважин все острее встает вопрос о причинах, вызывающих отклонение траектории ствола скважины от проектного направления. В результате чего серьезно нарушается сетка разработки месторождений, увеличиваются объемы строительных работ.
Так, только по объединению "Нижневартовскнефтегаз" за 1979 год 194 скважины (16,9%) вышли за пределы круга допуска и в 196 скважинах (17,2%) производилась корректировка ствола.
Изменение интенсивности зенитного и азимутального искривления приводит к уступам и резким перегибам, что отрицательно сказывается на результатах дальнейшей проводки скважины, их крепление и эксплуатации.
Известно, что причины искривления можно разделить на технические, технологические и геологические.Технические - применение бурильных компоновок неправильных конструкций, нерациональных размеров, неправильная установка ротора бурильного станка. В результате чего интенсивно разрабатываются стенки скважины и увеличивается зазор между ними и компоновкой низа бурильной колонны; бурение скважин бурильной колонной с эксцентрично навинченным долотом или переводником; при переходе с большого диаметра кондуктора на меньший из-под башмака кондуктора ствол меньшего диаметра может быть забурен эксцентрично.
Геологические причины - неравномерность разрушения поверхности забоя скважины, направление наименьшей твердости горных пород, слагающих забой. Так, в Среднем Приобье почти горизонтальное расположение пород позволяет бурить вертикальные скважины с минимальным искривлением (1-2) в интервале 420-1500 м, и с 1-0,30 - на забое, по наклонно направленные скважины встречаются с горизонтальным напластованием пород под большими углами до (45 ), поэтому в местах перехода из твердых пород в мягкие слои или наоборот неравномерно разрабатывается забой.
Технические причины - неправильный выбор параметров режима бурения или состава компоновки низа бурильной колонны. Интенсивность искривления скважины зависит от выбранного режима бурения. При оптимальном режиме наблюдается наибольшее углубление и наименьшая интенсивность искривления. Чем рациональнее выбранный режим бурения, тем больше скорость проходки и меньше интенсивность искривления, так как при большой скорости бурения уменьшается время взаимодействия условий, которые вызывают искривление ствола скважины.
Геологический разрез месторождений Среднего Приооья в основном слагается из анизотропных и сильно перемещающихся пород. Искривление скважин происходит вследствие разраоотки стволов и отклонения осей скважин, а также влияния перемежаемости пород различной твердости. В данном случае искривление происходит под действием технологических и неологических условий.
Положительное влияние легкосплавных утолщенных бурильных труб, включенных в компоновку низа бурильной колонны, на стойкость долота и механическую скорость проходки позволило исследовать влияние данной компоновки на пространственную траекторию наклонно направленных скважин.
Проверка траектории наклонно направленной скважины производилась инклинометрической партией по стандартной методике.
Анализ, проведенный по результатам замера кривизны в открытом стволе наклонно направленных скважин №№ 215, 219, 408, ПбЗ Ватинской площади и т 3992, 4119, 3991, 4056 Самотлорской площади.
Данные скважины, имеющие проектный отход заооя от вертикали 600-700 м и режимно-технологические условия проходки общепринятые для нефтяного Приобья, бурились компоновкой, описанной в 4.1.
Исследовались закономерности интенсивности изменения магнитного азимута Д d и зенитного угла й в на участке их стабилизации, т.е. в интервале 420-100 м и далее до конца бурения.
Обработка результатов инклинометрических замеров производилась шагом квантования равным I0O м. Статистическая обработка данных приводится в таблицах 4.5; 4.6.
Закономерности изменения азимутальных углов представляют осооый интерес вследствие незначительного количества опубликованных работ по величине Д(1 .
За базу сравнения приняты результаты исследования поведения азимутальных углов при проводке наклонно направленных скважин J№ 791, 413, 427, 415 на Ватинской площади стандартной стаби лизирующей КНБК.
Динамика изменения д І по глубине скважины представлена на рис. 4.10 , где кривая I - соответствует обычным компоновкам низа бурильной колонны ( для данного региона ), кривая 2 - СДМК на Ватинской площади, кривая 3 - СДМК на Самотлорской площади.
Обращает внимание на себя заметная разница в поведении функции ACUL) для этих КНБК при малых глубинах (из - под кондуктора 540 - 640 м ). Резкий бросок A CL для обычных КНБК вполне объясним кавернозностью скважин. Компоновки низа бурильной колонны с ЛУБТ многократно уменьшает данный бросок азимута, что является существенным преимуществом этой компоновки.
Разница изменения интенсивности магнитного азимута Д СІ с СДМК на Ватинской площади и Самотлорской в интервале 540- 640 м объясняется тем, что при бурении из-под кондуктора в соответствии с проектом проводки скважин на Ватинском месторождении применяют техническую воду. Маловязкий раствор увеличивает кавернозность скважины, это соответственно влечет интенсивное изменение магнитного азимута.
На Самотлорской же месорождении при бурении из-под кондуктора в основном применяется качественный буровой раствор,в результате чего ствол скважин менее кавернозен и соответственно менее интенсивно изменение магнитного азимута.
Из рис. 4.10 следует ,что при бурении на больших глубинах поведение функции Д.СцЬ) для обеих компоновок низа бурильной колонны приблизительно одинаково,граница разброса&&:не выходит за пределы допустимых значений. Средняя величина&& для этих КНБК близка к нулю.Проводка наклонно-направленных скважин связана с набором зенитного угла с помощью отклонителей и поддержания его в процессе дальнейшего бурения. Однако не всегда удается стабилизировать проектный зенитный угол с помощью средств, из-за несовершенства
