Содержание к диссертации
Введение
1. Краткий анализ влияния основных горно геологических и технико-технологических факторов на устойчивость КНБК 11
1.1 КНБК для безориентированного бурения скважин 11
1.1.1 КНБК для набора зенитного угла 14
1.1.2 КНБК для стабилизации зенитного угла 15
1.1.3 КНБК для спада зенитного угла 17
1.1.4 КНБК для регулирования азимутального угла скважины 19
1.1.5 Эксцентричные КНБК 26
1.2 Факторы, влияющие на искривление скважин 28
1.2.1 Влияние геологических факторов на искривление скважин 33
1.2.1.1 Влияние анизотропности горных пород на искривление скважин 34
1.2.1.2 Влияние перемежаемости пород различной твердости на искривление скважин 38
1.2.1.3 Влияние направления напластования горных пород на искривление скважин 42
1.2.2 Технико-технологические факторы, влияющие на искривление скважин 45
1.2.2.1 Влияние геометрии КНБК на искривление скважин 46
1.2.2.2 Влияние жесткости элементов КНБК на искривление скважин 49
1.2.2.3 Влияние типа и конструкции долота на искривление скважин 52
1.2.2.4 Влияние способа бурения на искривление скважин 54
1.2.2.5 Влияние осевой нагрузки на искривление скважин 54
1.2.2.6 Влияние частоты вращения долота на искривление скважин 55
Выводы 57
2 Аналитические исследования продольно-поперечной деформации КНБК 59
2.1 Общие положения 59
2.2 Продольно-поперечная деформация КНБК в наклонной скважине 63
2.3 Анализ конструкций КНБК различных типоразмеров 70
2.3.1 КНБК без опорно-центрирующих элементов 71
2.3.2 КНБК со стабилизатором на ниппеле шпинделя забойного двигателя 72
2.3.3 КНБК с наддолотным калибратором и стабилизатором на ниппеле шпинделя 75
2.3.4 КНБК с двумя калибраторами и стабилизатором на ниппеле шпинделя 79
2.3.5 КНБК с двумя калибраторами, стабилизатором на ниппеле и центратором на шпинделе забойного двигателя 86
Выводы 95
3 Исследование устойчивости кнбк к изменению горно-геологических и технологических условий проводки скважин 97
3.1 Общие вопросы устойчивости 97
3.2 Устойчивость КНБК в наклонных и горизонтальных скважинах 99
3.3 Элементы устойчивости КНБК к изменению горно-геологических и технологических условий проводки слабонаклонных скважин 104
3.4 КНБК для проработки ствола скважины 118
3.5 Влияние КНБК на азимут скважины 120
3.5.1 КНБК для стабилизации азимута скважины 121
3.5.2 КНБК для управления азимутом скважины 122
3.6 Компоновки колонн повышенной устойчивости с принудительным вращением низа КНБК по траектории "вокруг оси скважины" 124
3.6.1 Роторное бурение 125
3.6.2 Бурение забойными двигателями 127
3.6.3 Разработка КНБК с самовыдвигающимся и жестким эксцентричным ниппелем для борьбы с локальной кривизной ствола и стабилизации азимута скважины 128
3.6.4 Промысловые испытания КНБК с эксцентричным ниппелем .131
Выводы 134
4 Универсальные регулируемого диаметра опорно-центрирующие элементы кнбк для безориентированного управления траекторией и проработки ствола 136
4.1 Назначение и функциональные отличия 136
4.2 Калибратор - расширитель гидравлический 141
4.3 Калибраторы со сменными лопастями механические противоприхватные, серии КСмР 144
4.4 Стабилизаторы со сменными лопастями серии СШ 148
4.4.1 Стабилизатор СШВМ 149
4.4.2 Стабилизатор СШНМ 151
4.5 Центратор зажимной регулируемого диаметра типа ЦЗР 153
4.6 Стабилизатор ниппеля двигателя центробежный типа СНД 155
4.7. Промысловые испытания универсальных ОЦЭ регулируемого диаметра 157
4.8. Промысловые испытания расширителя лопастного 161
Выводы 163
5 ОЦЭ для вскрытия продуктивных пластов, совмещенные с демпферами поперечных колебаний КНБК 164
5.1 Общие положения 164
5.2 Виброгаситель-калибратор с упругоэластичными элементами 165
5.3 Калибратор с гидродемпфером для вскрытия пластов 167
Выводы 171
Основные выводы 172
Библиографический список 174
Приложение 183
- КНБК для регулирования азимутального угла скважины
- КНБК с наддолотным калибратором и стабилизатором на ниппеле шпинделя
- Элементы устойчивости КНБК к изменению горно-геологических и технологических условий проводки слабонаклонных скважин
- Калибраторы со сменными лопастями механические противоприхватные, серии КСмР
Введение к работе
Актуальность темы обусловлена необходимостью более точного проектирования и выбора конструкции компоновки низа бурильной колонны (КНБК) для безориентированного управления траекторией ствола при бурении, проработке скважины и вскрытии продуктивных горизонтов с учетом влияния горно-геологических и технико-технологических условий проводки.
Обзор литературных источников показал, что существуют несколько методик расчета, которые позволяют, с определенной степенью точности, подбирать КНБК для проводки участков стабилизации, набора (увеличения) и спада (снижения) зенитного угла. Основным недостатком этих методик является затруднительность подбора КНБК для участков малоинтенсивного набора и спада зенитного угла, особенно в неблагоприятных горногеологических условиях проводки скважин. В связи с этим для повышения эффективности бурения скважин в сложных горно-геологических и технологических условиях проводки ствола скважины возникает необходимость совершенствования методики расчета КНБК.
С технической точки зрения эффективность безориентированного способа бурения зависит от совершенства конструкций опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) регулируемого диаметра, которые могут располагаться как в местах крепления элементов КНБК между собой, так и на гладкой части корпуса забойного двигателя или утяжеленной бурильной трубы (УБТ).
Цель работы
Повышение эффективности безориентированного способа проводки скважин за счет совершенствования методики расчета КНБК путем
исследования ее устойчивости к изменению горно-геологических и технологических условий проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин, а также путем разработки и совершенствования серии ОЦЭ регулируемого диаметра.
Задачи исследований
1 Анализ влияния горно-геологических, технико-технологических
факторов и конструкции КНБК на искривление скважин при
безориентированном управлении траекторией ствола скважины.
Исследование продольно-поперечной деформации КНБК различных типоразмеров в наклонно-направленной скважине.
Исследование устойчивости КНБК к изменению горно-геологических и технико-технологических условий проводки скважин.
Разработка ряда ОЦЭ регулируемого диаметра.
5 Разработка ОЦЭ, совмещенных с демпферами поперечных и
крутильных колебаний низа бурильного инструмента.
Научная новизна
1 Установлено, что при выборе конструкции КНБК для
безориентированного бурения скважин на верхней границе отрыва забойного
двигателя или УБТ от нижней стенки ствола скважины распределенную
величину усилия прижатия к стенке ствола необходимо принимать
эквивалентной нулю.
2 Разработана методика учета неблагоприятных горно-геологических и
технологических условий проводки скважины, радиального люфта вала
забойного двигателя и некоторых других факторов при выборе конструкции
КНБК. Показано, что при выборе КНБК для участков стабилизации и
слабоинтенсивных набора или спада зенитного угла следует учитывать радиальный люфт турбобура, начиная с величин от 1 ...2 мм.
3 Аналитически подтверждено, что при выборе конструкций КНБК для безориентированного управления траекторией ствола скважины к их основным технологическим параметрам следует относить не только отклоняющую силу на долоте, но также угол отклонения оси долота от оси скважины. Причем для стабилизации зенитного угла может быть достаточным уравновешивание обоих параметров друг другом, а для стабилизации азимута (азимутального угла) скважины (при бурении изотропных пород и при совпадении оси скважины с нормалью к плоскости напластования пород) - стремление их к нулю.
Основные защищаемые положения
1 Результаты анализа влияния горно-геологических и технико-
технологических факторов на искривление скважин при безориентированном
бурении.
Методика выбора КНБК при неблагоприятных горно-геологических и технико-технологических условиях проводки скважины.
Новые конструкции ОЦЭ и расширителей регулируемого диаметра.
Практическая и теоретическая ценность
1 Разработан и внедрен в АНК «Башнефть» "Технологический
регламент на проектирование и выбор конструкций КНБК для бурения,
проработки ствола и вскрытия продуктивных горизонтов (РД 03-00147275-
091-2002)".
2 Разработан ряд ОЦЭ регулируемого, перед спуском в скважину, и
восстанавливаемого, по мере износа, рабочего диаметра, в т.ч. с
возможностью установки их (с деформационным креплением) на гладкой части корпуса забойного двигателя или УБТ.
Разработаны конструкции наддолотных калибраторов, совмещенные с демпферами крутильных и поперечных колебаний низа бурильного инструмента.
Разработана методика расчета КНБК повышенной устойчивости к воздействию внешних факторов, сочетающая рациональный выбор конструкции низа колонны с заменой нижнего полноразмерного ОЦЭ на эксцентричный с эксцентриситетом радиального смещения долота относительно оси скважины, равным 0,5...2,0 мм.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались:
- на 1-й научно-практической конференции (г. Когалым, 2001 г.);
научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (г. Уфа, 2002 г.);
54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2003 г.);
научно-методическом семинаре кафедры нефтегазопромыслового оборудования УГНТУ (г. Уфа, 2003 г.);
2-й Всероссийской учебно-научно-методической конференции (г. Уфа, 2004 г.).
Публикации
Основные положения диссертации отражены в 11 публикациях, в том числе 1 монографии, 1 технологическом регламенте, 1 статье, 6 тезисах докладов и 2 патентах РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка, состоящего из 99 наименований, и приложения. Работа изложена на 183 страницах машинописного текста, включая 99 рисунков и 4 таблицы.
КНБК для регулирования азимутального угла скважины
В работе [97] подчеркивается, что переход на КНБК с большим числом центраторов требует увеличения объемов работ по дополнительной проработке ствола (имеется в виду - из-за увеличения жесткости КНБК). С этой точки зрения проработку ствола легче осуществлять при бурении мягких пород. Кроме того, при технологических расчетах следует учитывать и наблюдающееся в реальных условиях дополнительное увеличение диаметра ствола вследствие размыва стенок скважины промывочной жидкостью. Авторами указывается также, что при уменьшении размера наддолотного ОЦЭ наблюдается уменьшение отклоняющей силы на долоте.
А.Г. Калининым, Н.А. Григоряном и Б.З. Султановым [30] показано, что при наборе зенитного угла, отклоняющее усилие возникает и в результате большого зазора между корпусом турбобура и стенкой скважины, а ОЦЭ служат в качестве упора, усиливающего эффект отвеса. Интенсивность набора во многом зависит от зенитного угла скважины. Отмечено, что в Западной Сибири для безориентированного набора зенитного угла распространены КНБК с калибратором, установленным непосредственно над долотом. При этом, возрастает отклоняющая сила на долоте и снижается влияние геологических факторов. Однако, наддолотный калибратор быстро срабатывается (по диаметру), что способствует снижению интенсивности изменения зенитного угла.
Е.Г. Гречин и В.В. Пахомов анализировали работу КНБК при бурении скважин на Самотлорском месторождении. Они провели статистический анализ нескольких видов КНБК, и пришли к следующему выводу. Поскольку большинству компоновок свойственен разворот вправо (т.е. увеличение азимута), то необходимо вводить поправку к азимуту уже при ориентировании скважины на выходе из-под кондуктора. Для достижения наилучшего результата, на первом этапе должна работать КНБК для стабилизации зенитного угла. К таким КНБК авторы относят следующие компоновки [18]: - долото 111215,9 МЗ-ГВ-2; калибратор КС 215,9; гладкий шпиндель; турбобур ЗТСШ-195 (КНБК наименее предпочтительна - из-за небольшого снижения зенитного угла [18]); - долото Ш215,9 МЗ-ГВ-2; калибратор КС 215,9; калибратор 10КС 215,9 СТК; турбобур ЗТСШ-195; - долото 111215,9 С-ГН; калибратор КС 214; турбобур ЗТСШ-195; - долото 111215,9 МЗ-ГВ-2; калибратор КС 214; турбобур ЗТСШ-195. Кейт Милхейм рекомендует для обеспечения стабилизации зенитного угла [97] подбирать КНБК таким образом, чтобы отклоняющая сила на долоте была как можно меньше. Автор полагает, что осевая нагрузка на долоте незначительно влияет на отклонение траектории ствола скважины при использовании КНБК с несколькими ОЦЭ. Данный фактор двояко влияет на управление траекторией: с одной стороны можно устанавливать оптимальную нагрузку на долото при бурении, с другой - затрудняется, в случае необходимости, возможность изменения траектории ствола скважины. Компоновки с тремя ОЦЭ позволяют уменьшать отклоняющую силу на долоте. Дополнительная установка четвертого ОЦЭ приводит к тому, что отклоняющая сила на долоте становится отрицательной и уменьшается с увеличением зенитного угла скважины. Причем, рекомендуется увеличивать число ОЦЭ только при возможном возникновении прихватов бурильного инструмента. Но даже в этих случаях рекомендуется устанавливать ОЦЭ уменьшенного диаметра. Отмечается, что компоновки для стабилизации зенитного угла очень чувствительны к величине его. Подчеркивается необходимость учета износа ОЦЭ при бурении твердых абразивных пород, т.к. уменьшение диаметра любого ОЦЭ влияет на изменение направления бурения.
В работе [30] указывается, что стабилизация зенитного угла осуществляется путем ликвидации фрезерования нижней стенки скважины долотом. Одним из методов обеспечения стабилизации является наличие двух ОЦЭ: калибратора и центратора. Причем калибратор следует устанавливать непосредственно над долотом, а диаметр центратора делают несколько меньшим номинального. Предлагается ставить центратор на расстоянии 0,5 — 2 м над долотом, т.е. на корпусе шпинделя забойного двигателя. На основании проведенных исследований авторами предлагалась компоновка для стабилизации зенитного угла: 214-мм долото, турбобур ЗТСШ-195ТЛ с 210-мм центратором, установленным на расстоянии 2...2,2 м от долота. Испытания такой КНБК показали, что при зенитных углах от 15 до 37, в интервале бурения глубже 1000 м достигалась (в проводимых условиях) требуемая стабилизация на участке до 500 м. В работе [30] прогнозирование заданной интенсивности спада зенитного угла рекомендуется с помощью опытных данных, полученных в промысловых условиях. Для спада зенитного угла часто применяется КНБК без ОЦЭ, которая, как правило, дает только спад зенитного угла. Его интенсивность зависит от многих факторов, одним из которых является величина зенитного угла. Чем больше зенитный угол, тем больше интенсивность его спада. Для увеличения интенсивности спада, рекомендуется устанавливать на валу турбобура маховик (из УБТ) длиной до трех метров. Однако это отрицательно влияет на износ нижней радиальной опоры шпинделя. Для этой же цели рекомендуется использовать и укороченные турбобуры.
Возможность регулирования интенсивности спада обеспечивается также КНБК с одним ОЦЭ в виде: долото, переводник, калибратор, забойный двигатель. Увеличение длины переводника приводит к возрастанию интенсивности спада.
При необходимости безориентированной корректировки траектории ствола (например, с целью предупреждения интенсивного локального искривления, т.е. «перегиба», ствола) интенсивность спада можно увеличить используя предложенную в работе [82] КНБК для забуривания бокового ствола. В этом случае (в развитие работ В.М. Юдина, В.Л. Вдовенко и В.Ф. Буслаева), используя представленный в главе 4 центратор ЦЗР и меняя место крепления его по длине корпуса забойного двигателя можно регулировать интенсивность спада. Наглядно интенсивность спада характеризуется предложенной авторами работы [82] зависимостью, приведенной на рисунке 1.2.
КНБК с наддолотным калибратором и стабилизатором на ниппеле шпинделя
Согласно ряда исследований [34 и др.] при рассмотрении геологических факторов, влияющих на отклонение траектории ствола, следует учитывать отклонение оси скважины от нормали к плоскости напластования пород.
В.Г. Григулецкий отмечал, что наименьшее сопротивление долото испытывает при угле встречи оси скважины с плоскостью напластования равным 0 или 90. Он отмечал, что существует какой-то критический угол встречи ук. При углах встречи у ук скважина искривляется только вверх по восстанию пластов. При у ук скважина должна искривляться вниз по падению пластов [20].
В своих работах Мак Ламор отмечал, что при уклоне пласта (относительно оси ствола) менее 45, крупные куски шлама откалываются со стороны долота по восстанию пласта, а при уклоне более 45 - по падению. Причем было отмечено, что асимметричное откалывание горной породы имеет максимальное значение, когда ось долота расположена параллельно плоскости напластования горных пород [96].
Испытания показали, что при углах наклона плоскости напластования 30...40 наблюдается стабилизация траектории зенитного угла [96]. В свое время фирма «Хьюдж Тул Компани» проводила эксперименты связанные с влиянием угла плоскости напластования пород. Порода состояла из стеклянных плит, а бурение производили под углом к плоскости напластования. Испытания показали, что разрушение идет перпендикулярно плоскости напластования, образуя как бы мельчайшие уипстоки [98]. С.С. Сулакшин, рассматривая схему искривления скважин, принимал во внимание действие следующих сил: Сі - вдоль оси долота, Сг, Сз - силы действующие в боковых направлениях, у - угол между осью долота и плоскостью напластования горных пород. При пересечении наклонной скважиной слоев горных пород под углом у = 90 (фі = 0) забой должен быть симметричным, т.к. при у = 90 сопротивление горных пород будет наименьшим. Соответственно искривление скважин вследствие влияния угла у теоретически будет отсутствовать (рисунок 1.6а).
При уменьшении угла встречи (рисунок 1.66) угол между направлением действия силы Сг и плоскостью напластования, т.е. угол ф2 будет уменьшаться, а угол ср3 будет увеличиваться (фг фз). Соответственно, эффективность действия силы Сг будет возрастать, а эффективность действия сил Сі и Сз будет уменьшаться. Плоскость забоя будет принимать асимметричный вид, а долото начнет смещаться в сторону действия силы Сг, т.е. скважина будет искривляться по восстанию пласта. При дальнейшем уменьшении угла у угол фг будет еще меньше (рисунок 1.6в). При каком-то определенном значении угла у , угол ф2 станет равным нулю. И направление действия силы С2 совпадет с линией наименьшего сопротивления разрушению (рисунок 1.6г). В этом случае забой будет иметь наиболее асимметричную форму, а искривление скважины вследствие влияния угла у по восстанию пласта будет максимальным.
При дальнейшем уменьшении угла у действие силы С2 будет уменьшаться. Соответственно, будет снижаться интенсивность искривления скважины (рисунок 1.6д). Когда угол у станет равным нулю, ф2 = (рз, забой снова примет симметричную форму, а искривление вследствие данной причины прекратится (рисунок 1.6е) [69].
Технико-технологические причины, влияющие на изменение траектории ствола скважины делятся соответственно на технические и технологические.
Технические причины могут влиять в самом начале (от устья) или в процессе бурения. К причинам вызывающим отклонение в самом начале относятся неисправности наземного бурового оборудования или же их неправильная установка. К причинам влияющим на искривление траектории в процессе бурения относятся факторы, обуславливающие возможность изгиба или перекоса КНБК в скважине. К числу их относятся: параметры КНБК, тип и конструктивные особенности породоразрушающего инструмента, несоответствие КНБК условиям бурения.
К технологическим причинам, обусловливающим искривление скважин, относятся факторы, связанные с параметрами режима бурения, характером процесса разрушения пород, кинематикой, динамикой и условиями работы КНБК в скважине. Этими факторами определяется величина и направление действия отклоняющей силы на долоте, формирование зазоров между стенкой скважины и КНБК, механическая скорость бурения и т.д. [68].
Действие технологических факторов может вызвать неравномерное разбуривание забоя и стенок скважины, образование зазоров между стенкой ствола и КНБК, увеличение или уменьшение отклоняющей силы на долоте, низкую или высокую механическую скорость бурения. Все они влияют на интенсивность искривления ствола скважины [69].
Следует выделить технические причины, приводящие к получению скважиной неправильного начального отклонения или ее отклонение вследствие неправильного положения начального азимута, неправильной установки кондуктора, аварий в скважинах и т.д. [69]. На управление траекторией ствола скважины влияет, преимущественно, низ бурильной колонны, называемый активным участком. Активный участок - это расстояние от нижней плоскости долота до точки касания колонны со стенкой скважины. Выше точки касания бурильная колонна частично разгружается на стенки скважины, что ограничивает величины перерезывающих сил Fs и изгибающих моментов М в поперечных сечениях колонны (за исключением участков, примыкающих к ОЦЭ и соединительным концам труб). Это можно видеть из следующих зависимостей.
Элементы устойчивости КНБК к изменению горно-геологических и технологических условий проводки слабонаклонных скважин
В соответствии с результатами приведенного в гл. 1 анализа проведено исследование продольно-поперечной деформации КНБК в скважинах, близких к вертикальным, в наклонных и в горизонтальных. Представленное аналитическое решение основано на системе дифференциальных уравнений четвертой степени. В отличие от известных, оно учитывает равенство нулю реакции стенки скважины в зоне плавного «отрыва» верхней границы КНБК (корпуса забойного двигателя или УБТ) от нижней стенки ствола. С целью снижения громоздкости задачи и возможности практического использования ее решение для КНБК с 4-мя и более (в работе не представлено) ОЦЭ получено с использованием преобразований Лапласа.
На основе полученного аналитического решения проведен анализ различных распространенных (без использования устройств для эксцентричного, радиального смещения оси колонны относительно оси скважины и некоторых других «эффектов») конструкций КНБК с 1-м...4-мя ОЦЭ, предназначенных для бурения забойными двигателями. В результате проведенного анализа подтверждено или установлено следующее:
При бурении шарошечными долотами наклонных, горизонтальных и близких к вертикальным скважин КНБК при применяемых в промысловой практике осевых нагрузках на забой практически всегда (за исключением случаев бурения с отбором керна, алмазного и некоторых других, в настоящей работе не рассматриваемых) подвергаются упругой деформации в за-Эйлеровой области (После потери продольной устойчивости 1-го рода по Эйлеру или по А. Гринхиллу. Условия потери устойчивости 2-го и последующих родов не рассматриваем, как не имеющие для реальных КНБК физического аналога - за исключением случаев применения квадратных, шестигранных и других с асимметричной жесткостью УБТ и эксцентричных ОЦЭ (Е. Николаи и др.)).
При выборе конструкций КНБК для безориентированного управления траекторией ствола скважины к основным технологическим параметрам их следует относить не только величину отклоняющей силы на долоте Q но и величину угла цг отклонения оси долота от оси скважины (по приведененной в работе схеме решения положительные величины Q и ці способствуют набору зенитного угла а , отрицательные — спаду а). 3 Для стабилизации зенитного угла скважины необходим, как минимум, подбор КНБК у которых отклоняющая сила на долоте Q (с учетом фрезерующей способности долота) и угол \/ уравновешивают друг друга (в т.ч., по направлению - «+» или «-») . 4 Для стабилизации азимута скважины (при бурении изотропных пород и при совпадении оси скважины с нормалью к плоскости напластования пород) необходимо равенство (стремление к) нулю, одновременно, величин Q и v/. 5 Управление интенсивностью безориентированного набора или спада зенитного угла осуществляется подбором (например по приведенному в работе решению) соотношений и направлений Q и \/. 6 Радиальный люфт забойного двигателя (на ниппеле шпинделя) приводит к потере прогнозирования безориентированным управлением траекторией ствола в мере, эквивалентной потере диаметра (на близкую к нему величину) надцолотных калибраторов и (или) стабилизатора на ниппеле двигателя. Учет радиального люфта, даже при величинах его до 1...2 мм, необходим, в первую очередь, при выборе КНБК для участков стабилизации и слабоинтенсивных набора или спада зенитного угла. До настоящего времени малоизученными остаются отдельные вопросы устойчивости КНБК к изменению тех или иных горно-геологических условий и технологических режимов проводки скважин, что на промыслах может привести к использованию нерациональных конструкций КНБК, к снижению скоростей бурения и к ряду других нежелательных последствий. В наклонной скважине продольно-поперечный изгиб бурильной колонны также приводит к возникновению угла ц/ и отклоняющей силы на долоте Q . Равенство величин их нулю может быть достигнуто лишь в отдельных частных случаях (см. главу 2) и к сожалению, из-за отсутствия разработанных конструкций исполнительных (регулирующих) механизмов каких-либо следящих устройств, не является доминирующим. _ _ Таким образом и в наклонной и в вертикальной скважине доминируют случаи наличия той или иной величины отклоняющей силы на долоте на долоте и смещения оси долота на какой-то угол vj/, величины которых лишь в отдельных частных случаях могут стремиться к нулю. В результате, ствол скважины на участках стабилизации зенитного угла и вертикальных формируется в виде какой-то винтовой спирали (Г. Вудс, А.Лубинский и др.), осью которой является наклонный или вертикальный участок профиля. Это наглядно видно, например, из регистрируемых скважинным акустическим телевизором CAT конструкции НИИнефтепромгеофизики фотографий поперечного сечения ствола (рисунок 3.1), где 1 — винтообразный желоб, 2 — дно желоба, 3 - известняк, 4 - песчаник.
Величина шага спирали h (рисунок 3.1а) зависит от соотношений и направленности вектора отклоняющей силы на долоте (вращающегося по часовой стрелке или , реже, против) и угла \/ . Наиболее распространена правая спираль (рисунок 3.1а), реже - левая. На отдельных участках правая спираль чередуется с левой (рисунок 3.1 г), что по-видимому можно объяснить определенным сочетанием конструкции КНБК, режима бурения и, возможно, геологических факторов, вызывающих попеременное фрезерование долотом то нижней, то верхней стенки скважины.
При переходе от участка стабилизации зенитного угла к участку безориентированного спада или набора спираль постепенно исчезает (рисунок 3.16).
На участках набора и спада зенитного угла а спираль, практически исчезает. В промежуточной области, при малоинтенсивном спаде или наборе зенитного угла отклонение оси спирали от оси профиля ствола становится много меньшим диаметра скважины (рисунок 3.1 б,в). В этом случае на стенках ствола соединительными замками бурильных труб вырабатываются винтообразные желоба с правой (рисунок 3.1 б,в) или левой (рисунок 3.1,в) винтовой линией и шагом Ьж многократнократно превышающим, вырабатываемый при бурении (рисунок 3.1а).
Калибраторы со сменными лопастями механические противоприхватные, серии КСмР
КНБК с центратором над корпусом забойного двигателя (рисунок 3.10) обладают относительно большей устойчивостью (по сравнению с представленной на рисунке 3.9), резко возрастающей с увеличением длины маховика свыше 2...3 м. При длине маховика 1,0... 2,5 м и нагрузке на забой Р 60...80 кН диаметр центратора должен быть близок к полноразмерному. Величина стабилизации зенитного угла на той же скв.1 Леузинской площади при равновесном зенитном угле, эквивалентном 3 при Р = 60 КН, составила 545 ... 615\ а влияние геологических факторов уменьшилось до аГф = 2 45\..315 . При росте нагрузки на забой Р до 12...16 кН и диаметре центратора ц = 290 мм величина сц, возросла до 5 . Дополнительное снижение устойчивости произошло и из-за наличия радиального люфта турбобура.
Картина устойчивости наглядно видна из графика влияния нагрузки на забой Р на величину равновесного зенитного угла а при отклоняющей силе на долоте Q = 0, представленной на рисунках 3.11...3.14. Из анализа приведенных зависимостей исходит, что наибольшей устойчивостью к росту нагрузки на забой обладают КНБК по рисунку 3.11 с полноразмерным центратором и рисунку 3.13 (при /2 = 8 м). Но для обоих типов КНБК диаметры нижнего ОЦЭ не должны быть ниже 293 мм. Более высокой устойчивостью к потере диаметра ОЦЭ обладают КНБК по рисунку 3.13, при /2=16м.
В соответствии с результатами сравнительного анализа компоновок (по рисункам 3.8...3.14) для бурения вертикальных 295,3-мм скважин в зонах осадочных пород невысокой твердости и при наличии углов падения пластов до 20...30 можно рекомендовать КНБК по рисунку 3.14 с параметрами: долото; маховик длиной не менее 2,5...3,5 м, двигатель ЗТСШ-240; центратор полноразмерный (295 мм); УБТ 203 длиной 16 м; центратор диаметром 293... 294 мм; УБТ 178 - 32...56 м. Причем, должен осуществляться тщательный контроль за диаметрами ОЦЭ и радиальным люфтом вала забойного двигателя (не более 2...3 мм).
При выборе конструкции и параметров КНБК по рисункам 3.9...3.14 следует придерживаться следующего правила. Для стабилизации направления ствола слабонаклонной скважины выбирать КНБК, у которой зависимость диаметров ОЦЭ от осевой нагрузки на прогнозируемом режиме эксплуатации наименее отклоняется от линии, параллельной оси абсцисс. Для предотвращения искривления вертикальных скважин зависимость диаметров ОЦЭ от зенитного угла скважины, наоборот, должна иметь возможно большую величину угла наклона к оси абсцисс.
Для обеспечения режимов проводки скважин с нагрузкой на забой не менее 120... 180 кН следует иметь возможность оперативного управления конструкцией и, геометрическими параметрами КНБК. С этой целью технологически и, особенно, экономически целесообразно использование центраторов (см. главу 4) упрощенной модели КСмР (упрощенный вариант калибратора гидравлического КПр), обеспечивающих возможность регулирования, непосредственно перед спуском в скважину, наружного диаметра, в т. ч. и по мере износа калибрующих ребер.
Проведенный по скв.1 Леузинской площади в Башкирии и подтвержденный по ряду других месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири анализ поведения наиболее распространенных (не самых удачных) конструкций КНБК по рисунку 3.9 и рисунку 3.10 подтвердил практически удовлетворительное совпадение результатов «работы» их с моделью расчета по системе уравнений (3.2).
Дальнейшее совершенствование конструкций КНБК в соответствии с известным промысловым опытом следует вести (с обеспечением возможности создания нагрузки на забой для 295, 3-мм долот - до 240... 350 кН) в следующих направлениях: — аналитический подбор КНБК с 3-я и большим количеством ОЦЭ (или других конструкций) с обязательным выбором диаметров их только на основе расчета, а не эмпирическим путем; — совершенствование (построение) модели прогнозирования отрицательного влияния геологических факторов; — разработка конструкций КНБК, применительно к конкретным горно геологическим условиям, с эксцентричным ниппелем и эксцентричным переводником, с предварительным построением аналитической модели работы в скважине; - поиск и разработка конструкций КНБК с отклонением оси долота от оси скважины (угол (р на рисунке 3.10) в сторону, противоположную углам падения пластов; — создание аналитической модели и разработка конструкций КНБК, с использованием эффекта "набегания фрезерующей силы на долоте" (по часовой стрелке, т.е. в сторону вращения) для дополнительного снижения зенитного угла скважины; — разработка для повышения устойчивости КНБК конструкций ОЦЭ с креплением их на любом требуемом расстоянии от долота на гладкой части забойного двигателя или УБТ, причем, конструкции креплений должны быть более надежными по сравнению с известными цанговыми зажимами. Очевидно, что при выборе конструкции КНБК, основываясь, преимущественно, на эмпирическом опыте, невозможно или крайне затруднительно правильно подобрать диаметры ОЦЭ и рациональное размещение их по длине колонны (см. рисунки 3.11...3.14). Т.е. основываясь только на промысловом опыте не всегда можно правильно выбрать конструкцию КНБК.
Похожие диссертации на Совершенствование методов расчетов параметров компоновок низа бурильной колонны и их элементов для безориентированного бурения
