книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

Наименьший радиус искривления-ствола,!в смысле свободного

пропуска турбобура, принято определять по формуле ...

Формула (155) не учитывает особенности проходки наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. Она выведена при условии, что в процессе проходки искривленного ствола турбобур сохраняет свою прямолинейность.

Если учесть, что по сравнению с 9" турбобуром жесткость тур­

сматривать как результат действия нормальной составляющей от

160

действия реакции стенки ствола и нормальной составляющей веса турбобура или только действия последней для случая касания тур­ бобура со стенкой скважины без давления. Подставив значения hi и Аг в уравнение (156), получим

Рнс. 54. Изменение допускаемого приращения искривления ствола на 10 м проходка в зависимости от угла искривле­ ния скважины:

/ — 295*мм долото, турбобур ТСЗ-10"; 2 — 214-мм долото, тур­ бобур ТС4-65/в"; а — Dc = £); б — Dc — D= 42 мм

Значение допустимого приращения искривления ствола на 10 м проходки определяют из выражения

Выведенные формулы (158) и (159) для определения соответ­ ственно минимального радиуса и допустимого приращения искрив­ ления ствола в отличие от известных формул учитывают геомет­ рические размеры системы долото—турбобур, ее состояние и диа­ метр скважины.

На рис. 54 представлено изменение Дссд от угла искривления скважины при зазоре k = 5 мм для двух компоновок: турбобур ТСЗ-10" с долотом диаметром 295 мм и турбобура ТС4-65/в" с до­ лотом диаметром 214 мм. Прогиб турбобура принят только от соб­ ственного веса системы. Разность между диаметрами долота и турбобура для этих двух компоновок примерно одинаковая. Од­ нако вследствие меньшей жесткости турбобура ТС4-65/в" величина допустимого приращения искривления ствола для него значительно больше, чем при применении турбобура ТСЗ-10". С ростом угла искривления скважины разница между Дад для указанных двух компоновок увеличивается. Так, если на участке первоначального искривления ствола указанные две компоновки свободно, без ка­ сания турбобура со стенкой (к = 5 мм) могут быть спущены

компоновки при Дад = 0°56/, а для второй — при Дад= 1 °2 0 '. Если же ао = 40°, то это условие будет соблюдено при Дад, равном со­ ответственно Г 15' и 1058'.

Уширение ствола по сравнению с диаметром долота также при­ водит к увеличению допустимого приращения искривления ствола

(см. рис. 54).

Практика бурения наклонных скважин турбобурами умень­ шенных диаметров подтверждает необходимость учета их жест­ кости при искривлении ствола: На площадях Артем-море и банка Дарвина пробурены десятки скважин, в которых приращение ис­ кривления ствола на 10 м проходки достигли 4-т-5° и применение секционного турбобура TC4-65/s" с 214 и 190-мм долотами не при­ вело к заметным затяжкам или посадкам колонны. Все эти сква­ жины были успешно доведены до проектных глубин, освоены и до настоящего времени находятся в фонде действующих скважин (ряд таких скважин пробурили еще в 1959— 1960 гг.). Это подтвержда­ ется также опытом бурения наклонных скважин уменьшенных диаметров НГДУ Ишимбайнефть [53].

В случае принудительного пропуска турбобура через искрив­ ленный ствол для определения минимального радиуса искривления ствола при возникновении в корпусе турбобура напряжения изгиба в пределах упругих деформаций, а также при определении напря­ жения изгиба в турбобуре, возникающего от искривления сква­ жины, обычно пользуются формулами

Однако эти выражения характеризуют состояние балки, и ве­ личина р представляет собой радиус кривизны балки (турбобура). Поскольку они не учитывают такие технологические факторы, как

нованно жесткие требования к искривлению скважин и значи­ тельно сузит область применения забойных двигателей в искрив­ ленных стволах.

Значение Дты определяют из выведенной формулы (158), если в нее подставить величину f при напряжении в теле корпуса тур­ бобура, равном пределу текучести, т. е.

где с — коэффициент, зависящий от нагрузки, вызывающей изгиб

162

Ввиду того что при одинаковом прогибе наименьшее напряже­ ние изгиба в турбобуре возникает при чистом изгибе, в дальней­ шем будем рассматривать этот случай (с = 4). Тогда

При принудительном пропуске турбобура через искривленный ствол принимают k = 0.

Рис. 55. Зависимость радиуса искривления ствола

Минимальный радиус искривления ствола может быть выра­

допустимого приращения искривления в’ случае свободного про­ хождения турбобура по скважине, а второй член — дополнитель­ ную долю в результате возникновения напряжения изгиба в кор­ пусе турбобура.

На рис. 55 приведены зависимости радиуса искривления ствола от диаметров скважины и долота, а также длины турбобура при ат = 32 кге/мм2.

Из рис. 55 следует, что если радиус кривизны 65/в" турбобура независимо от его длины и диаметров скважины и долота вели­ чина постоянная и равная 53,1 м, то радиус искривления скважины снижается с увеличением ее диаметра и уменьшением длины тур­ бобура и диаметра долота. Так, если двухсекционный турбобур TC4A-65/s" с 190-мм долотом спускается по стволу с диаметрами 190, 214, 243, 269, 295 и 346 мм, то напряжение изгиба в теле тур­ бобура достигает предела текучести, если радиусы искривления составят соответственно 52,0; 49,5; 47,0; 45; 43 и 40 м, т. е. соот­ ветственно на 2,1; 6,8; 11,5; 15,2; 19,0 и 24,7% меньше радиуса кривизны турбобура. Если же указанное долото спускают с од-

Рис. 56. Зависимость напряжения изгиба турбобура от диаметров скважины и долота при различных дли­ нах турбобура;

посекционным турбобуром Т^М ЗЕ-б5^ , то отмеченное условие бу­ дет иметь место, если радиусы искривления ствола меньше ради­ уса кривизны турбобура соответственно на 7,8; 17,8; 27,7; 35,0; 40,6 и 49,5%.

Формула для определения напряжения изгиба в корпусе турбо­ бура имеет вид

На рис. 56 представлены зависимости напряжения изгиба тур­ бобуров Т12М1-65/8" и ТС4А-65/8" о т диаметров скважины и до­ лота при радиусе искривления ствола Л?=114 мм, которому соот­ ветствует приращение искривления скважины 5° на 10 м проходки. Если исходить из выражения (160), то напряжение изгиба турбо­ бура в искривленном стволе не зависит от его длины и диаметров скважины и долота. Однако в действительности, как это показывают линии 1 и 2, изменение указанных факторов приводит к значительному изменению напряжения изгиба турбобура в ис­ кривленных стволах. Например, при 7?= 114 м напряжение изпгба турбобуров ТС4А-65/в// и Т12М1-6?/в" не одинаково и не равно 1490 кгс/см2, как это вытекает из выражения (160), а составляет соответственно 1398 и 1218 кгс/см2, т. е. меньше на 6,1 и 18,2%. Если же эти турбобуры с 190-мм долотом будут находиться в сква­ жине с диаметром 214 мм (Dc = 1,13£>), то возникающее в них на­

164

Для определения дополнительного усилия, необходимого для подъема турбобура из искривленного ствола, следует вычислить величины реакций стенки скважины на турбобур в точках А, а ,

В и Ь.

Для участка А—а имеет место зависимость

Принимая этот участок как защемленную балку, на которую действует сила РА, можно записать, что стрела прогиба

величины реакции стенки скважины на долото в точке А

£ / т У 6А?р f\ ( 3 Р — 2 R)

6 /? р 2 /,

(171)

Реакция стенки скважины в точке а по абсолютной величине будет равна усилию РА■ Аналогичным образом можно найти, что реакция стенки скважины на турбобур в точках В и b может быть определена по формуле

где

Dc dT.

Дополнительную силу Q, необходимую для подъема турбобура из искривленного участка ствола, определяют из выражения

где (х — коэффициент трения между турбобуром и стенкой сква­ жины.

166

Из формулы (173) видно, что с уменьшением жесткости турбо­ бура величина дополнительной силы для подъема его из искрив­ ленного ствола уменьшается. Следовательно, в процессе бурения наклонных скважин турбобурами уменьшенных и малых диамет­ ров потребуется сравнительно меньшая дополнительная сила для подъема их из искривленной скважины и они будут характеризо­ ваться относительно лучшей проходимостью.

Максимальная длина турбобура, при которой сохраняется ка­ сание его о верхнюю стенку скважины в одной точке, может быть определена из формулы

На рис. 58 представлены зависимости дополнительного усилия Q и радиуса кривизны турбобура р от радиуса искривления сква-

Рис. 58. Зависимости дополнительной нагрузки и радиуса кривизны турбо­ бура от радиуса искривления сква­ жины (долото диаметром 190 мм):

я — турбобур Т12МЗ-65/*"; б —турбобур

TC4*6s/8"

жнны R для случаев применения турбобуров Т12МЗ-65/8" и ТС4А-65/в// с долотом диаметром 190 мм при диаметрах скважины

190 и 214 мм.

Из рис. 58 видно, что радиус кривизны турбобура больше ра­ диуса искривления скважины и разность между ними возрастает с ростом радиуса кривизны турбобура, уменьшением длины по­ следнего и увеличением диаметра скважины относительно диа­ метра долота. Дополнительная сила, необходимая для подъема турбобура из искривленного ствола возрастает с уменьшением диа­ метра скважины и радиуса ее искривления и увеличением длины турбобура с долотом.

Таким образом, при определении минимального допустимого радиуса искривления скважины и напряжения изгиба турбобура в искривленных стволах, помимо диаметра и материала турбобура, должны быть учтены также диаметры скважины и долота, а также длина турбобура с долотом. Учет этих факторов позволяет значительно расширить область применения турбобуров в искрив­ ленных скважинах.

167

Допустимая интенсивность искривления ствола при использовании стабилизаторов кривизны

Применение стабилизаторов кривизны в случае бурения на­ клонных скважин способствует значительному сокращению рейсов и общего интервала бурения с использованием отклоняющих при­ способлений. Кроме того, они улучшают условия работы забойного двигателя и трехшарошечного долота. При этом отсутствует от­ клоняющая сила, вследствие чего облегчается запуск и работа за ­ бойного двигателя, а опоры шарошек долота освобождаются от действия дополнительной знакопеременной нагрузки. Поэтому снижается интенсивность трения корпуса долота со стенкой сква­ жины, износ и слом козырьков лап, а также ненужная потеря ча­ сти вращающего момента на долоте на трение со стенкой сква­ жины и ее фрезерование.

Особенно важно использование стабилизаторов при бурении турбобурами уменьшенных и мальгх диаметров, отличающимися от обычных турбобуров большей гибкостью. В этом случае стаби­ лизаторы также играют роль ограничителя прогиба турбобура и тем самым предотвращают или уменьшают темп снижения враща­ ющего момента на валу турбобура.

Сопоставления показывают, что при прочих равных условиях технико-экономические показатели наклонных скважин, пробу­ ренных с применением стабилизаторов кривизны, значительно выше, чем у скважин, пробуренных без них. Вместе с тем из прак­ тики известны случаи, когда при проходке наклонных скважин многократный спуск и подъем серийных и секционных турбобуров (после работы укороченных турбобуров с отклонителем) проис­ ходил нормально, а спуск указанных турбобуров со стабилизато­ ром кривизны был затруднен и в ряде случаев не был доведен до забоя. Следовательно, требования, предъявляемые к нормаль­ ному прохождению турбобуров, являются недостаточными, когда используются турбобуры со стабилизаторами кривизны.

Перед спуском турбобура со стабилизатором в наклонную скважину необходимо проверить его проходимость, т. е. выяснить, не превышает ли на определенном участке приращение угла ис­ кривления некоторой допустимой величины, обеспечивающей спуск инструмента без посадок, а подъем — без затяжек.

Определим допустимое приращение угла искривления ствола с применением стабилизатора для общего случая, т. е. когда ме­ жду стабилизатором и стенкой скважины существует зазор k и за ­ бойный двигатель в месте установки стабилизатора имеет некото­ рый прогиб у (рис. 59). Частные случаи могут быть получены, если отдельно или совместно k и у приравнять к нулю. Заметим, что прогиб турбобура может возникать от действия нормальной составляющей собственного веса, от силы реакции стенки сква­ жины, или при совместном действии обеих сил.

168

Для того чтобы система долото—турбобур со стабилизатором свободно проходило по стволу и при этом отсутствовало трение со стенкой скважины, необходимо, чтобы &>0 и прогиб турбобура у происходил от нормальной составляющей собственного веса (см. рис. 59). Если считать, что k = Q, тогда стабилизатор будет ка­ саться стенки скважины, и этот же прогиб у может быть рассмот­ рен как результат действия только силы реакции стенки скважины (на участке первоначального искривления ствола от вертикали) или совместного действия силы реакции стенки скважины и нор­

АС

Из Д-ЛОС---- ^ - = 2 7 ? , следовательно-

sin— = s in (Т1 + Т 2 )

и

нии стабилизатора кривизны

Определим значения yi и уз для общего случая (см. рис. 59). Из ДBFC и ДЛЕВ

t g ( т . + Р )

tg(-r2--fOHrF= — 1= ° ^ (D + dc)- * + y-,

где dc — диаметр стабилизатора в м; I — расстояние от долота до места установки стабилизатора в м.

Значение угла р определяют из выражения

D — dT tgP 2Д

Ввиду того что величины углов р, (yi + P) и (уз— Р) малы и для принятых в практике бурения сочетаний размеров турбобуров и долот не могут превышать 6° можно считать

*& Р = Р - W

169