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

t g ( T . + P ) = ( T i + P ) - Ш '

t g ( T 2 - P ) = ( T 2 - P ) - 1 f e .

Тогда Yi н V2

Подставив значения yi и уг в уравнение ( 175), получим выра­ жение для определения приращения угла искривления при интер­ вале Li

Умножив выражение (176) на 10/LT, окончательно получим сле­

Из полученного выражения следует, что использование стаби­ лизатора приводит к снижению величины допустимого прираще­ ния угла искривления скважины.

Так как диаметр стабилизатора для данных размеров турбо­ бура и долота (скважины) зависит от места его установки, рас­ смотрим, при каких условиях величина Дад получается наибольшей.

Стабилизатор устанавливается на середине участка от долота до точки соприкосновения турбобура с нижней стенкой скважины пли несколько ближе к долоту. При отсутствии внедрения стаби­ лизатора в стенку скважины диаметр его определяют из выра­ жения

Из формулы (178) следует, что по мере приближения места установки стабилизатора к долоту его диаметр будет увеличи­ ваться. Это приведет, с одной стороны, к повышению возможно­ сти его прихвата, а с другой — к уменьшению величины Досд. Поэтому стабилизатор выполнит свое основное назначение с ми­ нимально необходимым диаметром и позволит иметь возможно наибольшее Дад, если он будет установлен на середине указан­ ного выше участка. На практике к этому необходимо стремиться, особенно при работе относительно более гибкими турбобурами уменьшенных и малых диаметров. В данном случае стабилизаторы

170

в процессе бурения в значительно большей степени будут предот­ вращать прогиб турбобура (от совместного действия осевой на­ грузки и нормальной составляющей собственного веса), наиболь­ шее значение которого приходится на его середину.

Формула (177) позволяет через величину прогиба у учитывать многообразие применяемых в настоящее время типоразмеров тур­ бобуров. При выборе величины у следует исходить из условия, что изгиб турбобура находится в пределах упругих деформаций.

Ю. С. Васильев, Н. Б. Сивохина и А. С. Бронзов [14] указы­ вают, что проходимость забойных двигателей по искривленному стволу должна быть определена из условий отсутствия остаточ­ ных деформаций после их прохождения по искривленному участку и ограничения дополнительного усилия от деформации забойного двигателя. Эти требования сохраняются и при использовании ста­ билизаторов кривизны.

Для наглядной иллюстрации в табл. 18 приведены расчетные величины допустимого приращения угла искривления для раз­ личных компоновок долота и турбобура в зависимости от приме­ нения стабилизатора, места его установки и наличия прогиба тур­ бобура при деформации изгиба сги=1000 кгс/см2.

Из табл. 18 можно сделать следующие выводы.

1.При прочих равных условиях использование стабилизатора приводит к уменьшению допустимой интенсивности искривления ствола.

2.Величина Дад имеет наибольшее значение, когда стабилиза­ тор установлен в середине участка, расположенного от долота до точки касания корпуса турбобура с нижней стенкой скважины. Приближение места установки стабилизатора к долоту уменьшает

величину Дад.

3.В случае сохранения прямолинейности системы долотозабой­ ный двигатель, т. е. при отсутствии прогиба, с уменьшением диа­ метров скважины и турбобура вследствие уменьшения просвета между ними величина Дад снижается.

4.Прогиб турбобура приводит к росту величины Дад. При оди­ наковой величине деформации изгиба с уменьшением диаметра турбобура и переходом к бурению скважин уменьшенного диа­ метра величина Дад увеличивается (при этом превалирующую роль играет не снижение просвета между стенкой скважины и тур­ бобуром, а гибкость последнего, т. е. величина прогиба).

Допустимая интенсивность искривления ствола, обеспечивающая нормальную эксплуатацию бурильных

иобсадных труб

Впроцессе бурения наклонных скважин колонна бурильных или обсадных труб, помимо напряжений, возникающих при буре­ нии вертикальных скважин, испытывает также напряжение из­ гиба в результате искривления ствола. От правильного определе­ ния допустимой интенсивности искривления ствола и напряжения изгиба в бурильных или обсадных трубах зависит обеспечение условий нормальной их эксплуатации и скорости проходки наклон­ ных скважин.

Для определения допустимого радиуса искривления ствола, при котором напряжение изгиба в бурильных и обсадных трубах

где da — наружный диаметр трубы в см.

Для определения напряжения изгиба в бурильных или обсад­ ных трубах вследствие искривленности ствола скважины рекомен­

Однако формулы (179) и (180) справедливы не для всех слу­ чаев, которые могут встречаться на практике проходки наклонных скважин. Выше было показано, что выражение (179) характери­ зует радиус кривизны балки (трубы) р, причем R = р. Так как в случае бурения с применением УБТ, СУБТ и УБТС они имеют ограниченную длину, допустимый радиус искривления ствола к напряжение изгиба в них зависят кроме материала и их наруж­ ного диаметра от диаметра скважины и длины трубы. Если рас­ сматриваются условия нормальной эксплуатации бурильных и об­ садных труб для участков скважин со сравнительно небольшим

172

интервалом максимальной кривизны, то учет диаметра скважины и длины интервала максимального искривления ствола является обязательным.

Выведем расчетные формулы для определения радиуса искрив­ ления ствола скважины и напряжения изгиба, возникающего в ко­ лонне труб от искривленности скважины, и выясним область при­ менения формул (179) и (180).

Анализ промысловых данных показывает, что искривленный участок скважины обычно характеризуется различной интенсив­ ностью искривления. При этом в интервале, пройденном одним долотом и составляющем обычно 60-г-80 м, лишь небольшой уча­ сток (порядка 10-ь30 м) характеризуется максимальной интенсив­

Подставив значение F в выражение (181) и исключив из рас­ смотрения величину F 2, так как она по сравнению с L2 весьма мала, окончательно получим следующую расчетную формулу для определения допустимого радиуса искривления ствола скважины

173

Формула (185) для определения радиуса искривления ствола R может быть выражена через радиус кривизны колонны труб р в виде

максимального искривления ствола £ второй член знаменателя вы­ ражения (185) будет интенсивно уменьшаться и после определен­

Из рис. 61 следует, что если минимальный радиус кривизны 219- и 168-мм труб р не зависит от их длины и составляет соответст­ венно 46,0 и 35,3 м, то минимальный радиус искривления скважины R до определенных значений L (примерно 30 = 40 м) помимо диа­ метра и материала труб зависит также от их длины и диаметра скважины. При этом величина радиуса искривления скважины су­

щими для учета влияния диаметра скважины на величину ради­ уса искривления скважины и напряжения изгиба, следует поль­ зоваться при £ < 3 0 = 4 0 м.

Если колонна состоит из труб с замками или муфтами, то воз­ никновение наибольших напряжений изгиба возможно в двух ва­ риантах их расположения в скважине: 1) когда верхняя стенка

174

скважины соприкасается с телом трубы (см. рис. 60, б) и 2) когда оиа соприкасается с замками или муфтами (см. рис. 60, в).

Вывод расчетных формул для этих двух вариантов носит ана­ логичный характер, что и для случая, когда колонна состоит из

где d u — диаметр муфты или замка трубы в см.

Тогда расчетные формулы для определения допустимого ради­ уса искривления ствола, при котором напряжение изгиба в теле трубы, имеющей замки или муфты, не превышает предела теку­ чести, примут вид

Из трех рассмотренных вариантов расположения колонны труб в скважине, которые могут встречаться на практике, наименьшее искривление ствола при третьем варианте. Это наглядно видно из табл. 19, где представлены значения R, R' и R" для 219- и 168-мм обсадных труб с L = 10 м.

Если длина УБТ, УБТС или участка с максимальными искрив­ лениями L превышает 30-^-40 м, то при этом разность между диа­ метрами скважины и труб, длина искривленного участка и нали­ чие муфт или замков существенно на величину радиуса искривле­ ния ствола не влияют и она может быть определена по формуле

(179).

175

Расчетные формулы для определения напряжения изгиба, воз­ никающего в колонне труб в искривленных скважинах, вытекают лз выражений (185), (189) и (190). В результате решения их от­ носительно а получим следующие формулы соответственно для слу­ чаев, показанных на рис. 60 а, б, в.

интервала максимальной кривизны скважины и ее диаметра. На­ пример, при Dc= 320 мм и R = 60 м возникающее напряжение изгиба в 219-мм трубах длиной 10 и 20 м составит соответственно 1950 и 3350 кгс/см2, а при диаметре скважины в 295 мм — соответ­ ственно 2400 и 3500 кгс/см2. Если же длина труб будет более 40 м, то возникающее в них напряжение изгиба составит 3800 кгс/см2.

Уточненные расчетные формулы справедливы для интервалов ствола скважины, расположенных на близком расстоянии от за ­ боя, когда абсолютная величина растягивающих нагрузок отно­ сительно мала и их действием можно пренебречь. Для учета рас­ тягивающих нагрузок в полученных формулах величина сгт должна быть заменена разностью (ат — ар), где ар — напряжение растя­

Определение величины максимальной растягивающей нагрузки Р приведено в работе [11].

176

Угол закручивания комбинированной бурильной колонны от действия реактивного момента турбобура

При турбинном бурении скважин колонна бурильных труб вос­ принимает реактивный вращающий момент, равный по величине активному моменту, развиваемому на валу турбобура. В резуль­ тате действия этого момента бурильная колонна подвергается за­ кручиванию в направлении, обратном вращению часовой стрелки. При бурении с отклонителем вследствие закручивания колонны бурильных труб под действием реактивного момента турбобура плоскость симметрии отклонителя проворачивается на некоторый угол. Поэтому точность установки отклонителя во многом зависит от правильного учета угла закручивания бурильной колонны.

Ввиду того что реактивный момент турбобура зависит от ха­ рактеристики его турбин, параметров режима бурения и характе­ ристики проходимых пород, то и угол закручивания бурильной ко­ лонны будет изменяться с изменением этих факторов. Определе­ нию угла закручивания бурильной колонны посвящен ряд работ [11, 17, 28, 71, 76]. Однако во всех работах рассматривается част­ ный случаи, когда бурильная колонна по всей длине состоит из труб одинаковых диаметра и толщины стенок, а также не учи­ тывается наличие УБТ над турбобуром.

Если бурильная колонна состоит из труб различных диаметра, толщины стенок и материала, то общий угол закручивания ее от действия реактивного момента турбобура может быть представ­ лен в виде

Индексы обозначают номера комплектов бурильных труб начи­ ная снизу вверх (от турбобура).

Угол закручивания отдельных участков бурильной колонны с учетом момента трения о стенки скважины определяют из урав­ нения

(195)

где G — модуль поперечной упругости материала труб в кгс/см2; /о — полярный момент инерции сечения труб в см4.

Для первого, нижнего участка реактивный момент вначале будет равен активному моменту М, развиваемому па валу турбо­ бура. Учитывая, что момент трения по длине бурильной колонны увеличивается по прямой липни [71], можно отметить, что сниже­ ние реактивного момента по длине бурильной колонны происхо­ дит по зависимости

(196)

где уИт,— момент трения труб первого участка в кгс/см; U— длина труб первого участка в см.

Тогда угол закручивания бурильных труб первого участка бу­

висящая от нормальной нагрузки, в кгс; р,— коэффициент сопро­ тивления вращению труб первого участка; Qi — нормальная со­ ставляющая веса труб первого участка в кг. Принимая yW0i =

= Foi • ri, получаем

Мъ =Л 40, + |х 1г1^,/1sin а ,,

где qi — вес 1 см труб первого участка в кг; ор — средний угол искривления участка скважины, где находится первый комплект бурильной колонны, определяемый по выражению

“(Ч + “/к

2

здесь а ,н и ап, — углы искривления в начале и конце рассматри­ ваемого интервала скважины.

Реактивный момент в начале второго участка бурильных труб будет (М — AfT ), а его уменьшение по длине этого участка прои­

зойдет по зависимости

(198)

Тогда угол закручивания второго участка бурильных труб

(199)

Момент трения для второго участка бурильных труб

ТИТг=Л'102 -f- [х2г2<7г4sin а2.

Аналогично для п-го участка угол закручивания

(2 0 0 )

178

Момент трения для п участка бурильных труб

М1п— Mq^ [ nQп^пsin ап*

Подставив значения cpi, срг, . . tpn в выражение для cpi, окон­ чательно получим следующую формулу для определения угла за­ кручивания комбинированной бурильной колонны

В определенных условиях, в зависимости от характеристик тур­ бин, бурильной колонны и ствола скважины, реактивный момент может влиять не на всю длину бурильной колонны, а на опре­ деленную ее часть. Определение критической длины бурильной ко­ лонны, на которую распространяется влияние реактивного мо­ мента, производят исходя из условия

Определив L„, сопоставляют ее с искривленным интервалом скважины и выясняют количество комплектов бурильных труб, которые подвергаются закручиванию, а затем определяют общий угол закручивания бурильной колонны.

В табл. 20 приведены значения угла закручивания для различ­ ных компоновок бурильной колонны. При расчетах принято, что длина бурильной колонны 1600 м, длина вертикального участка 200 м, средний угол искривления ствола 10°, вращающий момент