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

В первом варианте ось долота с осью скважины составляет по­ ложительный угол, поэтому ствол искривится как в результате фрезерования стенки скважины, так и в результате асимметрич­ ного разрушения забоя. Во втором варианте направление оси до­ лота совпадает с направлением оси скважины, поэтому асиммет­ ричного разрушения забоя не произойдет, а угол искривления сква­ жины увеличится исключительно вследствие фрезерования стенки ствола. В третьем варианте направление оси долота составляет с осью скважины отрицательный угол, поэтому в результате асим­ метричного разрушения забоя угол искривления скважины умень­ шится, но ввиду преобладающего значения фрезерования стенки ствола в конечном итоге угол искривления скважины увеличится.

Рис. 7. Зависимость возможного приращения искривле­ ния ствола на 10 м проходки от прогиба турбобура:

Зависимость изменения возможного приращения угла искрив­ ления ствола на 10 м проходки от прогиба турбобура Т12МЗ-65/8" с 190-мм долотом представлена на рис. 7. Каждая линия этой зави­ симости состоит-из трех участков. Участок, обозначенный точками, означает, что при этих значениях прогиба турбобура искривление ствола увеличивается при одновременных асимметричном разруше­ нии забоя и фрезеровании стенки скважины. Участок сплошной ли­ нии означает, что в случае этих значений прогиба турбобура уве­ личение искривления ствола происходит только за счет фрезерова­ ния стенки скважины. Пунктирный участок линии означает, что при этих значениях прогиба турбобура, превышающих критическую величину, вместо ожидаемого роста искривления (отклонитель ус­ тановлен для этой цели в направлении азимута скважины) проис­ ходит его снижение.

Заметим, что критические значения прогиба турбобура, при ко­ торых происходит качественное изменение процесса, искривления ствола не зависят от длины турбобура с долотом. При одинаковой величине прогиба турбобура (меньше критической) возможное при­ ращение искривления ствола тем больше, чем меньше длина си­ стемы долото—турбобур и больше диаметр скважины относительно диаметра долота. Так, например, если при бурении 190-мм долотом и серийным турбобуром Т12МЗ-65/8" при DC= D и f —10 мм воз­ можное приращение искривления ствола на 10 м проходки состав­ ляет 0,36°, то при уменьшении длины турбобура до 6 м (1,45 раза) оно увеличивается до 0,80° (2,2 раза). Если же указанной компо­

40

новкой будут бурить в скважине с Dc= l,lD , то возможное прира­

компоновку низа бурильной колонны при работе с отклонителем. Для увеличения Даю необходимо уменьшить прогиб турбобура (см. рис. 7). Для этого надо или снизить жесткость и угол смеще­ ния осей резьб отклонителя, или уменьшить длину турбобура (или расстояние от долота до отклонителя). При этом следует иметь в виду, что уменьшение прогиба турбобура и увеличение прираще­ ния угла искривления ствола зависят от квадрата длины турбобура

щающего момента. Поэтому, если при проходке скважины не тре­ буется интенсивного искривления ствола, то прогиб турбобура мо­ жет быть снижен путем уменьшения жесткости отклонителя и угла перекоса осей его резьб без изменения длины турбобура (с целью получения высоких механических скоростей). А если требуется бо­ лее интенсивное искривление ствола, то для снижения прогиба тур­ бобура, а следовательно, и увеличения Даю следует уменьшить длину турбобура, но с одновременным увеличением жесткости от­ клонителя.

Так, например, расчеты и практика показывают, что серийный турбобур Т12МЗ-65/8" может применяться либо с 146-мм кривым переводником, либо с 141 или 114-мм кривыми трубами. Если при указанных компоновках не достигается необходимое приращение угла искривления, то должны применяться укороченные или корот­ кие 65/в" турбобуры. Тогда становится возможным применять, кроме указанных отклонителей, также 178-мм кривой переводник, т. е. уве­ личить жесткость отклонителя, что приводит к увеличению вели­ чины отклоняющей силы.

Учитывая, что практический интерес представляет влияние мак­ симального значения прогиба, которое имеет место в первоначаль­ ный момент забуривания наклонного ствола (отсутствует влия­ ние веса турбобура), построили график зависимости приращения угла искривления от длины турбобура с долотом, с учетом прогиба турбобура, для применяемых компоновок турбобуров и долот (рис. 8). Для большей наглядности принято, что турбобуры не имеют шейки (ввиду того, что у коротких турбобуров их нет). В качестве отклонителя приняты 203, 178 и 146-мм кривые переводники, соот­ ветственно, для 10", 8" и 65/8" турбобуров. При расчетам принято максимальное значение момента упругих сил как произведение мо­ мента сопротивления на предел текучести.

41

Из рис. 8 видно, что при максимальном значении Mv положи­ тельное приращение искривления ствола будет только при приме­ нении турбобура Т12МЗ-10" с 295-мм долотом и Т12МЗ-8" с 269-мм долотом. При использовании серийных турбобуров Т12МЗ-8" с 243-мм долотом и T12M3-65/s" с 214 или 190-мм долотами положи­ тельного приращения искривления ствола не будет.

Из этого же графика видно, что для увеличения угла искривле­ ния ствола при бурении 243-мм долотом длина 8" турбобура с до­ лотом должна быть меньше 6,4 м, а при бурении с 214 и 190-мм до­ лотами длина турбобура Т12МЗ-65/в" с долотом должна быть меньше соответственно 7,4 и 5,5 м (при максимальном значении

Рис. 8. Зависимость приращения искривления

В подтверждение приведем ряд примеров из практики бурения наклонных скважин.

НГДУ Ишимбайнефть во время бурения скв. 320/16 при работе компоновкой: долото диаметром 243 мм, одна секция турбобура ТС4-65/в" и кривой переводник с углом перекоса осей резьб в 3° — вместо ожидаемого роста имело место снижение угла искривления скважины на 2° 15' [52]. Это объясняется неправильным выбором типа отклонителя, что подтверждается практикой бурения наклон­ ных скважин аналогичным сочетанием долота и турбобура в Ки­ ровском районе (Азербайджанская ССР).Здесь при бурении на­ клонных скважин долотом диаметром 243 мм и турбобуром Т12М1-65/в" в качестве отклонителя применялось 141-мм кривая бурильная труба с углом смещения осей резьб 2° 45'. В процессе работы указанной компоновкой приращение угла искривления на 10 м проходки составило 1 — 1,2° (вместо 0,4—0,6° при использова­ нии турбобура Т12МЗ-8").

В скв. 303 на площади банка Дарвина в интервале 1288— 1333 м

рекоса осей резьб 2° вместо ожидаемого роста получили уменьше­ ние угла искривления скважины от 29° 30' до 27° 30'.

В скв. 325 той же площади в интервале 730-4-792 м при работе отклоняющей компоновкой, аналогичной скв. 303, также вместо ро­ ста получили снижение угла искривления скважины от 24° 15' до

20° 30'.

42

Приведенные примеры подтверждают, что при бурении турбо­ бурами уменьшенных диаметров от правильного выбора основных размеров отклоняющих компоновок зависит не только количест­ венная, но и качественная сторона процесса искривления сква­ жины. Применение серийных турбобуров Т12МЗ-65/8// с долотом диаметром 214 мм кривым переводником диаметром 178 мм не спо­ собствует набору угла искривления скважины. Уменьшение же длины турбобура Т12МЗ-65/8" до 5,8 м как показывает опыт буре­ ния на площади банка Дарвина, позволяет с 214-мм долотом и кривым переводником диаметром 178 мм довести приращение угла искривления до 3ч-3°30' на 10 м проходки.

Первые опыты по проходке наклонных скважин долотом диа­ метром 190 мм на площадях Артем-море, банка Дарвина показали, что укороченные турбобуры определенных длин, которыми полу­ чены хорошие результаты при проходке наклонных скважин 214-мм долотом, не позволяют успешно регулировать угол и азимут ис­ кривления при бурении 190-мм долотом и 146-мм кривым перевод­

время рейса. Максимальное значение приращения угла искривле­ ния ствола может быть достигнуто лишь на некотором участке, когда полностью используется отклоняющая способность компо­ новки низа бурильной колонны, причем долото в этом случае обла­ дает достаточной боковой фрезерующей способностью. Выражение (17), учитывающее прогиб турбобура, диаметры скважины и до­ лота дает дополнительное объяснение причин изменения прираще­ ния угла искривления скважины в течение рейса с отклонителем.

В процессе одного рейса с отклонителем приращение угла ис­ кривления ствола будет величиной переменной в результате измене­ ния влияния нормальной составляющей веса системы долото— турбобур, изменения величины отклоняющей силы вследствие из­ менения диаметра и приращения искривления скважины, сниже­ ния боковой фрезерующей способности долота в результате умень­ шения завеса шарошек вследствие потери диаметра долота и роста осевого и радиального люфта шарошек.

Интенсивность искривления скважины при бурении с эксцентричным ниппелем

Эксцентричный ниппель является наиболее устойчивой отклоня­ ющей системой по сравнению с другими отклонителями, применяе­ мыми при проводке наклонных скважин. Основным преимуществом

43

этого отклонителя является то, что с увеличением угла ис­ кривления скважины его отклоняющая способность не снижается и он обеспечивает надежное и интенсивное увеличение кривизны ствола. Кроме того, эксцентричные ниппеля в отличие от отклони­ телей, устанавливаемых над турбобуром (кривой переводник, кри­ вая бурильная труба), могут быть успешно использованы при бу­ рении секционными турбобурами. Это обстоятельство имеет боль­ шое значение для проходки глубоких наклонных скважин, а также для увеличения механической скорости бурения и проходки на до­ лото. На практике проходки наклонных скважин применяются ме­ таллические и резиновые эксцентричные ниппеля.

Возможное приращение угла искривления на 10 м проходки при использовании эксцентричного ниппеля определяют по известной формуле А. Н. Шаньгина

турбобура в м; /х — расстояние от режущей кромки долота до опоры на ниппеле в м.

Формула (18) характеризует величину Да для случаев, когда система турбобур—эксцентричный ниппель—долото является жесткой и взаиморасположение трех характерных точек А, К и В, лежащих на ней (рис. 9) и предопределяющих искривление сква­ жины, ,не изменяется с увеличением угла искривления ствола и осевой нагрузки на долото.

Такое допущение является справедливым лишь при использова­ нии жестких турбобуров (серийных) нормального диаметра, не прогибающихся в случае бурения с эксцентричным .ниппелем. В слу­ чае же применения менее жестких турбобуров уменьшенных и ма­ лых диаметров, а также секционных турбобуров такое допущение не соответствовало бы действительности.

44

С уменьшением диаметра турбобура и увеличением его длины величина осевой нагрузки, при которой турбобур теряет устойчи­ вость, снижается прямо пропорционально уменьшению его жестко­ сти и обратно пропорционально квадрату длины. В наклонных скважинах возможности упругой деформации турбобура больше, так как они подвергаются продольно-поперечным нагрузкам.

Рассмотрим, каково влияние прогиба турбобура на возможное приращение угла искривления при работе с отклонителем, установ­ ленным ниже центра тяжести турбобура, т. е. с эксцентричным нип­ пелем. Этот вопрос представляет значительный интерес в связи с увеличивающимся объемом бурения наклонных скважин умень­ шенного диаметра с применением турбобуров уменьшенных диа­ метров, а также возможностью применения секционных турбобу­ ров с отклонителями.

Для определения возможного приращения угла искривления с учетом прогиба турбобура считаем, что отклонитель используется исключительно для увеличения угла искривления ствола, т. е. ази­ мут установки его совпадает с направлением искривления ствола скважины. Предположим, что в процессе бурения с эксцентричным

пунктир). Прогиб на расстоянии k от режущей кромки долота обо­ значим через у. Из рис. 9 следует, что

Величины АВ, АК\ и BKi определяются из следующих выра­

4 5

Числовые значения h, а и у по сравнению с L и k являются не­ значительными величинами, и квадратами их можно пренебречь

Из нее следует, что при бурении относительно более гибкими тур­ бобурами уменьшенных и малых диаметров, а также при исполь­ зовании секционных турбобуров, с повышением осевой нагрузки и угла искривления скважины приращение кривизны будет увеличи­ ваться (ввиду роста у).

Приведем конкретный пример из практики, подтверждающий необходимость учета прогиба турбобура. В скв. 371 площади банка Дарвина в процессе бурения долотом Б-214С и нижней секцией турбобура ТС4-65/в" применялся эксцентричный ниппель толщиной 25 мм, установленный на расстоянии 0,82 м от долота. Если счи­ тать, что в процессе бурения турбобур сохранял свою прямолиней­ ность, то при данной компоновке инструмента приращение угла искривления должно было составлять примерно 1° на 10 м про­ ходки. Однако, в действительности, как это следует из табл. 4 было

46

так как в процессе бурения турбобур изгибался, тем самым способ­ ствуя увеличению приращения.

Зная фактическое значение приращения искривления по фор­ муле (23), можно определить величину прогиба у на расстоянии k от долота. Так, для приведенного практического примера при зна­ чениях Д а = Г 5 5 /, 1,48 и Г 4 0 / прогиб турбобура на расстоянии 0,82 м от долота соответственно составляет — 4,5; 3,9 и 3,2 мм.

В процессе бурения, в зависимости от осевой нагрузки и угла искривления скважины, прогиб турбобура будет изменяться, сле­ довательно, будет изменяться и приращение искривления ствола. Это наглядно видно из приведенного примера.

Таким образом, если прогиб турбобура при бурении с отклони­ телем, установленным над ним (кривая бурильная труба, кривой переводник), является отрицательным фактором, уменьшающим возможное приращение искривления скважины, то при бурении с отклонителем, установленным ниже центра тяжести его (эксцент­ ричный ниппель), — прогиб турбобура является положительным фактором, увеличивающим возможное приращение искривления скважины.

Следовательно, ниппельные отклонители наиболее эффективно применять с турбобурами уменьшенных и малых диаметров. Кроме того, вследствие большей гибкости этих турбобуров спуско-подъем­ ные операции с ниппельными отклонителями будут происходить значительно безопаснее, чем в случае применения этих отклоните­ лей с жесткими турбобурами нормального диаметра.

Соотношение процессов фрезерования стенки ствола и асимметричного разрушения забоя

Чем больше интенсивность искривления ствола при прочих рав­ ных условиях, тем меньше объем работ, связанных с применением отклоняющих компоновок, а следовательно, и выше технико-эконо­ мические показатели проходки наклонных скважин.

Для поиска путей интенсификации процесса искривления сква­ жины прежде всего необходимо выяснить, какой из способов искри­ вления ствола — асимметричное разрушение забоя или фрезерова­ ние стенки скважины для данной отклоняющей компоновки является преобладающим, а также установить, в какой степени эти откло­ няющие способности компоновок используются на практике при су­ ществующей технике и технологии .проходки наклонных скважин.

Если окажется, что в практике при современном состоянии тех­ ники и технологии проходки наклонных скважин полностью исполь­ зуется боковая фрезерующая способность низа бурильной колонны с отклонителем, то придется для увеличения интенсивности искрив­ ления ствола разработать специальные мероприятия. Если же выяс­ нится, что для какой-либо компоновки или сочетания долота и тур­ бобура боковая фрезерующая способность низа бурильной колонны используется неполностью, то это будет резервом, использование

47

которого позволит существенно повысить эффективность проходки наклонных скважин.

Рассмотрим, каково соотношение интенсивности искривления ствола в результате фрезерования стенки ствола и асимметричного разрушения забоя для данной компоновки низа бурильной колонны.

Если ствол искривляется при одновременном действии указанных двух процессов, то доля приращения искривления скважины вслед­ ствие фрезерования стенки ствола может быть представлена в виде

Возможное приращение искривления ствола за счет асимметрич­ ного разрушения забоя Даас и при совместном действии этого про­ цесса и фрезерования стенки ствола Даю зависит от геометрических размеров системы долото—турбобур, состояния этой системы и диа­ метра скважины.

Для полного использования способности отклоняющей компо­ новки искривлять ствол в результате асимметричного разрушения забоя необходимо, чтобы отсутствовал прогиб турбобура, т. е. f = 0. Для полного использования возможной отклоняющей способности компоновки, помимо соблюдения указанного условия (/ = 0), необ­ ходимо также: а) наличие отклоняющей силы достаточной вели­ чины, чтобы имело место эффективное разрушение пород, слагаю­ щих стенки скважины; б) чтобы долото обладало достаточной боковой фрезерующей способностью и не ограничивало процесс ис­ кусственного искривления ствола.

Поскольку речь идет об оценке возможной боковой фрезерую­

Выражение (25) характеризует возможную боковую фрезерую­ щую способность отклоняющей компоновки. Сопоставляя его с вы­ ражением (9), не трудно заметить, что для любой отклоняющей компоновки низа бурильной колонны возможности ее искривлять скважину вследствие фрезерования стенки ствола значительно больше, чем возможности искривления скважины в результате асимметричного разрушения забоя.

Чтобы установить, на сколько способности отклоняющей компо­ новки искривлять ствол вследствие фрезерования стенки скважины больше ее же способности искривлять ствол в результате асиммет­ ричного разрушения забоя, рассмотрим соотношение Даф/Даас

Даас

любой отклоняющей компоновки, независимо от сочетания диамет­

48

ров долота и турбобура, а также их длины, при отсутствии прогиба турбобура'и уширения ствола скважины возможности искривления ствола вследствие фрезерования стенки скважины в 4,8 раза больше ее же возможности искривления ствола в результате асимметрич­ ного разрушения забоя. Другими словами, для любой отклоняющей компоновки, примерно, 83% от возможного приращения искривле­ ния ствола может быть достигнуто вследствие фрезерования стенки ствола и лишь 17% — вследствие асимметричного разрушения забоя.

Если в процессе бурения турбобур будет прогибаться, то доля искривления скважины в результате асимметричного разрушения забоя уменьшится и при значении f =0,25. Dc — 0,125 (D + rfT) ста­ нет равной нулю, а доля искривления в результате фрезерования стенки ствола, наоборот, увеличится и в пределе станет равной 100%.

Оценка процессов искусственного искривления ствола при бурении наклонных скважин

Выше было показано теоретически возможное соотношение про­ цессов искривления ствола в результате фрезерования стенки сква­ жины и асимметричного разрушения забоя. В связи с этим возни­ кает вопрос: всегда ли в практических условиях фрезеруются стенки ствола, каково соотношение указанных процессов, какой из отме­ ченных способов искривления ствола преобладает при работе теми или иными компоновками низа бурильной колонны и какова доля искривления скважин за счет фрезерования в общем процессе ис­ кривления?

Для выяснения этих вопросов необходимо фактическое прира­ щение искривления ствола Да'^ по замерам инклинометром сопо­

ставлять с приращениями искривления ствола в результате асим­ метричного разрушения забоя при отсутствии отклоняющей силы Д а 'с и при ее наличии Д а"с, вычисляемые соответственно по фор­

мулам (7) и (9).

Если окажется, что Aa®0<Acc"c, то искривление ствола происхо­

дило в случае отсутствия отклоняющей силы на долоте только вследствие асимметричного разрушения забоя. При ДаФ0= Д а " с

в процессе бурения на долоте действовала отклоняющая сила, но величина ее была недостаточной или же долото не обладало боко­ вой фрезерующей способностью, поэтому стенка ствола не фрезе­ ровалась, вследствие чего скважина искривлялась исключительно в результате асимметричного разрушения забоя.

Если окажется, что Aa*0> A a "c, то данный интервал бурили при наличии отклоняющей силы на долоте и в этом случае имело место фрезерование стенки ствола. Разность Аа * —-Аа " будет характе­

ризовать долю приращения искривления ствола вследствие фрезе­ рования стенки скважины.