книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров
.pdfВвиду того что для выпускаемых трехшарошечных долот угол а изменяется в пределах 50-Э57030' sin a > c o s a . Кроме того, замеры показывают, что у отработанных долот в большинстве случаев До>. > Д Р. Поэтому влияние До на снижение боковой фрезерующей спо собности долот больше, чем влияние Др. Текущее значение завеса шарошек в зоне фрезерования представится в виде
3;= о — Д, — Др COS a — Д0 sin a. |
(45) |
Если
Д1 —(- Др COS сс -ф-Aqsin a 8,
то бг > 0 и долото сохраняет способность фрезеровать стенку ствола и интенсивно искривлять скважину. Если же
Д! + Д р COS a-j~A0sin a ^ 3,
то S i^ O н долото не может фрезеровать стенку ствола. В этом слу чае углубление ствола возможно в мягких и средних породах, но ис кривление ствола может произойти только в результате асиммет ричного разрушения забоя.
Снижение боковой фрезерующей способности трехшарошечных долот в процессе бурения является одной из основных причин пере менности приращения искривления ствола на единицу метра про ходки за рейс. Облегчение условий работы и повышение стойкости трехшарошечных долот при бурении наклонных скважин могут быть достигнуты как техническими, так и технологическими мероприя тиями. К техническим мероприятиям относятся: увеличение калиб рующей и боковой фрезерующей способности долота, повышение завеса шарошек, армировка козырьков лап твердым сплавом, при менение трехшарошечных долот с шаровыми опорами и т. д. Тех нологические мероприятия следующие: использование стабилиза торов кривизны и азимута при работе с использованием прямой трубы; применение отклонителей, работающих на принципе асим метричного разрушения забоя в тех случаях, когда это возможно; использование различных присадков к промывочным растворам, снижающих износ элементов опоры долота; рациональный выбор трехшарошечных долот с учетом их конструктивных особенностей и целей предстоящего рейса; плавная подача инструмента и со кращение времени работы долота над забоем и т. д.
Влияние завеса шарошек долота на интенсивность искривления скважины
В процессе работы трехшарошечного долота его боковая фрезе рующая способность снижается в результате потери диаметра до лота вследствие износа элементов опоры и вооружения. Это приво дит к уменьшению интенсивности искривления скважины.
При бурении с отклонителем уменьшение калибрующего диа метра трехшарошечных долот будет влиять на интенсивность ис кривления ствола скважины двояко.
80
1. Когда интенсивность искривления ствола ограничивается корпусом турбобура, она будет снижаться от непосредственного уменьшения калибрующего диаметра трехшарошечного долота. В этом случае возможная интенсивность искривления ствола будет характеризоваться расчетной формулой (17). Она будет справедли вой до определенного значения завеса шарошек.
2. Вследствие дальнейшего уменьшения калибрующего диа метра трехшарошечных долот роль ограничивающего фактора ис кривления скважины играет корпус не турбобура, а трехшарошеч ного долота.
Изложенное подтверждается практикой проходки наклонных скважин. Выше на основе анализа было показано, что интенсив ность искривления ствола к концу рейса резко снижается и вели чина ее значительно меньше среднего значения.
Рассмотрим, какова интенсивность искривления ствола, ограни чиваемого корпусом долота, и при каких условиях справедлива рас четная формула (17).
Очевидно, что процесс искривления ствола будет зависеть от боковых фрезерующих способностей трехшарошечного долота и системы долото—турбобур. Первая характеризуется утлом %, а вто рая — углом 0, определямым из выражения
п |
2,42 (0,59DC+ 0,4Ш - rfT) |
D = T T |
180 |
//1СЧ |
и— |
Д |
У 0,59DC+ 0,41D - r f T |
* |
• |
Для частного случая, когда отсутствует уширение ствола
6 |
2,42 (D — dr ) |
180 |
(47) |
|
Z.j |
я |
|
|
|
В зависимости от сочетания указанных углов возможны сле дующие случаи:
I. Х > 0 ; И. Х =0; III. Х < 0 .
В первом случае боковая фрезерующая способность трехшаро шечного долота выше боковой фрезерующей способности системы долото—турбобур, поэтому процесс искривления ствола при доста точной величине отклоняющей силы будет протекать с макси мально возможной интенсивностью искривления для данной откло няющей компоновки и ограничиваться корпусом турбобура. Верх няя стенка ствола, в направлении которой искривляется скважина, будет касаться только корпуса турбобура. Для этого случая фор мула (17) справедлива и по ней можно определить величину воз можной интенсивности искривления скважины.
Во втором случае боковые фрезерующие способности трехшаро шечного долота и системы долото—турбобур одинаковы. Интенсив ность искривления ствола при этом также будет максимально воз можной и расчетная формула (17) справедлива для определения ее величины. В процессе искривления ствола верхняя стенка скважины
б Заказ -Ns 117 |
81 |
одновременно будет касаться корпуса турбобура и корпуса долота.
В третьем случае боковая фрезерующая способность трехшаро шечного долота меньше, чем боковая фрезерующая способность си стемы долото—турбобур. При этом в результате потери калибрую щего диаметра трехшарошечного долота качественно изменяется процесс искривления скважины, так как в роли ограничивающего фактора выступает уже не корпус турбобура, а корпус долота. По этому интенсивность искривления ствола здесь будет значительно меньше и расчетная формула (17) уже не пригодна для определе ния ее величины. Значения завесов шарошек, при которых искрив ление ствола ограничивается спинками и козырьками лап долота,
|
|
|
|
|
Рис. 19. Изменение критической величины завеса |
||||
|
|
|
|
|
шарошек в зависимости от длины турбобура с до |
||||
|
2 |
4 |
3 |
8 |
|
|
лотом: |
|
|
|
/, |
2 — долото |
Б-211МГ; |
3 — долото |
1В-190МГ. |
||||
Длина турбобура с долотом Ц,м |
а —6|{ (LT); |
б —6К' (LT) |
|
||||||
определяют из совместного решения выражений |
(33) с (47) |
и (34) |
|||||||
с (47). Решив их и имея в виду, |
что D = DU+ 26, |
получим, что про |
|||||||
цесс искривления скважины ограничивается: |
|
|
|||||||
а) |
спинками лап при |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
5 < |
2,42 (А0 + /гк) (Рк - |
rfT) |
д |
(48) |
|
|
|
|
|
L r — 4,84 (Л0 + Ак) |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
б) |
козырьками лап при |
2,42/гр (Рк— dT) |
|
|
|||||
|
|
|
|
0 < 0 , |
|
(49) |
|||
|
|
|
|
|
Z-x — 4,84/zq |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
На рис. 19 представлены зависимости изменения критических значений завеса шарошек, при которых процесс искривления сква жины ограничивается спинками лап (пунктирная кривая) или ко зырьками лап (сплошная кривая), от длины турбобура Т12МЗ-65/8" с долотами Б-214МГ и ЗВ-190МГ.
Из рис. 19 следует, что при бурении серийно выпускаемыми 214 и 190-мм трехшарошечными долотами с одиосекционными турбобу рами по мере снижения завеса шарошек искривление скважины будет ограничиваться козырьками лап. В процессе же бурения тур бобурами меньших длин после некоторой потери калибрующего диаметра долота искривление скважины будет ограничиваться
82
спинками лап, а затем — их козырьками. Например, при бурении трехшарошечными долотами Б-214МГ и 1В-190МГ при DC= D, если длина турбобура T12Ml-65/s" больше соответственно 5,5 и 4,5 м при уменьшении завеса шарошек соответственно ниже, 0,32 и 0,20 мм искривление скважины будет ограничиваться козырьками лап. Если длина турбобура Т12М1-65/8" равна 4 м и DC= \,2D , то при завесе шарошек 6 ^ 1 ,5 2 мм интенсивность искривления скважины будет ограничиваться корпусом турбобура, при 6 = 1,52^0,60 мм — спинками, а при 6 <0,60 мм — козырьками лап.
Для определения интенсивности искривления скважины, огра ничиваемого корпусом трехшарошечного долота, согласно расчет
ной схеме рис. 20 имеем, что возмож |
|
|
||||||||
ное |
приращение |
угла |
искривления |
|
п |
|
||||
скважины в интервале LT |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Д а = 2 (Д а ,-|-Д а 2). |
|
(50) |
|
|
|
|||
|
Так |
как |
АЕХ.ОВ и |
ЛВ_1_ОМ, то |
|
|
|
|||
/_ВОМ = //В А Е = Аа2- |
Аналогично |
|
|
|
||||||
СЕА-ОВ |
и |
BCJuON, |
следовательно |
|
|
|
||||
Z B O N = Z B C F = Aa1. |
|
|
|
|
|
|
||||
Тогда |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
, . |
B F |
Л, |
’ |
|
|
|
|
||
|
tg^-i |
CF |
/ |
_ а |
|
|
|
|
||
|
|
tg Да2= |
B E |
hi |
|
|
|
|
|
|
|
|
А Е |
а |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Ввиду малых значений углов АсС] и |
|
Рис. 20. Схема искривления сква- |
||||||||
\ |
|
. |
|
|
|
|
|
|
жнны, ограничиваемого |
корпусом |
А & 2 |
И м е е м |
|
|
|
|
|
|
трехшарошечного долота |
||
|
|
|
|
|
Да, |
|
|
180 . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
_ |
J |
|
|
|
|
|
|
|
Д а , = А Ж ; |
|
|
|||
|
|
|
|
Да= |
2 (-г-^-----|_ М |
Ж . |
(51) |
|||
|
|
|
|
|
\ |
L j — cl |
1 |
а ] |
те |
Согласно рис. 20
ii\— D c— 0,5 (D-\-dT) —|—Л2 ■
Для определения величины hi напишем уравнения кривления для участков а и (а — /г) соответственно со и (hi — е).
|
2Л2 |
|
R- |
(а - й)2 + (А,- с)2 |
|
2 (А2 - е) |
||
|
(52)
радиуса ис стрелами hi
(53)
(54)
6 * |
83 |
где h — расстояние от калибрующей точки шарошки до места со прикосновения корпуса долота со стенкой скважины в м; е — по ловина разности между диаметрами долота и корпуса на расстоя нии h от калибрующей точки шарошки в м.
Совместно решив эти два уравнения относительно hi, предвари тельно исключив из рассмотрения квадраты малых величин, полу чим
|
//•2 |
а-в |
|
|
(55) |
|
2аh — /г2 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Если |
искривление скважины ограничивается спинками лап, то |
||||
е = 5 + Д |
и /г = /г0 + /гк; а если |
искривление |
скважины |
ограничи |
|
вается козырьками лап, то е = |
б и h= hQ. |
|
|
|
|
В выражениях для hi и hi |
величина |
а неизвестна, |
т. е. имеем |
||
два уравнения с тремя неизвестными (hi, |
lii, |
а). Для получения не |
достающего третьего уравнения напишем выражение радиуса ис
кривления ствола для участка |
(LT — а) со стрелой h\ |
|
( Д - а ) 2+Л-7 |
(56) |
|
R |
2hx |
|
|
|
Совместно решив уравнение (53) и (56) относительно а, полу чим
а( V //! //2 — III).
Значения hi и hi из выражений (52) и (55) подставляют в это урав нение и, пренебрегая квадратами малых величин, окончательно по лучают, что для случаев ограничения искривления ствола спинками лап долота
„ |
(в + д) |
|
2Ц (В + Л) + |
(Л0 + Лк) (2Dc — D — clT) ' |
(Ь /^ |
Тогда расчетная формула для определения возможного прираще ния угла искривления скважины в интервале LT, когда оно ограни чивается корпусом долота, примет вид
^■т (3 ~Ь А) |
180 |
(58) |
Iiq -f- hK |
|
|
|
|
Расчетная формула для определения возможного приращения угла искривления ствола, ограничиваемого спинками лап долота, на 10 м проходки
А®ю— ■ |
10 |
[(2DC- £ > - < *,)- |
£T (3 + |
A) 1] 180 |
(59) |
|
|
|
^•0 + |
hK j |
|
Если же интенсивность искривления скважины ограничивается козырьками лап, то
L-fi I 180
(60)
84
Зд есь
а 2Z.T8 -)- Л0 (2DC— D — dx) ' |
^ |
В формулах (59) и (60) первый член в квадратных скобках ха рактеризует долю приращения искривления ствола в результате асимметричного разрушения забоя, а второй член— в результате фрезерования стенки скважины. Из этих выражений следует, что по мере снижения завеса шарошек интенсивность искривления ствола уменьшается. При 6 = 0 , когда долото не будет обладать, способностью фрезеровать стенку скважины, формула для опреде ления возможного приращения угла искривления ствола примет
|
Забое шарошек S, км |
|
|
|
|
5 |
|
||
|
|
|
а |
|
|
|
|
|
|
Рис. 21. Изменение |
возможного |
приращения |
угла искривления |
скважины на |
|||||
|
10 м проходки в зависимости от величины завеса шарошек: |
||||||||
/ — долото Б-214СГ, |
LT=5t5 м; |
2 — долото |
1В-190МГ, |
L T~ 5,5 |
м; 3 — долото |
||||
Б-214СГ, |
LT = 8,5 |
м; |
4 — долото 1В-190МГ, LT= 8,5 м; |
5 — долото |
Б-214МГ, Dc = |
||||
= 1,2 D, |
Х-т = 4 м; |
6 — долото Б-2НМГ, |
DC = D, LT = 4 |
м; |
7 — долото 1В-190МГ, |
||||
|
|
|
DC = D, |
LT = 3 |
м |
|
|
|
вид формулы (9), характеризующей приращение искривления: ствола вследствие асимметричного разрушения забоя.
Формулы (59) и (60) характеризуют изменение возможногоприращения искривления скважины в диапазоне значений завеса шарошек 6 = 6К — 0, когда интенсивность искривления скважины перестает ограничиваться корпусом турбобура до полной потери боковой фрезерующей способности трехшарошечных долот. Таким образом, если завес шарошек 6^3=6^ или 6 ^ 6 К, то для определе
ния возможного приращения угла искривления скважины следует-
пользоваться расчетной |
формулой (17). Если |
6К^ 6 ^ 6 ' — рас |
|
четной формулой |
(59), |
а при 6 < 6К — расчетной формулой (60). |
|
На рис. 21, а, |
б представлены зависимости |
изменения возмож |
ного приращения утла искривления скважины от величины завеса шарошек при бурении соответственно 214 и 190-мм трехшарошеч ными долотами с турбобуром Т12М1-65/з" длиною 8,5; 5,5; 4 и 3 м..
85-
Первый участок зависимости Даю (б) до завеса |
шарошек 6s> |
^ бк характеризует процесс изменения возможного |
приращения |
искривления скважины, когда оно ограничивается корпусом турбо бура; второй участок от 6' до бк, когда оно ограничивается спин
ками лап долота, и третий участок б < б к, когда искривление сква жины ограничивается козырьками лап долота. При 6 = 0 ствол ис кривляется только вследствие асимметричного разрушения забоя, приращение которого определяется точкой пересечения зависимо сти Даю (б) с осью ординат. Пунктирный участок зависимости Даю (б) характеризует случаи бурения отмеченными трехшарошеч ными долотами с плюсовым допуском на диаметр.
Из рис. 21 следует, что в диапазоне значений завеса шаро шек, когда процесс искривления скважины ограничивается корпу сом турбобура, снижение Даю от потери калибрующего диаметра долота происходит с малой интенсивностью. Когда процесс искрив ления скважины ограничивается спинками лап, темп снижения Даю возрастает; а когда — козырьками лап, то темп снижения Даю носит резкий характер.
Эти графики наглядно показывают, какова роль завеса шаро шек и предупреждения преждевременной потери калибрующего диаметра долота. На зависимостях Даю (б) точка А соответствует долотам с минусовым допуском на диаметр; точка В — с нормаль ным диаметром долота и точка С — с плюсовым допуском на диа метр долота. Следовательно, трехшарошечные долота с плюсовым допуском на диаметр значительно более продолжительное время ■ будут работать в состоянии, когда отклоняющая способность ком поновки используется полностью, т. е. искривление ствола ограни чивается корпусом турбобура.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ отклоняющих компоновок
ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН УМЕНЬШЕННЫХ И МАЛЫХ ДИАМЕТРОВ
Для рационального проектирования отклоняющих компоновок при бурении наклонных скважин в первую очередь необходимо ус тановить взаимосвязь между отклоняющей силой на долоте и ос новными размерами элементов отклоняющей компоновки, как ука занная сила влияет на энергетические характеристики забойного двигателя, процесс бурения забоя и фрезерования стенки ствола. Затем выявить требования, исходя из которых должны быть вы браны размеры отклоняющих компоновок. Эти требования вытекают нз: а) характера влияния отклоняющей силы на энергетические по казатели турбобура; б) условия, при которых упругая деформация забойного двигателя достигает критического значения и отклоняю щая компоновка теряет способность искривлять скважину в задан ном направлении; в) условия полного использования способностей: отклоняющих компоновок, когда искривление скважины ограничи вается корпусом забойного двигателя и долота; г) условия получе ния максимальных скоростей бурения и т. д.
Отклоняющая сила на долоте при бурении с отклонителем
В процессе бурения с отклонителем, вследствие того что низ ко |
|
лонны в скважине находится в напряженном состоянии, на долоте- |
|
возникает отклоняющая сила. При прочих равных условиях интен |
|
сивность набора кривизны скважины тем выше, чем больше вели |
|
чина отклоняющей силы на долоте. Знание факторов, оказывающих |
|
влияние на величину отклоняющей силы, имеет |
важное значение- |
в деле регулирования искривления ствола, проектирования откло |
|
няющих компоновок и характеристики турбобура, |
успешного запу |
ска последнего в наклонных скважинах и т. д.
Выражение для определения отклоняющей силы, предложенное-
М. П. Гулизаде [28], имеет вид |
|
|
|
р |
PL Qt^utsin (gp + |
<*i) |
(gpy |
где P — упругая сила |
(отклоняющая сила в вертикальном стволе) |
||
в кгс; L — расстояние |
от долота до сечения изгиба |
отклонителя, |
|
в см; QT — вес турбобура и долота с учетом потери веса в растворе, |
|||
в кгс; /цт — расстояние от центра тяжести |
турбобура |
до сечения |
изгиба отклонителя в см; схо — угол искривления ствола скважины в градусах; а ( — угол между осями скважины и турбобура в гра дусах.
8Т
Р. А. Иоаннесян, принимая стенки скважины абсолютно жест кими и пренебрегая деформацией турбобура, исходит из макси мально возможного значения момента, который может возникать в сечении изгиба отклонителя в результате упругой деформации. Он рекомендует величину силы Р определять по формуле
|
|
Р = |
Му |
Wg |
|
(63) |
|
|
~7Г |
l |
’ |
||
|
|
|
|
|||
где Му — максимальное значение момента упругих сил |
в кгс-см; |
|||||
W— момент сопротивления сечения отклонителя в см3; о — предел |
||||||
текучести материала труб в кгс/см2. |
|
|
|
|||
Формула |
(63) отличается |
своей |
простотой и может |
быть ис |
||
пользована |
для оценки максимальной |
отклоняющей способности |
||||
различных отклонителей. |
|
|
|
|
||
А. |
С. Бронзов, Ю. С. Васильев и Г. А. Шетлер |
[11] величин |
||||
силы Р определяют исходя из |
абсолютной жесткости стенок сква |
|||||
жины и турбобура. |
|
|
|
|
||
|
|
P ~ l l r sin (a3 - ai), |
(64) |
|||
здесь |
|
|
|
|
|
|
|
|
a = D —0,5 (d?-\-dy), |
|
где E l — жесткость установленных над турбобуром труб в кгс • см2;
аз — угол перекоса |
осей |
резьб |
кривого переводника в градусах; |
|
dy— диаметр утяжеленных бурильных труб в см. |
||||
М. П. Гулизаде [28] |
определение силы Р производит с учетом |
|||
упругой характеристики |
пород, |
слагающих |
стенки скважины, де |
|
формации турбобура и осевой нагрузки на долото |
||||
Р = - |
|
L sin я3 + гт — гц |
(65) |
|
|
|
|
||
2£/р'- |
(1 + ^ + * ] + £ / (а/ + /2 + з ) + 3£/т |
|||
здесь |
|
|
|
|
k]b |
А5 0 + р ^ ) |
Р ос |
||
4£/ |
|
2 3 2 |
E I |
где гт — радиус отклонителя или турбобура, когда опорной точкой
является верхняя часть турбобура, |
в см; гя — радиус долота в см; |
а — расстояние от точки перехода |
корпуса турбобура на меньший |
диаметр до сечения отклонителя в см; I — расстояние от долота до точки перехода корпуса турбобура на меньший диаметр в см; k\ —
коэффициент податливости основания; Ъ— ширина |
части буриль |
|
ной трубы или корпуса турбобура, опирающаяся |
на |
податливое |
основание,в см. |
|
|
Формула (65), обобщающая наибольшее количество факторов, |
||
выведена без учета жесткости переводника (шейки) |
турбобура |
(точнее она приравнивается к жесткости отклонителя), при усло-
• 88
вин равенства диаметров скважины и долота и для прямолинейно-
наклонного участка ствола. |
уменьшенных диаметров- |
||||
В |
процессе |
бурения турбобурами |
|||
с различными отклонителями учет жесткости |
переводника |
турбо |
|||
бура |
становится |
обязательным, так как |
она |
значительно |
отлича |
ется от жесткости отклонителя. Например, жесткость шейки турбо бура Т12М1-65/8" меньше жесткости 141-мм кривой трубы и 146-мм кривого переводника соответственно в 1,51 и 3,36 раза.
В искривленном участке скважины напряженное состояние низа бурильной колонны с отклонителем, а следовательно, и величина отклоняющей силы на долоте будут отличаться от случая, когда эта же компоновка находится в прямолинейно-наклонном участкествола. Это отличие будет зависеть как от величины приращения угла искривления скважины, так и от его знака, т. е. от того, на каком участке (набора или падения кривизны) находится откло няющая компоновка.
Увеличение диаметра скважины снижает напряженное состоя ние низа бурильной колонны с отклонителем, а следовательно, и ве личину отклоняющей силы. Установление влияния указанных, не учтенных, факторов на величину отклоняющей силы позволит вы явить резервы для увеличения отклоняющей силы на долоте и в не которой степени уточнить проектирование процесса искривления стволов наклонных скважин.
Для решения поставленной задачи используем расчетную схему М. П. Гулизаде [28], где перемещение центра долота от действия силы Р рассматривается как сумма трех перемещений
УссЗ--- Усс1 ~ Г Ус1с2~гУс2сЗ . |
(66} |
где ycci — перемещение центра долота ввиду упругости |
основания |
от действия силы Р; усiC2 — перемещение центра долота от действия
изгибающего момента М и осевой нагрузки Р0с; |
усгсз — перемеще |
ние центра долота в результате изгиба системы, |
от долота до от |
клонителя, от действия силы Р. |
|
Определим значение уС2сз с учетом жесткости переводника тур бобура. Для этого примем, что часть системы от долота до откло нителя представляет собой консольную балку переменного сечения, заделанную в сечении О, и что под действием силы Р конец балки прогибается только на величину усм-
I. Для участка В С * |
(рис. 22) |
E I\Уi= |
—Р (I — х \)\ |
* Произведенный нами расчет показал, что влияние жесткости шпинделя турбобура на величину Рот незначительно, поэтому в расчёте ею пренебрегаем.
89