технология бурения 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

уравнений трёх моментов, разработанный в АзИНЕФТЕХИМ. Нагляден и удобен метод начальных параметров (ТюмГНГУ).

Наиболее сложные задачи решаются численными методами. Например, программный комплекс «ANSYS», разработанный на основе метода конечных элементов, применен для расчёта системы: долото – вал турбобура – его корпус – центраторы – стенки скважины (ТюмГНГУ).

Понятие устойчивости КНБК (предложено специалистами ВНИИБТ) основано на изучении влияния различных факторов (Фi) на величину отклоняющей силы на долоте. Такими факторами являются зенитный угол, диаметры скважины, центраторов и т.д., т.е. входные параметры модели, подверженные изменению в реальной скважине.

Количественной мерой показателя устойчивости П(Фi) является отношение Rd/ Фi. Например, если величина П(Dскв) очень мала, реальное значение Dскв знать не требуется и диаметр скважины можно принять равным диаметру долота. Если величины П(Фi) значимые, выбирается НК с лучшим показателем. Выбор тех или иных П(Фi), зависит от типа НК. К примеру, не нужно изучать устойчивость к изменению кривизны скважины, если НК стабилизирующая. Важно подчеркнуть, что компоновка, имеющая низкие числовые значения показателей устойчивости, и в реальной скважине будет показывать более стабильные результаты.

Наиболее важными являются показатели устойчивости компоновок к изменению: зенитного угла, П(α); диаметра скважины, П(Dскв); расположения в радиальном направлении оси компоновки в районе размещения центраторов, П(Dс). В зависимости от величины и знака П(Фi) компоновки могут быть устойчивыми, неустойчивыми и пассивными. Влияние показателя П(α) на траекторию скважины показано на рис. 15.11.

Рис. 15.11. Влияние показателя устойчивости компоновки на траекторию скважины

67

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Показатель П(Dскв) имеет важное практическое значение, так как при работе долота обычно происходит увеличение диаметра скважины. Его определение теоретическим путем невозможно.

Центраторы изнашиваются, стенки скважины могут иметь податливость, если её разрез сложен породами невысокой твердости, например, на месторождениях Западной Сибири. Всё это приводит к изменению расположения центратора в скважине, а в расчётной схеме эквивалентно уменьшению диаметра центратора (Dc кв). Поскольку для конкретной скважины расчетное значение Dcкв неизвестно, остается единственный путь – изучить изменение величины Rd(Dcкв), другими словами, оценить устойчивость компоновки к изменению диаметра центратора. При достаточно малой величине показателя П(Dcкв) нет надобности знать точно его состояние.

Кроме показателей устойчивости, есть дополнительные характеристики, по которым можно оценивать качество компоновки. Ими являются выходные, расчётные величины: реакции на долоте и центраторах, прогиб НК, углы поворота её сечений и т.д. Выбор компоновки осуществляется на стадии проектирования, на основе сравнения количественных показателей расчетных характеристик. Нужна проверка всех характеристик НК, определенных как приоритетные, т.е. нельзя брать какую-то одну характеристику и в силу только её высокой оценки рекомендовать КНБК к опробованию (как обычно делается). К примеру, нельзя рекомендовать компоновку, обеспечивающую в расчетном режиме идеальную стабилизацию зенитного угла при любом его значении, если её работа резко изменится при малейшем износе центратора или увеличении диаметра скважины.

Компоновки без опорно-центрирующих элементов. Такие компо-

новки применяются на участке свободного уменьшения зенитного угла. На процесс самопроизвольного искривления скважины влияют многочисленные факторы: зенитный угол, жесткость компоновки, фрезерующая способность долота, механические свойства породы, режим бурения и т.д. Рассчитать траекторию теоретическим путем невозможно, поэтому закономерности изменения зенитного угла изучают по промысловым данным.

Если расчет профиля производится по методике ВНИИБТ, определяют усредненное значение интенсивности изменения зенитного угла на длине участка длиной 100 м (i100), по которой вычисляют радиус кривизны, входящий в расчетные формулы. Темп падения зенитного угла зависит от его абсолютного значения, поэтому траектория скважины плохо описывается дугой окружности. Для более точного расчета профиля в методике СИБНИИНП используется экспериментальная закономерность изменения зенитного угла в зависимостиотеговеличиныи длиныстволаскважинысучетомтипа долота.

Компоновки с калибратором. Для увеличения зенитного угла без применения отклоняющих устройств можно использовать компоновку с наддолотным калибратором, который в этом случае кроме калибрования стенок скважины выполняет функцию опорного элемента (рис. 15.12).

68

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 15.12. Схема компоновки с калибратором:

1 – долото, 2 – калибратор, 3 – переводник, 4 – забойный двигатель

Расчетная схема с удобным для метода начальных параметров расположением системы координат показана на рисунке 15.13.

Рис. 15.13. Расчетная схема метода начальных параметров:

Rd, Rk, R0 – реакции на долоте, калибраторе, в точке контакта забойного двигателя со стенкой скважины соответственно

Ось х совпадает с наклонной осью скважины. Распределенная нагрузка q определяется с учетом зенитного угла и выталкивающей архимедовой силы. Для приведенной схемы система уравнений имеет вид

Уравнения (15.3), (15.4) – это уравнения метода начальных параметров. Они показывают перемещения сечений компоновки в точках, соответствующих калибратору (15.3) и долоту (15.4). Для раскрытия статической неопределимости дополнительно введены два уравнения статики (15.5, 15.6). Система легко решается в любой математической программе.

69

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Согласно расчетам, чем ближе калибратор к долоту, тем больше отклоняющая сила на долоте, следовательно, должен возрастать темп набора угла. На практике это не подтверждается. Компоновка работает нестабильно, возможен не рост, а падение зенитного угла. Объясняется это тем, что при коротком нижнем плече компоновки отклоняющая сила на долоте исчезает при незначительном внедрении его в верхнюю стенку скважины, и калибратор может утрачивать функцию опорного элемента.

При увеличении расстояния между долотом и калибратором с помощью переводника длиной не менее 0,5 м (если диаметр долота 215,9 мм, забойного двигателя – 195 мм) наблюдается стабильное увеличение зенитного угла с интенсивностью порядка 3 о/100м.

Применяя забойный двигатель уменьшенного диаметра, например Д- 172 с долотом диаметром 215,9 мм, можно существенно повысить интенсивность возрастания зенитного угла.

При бурении компоновкой с калибратором возрастают нагрузки на долота и забойные двигатели, поэтому они имеют ограниченное применение.

Стабилизирующие компоновки с одним центратором. На месторож-

дениях Западной Сибири наибольшее распространение получила компоновка, включающая калибратор и центратор, расположенный в ниппельной части турбобура (производственное название – центратор СТК). Существует некоторое критическое значение диаметра калибратора (Dkкр), при превышении которого он становится опорно-центрирующим элементом и полностью выводит из работы центратор. Упрощенная схема определения Dkкр, без учёта деформации компоновки, показана на рисунке 15.14. Калибратор не долженвыступатьзаобразующуюВСконуса, тогдабудетвыполненоусловие

Рис. 15.14. Схема к расчёту критического диаметра калибратора

Представленной схеме соответствует формула для определения критического диаметра калибратора:

(15.8)

70

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для типовой компоновки, применяемой в Западной Сибири (долото и турбобур диаметрами соответственно 215.9 и 195 мм) значения Dkкр приведены в таблице 15.2.

На практике условие (15.7) чаще всего не выполняется, так как применяется полноразмерный калибратор.

Типичный вид зависимости реакций на долоте и центраторе показан на рисунке 15.15, из которого видно, что при близком расположении центратора нагрузки между ним и долотом перераспределяются, решения становятся неустойчивыми.

Рис. 15.15. Реакции на долоте и центраторе: компоновка – долото диаметром 215,9 мм, забойный двигатель диаметром 195 мм, зенитный угол 30о

Знак плюс означает, что реакция направлена вверх, т. е. со стороны нижней стенки скважины, и компоновка работает на падение зенитного угла. В типовой компоновке центратор находится на расстоянии приблизительно 1,2 м, т.е. в зоне неустойчивых решений.

Выше говорилось, что компоновка удовлетворяет критерию полной стабилизации зенитного угла при выполнении условий равенства нулю реакции на долоте и угла между осями долота и скважины (выражение 15.2). Первое условие должно обеспечивать отсутствие фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота, второе – отсутствие асимметрич-

71

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ного разрушения забоя его рабочей поверхностью. Расчеты с их применением показывают, что для каждого значения зенитного угла существует единственное сочетание диаметра центратора и расстояния его от долота. При этом диаметр центратора не зависит от зенитного угла. Для долот диаметром 215,9 и 295,3 мм он составляет соответственно 213,6 и 289,15 мм. Расчетное расстояние до центратора превышает длину шпинделя.

Критерии оптимизации (15.2) накладывают жесткие, иногда невыполнимые, требования по диаметру и расположению центратора. Для расширения возможностей проектирования НК целесообразен переход от условий (15.2) к условию (15.1). В этом случае диаметр центратора можно назначать произвольно, причем каждому значению Dc соответствуют два значения расстояния до центратора Lн и Lв (рис. 15.16).

Рис. 15.16. Реакции на долоте у компоновок с одним центратором: долото диаметром 215,9 мм; зенитный угол 30°

Решения при нижнем значении Lн находятся в зоне неустойчивой работы компоновки. Геометрические параметры НК, соответствующие линии Rd = 0, удовлетворяют условию (15.1). Если допустить наличие некоторого запаса отклоняющей силы, способствующей набору зенитного угла, что весьма желательно, компоновку можно выбрать в зоне, отмеченной прямоугольником. Это будет означать отказ от всех критериев оптимизации, выраженных условиями (15.1), (15.2).

Таким образом, центратор следует располагать на расстоянии 3–4 м от долота. Этот вывод подтверждается промысловыми данными. Показатели устойчивости рассматриваемых компоновок имеют вполне приемлемые значения.

Если принять расстояние до центратора больше величины LВ, знак реакции на долоте становится положительным, т.е. она направлена со стороны нижней стенки скважины. Это означает, что компоновка начинает работать

72

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

на падение зенитного угла. Такая компоновка называется маятниковой. Маятниковые НК требуют дополнительной проверки величины прогиба направляющего участка. Если корпус забойного двигателя начнет взаимодействовать со стенкой скважины, появится дополнительная опора, и маятниковый эффект исчезнет. Например, при удалении центратора диаметром 212 мм на 10 м от долота прогиб компоновки близок к предельному, так как в 4 м от долота турбобур почти касается стенки скважины (рис. 15.17).

Рис. 15.17. Форма оси компоновки при зенитном угле 60°

Компоновки с двумя центраторами. Опыт показывает, что одноцен-

траторные компоновки не могут дать надежных результатов по стабилизации зенитного угла и азимута скважины. При наличии второго центратора компоновка прогибается между центраторами, и плоскость ее изгиба за счет маятникового эффекта устанавливается в апсидальной плоскости. Это способствует стабилизации зенитного угла и азимута.

Применение условий полной стабилизации (15.2) приводит к ограничению возможностей проектирования. Согласно расчетам, диаметр первого центратора должен быть не менее 213–214 мм при диаметре долота 215,9 мм и располагаться он может только на переходе шпиндель – нижняя секция турбобура или выше. Если оба центратора устанавливать с учётом расположения секций, приусловии(15.2) труднореализоватькакую-либокомпоновку.

Результаты расчета перемещений показали, что только у компоновок с диаметром первого центратора не менее 213–214 мм в точке максимального прогиба обеспечивается зазор между забойным двигателем и стенкой скважины. Это пример использования расчётной характеристики для оценки её качества на стадии проектирования: компоновки с диаметром первого центратора менее 213 мм отвергаются из-за недопустимой величины прогиба.

Применение критерия оптимизации, содержащего одно условие (15.1), дает преимущество по сравнению с критерием (15.2), состоящее в том, что размеры и расположение центраторов легче приспособить к конструкции турбо-

73

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бура или другого забойного двигателя, например, рассчитать на использование первого центратора (СТК) на ниппеле шпинделя или над шпинделем, а второго – в требуемом месте между секциями. При этом диаметр и расположениепервогоцентратораможнозадаватьнезависимо друготдруга.

При диаметре долота 215,9 мм и турбобура 195 мм компоновки, рассчитанные с применением критерия (15.1), могут быть созданы на базе двух основных вариантов: 1) первый центратор на ниппеле шпинделя, второй между нижней и средней секциями турбобура; 2) первый центратор над шпинделем, второй – между средней и верхней секциями турбобура.

Исследования величины прогиба компоновки между центраторами показали необходимость такой проверки, особенно при увеличении зенитного угла, расстояния между центраторами и уменьшении их диаметра. Приближение первого центратора к долоту, например установка его на ниппеле, приводит к ухудшению показателей устойчивости.

Задача создания компоновки с двумя центраторами, способной работать при больших значениях зенитного угла, весьма противоречива. С целью снижения прогиба компоновки можно уменьшать расстояние между центраторами, но при этом на долоте будет появляться отклоняющая сила, направленная на падение зенитного угла. Чтобы этого не происходило, нужно уменьшать диаметр верхнего центратора, но тогда будет уменьшаться зазор между корпусом компоновки и стенкой скважины. В такой ситуации говорить о применении каких-либо критериев оптимизации (15.2) или (15.1) не приходится, и даже при отказе от них для создания компоновки с приемлемыми расчетными характеристиками должна существовать возможность размещения в любом месте компоновки хотя бы одного верхнего центратора при установке нижнего центратора над шпинделем.

Есть сведения о так называемых плавающих центраторах, изготавливаемых в цехе, которые крепятся на корпусе турбобура в требуемом месте с помощью сварки. В применяемом на практике варианте центратор – ребристый, изнашиваясь, он требует замены, что делает конструкцию малоприемлемой. Большой диаметр не позволяет существенно увеличить его длину, так как это приведёт к ухудшению проходимости компоновки и очистки ствола скважины.

Расчеты показывают, что конструкция может быть предельно упрощена, так как второй центратор должен иметь уменьшенный диаметр и может быть изготовлен без ребер. Применительно к компоновке, включающей долото PDC диаметром от 214,3 до 222,3 мм и турбобур диаметром 195 мм, наиболее перспективный вариант следующий. Нижний центратор стандартных размеров расположен между шпинделем и нижней секцией. На расстоянии 11…12 м от него находится верхний центратор уменьшенного диаметра. При таких условиях, согласно расчетам, компоновка может работать при зенитном угле до60° сприемлемымуровнемвсехрасчетныххарактеристик.

74

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Из представленных сведений видно, что применяемые технологические решения по управлению траекторией ствола скважины довольно сложны, в них отсутствует возможность оперативного вмешательства в процесс и т.д. В связи с этим для определения пространственных координат ствола скважины и ориентирования отклоняющих компоновок разработаны телеметрические системы с различными каналами связи: проводными, гидравлическими, электромагнитными, акустическими, передающими информацию в режиме реального времени на дисплей компьютера.

15.3. Каналы связи телеметрических систем в бурении

Любая телеметрическая система (система связи) состоит по существу из пяти частей – источника информации, передатчика, канала связи, приемника и потребителя информации (рис. 15.18).

Рис. 15.18. Общая схема телеметрической системы

Источником информации является забойный датчик, создающий сообщение о величине измеряемого параметра.

В передатчике это сообщение обрабатывается определенным образом, и формируется сигнал, удобный для передачи по каналу связи. Обработка сообщения включает преобразование показаний датчика, например, в пропорциональноменяющееэлектромагнитноеполе, его кодированиеи модуляцию.

Канал связи – это среда, используемая для передачи сигналов от передатчика к приемнику. Иногда среду называют линией связи. При передаче сигнал может искажаться и на него могут накладываться помехи.

Приемник обрабатывает принятый сигнал, устраняет помехи и восстанавливает переданное сообщение. Обычно в приемнике выполняются операции, обратные тем, которые выполнялись в передатчике.

Система контроля забойных параметров в процессе бурения в основном определяется выбранным каналом связи, который характеризуется природой и проводником передаваемых сообщений, полосой пропускания, коэффициентом затухания и помехоустойчивостью.

75

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Информация с забоя скважины на поверхность может передаваться по кабелю, столбу жидкости в скважине, окружающим скважину горным породам и, наконец, по колонне бурильных труб. Переносчиком информации могут служить колебания электрического или электромагнитного поля, колебания давления в жидкости, шум, колебания, создаваемые породам и, наконец, по колонне бурильных труб. Переносчиком информации могут служить колебания электрического или электромагнитного поля, колебания давления в жидкости, шум, колебания, создаваемые вращающимся долотом в горной породе и колонне труб, изменение свойств промывочной жидкости (таблица 15.3).

Таблица 15.3. Каналы связи забоя скважины с дневной поверхностью в процессе бурения

Сравнительная характеристика способов передачи информации в процессе бурения с использованием различных каналов связи приведена в таблице 15.4.