технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 зависимости от его величины и длины ствола скважины с учетом типа 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. 12.12).

K

Рис. 12.12. 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 12.13.

Рис. 12.13. Расчетная схема метода начальных параметров:

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

20

269

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 (12.3), (12.4) – это уравнения метода начальных параметров. Они показывают перемещения сечений компоновки в точках, соответствующих калибратору (12.3) и долоту (12.4). Для раскрытия статической неопределимости дополнительно введены два уравнения статики (12.5, 12.6). Система легко решается в любой математической программе.

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 место-

рождениях 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

21

270

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

12.14. Калибратор не должен выступать за образующую ВС конуса, тогда будет выполнено условие

Рис. 12.14. Схема к расчёту критического диаметра калибратора

Представленной схеме соответствует формула для определения критического диаметра калибратора:

Для типовой компоновки, применяемой в Западной Сибири (долото и турбобур диаметрами соответственно 215.9 и 195 мм) значения Dkкр приведены в таблице 12.2.

Таблица 12.2

На практике условие (12.7) чаще всего не выполняется, так как применяется полноразмерный калибратор.

Типичный вид зависимости реакций на долоте и центраторе показан на рисунке 12.15, из которого видно, что при близком расположении центратора нагрузки между ним и долотом перераспределяются, решения становятся неустойчивыми.

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.

271

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расстояние до центратора, м

Рис. 12.15. Реакции на долоте и центраторе: компоновка – долото диаметром 215,9 мм,

забойный двигатель диаметром 195 мм, зенитный угол 30о

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 12.2). Первое условие должно обеспечивать отсутствие фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота, второе – отсутствие асимметричного 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 (12.2) накладывают жесткие, иногда невыполнимые, требования по диаметру и расположению центратора. Для расширения возможностей проектирования НК целесообразен переход от условий (12.2) к условию (12.1). В этом случае диаметр центратора можно назначать произвольно, причем каждому значению Dc соответствуют два значения расстояния до центратора Lн и Lв (рис. 12.16).

23

272

Рис. 12.16. 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 (12.1). 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 (12.1), (12.2).

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 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 скважи-

ны (рис. 12.17).

24

273

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 12.17. Форма оси компоновки при зенитном угле 60°

Компоновки с двумя центраторами. Опыт показывает, что одно-

центраторные 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 (12.2) 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, при условии (12.2) трудно реализовать ка- кую-либо компоновку.

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 (12.1), дает преимущество по сравнению с критерием (12.2), состоящее в том, что размеры и расположение центраторов легче приспособить к конструкции турбобура 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 расположение первого центратора можно задавать независимо друг от друга.

При диаметре долота 215,9 мм и турбобура 195 мм компоновки, рассчитанные с применением критерия (12.1), могут быть созданы на базе двух основных вариантов: 1) первый центратор на ниппеле шпинделя, второй –

25

274

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 (12.2) или (12.1) 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 до 60° с приемлемым уровнем всех расчетных характеристик.

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,

26

275

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

передающими информацию в режиме реального времени на дисплей компьютера.

12.3. 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. 12.18).

Рис. 12.18. 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 пропорционально меняющее электромагнитное поле, его кодирование и 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.

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

27

276

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вращающимся долотом в горной породе и колонне труб, изменение свойств промывочной жидкости (таблица 12.3).

Таблица 12.3 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 12.4.

277

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Акустический канал связи. Системы с акустическим каналом связи используют звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, колонне бурильных труб или окружающей породе. Соответственно этому они подразделяются на три вида: гидроакустические, акустомеханические и сейсмические.

Гидравлический канал связи. Забойный блок телесистемы c гидравлическим каналом связи (ГКС) создает в жидкости положительные или отрицательные импульсы давления, кодирующие измеряемые параметры.

29

278