Технологические причины искривления скважин

Данная группа причин естественного искривления скважин вызвана реализацией той или иной технологии бурения скважин и может быть связана прежде всего:

  • - со способами бурения (способы разрушения горных пород);
  • - с типом, конструкцией и диаметром бурового наконечника;
  • - с параметрами режима бурения;
  • - с конструкцией буровой компоновки, типом бурильной колонны;
  • - с механикой работы (видом движения) деформированной колонны бурильных труб.

Влияние на искривление скважин осевого усилия и устойчивости буровых компоновок

Бурильная колонна является весьма неустойчивой системой. Под действием даже части собственного веса колонна при опирании на забой теряет прямолинейную форму и только за счет контакта гребней полуволн изгиба со стенкой ствола скважины она принимает устойчивое состояние.

Таким образом, при передаче осевой нагрузки на забой бурильные трубы и буровой набор деформируются и занимают в стволе скважины несоосное с ней положение.

На искривление скважины оказывает основное влияние упругое деформирование нижней части бурильной колонны, которую называют буровой компоновкой, а в специальной литературе по технологии бурения скважин на нефть и газ компоновкой нижней части бурильной колонны (КНБК).

При бурении разведочных скважин буровая компоновка включает следующие основные элементы: буровой инструмент, колонковую трубу при бурении с отбором керна или направляющую трубу при бурении без отбора керна и расположенную выше бурильную трубу. В составе буровой компоновки могут быть стабилизатор, калибраторы, центраторы, расширители, переходники между колонковой и бурильной трубой, в том числе

специальные переходники-центраторы, переходники с шарнирным соединением бурильной колонны и бурового набора.

Для бурения разведочных скважин диаметром 76 и 59 мм применяют стальные (СБТМ-50, ССК-59, СБТМ-54) и легкосплавные (ЛБТН-54) бурильные трубы и колонковые трубы диаметром 73 и 57 мм, которые при бурении всегда упруго деформированы. При этом колонна имеет форму не плоского изгиба, а деформирована под действием вращающего колонну момента в виде спирали.

Для расчета длины полуволны изгиба бурильной колонны можно использовать формулу Г.М.Саркисова, которая имеет следующий вид:

Схемы деформирования нижней части бурильной колонны при различной длине колонкового набора

Рис. 2.3. Схемы деформирования нижней части бурильной колонны при различной длине колонкового набора

где Рос - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, даН; со - частота вращения бурильной колонны, с'1; q - масса единицы длины бурильной колонны или бурового набора, кг/м; ?7б - жесткость колонны бурильных труб или бурового набора на изгиб, Нм2.

При передаче осевого усилия в зависимости от длины и жесткости бурового набора, бурильных труб возможны следующие основные варианты деформирования буровой компоновки в скважине (рис. 2.3, а, б, в, г).

Первый из них соответствует случаю, при котором буровой набор сохраняет прямолинейное состояние.

Длину бурового набора Ьк, равную критической длине, при превышении которой колонковый набор изогнется, ориентировочно можно

определить по уравнению Л. Эйлера для расчета критической осевой нагрузки:

где Е1К- жесткость колонкового набора, Нм2.

Принимая, что осевая нагрузка Рос = Ркр, можно рассчитать длину бурового набора:

Схема для анализа работы буровой компоновки

Рис. 2.4. Схема для анализа работы буровой компоновки

Таким образом, если длина бурового набора не превышает рассчитанного значения длины по формуле (2.7), то он может сохранять прямолинейное состояние и максимально возможный угол перекоса у0 такой компоновки в скважине будет равен:

где/к - радиальный зазор, м.

Радиальный зазор /к определяется как полуразность диаметров скважины Д.кв и буровой компоновки dK:

Из формулы (2.4) следует, что угол перекоса снижается при повышении длины компоновки и снижении радиального зазора.

При длине колонкового набора больше величины рассчитанной по формуле (2.3), он прогнется и тогда угол перекоса резко возрастет в сравнении с рассчитанным по формуле (2.4) значением.

Проанализируем условия, определяющие устойчивость и деформирование буровой компоновки в скважине, в виде расчетной схемы [2], представленной на рис.2.4, для упрощения задачи полагая, что колонна деформирована плоско.

В данном случае рассмотрены условия работы буровых компоновок с учетом влияния изгибающего момента М3, действующего на верхний конец компоновки со стороны изогнутой бурильной колонны.

Соединение буровой компоновки с бурильной колонной принимается эквивалентным жесткому (без возможности углового перекоса верхнего конца компоновки относительно выше расположенной

колонны), а вид опоры буровой компоновки на забой приравнивается к шарнирной заделке, т. е. буровой инструмент способен к некоторому повороту на угол у0.

Подобные условия закрепления концов буровой компоновки описываются уравнением [2]:

где/к - прогиб буровой компоновки в скважине в пределах радиального зазора, м; /к- длина полуволны буровой компоновки, м.

При этом из формулы (2.6) следует, что максимально возможный прогиб буровой компоновки может наблюдаться на расстоянии 0,35 7К от забоя (рис. 2.4)

Вследствие действия изгибающего момента со стороны деформированной бурильной колонны М3 увеличиваются деформация буровой компоновки и угол перекоса нижней части бурового набора относительно оси скважины у0. Изгибающий момент М-, определяется следующим соотношением параметров [2]:

где EJK EJs - жесткость буровой компоновки и бурильной трубы соответственно, Па м4 ;/б- прогиб бурильной трубы, м; /б - длина полуволны бурильной колонны над буровым набором, м.

Как следует из номограммы (рис. 2.5), величина изгибающего момента Л/3 зависит от типа бурильной колонны. Повышение деформации буровых компоновок от действия изгибающего момента М3 может приводить к

Номограмма для определения величины изгибающего момента Му в зависимости от частоты вращения и длины полуволны /д колонны при бурении скважин диаметром 59 мм различными бурильными колоннами при Р = 2

Рис. 2.5. Номограмма для определения величины изгибающего момента Му в зависимости от частоты вращения и длины полуволны /д колонны при бурении скважин диаметром 59 мм различными бурильными колоннами при Рос = 20 кН

повышению интенсивности искривления скважин.

Угол перекоса у0 буровой компоновки определим как первую производную уравнения (2.2):

С учетом формулы (2.3), полагая, что LK ~ /к , угол перекоса буровой компоновки у0 будет равен:

Из формулы (2.8) следует, что угол перекоса у0 пропорционален радиальному зазору и возрастает при повышении осевого усилия и снижении жесткости буровой компоновки.

По мерс повышения длины колонкового набора (рис.2.3, в, г) угол перекоса у0 изменится незначительно в сравнении с рассчитанным по формуле (2.7), а при некотором удлинении колонкового набора может снизиться в 1,3 раза, так как уменьшится действие изгибающего момента М, на нижнюю полуволну бурового набора.

В направлении перекоса породоразрушающего инструмента будет действовать отклоняющее усилие Рот, которое может вызывать фрезерование стенки скважины и её искривление:

С учетом зависимостей для расчета угла перекоса (2.4 и 2.8) можно оценить влияние устойчивости прямолинейной и деформированной буровых компоновок на искривление скважин:

Из формул (2.10) следует, что отклоняющее усилие, вызывающее фрезерование стенки и отклонение ствола скважины от проектного направления, резко возрастает при повышении осевого усилия на инструмент, повышается при увеличении радиального зазора и снижении жесткости буровой компоновки.

Из равенства (2.7) можно определить степень влияния на прогиб бурового набора некоторых параметров:

Из выражения (2.11) следует, что для снижения fK и Рот следует не только повышать жесткость и устойчивость буровой компоновки, но и стремиться к минимальному прогибу бурильной трубы над компоновкой. С этой целью можно использовать менее жесткое соединение буровой компоновки и бурильной колонны, например, за счет использования бурильных труб меньшей жесткости, к которым можно отнести трубы ЛБТ.

Для устранения изгибающего момента и повышения устойчивости буровой компоновки можно использовать шарнирное соединение её с бурильной колонной. В этом случае повысится устойчивость бурового набора и при большей его длине будет реализован меньший угол перекоса набора в скважине.

Зависимость угла перекоса бурового набора от его длины

Рис. 2.6. Зависимость угла перекоса бурового набора от его длины

Пример 2.1. Критическая длина полуволны колонкового набора диаметром 57 мм (Е1К = 53-103 Нм2 ) при Рос = 20 кН и диаметре коронки (скважины) 59 мм, рассчитанная по формуле (2.3)

Таким образом, при длине колонкового набора / менее 2,55 м он останется прямолинейным, а угол перекоса коронки на забое при длине набора, например 2,5 м, определится из соотношения

f/LK= 0,5 (0,059 - 0,057)/ 2,5 = 0,0004 рад, или 0,023 град.

Если длина бурового набора будет 1 м, угол перекоса коронки на забое будет равен 0,057 град.

При длине колонкового набора более 2,55 м он прогнется, и угол перекоса определится из формулы (2.7):

у =1,3-0,5(0,059-0,057x3^2 =0,0008 рад или 0,046 град, что больше в 2 0 V 53000

раза для случая, при котором буровой набор равной длины сохранил прямолинейное состояние.

Длина полуволны бурового набора диаметром 57 мм (масса 1 м трубы - 6 кг) при частоте вращения 700 об/мин (угловая скорость вращения снаряда со = п 700/ 30 = 73,2 с'1) по формуле (2.1) будет равна:

Угол перекоса бурового набора будет равен У0 = 1,3 -/к j- = 0,5(0,059 -0,057) = 0,0013 рад или 0,074 град.

Если для бурения использовать длинный буровой набор (10-12 м), который деформируется с образованием трех полуволн длиной 3,15 м, то в этом случае перекос оси нижней полуволны будет несколько меньшим, так как будет исключено влияние изгибающего момента М3 со стороны более деформированной бурильной колонны. В этом случае угол перекоса рассчитывается по вышеприведенной формуле (2.8), но без числового коэффициента 1,3, т. е. угол перекоса будет на 30% меньше - 0,057 град.

Отклоняющее усилие Рот при равных условиях пропорционально углу перекоса и согласно формуле (2.9) для каждого из рассчитанных случаев, при Рос = 20000 Н будет равно:

- 20 Н - прямолинейный набор длиной 1 м;

Схема буровой компоновки с жесткой заделкой нижнего конца за счет установки расширителя

Рис. 2.7. Схема буровой компоновки с жесткой заделкой нижнего конца за счет установки расширителя

  • - 8 Н - прямолинейный набор длиной 2,5 м;
  • - 16 Н - деформированный набор длиной 2,55 м;
  • - 25,8 Н - деформированный набор длиной более 3,15 м до 5-7 м;
  • - 20 Н - деформированный набор длиной 9 -
  • 12 м.

Следует отметить, что полученные углы перекоса и отклоняющего усилия имеют ориентировочные значения, так как на условия деформации буровых компоновок оказывает влияние значительное число других (кроме рассмотренных выше) факторов.

Тем не менее, на основании полученных результатов можно построить график отражающий влияние длины бурового набора на угол перекоса и вероятную интенсивность искривления скважин (рис.

2.6). Штриховкой на графике рис. 2.6 показан интервал перехода от прямолинейного состояния бурового набора к деформированному.

Для буровой компоновки с жестким закреплением нижнего конца (в случае размещения расширителя над буровым инструментом) на интервале заделки /3 (рис. 2.7), отклоняющее усилие в нижнем интервале заделки определим через формулу:

где Мж - реактивный момент жесткой заделки, даНм.

Изгибающий момент определим при решении уравнения (2.6):

Мж = -EJK •у", а при х = 0, получим

Из формулы (2.13) следует, что величина отклоняющего усилия в случае жесткой заделки нижнего конца буровой компоновки, существенно возрастает при изгибе буровой компоновки.

Зависимости усилия Р и угла перекоса у от условий закрепления нижнего конца буровой компоновки

Рис. 2.8. Зависимости усилия Рп и угла перекоса у0 от условий закрепления нижнего конца буровой компоновки

На рис. 2.8. приведены результаты расчетов Рп и у0 для колонкового набора 57 мм, при Рос = 20 кН и /к = 0,1 см в зависимости от условий закрепления нижнего конца компоновки на забое скважины.

Условия закрепления

нижнего конца компоновки приняты в виде шарнирного (коэффициент устойчивости Ф.

С. Ясинского к формуле Л.

Эйлера при шарнирном закреплении нижнего конца балки равен 1) и жесткого (коэффициент устойчивости равен 2).

Как следует из полученных данных угол перекоса у0 (линия штрих с точкой на рис. 2.8) максимален при шарнирной заделке нижнего конца компоновки, а отклоняющее усилие Рп (сплошные линии на рис. 2.8) при жестком. В случае изменения условий закрепления нижнего конца компоновки возможные значения у0 и Рп находятся в интервале граничных условий устойчивости компоновки (при изменении коэффициента устойчивости от 1 до 2).

При установке расширителя непосредственно над коронкой величина усилия Рп в несколько раз превышает значение отклоняющего усилия при шарнирном закреплении конца компоновки, а по мере удаления от коронки вверх снижается и будет уже незначительной при /3 = 1,0-1,5 м.

Анализ результатов бурения это подтверждает, показывая, что скважины могут более существенно искривляться при использовании в составе компоновок расширителей в случае их установки непосредственно над коронкой.

А. И. Уржумов, например, отмечает, что интенсивность искривления скважин в 1,3 раза выше при бурении компоновкой, в которой расширитель установлен над коронкой. Наиболее оптимальным для ССК-59, по мнению автора, является расстояние от торца коронки до места установки расширителя, равное 1,2 м [31].

Результаты бурения глубокой многоствольной скважины агрегатом СКБ-8 в ПГО «Сосновгеология» [21] показали, что отмечается искривление

о

дополнительного ствола с интенсивностью 2-3 на 100 м при использовании расширителей РСА-76, установленных над коронкой. Изучение износа колонковых труб и расширителей показало, что последний работает в скважине с перекосом, который вызван прогибом компоновки, а изгибающий момент в месте защемленного конца изогнутой компоновки обеспечивает появление значительных поперечных сил, под действием которых происходит фрезерование стенки скважины и более интенсивное искривление в анизотропных породах. В результате замены расширителя на стабилизатор длиной 0,7 м, а в последующем - на стабилизатор длиной 1 м искривление ствола скважины было практически исключено.

Из представленных материалов следует, что для эффективного снижения искривления скважины буровая компоновка должна оснащаться центрирующими её положение элементами на интервале 1,0-1, 5 м от коронки и выше, а расширитель целесообразно устанавливать на удалении от коронки на расстояние не менее 1,2 м.

В табл. 2.1 приведены сведения об искривлении скважин при бурении различными бурильными колоннами на одном из месторождений Забайкалья. Как следует из приведенных данных, интенсивность искривления скважин диаметром 59 мм возрастает по мере увеличения жесткости бурильных труб ?Уб и радиального зазора/б.

Таблица 2.1

Данные о влиянии типа бурильной колонны на интенсивность искривления

Тип колонны бурильной колонны

Интенсивность искривления, град/100 м

зенитного

азимутального

0,61

2,94

ЛБТН-54

0,53

3,2

0,88

3,31

ССК-59

1,09

3,5

СБТМ-50

1,88

6,44

Исследования показывают, что буровая компоновка при бурении всегда имеет упругий изгиб. Величина этого изгиба зависит не только от длины, жесткости, диаметра буровой компоновки, параметров режима бурения, но и от типа бурильной колонны, радиального зазора между колонной и стенкой скважины. Изучение износа буровых компоновок и условий их работы в скважине позволяет сделать некоторые выводы о формах деформации колонковых наборов.

Формы деформации колонковых наборов получены с учетом разверток поверхностей изношенных колонковых труб (рис. 2.9). Деформацию с образованием двух полуволн имеет набор длиной 6 м, диаметром 73 мм (рис. 2.9, а), с образованием трех полуволн - набор длиной 12 м, диаметром 57 мм (рис. 2.9, б). Основной причиной более сильного износа (деформации) набора длиной 6 м является действие изгибающего момента Л/з со стороны деформированной колонны бурильных труб. Нижняя труба набора длиной 12 м получает меньшую деформацию, так как изгибающий момент М3 воспринимает верхняя труба колонкового набора.

Схемы форм деформации колонковых наборов, построенные с учетом износа колонковых труб при длине набора

Рис. 2.9. Схемы форм деформации колонковых наборов, построенные с учетом износа колонковых труб при длине набора: а - 6 м; б - 12 м

Деформация компоновок значительно увеличивается при повышении числа резьбовых соединений. Причина этого не столько в понижении жесткости в местах резьб, сколько в их несоосности. При несоосности резьб в месте соединения возникает изгибающий момент, обусловленный внецентренным приложением осевой нагрузки:

где е - несоосность резьбовых соединений компоновки.

Например, из схемы на рис. 2.9, а следует, что нижняя часть колонкового набора получила значительную деформацию из-за несоосности резьб колонковой трубы и корпуса кернорвателя.

Несоосность резьб соединений колонкового набора является причиной повышенного износа элементов компоновки и особенно центраторов, что снижает их ресурс и эффективность применения в качестве средств, снижающих искривление скважины.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >