ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЧИНЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Данная группа причин естественного искривления скважин вызвана реализацией той или иной технологии бурения скважин и может быть связана прежде всего [9]:

  • — 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

Устойчивость — способность элементов конструкции (компоновки) сопротивляться деформированию (прогибу) под действием силы, направленной вдоль или параллельно оси элемента конструкции.

Бурильная колонна является весьма неустойчивой системой. Под действием даже части собственного веса при постановке на забой колонна 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 под буровой компоновкой следует понимать следующие основные элементы бурильной колонны: буровой инструмент, колонковую трубу при бурении с отбором керна или направляющую трубу при бурении без отбора керна и расположенную выше бурильную трубу. В состав буровой компоновки могут входить стабилизатор, калибраторы, центраторы, расширители, переводники между колонковой и бурильной трубой, в том числе специальные переводники-центраторы, переводники с шарнирным соединением бурильной колонны и бурового набора.

Калибратор — элемент буровой компоновки, предназначенный для проработки ствола скважины, имеющий диаметр, равный диаметру долота, длину, равную 2—4 диаметрам долота, и активное боковое породоразрушающее вооружение.

Стабилизатор — элемент буровой компоновки, характеризующийся длиной, равной длине бурильной трубы, и наружным диаметром, равным диаметру породоразрушающего инструмента.

В связи с этим поперечное сечение стабилизатора часто выполняется фасонным — трех-, четырехгранным, в виде равностороннего треугольника с выгнутыми наружу сторонами (патент ФРГ № 1288535).

Центратор — элемент буровой компоновки, предназначенный для устранения прогиба компоновки (повышения ее устойчивости), характеризующийся диаметром, равным диаметру инструмента, длиной, не превышающей 1,5—2,0 диаметров породоразрушающего инструмента, и отсутствием вооружения на боковых поверхностях.

Расширитель — элемент буровой компоновки, предназначенный для сохранения диаметра ствола скважины и бурового инструмента при бурении твердых и абразивных горных пород, характеризующийся диаметром, на 0,1-0,2 мм превышающим диаметр бурового инструмента, длиной, не превышающей 1,5—2,0 диаметров породоразрушающего инструмента, и наличием на боковых поверхностях вооружения (алмазного, твердосплавного или шарошек).

Шарнирное соединение бурильной колонны и колонкового набора обеспечивает возможность их взаимного перекоса на угол 1,5—3° без упругого деформирования, что исключает передачу на колонковый набор изгибающего момента со стороны изогнутой вышерасположенной бурильной трубы.

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

где Рос — осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, даН; со — частота вращения бурильной колонны, с~u,q — масса единицы длины бурильной колонны или бурового набора, кг/м; Е1Ь жесткость колонны бурильных труб или бурового набора на изгиб, Н м2.

где /)н4 и наружный и внутренний диаметры трубы.

Жесткость — параметр, определяющий сопротивление бурильных труб, компоновок или иных трубчатых элементов изгибу при осевом или поперечном нагружении. Определяется как произведение модуля упругости материала (для бурильных колонн и компоновок это, как правило, сталь или сплав Д16Т (для стали Е= 2,1 * 108 кПа, для алюминиемого сплава Е = 0,75 • 108 кПа)) и осевого момента инерции поперечного сечения J равного, например, для трубы с поперечным сечением в виде кольца:

При передаче осевого усилия в зависимости от длины и жесткости бурового набора, бурильных труб возможны основные варианты деформирования буровой компоновки в скважине, схемы которых представлены на рис. 2.1, а—г.

Схемы деформирования нижней части бурильной колонны при различной длине колонкового набора Первый из них соответствует случаю, при котором буровой набор сохраняет прямолинейное состояние

Рис. 2.1. Схемы деформирования нижней части бурильной колонны при различной длине колонкового набора Первый из них соответствует случаю, при котором буровой набор сохраняет прямолинейное состояние.

Длину бурового набора LK, равную критической длине, при превышении которой колонковый набор изогнется, ориентировочно можно определить из уравнения Л. Эйлера для расчета критической осевой нагрузки:

где Е1К жесткость колонкового набора, Нм2.

Считая, что осевая нагрузка PQC = Р , можно сделать расчет:

Таким образом, если длина бурового набора не превышает значения, рассчитанного по формуле (2.4), то он может сохранять прямолинейное состояние, и максимально возможный угол перекоса у0 такой компоновки в скважине будет равен

где /к — радиальный зазор, м, который определяется как полуразность диаметров скважины /)скв и буровой компоновки dK:

Схема для анализа работы буровой компоновки

Рис. 2.2. Схема для анализа работы буровой компоновки

Из формулы (2.5) следует, что угол перекоса снижается при повышении длины компоновки и снижении радиального зазора.

При длине колонкового набора больше величины, рассчитанной по формуле (2.4), он прогнется и тогда угол перекоса резко возрастет по сравнению со значением, рассчитанным по формуле (2.5).

Рассмотрим условия, определяющие устойчивость и деформирование буровой компоновки в скважине в виде расчетной схемы [9J, представленной на рис. 2.2, для упрощения задачи полагая, что колонна деформирована плоско.

В данном случае рассмотрены условия работы буровых компоновок с учетом влияния изгибающего момента Mv 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 опирание 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

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

При этом из формулы (2.7) следует, что максимально возможный прогиб буровой компоновки может наблюдаться на расстоянии 0,35/к от забоя (см. рис. 2.2).

Вследствие действия изгибающего момента со стороны деформированной бурильной колонны А/3 увеличиваются деформация буровой компоновки и угол перекоса нижней части бурового набора относительно оси скважины у0. Изгибающий момент М.3 определяется следующим соотношением параметров [1]:

где ?УК, EJb — жесткость буровой компоновки и бурильной трубы соответственно, Па-м4;/^— прогиб бурильной трубы, м; /б — длина полуволны бурильной колонны над буровым набором, м.

Как следует из формулы (2.8), величина изгибающего момента М3 зависит от типа бурильной колонны. Повышение деформации буровых компоновок от действия изгибающего момента М3 может приводить к повышению интенсивности искривления скважин.

Угол перекоса у0 буровой компоновки определим как первую производную уравнения (2.3):

С учетом формулы (2.3), полагая, что LK« /к, угол перекоса буровой компоновки у0 определяется так:

Из формулы (2.9) следует, что угол перекоса у0 пропорционален радиальному зазору и возрастает при повышении осевого усилия и снижении жесткости буровой компоновки.

По мере повышения длины колонкового набора (см. рис. 2.1, в, г) угол перекоса у0 изменяется незначительно в сравнении с рассчитанными по формуле (2.8), а при некотором удлинении колонкового набора может снизиться в 1,3 раза, так как уменьшится действие изгибающего момента М3 на нижнюю полуволну бурового набора.

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

С учетом зависимостей для расчета угла перекоса (2.5) и (2.9) можно оценить влияние устойчивости прямолинейной и деформированной буровых компоновок на искривление скважин:

Из формулы (2.11) следует, что отклоняющее усилие, вызывающее фрезерование стенки и отклонение ствола скважины от проектного направления, резко возрастает при повышении осевого усилия на инструмент (в степени 3/2), повышается пропорционально при увеличении радиального зазора и снижении жесткости буровой компоновки (в степени 1/2). Поскольку осевой момент инерции зависит от диаметра труб в четвертой степени (формула (2.16)), отклоняющее усилие ориентировочно возрастает при снижении диаметра труб и долота в квадратичной зависимости.

Из равенства (2.8) можно определить степень влияния на прогиб буровой компоновки некоторых параметров:

Из выражения (2.12) следует, что для снижения /к и Рот надо 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, например, легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) или стальные бурильные трубы меньшего диаметра.

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

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.

Для буровой компоновки с жестким закреплением нижнего конца (в случае размещения расширителя над буровым инструментом) на интервале заделки /3 (рис. 2.3) отклоняющее усилие в нижнем интервале заделки определим с помощью формулы

где Мж — реактивный момент жесткой заделки, даНм. Изгибающий момент определим при решении уравнения (2.6):

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

Рис. 2.3. Схема буровой компоновки с жесткой заделкой нижнего конца за счет установки расширителя

Из формулы (2.14) следует, что величина отклоняющего усилия в случае жесткой заделки нижнего конца буровой компоновки существенно возрастает при изгибе буровой компоновки. Но по мере повышения места установки нижнего опорно-центрирующего элемента или расширителя величина отклоняющей силы снижается. Поэтому целесообразно размещать опорно-центрирующие элементы на некотором расстоянии от долота.

Деформация компоновок значительно увеличивается при повышении числа резьбовых соединений. Причиной этого может быть понижение жесткости колонны в местах резьб, а также их несоосность. При несоосности резьб в месте соединения возникает изгибающий момент, обусловленный вне- центренным приложением осевой нагрузки.

Несоосность резьб соединений буровых компоновок является причиной повышенного износа элементов компоновки и особенно центраторов, что снижает их ресурс и эффективность применения в качестве средств, снижающих искривление скважин. Поэтому при изготовлении элементов буровых компоновок и их сборке крайне важно обеспечить строгую соосность резьбовых соединений.

 
Посмотреть оригинал