Причины и закономерности естественного искривления скважин

ЕСТЕСТВЕННОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

При бурении всеми существующими способами в той или иной мере имеет место произвольное отклонение стволов скважин от заданного направления. Причины отклонения скважин от заданного направления разделяются на три основные группы: организационно-технические; технологические; геологические.

Организационно-технические причины искривления скважин

К организационно-техническим причинам искривления скважин относят:

  • • неточную установку буровой установки при заложении скважины;
  • • несоосную посадку колонны обсадных труб;
  • • несоосное забуривание ствола при переходах с большего диаметра скважины на меньший диаметр;
  • • использование деформированных бурильных и колонковых труб, некачественно изготовленных компоновок, например, с несоосно нарезанными резьбовыми соединениями, буровых станков с чрезмерным люфтом вращателя.

При переходах с большего диаметра ствола скважины на меньший необходимо использовать длинные колонковые и направляющие трубы, центрирующие фонари и переходить к бурению меньшего по диаметру ствола после создания направления с помощью ступенчатого снаряда.

Указанные технологические мероприятия важны для сохранения соосности верхних и нижнего участков ствола скважины, имеющих различный диаметр и повышения, таким образом, прямолинейности всего ствола скважины.

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

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 колонна при постановке на забой теряет прямолинейную форму и только за счет контакта гребней полуволн изгиба со стенкой ствола скважины принимает устойчивое положение.

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 вышерасположенную 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.

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 выполняется часто фасонным - трех-, четырехгранным, равностороннего треугольника с выгнутыми наружу сторонами (патент ФРГ № 1288535).

Центратор - элемент буровой компоновки, предназначенный для устранения прогиба компоновки (повышения её устойчивости), характеризующийся диаметром, равным диаметру инструмента, длиной, не превышающей 1,5-2 диаметра 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 диаметров породоразрушающего инструмента, и наличием вооружения (алмазного, твердосплавного или шарошек) на боковых поверхностях.

Шарнирное соединение бурильной колонны и колонкового набора обеспечивает возможность их взаимного перекоса на угол 1,5-3 град 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-1; q - масса единицы длины бурильной колонны или бурового набора, кг/м; ?/б - жесткость колонны бурильных труб или бурового набора на изгиб, Н м2.

Жесткость - параметр, определяющий сопротивление бурильных труб, компоновок или иных трубчатых элементов изгибу при осевом или поперечном нагружении. Данный параметр рассчитывается как произведение модуля упругости материала - для бурильных колонн и компоновок это, как правило, сталь или сплав Д16Т (для стали Е = 2,1 • 10 кПа, для

о

алюминиемого сплава Е = 0,75 • 10 кПа) и осевого момента инерции поперечного сечения J, например, для трубы с поперечным сечением в виде кольца

где Z)H4 и с/в4 - наружный и внутренний диаметры трубы.

При передаче осевого усилия в зависимости от длины и жесткости бурового набора, бурильных труб возможны следующие основные варианты деформирования буровой компоновки в скважине (рис. 2.1, а-г).

Схемы деформирования нижней части бурильной колонны при различной длине колонкового набора

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 положение.

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, Н м2.

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

Таким образом, если длина бурового набора не превышает рассчитанного значения длины по формуле (2.3), то он может сохранять прямолинейное состояние и максимально возможный угол перекоса у0 такой компоновки в скважине будет равен

где^ - радиальный зазор, м.

Радиальный зазору определяется как полуразность диаметров скважины Z)CKB 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.

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

В данном случае представлены 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 вышерасположенной 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/< - 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/к от забоя (рис. 2.2).

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 М3 определяется следующим соотношением параметров [1]:

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

Схема для анализа работы буровой компоновки

Рис. 2.2. Схема для анализа работы буровой компоновки

Как следует из формулы (2.7), 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 (2.6):

С учетом формулы (2.3), полагая, что Ьк ~ /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 мере повышения длины колонкового набора (рис. 2.1, в, г) угол перекоса у0 изменится незначительно по сравнению с рассчитанными по формуле (2.7), 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 Рох, которое может вызывать фрезерование стенки скважины и её искривление:

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

Из формулы (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 буровой компоновки некоторых параметров:

Из выражения (2.11) следует, что для снижения^ и Р 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 или стальные бурильные трубы меньшего диаметра.

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.

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 по формуле

где Мж - реактивный момент жесткой заделки, даН-м.

Изгибающий момент рассчитаем при решении уравнения (2.6):

а при х = 0 получим

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 (2.13) 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 несоосно- сти резьб в месте соединения возникает изгибающий момент, обусловленный внецентрен- ным 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 скважины. Поэтому при изготовлении элементов буровых компоновок и их сборке крайне важно обеспечить строгую соосность резьбовых соединений.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >