Основные факторы, влияющие на точность искривления скважины отклонителями. Угол закручивания бурильной колонны

Факторы, влияющие на точность искривления скважин отклонителями, могут носить случайный и систематический характер.

К случайным факторам следует отнести различные аспекты нарушения технологии и влияние горно-геологических условий, например, анизотропии, трещиноватости, повышенной или очень низкой твердости горных пород.

К систематическим факторам, снижающим результативность работ по искривлению скважин, следует отнести влияние индивидуальных особенностей конструкций технических средств направленного бурения, которые вызывают отклонения при реализации искривлений. Одним из таких факторов является угол закручивания колонны.

Реактивный момент сил возникает при работе забойного двигателя на его корпусе вследствие реакций разрушаемой породы на работу вооружения долота на забое. Под действием реактивного момента бурильная колонна закручивается в направлении, обратном направлению вращения колонны, т. е. против часовой стрелки.

Угол закручивания колонны зависит от характеристики забойного двигателя и самой колонны, физико-механических свойств горных пород, осевой нагрузки на долото, зенитного угла скважины и др. Это обстоятельство вызывает серьезную проблему при направленном искривлении скважины, поскольку реактивный момент приводит к закручиванию бурильной колонны и нарушает ориентацию отклонителя, если его корпус не имеет распорного механизма. К таким средствам относятся отклонители на базе турбобуров и винтовых забойных двигателей (рис. 4.34). Наличие распорного механизма устраняет проворот отклонителя и снимает проблему влияния угла закручивания колонны на точность ориентирования отклонителя.

Для корректировки положения отклонителя в соответствии с параметрами ориентирования необходимо знать величину угла закручивания бурильной колонны.

Угол закручивания бурильной колонны определяется формулой [4]

где Мр - реактивный момент на корпусе двигателя, даН-м; L - длина бурильной колонны, воспринимающей кручение под действием Мр, м; G - модуль сдвига, даН/м2; J0 - полярный момент инерции, м4.

Реактивный момент Мр определяется по формуле

где Мд - вращающий момент на долоте; М - вращающий момент, развиваемый турбиной турбобура; Мп - момент сил трения в резинометаллической пяте или шаровой опоре турбобура; Мро - момент сил трения в радиальных опорах турбобура.

Реактивный момент на долоте, вызванный реакцией разрушаемой породы, может определяться также по упрощенной формуле

где Рос - осевая нагрузка на долото; цс - коэффициент сопротивления вращения долота, который зависит от частоты вращения долота, типа долота, свойств горных пород и других факторов; R - радиус долота.

На рис. 4.61 приведены зависимости вращающего момента от осевого усилия на долото, определяющего величину закручивания колонны при бурении турбобуром ЗТСШ-240, при различных значениях подачи бурового раствора.

Зависимость вращающего момента на долоте от осевой нагрузки при разных расходах бурового раствора при бурении турбобуром ЗТСШ-240

Рис. 4.61. Зависимость вращающего момента на долоте от осевой нагрузки при разных расходах бурового раствора при бурении турбобуром ЗТСШ-240: 1 - 0,032 м5/с; 2 - 0,0365 м3/с; 3 - 0,0425 м3

Возможные пути учета угла закручивания колонны при ориентировании отклонителей состоят в следующем:

  • • угол закручивания колонны устраняется за счет применения отклонителей с распорными механизмами, которые позволяют фиксировать ОНД в скважине, не давая ему возможности проворота, но обеспечивая продольное перемещение по мере углубления ствола скважины, а поэтому угол закручивания колонны при ориентировании не учитывается;
  • • угол закручивания колонны учитывается при ориентировании путем упреждения при установке отклонителя таким образом, что при бурении проворот компоновки с отклонителем на угол закручивания позволяет ОНД занять расчетное положение;

• при использовании систем телеметрии с постоянным каналом связи систем управления отклонителем с оператором существует возможность оперативного учета угла закручивания колонны путем корректировки направления набора кривизны.

Устранение угла закручивания колонны становится возможно, если используются ОНД с распорными механизмами, например такими, которыми оснащены отклонители ДГ-70 (рис. 4.59). Подобные распорные устройства могут быть механического или гидромеханического принципа действия. Применение распорных механизмов особенно актуально при бурении скважин малого диаметра, поскольку для труб диаметром 63,5, 54, 50, 42 мм угол закручивания очень значителен (более 15-25° на 100 м длины колонны) и вызывает большие проблемы при проведении работ по направленному бурению - учесть такой значительный угол закручивания будет очень сложно, а точность набора кривизны окажется крайне низкой.

Бурильные трубы диаметром 114, 127, 141 и 168 мм, применяемые для бурения скважин большого диаметра, могут иметь угол закручивания 6,5; 5,0 и 3° на 100 м длины, поэтому суммарный угол закручивания даже для колонн большого диаметра может составлять также значительную величину. Тем не менее отклонители большого диаметра на базе гидродвига- тей (см. рис. 4.33) не имеют распорных механизмов, так как развиваемый такими двигателями крутящий момент настолько велик, что надежная стабилизация колонны специальным механизмом будет крайне затруднена. При этом проблема стабилизации колонны дополнительно усложняется тем, что горные породы при бурении нефтегазовых скважин достаточно слабы для удержания колонны от проворота механизмом распора. В то же время наличие распорного механизма существенно усложняет как конструкцию отклонителя, так и технологию бурения им.

При определении угла закручивания колонны в реальной скважине существует ряд сложностей и неопределенностей, которые влияют на расчетный показатель. Гак, например, нижняя часть колонны на интервале от долота и выше на расстоянии около 100-150 м состоит из труб различного размера и жесткости. Соответственно, угол закручивания для различных УБТ, бурильных труб будет различен, а итоговый угол закручивания определяется как сумма отдельных углов закручивания для каждого участка колонны труб, например, для КНБК, включающей турбобур, УБТ-203, УБТ-178 и бурильные трубы диаметром 127 мм:

где соответственно приведены углы закручивания для каждого из трех участков колонны, расчет которых можно выполнить по формуле (4.26) с учетом параметров, входящих в компоновку типов труб.

При расчете угла закручивания колонны ориентировочно можно рассчитывать угол закручивания только бурильных труб - наиболее подверженных кручению под действием реактивного момента без учета в составе компоновки забойного двигателя и УБТ - особенно большого диаметра. Поэтому вышеприведенная зависимость может быть упрощена до формулы ф = фбт-127 при условии, что расчет длины колонны будет производиться от долота.

При расчете угла закручивания участка колонны также крайне важен такой параметр, как длина каждого участка колонны. Длина бурильной колонны и её отдельных участков, воспринимающих реактивный момент, практически неизвестна, так как она зависит от момента сил трения между колонной и стенкой скважины, конфигурации ствола скважины и многих других факторов. Поэтому для расчета угла закручивания следует вводить поправочный коэффициент, определяемый опытным путем.

При расчетах можно ориентироваться на следующие углы закручивания бурильной колонны на каждые 100 м их длины: при бурении долотами

295,3, 240 мм турбобурами 6-10° для 140 мм бурильных труб и 10-15° для 127 мм труб; при бурении долотами 215,9, 195 мм турбобурами 3-5° для 140 мм труб и 4-6° для 127 мм труб.

Для управления процессом набора кривизны с целью контроля угла закручивания колонны и повышения точности работ применяют систему телеметрии, которая позволяет производить соответствующие измерения и корректировки непосредственно в процессе выполнения искривления скважины.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >