Влияние на искривление скважин характера вращения деформированной буровой компоновки

деформированной буровой компоновки

Интенсивность естественного искривления скважин во многом зависит от характера движения деформированной компоновки нижней части бурильной колонны. Деформированная буровая компоновка, например колонковая труба, имеет кинематику, задаваемую видом движения вышерасположенных бурильных труб и силами сопротивления в направлении резцов инструмента со стороны забоя бурящейся скважины. При этом буровая компоновка способна навязывать буровому инструменту определенный вид движения, влияя, таким образом, на процессы разрушения породы на забое и фрезерования стенки скважины и, соответственно, на формирование конфигурации и направление ствола скважины.

Можно выделить основные виды движения деформированной компоновки бурильной колонны:

  • • прямое (в направлении, заданном буровым станком) обращение вокруг оси скважины с постоянной угловой скоростью (вид Oi);
  • • вращение вокруг собственной оси - ориентированный изгиб (вид Ф2);
  • • комбинация видов движения Oj и Ф2 , при котором, вращаясь вокруг собственной изогнутой оси, буровая компоновка обращается и вокруг оси скважины (Фь2), при этом частота вращения и обращения могут меняться в широких пределах;
  • • обратное (в направлении, обратном заданному буровым станком) вращение (качение) вокруг оси скважины с постоянной и изменяющейся угловой скоростью (вид Ф3).

Механизм искривления скважин с учетом динамики бурильной колонны и ее составного элемента - компоновки нижней части колонны - представляется следующим. В результате действия суммы внешних сил (Рос, изгибающих моментов со стороны деформированной бурильной колонны и забоя, а также центробежной силы) происходит деформирование компоновки, ось которой образует с осью скважины угол перекоса у0 (см. рис. 2.4, а). В то же время величина интенсивности искривления скважины определяется не только величиной прогиба компоновки, но и тем, какой вид движения реализуется деформированной буровой компоновкой под влиянием значительного числа факторов, основными из которых являются параметры режима бурения.

На рис. 2.4 даны положения деформированной буровой компоновки: а - исходное, где символом со обозначена частота вращения компоновки вокруг собственной оси, а символом Q - вокруг оси скважины; 6 - положение компоновки через пол-оборота вокруг своей оси при условии Q = О, что соответствует виду движения Ф2; в - положение компоновки через пол-оборота вокруг оси скважины (со = 0, ?2 = со), что соответствует виду движения Фь г - положение компоновки через пол-оборота в соответствии с вариантом движения Ф.2 (со > 0; ?2 > 0; ?2 Ф со).

Схемы к анализу влияния вида движения деформированной компоновки на интенсивность естественного искривления скважин

Рис. 2.4. Схемы к анализу влияния вида движения деформированной компоновки на интенсивность естественного искривления скважин

Теоретически, когда гребень полуволны имеет движение вида Ф1 (рис. 2.4, а, б; 2.5, а), искривления скважины не происходит, а интенсивность / = 0.

Действительно, в этом случае перекос породоразрушающего инструмента не имеет какого-либо строго заданного положения, поскольку плоскость прогиба / компоновки постоянно меняет свое направление, равномерно вращаясь вокруг оси скважины (исходное положение 2.4, а, конечное - 2.4, в).

Если движение соответствует виду Ф2 (рис. 2.4, б; 2.5, б), то искривление скважин достигает максимума, поскольку в этом случае деформированная компоновка и направление перекоса породоразрушающего инструмента зафиксированы в плоскости набора кривизны.

В случае если движение гребня нижней полуволны имеет вид Ф3 (рис. 2.4, г), интенсивность искривления скважины может меняться в широких пределах. Данный вид движения сопровождается вибрацией бурильной колонны и возникает при чрезмерной деформации бурильной колонны и значительных силах трения между стенкой скважины и деформированной бурильной колонной. Данный вид движения колонны и буровой компоновки нежелателен с точки зрения эффективности процесса бурения и поэтому недопустим.

Возможные виды движения деформированных буровых компоновок (гребня полуволны согласно схемам на рис. 2.4) в скважине

Рис. 2.5. Возможные виды движения деформированных буровых компоновок (гребня полуволны согласно схемам на рис. 2.4) в скважине

При бурении скважин в основном реализуется промежуточный вид движения деформированных бурильной колонны и компоновки - Oi.2. В этом случае деформированная компоновка вращается вокруг собственной изогнутой оси (направления вращения со) и одновременно обращается вокруг оси скважины (направление вращения ?2). При этом значения указанных частот - вращения и обращения - меняются в широких пределах (рис. 2.4, а, г; рис. 2.5, в). Интенсивность искривления скважины будет определяться тем, какой вид движения деформированной компоновки будет доминировать в комбинации вида движения Ф1.2-Ф1 или Ф2: если компоновка будет вращаться преимущественно вокруг оси скважины - искривление будет минимальным, если в основном вокруг собственной изогнутой оси - максимальным.

Таким образом, при реализации вида движения Ф1_2 интенсивность искривления может меняться в самых широких пределах - от минимума до максимума, в зависимости от того, какой вид движения в комбинации Ф.2 будет доминирующим.

На рис. 2.6 приведены области существования видов движения деформированных колонн и компоновок (экспериментальная зависимость В. Н. Алексеева) [9].

Области существования видов движения деформированных бурильных колонн и компоновок

Рис. 2.6. Области существования видов движения деформированных бурильных колонн и компоновок

Из графика следует, что для вида движения Ф2 будут характерны высокие значения осевого усилия и минимальные значения частоты вращения. Для вида движения Ф1 - малые и умеренные значения осевого усилия и максимальные значения частоты вращения.

Для основных, обычно применяющихся на практике параметров режима бурения, наиболее вероятен комбинированный вид движения деформированной компоновки Ф1.2, для которого характерен широкий разброс значений возможной интенсивности естественного искривления.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >