Механизм искривления скважин при вращательном роторном бурении

при вращательном роторном бурении

Анализ влияния технологических причин на процесс искривления скважин позволяет выделить основные факторы, составляющие основу механизма искривления скважин при вращательном бурении.

Первым основным фактором искривления скважин является угол несогласия между осью скважины и осью буровой компоновки, возникающий вследствие деформации буровой компоновки. Деформация буровой компоновки приводит к перекосу породоразрушающего инструмента на забое скважины на угол у0 и появлению отклоняющего усилия, действующего в направлении перекоса бурового инструмента (формула (2.10)).

Зависимость интенсивности искривления скважин от величины угла перекоса инструмента у0 (угла несогласия между осью скважины и осью деформированной компоновки) очень значительна, но не всегда прямо пропорциональна. Например, возможны варианты работы буровых компоновок, при которых значительные прогиб компоновки и угол перекоса у0 могут не вызывать существенного искривления скважин.

В то же время устранение угла перекоса инструмента и деформации буровой компоновки практически исключает искривление скважин.

Для снижения искривления скважин может использоваться комплекс мероприятий по технологии бурения и подбору буровых компоновок, ориентированный на максимальное снижение угла перекоса у0.

В этом направлении крайне важно качество изготовления и сборки буровых компоновок, преследующих цель получения идеально соосного устройства с укрепленными резьбовыми соединениями.

Вторым основным фактором искривления скважин является вид движения деформированной буровой компоновки в скважине. При равных значениях угла перекоса бурового инструмента у0 (см. зависимость (2.8)), т. е. практически независимо от степени деформации буровой компоновки, максимальные значения интенсивности искривления скважины связаны с вращением компоновки вокруг собственной изогнутой оси (ориентированный изгиб - Ф2), минимальные - с вращением деформированной компоновки вокруг оси скважины (Ф1).

Поскольку при бурении в обычном режиме в основном реализуется промежуточный вид движения деформированной компоновки Oi_2 (одновременное вращение компоновки вокруг собственной оси и оси скважины - см. рис. 2.5, 2.6), на практике наблюдается средний уровень интенсивности искривления, со смещением в сторону максимального значения при преимущественном вращении деформированной компоновки вокруг собственной оси и со смещением в сторону минимального значения, если преобладает вращение вокруг оси скважины.

Для снижения интенсивности искривления следует использовать буровые компоновки с параметрами, которые обеспечивают вид движения Ф.

Третий основной фактор искривления скважин связан с процессами разрушения горной породы при формировании ствола скважины, а именно с соотношением скоростей фрезерования стенки скважины под действием отклоняющего усилия и углубления забоя под действием осевого усилия.

Условием снижения интенсивности естественного искривления скважин является минимизация этого соотношения (Уф/ v6 —» min ) за счет снижения Уф и интенсификации уб.

Аналитическую зависимость, отражающую в общем виде взаимоотношение основных факторов и их параметров, оказывающих влияние на процесс искривления скважин при вращательном бурении, можно представить в следующем виде:

где LK - расчетная длина буровой компоновки, определяющая интенсивность искривления, м; ук- угол перекоса буровой компоновки длиной LK на забое скважины, град.

Подробный анализ формулы общего вида (2.22) и определение входящих в неё параметров приведен в работах [21, 22].

Для пояснения физического смысла формулы (2.22) и пояснения основных позиций механизма естественного искривления скважин при вращательном бурении рассмотрим схемы на рис. 2.12, а-д.

Схемы для анализа влияния основных факторов на процесс естественного искривления скважины при вращательном бурении

Рис. 2.12. Схемы для анализа влияния основных факторов на процесс естественного искривления скважины при вращательном бурении

В первом случае, представленном на рис. 2.12, а, буровая компоновка строго центрирована в стволе скважины, поэтому угол перекоса ук = О и отсутствует фрезерование стенки скважины, а длина буровой компоновки, которая может определять кривизну ствола, стремится к бесконечности (LK —» оо). Таким образом, анализируя формулу (2.22), можно сделать вывод, что основные факторы, которые могли бы вызвать искривление ствола скважины, отсутствуют.

В случае если буровая компоновка деформирована (показана осевая линия компоновки 2 на рис. 2.12, б) в пределах радиального зазора/между компоновкой и стенкой скважины и вращается строго вокруг собственной изогнутой оси (вид движения Ф2 на рис. 2.11, б), расчетная длина LK определяется как длина касательной линии к линии прогиба компоновки, измеренная от торца породоразрушающего инструмента 1 до стенки скважины. В этом случае длина LK минимальна, угол перекоса ук, равный у0, максимален, а поскольку перекос породоразрушающего инструмента в данном случае строго фиксирован, фрезерование стенки скважины происходит в одном преимущественном направлении, что вызывает максимальное искривление ствола скважины, которое будет тем выше, чем больше угол перекоса ук и меньше LK.

Таким образом, вид движения деформированной компоновки Ф2 вызывает максимальное искривление ствола скважины при прочих равных условиях.

В случае если вид движения компоновки начинает трансформироваться из вращения вокруг собственной изогнутой оси - Ф2 в смешанный вид, когда преобладает вращение вокруг собственной изогнутой оси и присутствует вращение компоновки вокруг оси скважины (вид вращения Ф1-2), положение и длина LK определяются как усредненная касательная линия к линиям деформации 2 и 3 буровой компоновки (рис. 2.12, в). В этом случае компоновка длиной LK занимает положение в центре траектории обращения деформированной компоновки вокруг оси скважины (сечение А-А на рис. 2.12, в).

Анализ схемы на рис. 2.12, в и формулы (2.22) показывает, что в этом случае интенсивность искривления будет существенно ниже, чем при вращении компоновки вокруг собственной изогнутой оси, так как расчетная длина LK увеличивается, снижаются угол перекоса ук и влияние фрезерования стенки скважины на формирование кривизны.

Дальнейшая трансформация вида движения в направлении ф2 —» Ф! (рис. 2.12, г) приводит к последующему снижению возможной интенсивности естественного искривления. Траектория обращения деформированной компоновки становится более симметричной (сечение Б-Б на рис. 2.12, г), возрастает длина LK, снижается угол перекоса, а фрезерование стенки скважины буровым инструментом не имеет какого-либо строго заданного направления.

При идеальном виде движения Ф1 исчезают все основные причины для искривления скважины при ранее принятых условиях деформации буровой компоновки (оси 2 и 3 на рис. 2.12, д), так как расчетная длина LK стремится к бесконечности, угол перекоса ук равен нулю. Следовательно, интенсивность искривления ствола скважины также будет равна нулю.

Анализ влияния технологических причин на процесс искривления скважин позволяет выделить основные факторы, составляющие основу механизма искривления скважин при вращательном турбинном бурении.

При бурении скважин в сжатой части низа бурильной колонны под действием осевых нагрузок возникает продольный изгиб. При работе турбобура разрушение горной породы приводит к появлению реактивного момента и компоновка бурильной колонны закручивается. В результате действия продольных сил и реактивного момента колонна деформируется в виде спирали, а долото получает перекос. Перекос компоновки на угол у0 в пределах зазора обеспечивает в вертикальной скважине отклоняющую силу Р = Рос sin у0. Одновременно перекос долота на угол у0 при условии прямолинейного состояния забойного двигателя задает искривление с интенсивностью

где L - длина турбобура, м.

Набор угла в направлении выполаживания скважины будет происходить как за счет фрезерования под действием отклоняющей силы Рот, так и за счет перекоса долота. Формула, отражающая этот процесс в аналитической форме, будет выглядеть следующим образом:

При этом в процессе работы долота плоскость перекоса компоновки может меняться, задавая наряду с выполаживанием отклонение скважины вправо или влево.

На рис. 2.13, а показана схема положения компоновки с турбобуром в скважине, а на рис. 2.13, б - совмещенные графические зависимости усилий Ръ и Рот от значения зенитного угла 0.

Отклоняющая сила, как уже отмечено, зависит от угла перекоса турбобура в скважине. В процессе набора кривизны по мере роста зенитного угла скважины возрастает сила Ръ, стремящаяся вернуть скважину к вертикальному положению. При определенном значении зенитного угла сила Ръ будет равна отклоняющей силе Рот и процесс изменения направления скважины прекратится. Графическое решение определения равновесного зенитного угла Oi представлено на рис. 2.13, г.

Схемы, поясняющие процесс искривления скважины при бурении турбобуром

Рис. 2.13. Схемы, поясняющие процесс искривления скважины при бурении турбобуром: а - положение компоновки в наклонной скважине; б - направление искривления под действием отклоняющей силы Р01; в - направление искривления под действием силы Рв; г - графические зависимости усилий Рв и Ротот величины зенитного угла; 1 - долото

При бурении горизонтальных или полого наклонных скважин усилие Ръ будет стремиться направить скважины в сторону выкручивания, т. е. снижения зенитного угла.

В случае если доминирует отклоняющая сила Р, то процесс фрезерования стенки скважины приведет к отклонению скважины влево (рис. 2.13, б), если же стенка скважины будет фрезероваться под действием усилия Рв, следует ожидать искривления скважины вправо (рис. 2.13, в).

Величину усилия Рв можно ориентировочно определить по зависимости

где 0 - зенитный угол, град; у - угол перекоса компоновки в скважине, град; QT - вес турбобура, даН.

Исходя из равенства Ръ = Рот можно определить величину равновесного угла:

Выражение (2.26) позволяет определить значение зенитного угла, при котором возможна стабилизация направления скважины.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >