Технические средства для стабилизации заданного направления скважин

Схемы маятниковой {о), опорной (б) и жесткой (в) буровых компоновок

Рис. 4.1. Схемы маятниковой {о), опорной (б) и жесткой (в) буровых компоновок

Для стабилизации направления скважин применяются следующие технические средства: КНБК маятникового типа; жесткие КНБК; КНБК опорного типа; КНБК динамической стабилизации; отклонители-корректировщики направления.

При бурении скважин большого диаметра основным техническим средством для снижения естественного искривления скважин являются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые обеспечивают создание осевой нагрузки за счет собственного веса и способствуют проведению скважин по проектному направлению.

На основе УБТ известно применение следующих групп буровых компоновок:

  • • компоновки маятникового типа (рис. 4.1, а);
  • • компоновки опорного типа (рис. 4.1, б);
  • • жесткие компоновки (рис. 4.1, в);
  • • компоновки динамической стабилизации.

Компоновки маятникового типа используют для бурения вертикальных стволов, уменьшения зенитного угла наклонных стволов и стабилизации зенитного угла при тенденции выполаживания скважины.

Теоретические основы работы маятниковых КНБК созданы американскими специалистами Г. Вудсом и А. Лубинским. Эффект от работы маятниковых компоновок достигается за счет высоких жесткости и веса УБТ.

На рис. 4.2 даны схема, поясняющая принцип работы, и пример конструкции маятниковой компоновки.

Компоновка, работающая по принципу маятника или отвеса, должна иметь точку опоры на стенку скважины (точка В на рис. 4.2), в качестве которой используется центратор. При условии сохранения устойчивости УБТ, располагаемой между верхним опорным центратором и долотом, на долоте возникает усилие Схема работы маятниковой компоновки по уменьшению зенитного угла

Рис. 4.2. Схема работы маятниковой компоновки по уменьшению зенитного угла

где Q - вес УБТ, расположенных ниже центратора (точка опоры на рис. 4.2), кН; 0 - зенитный угол скважины, град.

При проходке вертикальных скважин, для которых преимущественно и создавались маятниковые КНБК, обеспечивается стабилизация направления скважины за счет того, что зенитный угол равен нулю и Р также равно нулю. Но в случае отклонения скважины от вертикали (рис. 4.2) отклоняющее усилие на долоте возрастает по мере роста угла отклонения (зенитного угла), что обеспечивает возврат ствола скважины к вертикальному положению.

Рост отклоняющего усилия обеспечивает уменьшение зенитного угла, поддержание вертикального направления скважины, а при бурении анизотропных пород может противодействовать искривлению скважины в направлении выполаживания, компенсируя действие дестабилизирующей силы со стороны забоя, при определенном равновесном значении зенитного угла.

Поскольку эффективность маятниковых компоновок определяется весом и жесткостью УБТ, стабильно хорошие результаты их применения можно получить только при бурении скважин большого диаметра и особенно при реактивно-турбинном бурении (РТБ). Поэтому при современном бурении скважин на нефть и газ, для которого характерны уменьшенные значения диаметров буримых скважин, применение маятниковых КНБК целесообразно при бурении первого интервала скважины под кондуктор.

Эффективность работы маятниковых компоновок определяется степенью деформации жесткого наддолотного участка Тн, так как при изгибе УБТ на этом участке может возникнуть отклоняющее усилие, которое уже не будет совпадать с заданным направлением действия отклоняющей силы Р (рис. 4.2) и вызовет нежелательное искривление скважины.

Для снижения изгиба необходимо ограничивать осевую нагрузку на долото с тем, чтобы осевое усилие было меньше критической нагрузки по условию устойчивости.

Другой путь состоит в максимальном увеличении диаметра УБТ.

Третье решение может заключаться в повышении веса УБТ без увеличения их длины, т. е. за счет применения УБТ из более тяжелых металлов.

Общая длина маятниковой (длина входящих в состав компоновок УБТ) рассчитывается исходя из того, что УБТ должны обеспечить 1,25- 1,5 величины требуемого для бурения осевого усилия. При этом выделяется длина жесткой наддолотной части Тн> длина сжатой части /с и длина растянутой части УБТ /р. Оптимальной будет такая маятниковая компоновка, у которой УБТ длиной Тн обеспечивает полное значение требуемого осевого усилия. В этом случае Рос будет не выше критической нагрузки, определяемой по условию устойчивости УБТ длиной Тн, и тогда возможно бурение скважины без снижения механической скорости бурения и с минимальным искривлением.

Американские специалисты, развивая теорию маятниковых компоновок, в 80-х гг. прошлого столетия разработали специальные УБТ из вольфрама (в 2,3 раза тяжелее, в 1,5 раза выше модуль упругости в сравнении со сталью (модуль упругости вольфрама 315 МПа в сравнении с модулем упругости стали 210 МПа) и истощенного урана (тяжелее стали в 2,3 раза, но модуль упругости меньше, чем у стали, в 1,5 раза).

В СССР в 70-е гг. при бурении первой очереди Кольской сверхглубокой скважины (СГ-3) до глубины 7,5 км для обеспечения вертикальности ствола использовали стальные полые трубы, заполненные свинцом, поскольку на первом этапе бурения сверхглубокой скважины ставилась задача не допускать отклонения ствола от вертикали более чем на 1° на 1 000 м проходки.

УБТ из вольфрама получены спеканием и по своей конструкции мало отличаются от стальных утяжеленных бурильных труб. УБТ из истощенного урана (отходы процесса обогащения) выполнены в виде стальной оболочки, начиненной ураном, со стальными концевыми участками с резьбой.

Как показало сравнение стальных УБТ, УБТ из урана и вольфрама, последние на 32 % эффективнее урановых, а урановые, в свою очередь, лучше стальных на 60 %. Таким образом, УБТ из вольфрама более эффективны, чем стальные УБТ, не менее чем в 2-2,5 раза и позволяют бурить вертикальные скважины малых диаметров (244,5-215,9 мм), что проблематично при использовании маятниковых компоновок из стальных УБТ.

УБТ из вольфрама показали лучшие результаты из-за большей жесткости труб, существенно более высокого веса и максимально соответствовали эффективному бурению по технологии маятниковых компоновок, особенно при бурении с использованием тяжелых буровых растворов, в которых УБТ существенно «облегчаются». Кроме того, УБТ из вольфрама значительно расширяют диапазон эффективного применения маятниковых компоновок в сторону малых диаметров. Применение УБТ из вольфрама будет эффективно и при создании жестких компоновок, так как этот металл позволяет получить существенно более жесткие трубы (в 1,5 раза при равных поперечных размерах труб). В результате УБТ из вольфрама гораздо более устойчивы в сравнении со стальными трубами при равных с ними размерах.

В то же время УБТ из вольфрама чрезвычайно дороги.

Основные методики расчетов маятниковых компоновок приведены в работах [4, 5, 11].

Различные варианты маятниковых компоновок для бурения ротором и забойными гидродвигателями вертикальных стволов скважин приведены на рис. 4.3. Учитывая, что при бурении забойными двигателями над долотом располагается турбобур или ВЗД, не отличающиеся высокими весом и жесткостью, КНБК для бурения забойными двигателями будут менее эффективны, чем КНБК для бурения ротором, при котором над долотом устанавливают УБТ максимально возможного веса и жесткости.

Оптимальные параметры маятниковых компоновок определены при условии, что долото эффективно разрушает горную породу и в осевом, и в поперечном направлениях. Поэтому при анализе и проектировании маятниковой компоновки важны значения коэффициента боковой фрезерующей способности долота /= Тф/гб, рассмотренного ранее (см. формулу (2.16)). Из данной формулы следует, что если долото не способно фрезеровать стенку скважины, то эффект от применения маятниковой компоновки будет незначительным, так как для восстановления вертикальности требуется активное фрезерование стенки скважины. Таким образом, эффективность маятниковых компоновок определяется индивидуальными особенностями конструкции долот (типоразмер долота, величина завеса шарошек, конструкция вооружения долота - как торцевого, так и бокового).

Наиболее эффективным методом предупреждения естественного искривления скважин и формирования качественного ствола является применено ние жестких компоновок (рис. 4.1, в), которые должны использоваться прежде всего в устойчивых породах, в которых диаметр скважины близок к диаметру долота. В неустойчивых породах, когда происходит разработка ствола, эффект от использования жестких компоновок может быть получен только при использовании радиально-упругих центрирующих элементов, поперечный размер которых может варьироваться в определенных пределах за счет упругих элементов, способных копировать поперечный размер скважины [8].

КНБК маятникового типа

Рис. 4.3. КНБК маятникового типа: (о-в) - для роторного бурения; (г-в) - для турбинного бурения; 1 - долото; 2 - УБТ; 3 - бурильные трубы; 4 - центратор; 5 - калибратор; 6 - турбобур

В процессе разработки жестких компоновок исходят из следующих положений:

1. В компоновке должен быть жесткий наддолотный участок, который составляется из УБТ максимально возможного диаметра с опорно- центрирующими элементами, в качестве которых могут служить различные по конструкции центраторы (рис. 4.4) и стабилизаторы (рис. 4.5): квадратные УБТ (КУБТ - тип СК) (рис. 4.5, а), крестообразные СКР (рис. 4.5, б), спиральная УБТ (тип СС) (рис. 4.5, в).

  • 2. Осевая нагрузка на долото создается весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частями компоновки.
  • 3. Для обеспечения прямолинейности оси УБТ сжатой и особенно жесткой частей компоновки необходимо устанавливать опорно-центрирующие элементы (центраторы);
  • 4. Растянутая часть УБТ, входящих в состав компоновки, служит для плавного перехода от УБТ к бурильным трубам.
Конструкции центраторов для КНБК

Рис. 4.4. Конструкции центраторов для КНБК: а - с буровым шарниром; б - с вращающимся корпусом; в, г - лопастные

Стабилизаторы

Рис. 4.5. Стабилизаторы: а - квадратная УБТ: 6 - крестообразная; в - спиральная УБТ

Из центраторов, представленных на рис. 4.4, наибольший интерес могут представлять центраторы с шарнирным узлом (см. рис. 4.4, а), который позволяет получить угловой перекос в шарнире, что исключает передачу изгибающего момента от деформированной колонны к жесткой буровой компоновке (рис. 4.6). Подобное решение изложено в авторском свидетельстве №258189, в котором предлагается центратор с шарниром устанавливать над жесткой компоновкой.

Жесткая компоновка с буровым шарниром и системой центраторов

Рис. 4.6. Жесткая компоновка с буровым шарниром и системой центраторов: 1 - долото; 2 - центраторы; 3 -шарнир 4 - УБТ; 5 - УБТ меньшего диаметра в сравнении с УБТ 4

В результате повышается эффективность компоновки, так как изгибающий момент (см. формулу (2.7)) от выше деформированного участка колонны 5 на жесткую часть компоновки - УБТ 4 не передается. При этом сила Р9 обусловленная весом сжатой части бурильной колонны, раскладывается на поперечную N и вертикальную Q составляющие (см. рис. 4.6). Действие горизонтальной составляющей нейтрализуется верхним центратором 2 компоновки, а за счет вертикальной составляющей осуществляется нагрузка осевая на долото.

При этом в некоторых конструкциях центраторов наружная опорная часть корпуса может устанавливаться на подшипниках (рис. 4.4), что повышает ресурс центраторов,

так как при бурении опорная часть корпуса с центрирующими элементами не вращается, а значит, подвергается меньшему изнашиванию.

В качестве критерия оптимальности длины жесткой наддолотной части компоновки в соответствии с работами А. Г. Калинина принимается минимум общего угла поворота нижнего конца компоновки [7, 8]:

где 0пер - угол, образующийся за счет зазора между опорно- центрирующими элементами и стенкой скважины; 0пр - угол, обусловленный потерей прямолинейной формы наддолотной части компоновки.

Из выражения (4.2) следует вывод о преимуществе радиальноупорных центрирующих элементов перед жесткими центрирующими элементами компоновок, так как в этом случае угол 0пер = 0.

Рис. 4.7. Калибраторы: а - лопастные; б - шарошечные; в - на шаровой опоре (РОП и ЦРП)

Схема компоновки НСУ

Рис. 4.8. Схема компоновки НСУ: 1 - долото; 2 -центратор; 3 - кожух; 4 - УБТ

В качестве опорно-центрирующих элементов КНБК применяют также различные по конструкции калибраторы, которые наряду с центрированием компоновки обеспечивают проработку ствола скважины, устраняя уступы и сужения (см. рис. 4.7).

Наддолотные стабилизирующие устройства (НСУ), разработанные ВНИИБТ для бурения долотами диаметрами 138,1-490,0 мм, обеспечивают минимальное отклонение оси компоновки от оси скважины, так как имеют внутренний кожух - УБТ, не воспринимающую при бурении осевую нагрузку (рис. 4.8).

Использование КНБК с НСУ при роторном бурении глубоких скважин позволило уменьшить интенсивность искривления в 1,5 раза и увеличить проходку на долото на 40-70 %.

Основные элементы НСУ - долото 1, опорно-центрирующие элементы - центраторы 2, наружный кожух 3 и УБТ 4 (рис. 4.8).

Размеры элементов НСУ согласно обозначениям на рис. 4.8 даны в табл. 4.1.

Эффект от работы НСУ состоит в том, что внутренняя УБТ под действием осевой нагрузки будет иметь более высокую степень деформации, чем наружная труба-кожух 3, что повысит общую устойчивость системы. В этом случае корпус НСУ будет препятствовать изгибу нижней части бурильной колонны и, соответственно, предотвращать искривление ствола скважины.

Основные методики расчета жестких компоновок приведены в работах [4, 6, 7, 8]. В данных методиках показано, что вследствие влияния на КНБК изгибающих моментов со стороны деформированной бурильной колонны и анизотропных и перемежающихся по твердости горных пород жесткие и маятниковые компоновки дают возможность обеспечить проходку строго прямолинейных скважин только в изотропных породах или горных породах с малыми углами падения.

Размерный ряд НСУ

Таблица 4.1

Типоразмер

Диаметр долота, мм

Диаметр, мм

Длина корпуса /, мм

корпуса

бурильной

трубы

УБТ

Ш

центратора

ш

наружный (d)

внутренний

№)

НСУ-127

138,1-151

127

97

89

95

137,3-150,2

8

НСУ-140

157,1-171,4

140

110

89

108

156,3-170,6

8

НСУ-168

185,7-190,5

168

120

114

108

184,9-189,7

8

НСУ-172

190,0-200,0

172

120

114

108

189,2-199,2

8

НСУ-194

211,1-222,3

194

150

127

146

210,3-221,5

12

НСУ-203

227,0-244,5

203

150

140

146

226,2-243,7

12

НСУ-219

243,0-250,8

219

150

140

146

242,2-250,0

12

НСУ-229

250,8-269,9

229

150

140

146

250,0-263,1

12

НСУ-245

267,5-269,9

245

185

140

178

266,7-269,1

12

НСУ-254

292,9-311,1

254

185

140

178

292,1-309,5

12

НСУ-273

317,6-349,2

273

185

140

178

316,0-347,6

12

НСУ-299

346,0-381,0

299

215

140

203

344,4-379,4

12

НСУ-350

391,3-445,0

350

215

140

203

389,7-443,4

12

Используя систему центраторов, из УБТ создают компоновки, которые обеспечивают создание равнодействующей силы, противоположной по направлению дестабилизирующей силе, действующей со стороны забоя скважины.

Для бурения участка стабилизации зенитного угла направленной скважины рекомендуется использовать жесткие КНБК. Эти компоновки должны иметь два центратора (калибратора), один из которых установлен непосредственно над долотом (без переводника). При роторном бурении диаметр второго центратора должен быть равен диаметру долота, а при турбинном может быть на 3 мм меньше диаметра долота. Для нахождения оптимальной длины КНБК используют условие равенства нулю нормальной составляющей реакции на долоте. На основании этого критерия определены оптимальные составы КНБК и расстояния от торца долота до середины центратора для указанных пяти типов КНБК (табл. 4.2, 4.3) [4].

Для обеспечения проводки прямолинейного наклонного участка скважины необходимо стабилизировать ранее набранный зенитный угол и азимут. Стабилизация зенитного угла достигается максимальным снижением фрезерующего эффекта долота. Для этого необходимо добиться возникновения отклоняющего усилия на долоте, направленного перпендикулярно к оси долота, в сторону увеличения зенитного угла. В этом случае исключается приращение зенитного угла за счет равенства эффектов асимметричного разрушения забоя (перекос долота в направлении выпо- лаживания скважины) и фрезерования стенки скважины (на выкручивание за счет действия веса КНБК) [4,5].

Таблица 4.2

КНБК для разных способов бурения скважин

Тип

КНБК

КНБК

Способ

бурения

1

Долото - 295,3 мм, калибратор - 295,3 мм, УБТ - 203 мм, центратор - 295,3 мм, УБТ - 203 мм

Роторный

2

Долото - 295,3 мм, калибратор - 295,3 мм, УБТ - 229 мм, центратор - 295,3 мм, УБТ - 229 мм

Роторный

3

Долото - 295,3 мм, калибратор - 295,3 мм, турбобур ЗТС 5Б- 240 (ЗТСШ-240), УБТ - 203 мм (на корпусе турбобура центратор - 292 мм)

Турбинный

4

Долото - 215,9 мм, калибратор - 215,9 мм, УБТ - 178 мм, центратор - 215,9 мм, УБТ - 178 мм

Роторный

5

Долото - 215,9 мм, калибратор - 213,6 мм, турбобур ЗТСШ- 195, УБТ - 178 мм (на корпусе турбобура центратор - 213 мм)

Турбинный

Таблица 4.3

Оптимальные расстояния от долота до первого центратора в жестких КНБК

Тип КНБК

Зенитный угол ствола скважины, град

15

20

25

30

35

1

8,0

7,7

7,2

6,8

6,6

2

8,2

7,8

7,4

6,8

3

7,7

7,2

6,8

6,5

6,3

4

6,5

6,0

5,7

5,5

5,3

5

5,0

4,5

4,3

4,0

3,8

Наклонный участок стабилизируется за счет использования калибраторов, центраторов и стабилизаторов. Они должны отвечать следующим требованиям:

  • • диаметральные размеры стабилизаторов кривизны должны быть близки диаметру долота с отрицательным допуском;
  • • геометрические размеры (диаметр и длина) стабилизатора должны быть выбраны из условия хорошей проходимости в стволе скважины;
  • • рабочие органы стабилизатора должны обладать высокой износостойкостью;
  • • изнашиваемые детали стабилизаторов должны быть быстросъемными в условиях буровых.

Стабилизирующие устройства устанавливают непосредственно над долотом или на корпусе забойного двигателя. Место установки стабилизатора определяют конкретно для решения определенных задач с учетом технико-геологических условий бурения. На рис. 4.9 приведены наиболее распространенные стабилизирующие устройства и КНБК с ними, применяемые для бурения прямолинейного наклонного ствола.

Стабилизирующие устройства, применяемые при турбинном бурении

Рис. 4.9. Стабилизирующие устройства, применяемые при турбинном бурении: а - штыревой калибратор; б - спиральный калибратор; в, г - ниппельные стабилизаторы; д - компоновка с ниппельными (1) и межсекционными (2) стабилизаторами

Конструкция штыревого калибратора приведена на рис. 4.9, а. Он состоит из переходника 1, на котором зафиксировано сменное кольцо 2 с тремя ребрами, армированными твердосплавными штырями 3. Диаметр калибратора равен диаметру долота. Недостаток калибратора - его быстрый износ по диаметру. В результате калибрующая и стабилизирующая функции этого устройства снижаются. Установлено, например, что если первоначально происходит некоторый рост зенитного угла, затем по мере изнашивания зенитный угол стабилизируется, а после последующего износа ребер зенитный угол снижается.

Применяются также спиральные калибраторы (рис. 4.9, б), которые устанавливают над долотом на валу турбобура. Опытное бурение показало, что применение спиральных калибраторов позволяет улучшить очистку забоя скважины от шлама и повышает показатели работы долота. Последнее связано с проявляющимся при работе данного калибратора гидродинамическим эффектом, вызываемым спиральной формой лопастей калибратора.

Ниппельные стабилизаторы (рис. 4.9, в, г) с ребрами диаметром 210 мм применяются с турбобурами типа ЗТСШ-195. Они представляют собой ниппельный переводник турбобура. Ребра стабилизатора армированы вставками из твердого сплава. Ниппельный стабилизатор, представленный на рис. 4.9, г, отличается от предыдущего тем, что ребра у него выполнены с наклоном. Ниппельные стабилизаторы показали хорошие результаты при бурении наклонных скважин в Западной Сибири.

Для применения с турбобурами ЗТСШ-195 разработаны сменные ниппельные 1 и межсекционные 2 стабилизаторы (рис. 4.9, д).

Для установки ниппельного стабилизатора ниппель турбобура оснащен двухконусными ниппельными переводниками с защитным колпаком. Рабочие поверхности стабилизатора армированы твердосплавными штырями. Промышленные испытания стабилизатора с длиной упорной поверхности 30-40 мм при диаметрах 210 и 212 мм, установленных на расстоянии 650 мм от долота, показали надежную стабилизацию зенитного угла в интервале от 5 до 92 град. В ходе испытаний установлено, что применение ниппельных стабилизаторов не дает положительного эффекта при наличии радиального люфта вала шпинделя более 2 мм.

Наряду с вращающимися стабилизаторами известно применение центраторов с невращающимися втулками, устанавливаемыми на расчетном расстоянии от долота. В результате этого износостойкость центратора значительно превышает ресурс вращающихся центраторов.

Стабилизация азимутального угла при зенитных углах менее 10-12 град затруднена. Применение стабилизаторов зенитного угла способствует стабилизации и азимута скважины.

Для решения задач стабилизации направления скважин, увеличения и уменьшения зенитного угла могут применяться компоновки, представленные в табл. 4.4. Данные компоновки предложены и широко использовались при бурении скважин на территории Западной Сибири.

Для повышения жесткости КНБК могут использоваться трубы максимальной жесткости за счет увеличения наружного диаметра УБТ с канавками на наружной поверхности для прохода промывочной жидкости.

Известна также утяжеленная бурильная труба с нарастающей жесткостью от концов к середине за счет утолщения стенки трубы - УБТ по авторскому свидетельству № 956738.

Таблица 4.4

Неориентируемые КНБК для управления зенитным углом скважин

Диаметр, мм

Размеры, и место установки центратора для решения задачи

долота и калибратора

забойного двигателя или УБТ

Увеличение зенитного угла

Стабилизация зенитного угла

Уменьшение зенитного угла

Диаметр,

мм

Расстояние от долота, м

Диаметр,

мм

Расстояние от долота, м

Диаметр,

мм

Расстояние от долота, м

Турбинное бурение

393,7

240

380

3^1

370

3-4

370

5-6

295,3

240

282

3-4

276

3-4

270

4-5

269,9 (267,5)

240

262 (260)

2-3

258 (256)

3-4

254 (252)

4-5

269,9 (267,5)

195

262

2-3

258 (256)

3-4

254 (252)

4-5

244,5

195

238

2-3

236

3-4

234

4-5

215,9(214,3)

195 (172)

210(208)

2-3

308 (206)

3-4

206 (204)

4-5

215,9 (214,3)

172(164)

210(208)

2-3

308 (206)

3-4

206 (204)

4-5

190,5 (188,9)

172(164)

-

-

186(184)

2-3

184(182)

3-4

Бурение винтовыми забойными двигателями

215,9(214,3)

127

214

1-2

212

2-3

210

3-4

151(149)

127

146

1-2

144

1-2

142

2-3

139,7

127

138

1-2

136

1-2

134

2-3

Роторное бурение

393,7

229 (203)

380

3-4

370

3-4

360

4-5

295,3

203

286

3-4

275

4-5

270

4-5

269,9 (267,5)

203 (178)

265 (263)

2-3

260 (258)

3-4

255 (253)

3^1

215,9(214,3)

178

212(210)

2-3

210(208)

2-3

208 (206)

3-4

190,5 (188,9)

146

-

-

184(182)

2-3

180(178)

3-4

151(149)

120

-

-

144(142)

2-3

140(138)

3^1

139

108

-

-

134

2-3

132

3-4

Практика бурения направленных скважин показывает, что допустимый износ центрирующих элементов по диаметру не должен превышать 1 мм. При большем износе центратор подлежит замене.

На рис. 4.10 даны схемы, поясняющие принцип расчета и создания КНБК с системой центраторов.

В случае если компоновка не имеет центраторов (рис. 4.10, а), под действием осевого усилия и по мере его роста формируется изгиб первого или второго порядка. Соответственно во втором случае деформация компоновки и отклоняющее усилие на долоте 1 будут выше. При установке центратора 2 над долотом 1 (рис. 4.10, б) отклоняющая сила при определенной величине Рос будет наибольшей, но по мере удаления центратора 2 от долота 1 отклоняющая сила будет снижаться и при определенном удалении (расстояние /з) центратора 2 от долота 1 Р = 0 (рис. 4.10, в). По мере дальнейшего удаления центратора 2 от долота 1, при неизменной осевой нагрузке, наддолотная часть УБТ прогнется, а величина Рот будет нарастать по мере увеличения расстояния /4, но в этом случае направление действия отклоняющей силы будет уже обратным тому, которое было изначально.

Схемы, поясняющие принцип работы КНБК с системой центраторов

Рис. 4.10. Схемы, поясняющие принцип работы КНБК с системой центраторов

Данный принцип, существенно усложненный наличием трех и более центраторов, положен в основу расчета специальных КНБК, которые способны решать сложные задачи при проводке скважин в самых разнообразных горно-геологических условиях [8]. Например, стабилизирующую компоновку можно получить, если в компоновке, представленной на рис. 4.10, в, установить еще два центратора на расстоянии не более /3 между ними.

С целью увеличения зенитного угла наклонной скважины могут применяться опорные буровые компоновки (рис. 4.1, б). Размещение стабилизатора над долотом позволяет реализовать в наклонной скважине наращивание угла за счет отклоняющего усилия, которое появляется при прогибе УБТ (рис. 4.11). В такой компоновке возможна установка верхнего стабилизатора на расстоянии, не превышающем критическую длину компоновки по условию устойчивости, так как в данном случае важно исключить контакт прогнувшейся под собственным весом УБТ со стенкой скважины.

Усилие Р ориентировочно можно определить по формуле

где G - вес УБТ, размещенной между стабилизаторами, кН; 0 - зенитный угол скважины, град; /uh— расстояния от наддолотного стабилизатора до середины УБТ, размещенной между стабилизаторами и торца долота, м.

Принцип работы опорной буровой компоновки

Рис. 4.11. Принцип работы опорной буровой компоновки: 1 - наддолотный стабилизатор; 2 - УБТ; 3 - стабилизатор

Одним из важных направлений разработки КНБК для стабилизации направления скважин является создание компоновок динамической стабилизации направления скважины. Данное техническое направление показало определенную эффективность и позволило предложить производству ряд интересных конструкций.

Некоторые из них отражены в табл. 4.5, где представлены типы компоновок со смещенным центром тяжести (КСМ) и существо технических решений.

В США достаточно широко используют компоновки со смещенным центром тяжести поперечного сечения, но в основном при создании УБТ для роторного низкочастотного бурения скважин большого диаметра. Например, фирма Хр. Рог Drilling применяет УБТ типа Wood pecker с боковым смещением центра тяжести. Результаты использования таких УБТ показывают, что происходит рост механической скорости бурения на 24 %, расход долот (несмотря на рост скорости) не увеличивается, сокращается число усталостных поломок соединений труб, вибрация колонны уменьшается. Кроме того, отмечено улучшение качества ствола скважины, что положительно влияет на спуск колонн.

Приведенные результаты работ фирмы Хр. Рог Drilling полностью подтверждаются исследованиями, проводимыми специалистами Казахского института минерального сырья (КазИМС) и Иркутского государственного технического университета (ИрГТУ) при алмазном и бескерновом бурении геологоразведочных скважин [9].

Варианты исполнения компоновок динамической стабилизации направления скважин

Таблица 4.5

Тип компоновки

Техническое решение

Компоновки со смещенным центром тяжести поперечного сечения

Трубы имеют поперечное сечение в виде кольца со смещенным внутренним отверстием - (рис. 4.12, г) (трубы установлены со смещением центров тяжести на 180° друг от друга), сечение в виде кольца с лыской - (рис. 4.12, в), сверлениями вдоль продольной оси трубы - (рис. 4.12, б), продольные канавки (УБТ по патентам № 3306378, 3391749, 4068730, 4190122, 450818, США).

Поперечное сечение трубы выполнено в виде кольца с двумя лысками, расположенных под углом менее 180° - (рис. 4.12, а) (патент № 260629, ГДР, двухгранные КСМ, ИрГТУ).

Трубы с поперечным сечением в виде кольца со смещенным внутренним отверстием - (рис. 4.12, г) установлены соосно наружной и внутренней поверхностями, а оси последних смещены относительно друг друга (компоновка по а.с. № 1406332). Другие технические решения - компоновки с эксцентричными переводниками (а.с. № 825827, 1680939).

Компоновки с различными осевыми моментами инерции по главным осям поперечного сечения

Поперечное сечение трубы выполнено в виде эллипса, овала или кольца с двумя диаметрально противоположными лысками - (рис. 4.12, д) (эллиптические УБТ - ЭУБТ по а.с. № 560056, эллиптические колонковые трубы).

Трубы с поперечным сечением в виде кольца с лыской, продольными канавками, сверлениями вдоль продольной оси трубы (трубы по патенту 3391749, США) - (рис. 4.12, б, в). Поперечное сечение трубы выполнено в виде кольца с двумя лысками, расположенных под углом менее 180° (трубы с другими поперечными сечениями, имеющими неравную жесткость на изгиб, например, по патенту № 260629, ГДР, двухгранные КСМ, ИрГТУ) - (рис. 4.12, а)

Поперечные сечения УБТ со смещенным центром тяжести и неравной жесткостью по осям

Рис. 4.12. Поперечные сечения УБТ со смещенным центром тяжести и неравной жесткостью по осям: о - с двумя непараллельными лысками; б - со сверлениями (вдоль продольной оси трубы); в - с одной лыской; г - со смещенным внутренним отверстием; д - с двумя параллельными лысками

Специалисты КазИМСа одни из первых в стране начали исследования нетрадиционных методов снижения искривления скважин, которые основываются на работах по изучению динамики бурильных колонн.

Механизм работы компоновок КСМ предусматривает проявление нового технического свойства, которое состоит в регулировании центробежной силы Fn с одновременным обеспечением вида движения Oi (вращение компоновки вокруг оси скважины), что позволяет снизить искривление скважин и в целом повысить эффективность бурения.

Схемы для анализа работы компоновки со смещенным центром тяжести поперечного сечения

Рис. 4.13. Схемы для анализа работы компоновки со смещенным центром тяжести поперечного сечения: со - направление вращения колонны, задаваемое буровым станком; п - направление качения колонны по стенке скважины

При вращении компоновки со смещенным центром тяжести поперечного сечения в скважине с частотой со (рис. 4.13) вектор центробежной силы Fn направлен из точки вращения колонны через центр тяжести поперечного сечения. В точке контакта поверхности компоновки со стенкой скважины возникает сила трения под действием которой вращение КСМ притормаживается, и она занимает такое положение в скважине, при котором Fu получает векторную направленность с отклонением от точки контакта со стенкой скважины, что не характерно для бурильных труб с поперечным сечением в виде кольца. Величины углов рс и ас (рис. 4.13) ориентации вектора Fu определяются в зависимости от направления вращения инструмента и действия других факторов. При повышении частоты вращения наблюдается рост центробежной силы Fn (в квадрате от частоты вращения) и, соответственно, силы трения компоновки о стенку скважины Fyp. При определенной частоте вращения сила трения достигает критической величины - FXK, которая способна создать условия для качения КСМ в направлении, обратном направлению вращения колонны - п, но качение КСМ в данном случае может происходить лишь как проворот компоновки вокруг продольной оси своей наружной поверхности, поскольку при этом происходит уменьшение расстояния АВ от центра тяжести поперечного сечения компоновки до оси вращения, что сдерживает рост центробежной силы и силы трения компоновки о стенку скважины, так как сила Fn пропорциональна этому расстоянию. При провороте корпуса КСМ одновременно наблюдается уменьшение и расстояния /- прогиба буровой компоновки. Таким образом, КСМ обладает свойством повышения устойчивости при работе вследствие динамической самоцентрации.

Таким образом, возможное повышение центробежной силы, соответственно сил прижатия компоновки к стенке скважины и трения компоновки о стенку скважины, вызванные, например, ростом частоты вращения колонны, может приводить только к провороту компоновки на угол ас, после чего устанавливается прежний (до повышения частоты вращения) уровень сил, а потому качения КСМ в скважине не произойдет. Расстояние АВ, определенное из геометрических построений (рис. 4.13),

ft + sinacе

где рс = arctg —-?--.

(/ + cosac е)

В формулах ас изменяется от 0° до 180°, а расстояние АВ, таким образом, от максимального ВМ = (f+e) уменьшается до нулевого значения. При этом поворот КСМ происходит на угол, который уменьшает расстояние АВ ровно на столько градусов, насколько это требуется для предотвращения качения компоновки по стенке скважины. В результате практически всегда проявляется свойство КСМ обеспечивать в скважине вращение вокруг оси скважины за счет динамического регулирования внешних сил, определяющих вид движения компоновки.

Для обеспечения наиболее стабильного вращения вокруг оси скважины при минимальном эксцентриситете центра масс требуется соблюдение следующих условий:

  • • высокие частоты вращения бурильных колонн;
  • • минимальная деформированность колонны, что предполагает использование технологий и инструментов, позволяющих эффективно бурить при пониженных осевых нагрузках, а также использование систем «колонна - скважина» с минимальными радиальными зазорами;
  • • минимальное значение коэффициента трения между компоновкой, колонной и стенкой скважины;
  • • снижение изгибающих моментов, воздействующих на торец бурового инструмента и компоновку со стороны забоя скважины при бурении анизотропных горных пород.

Следовательно, стабильность вращения компоновки вокруг оси скважины повышается с ростом эксцентриситета центра масс, веса отдельной КСМ и числа отдельных КСМ, распределенных вдоль сжатого участка бурильной колонны с некоторым шагом.

На рис. 4.14 представлены графики, полученные в ходе расчета в соответствии с аналитическими выкладками [9].

Расчетные графические зависимости эксцентриситета буровой компоновки от частоты вращения колонны, коэффициента трения колонны о стенку скважины и величины опрокидывающего момента М

Рис. 4.14. Расчетные графические зависимости эксцентриситета буровой компоновки от частоты вращения колонны, коэффициента трения колонны о стенку скважины и величины опрокидывающего момента Моп

Анализ показывает, что наиболее активно на достаточную величину эксцентриситета, гарантирующую стабильный вид вращения колонны вокруг оси скважины, оказывает влияние коэффициент внешнего трения колонны о стенку скважины. С учетом данного обстоятельства для активного снижения коэффициента трения между КСМ и стенкой скважины была разработана конструкция КСМ с верхним и нижним переходниками, которые оснащены опорами качения в зоне контакта КСМ со стенкой скважины (рис. 4.15, б - угол X), что позволяет снизить коэффициент трения в несколько раз. Переходники с опорами качения должны устанавливаться с совмещением диапазона угла Х= 120° установки опор качения и зоны возможного контакта КСМ со стенкой скважины. Это возможно при установке переходников (рис. 4.15, б) с совмещением поперечных сечений КСМ (рис. 4.15, а). Угол Т, равный 60°, определен из условия защиты КСМ от износа и определяет места установки твердого сплава на поверхности труб со смещенным центром тяжести поперечного сечения. Данное техническое решение защищено патентом (патент РФ № 2078194).

Компоновки КСМ с опорами качения

Рис. 4.15. Компоновки КСМ с опорами качения

Учитывая существенное влияние на реализацию вращения вокруг оси скважины такого параметра, как частота вращения (рис. 4.14), можно сделать вывод о целесообразности применения компоновок со смещенным центром тяжести при бурении турбобурами, когда реализуется вращение с достаточно высокой частотой.

Среди компоновок, реализующих принцип динамической стабилизации направления скважины, наиболее известны компоновки с неравной жесткостью (эллиптические УБТ), разработанные в СевКавНИПИнефть (а.с. № 560056) [5] (см. рис. 4.12, д). Исследования В. Т. Лукьянова и др. показали, что силы, возникающие при вращении компоновок с УБТЭ, непосредственно не оказывают воздействия на искривление скважины, так как вектор динамической составляющей поперечной силы на долоте описывает за один оборот окружность, способствуя некоторому расширению ствола, но не его искривлению. Последнее связано с тем, что УБТЭ, обладая неравной жесткостью на изгиб по осям поперечного сечения Y и X под действием осевой нагрузки, прогибается именно в направлении оси X и вращается в скважины прогнувшись, совершая вращение вокруг оси скважины (вид движения Oi - см. п. 2.2.2). Вращение вокруг собственной изогнутой оси (вид вращения Ф2) у данной компоновки практически исключается, что и является главным механизмом снижения искривления скважины, так как долото не получает фиксированного перекоса (см. п. 2.2).

УБТЭ успешно использовались при бурении скважин ротором. В этом случае эллиптическая УБТ длиной 8-12 м устанавливается непосредственно над долотом. Опыт эксплуатации УБТЭ при бурении на площадях «Грознефть» показал их эффективность в случае заклинивания и прихвата (при оставлении КНБК на забое без движения, осыпания пород, бурении с большой регрессией на пласт). Это объясняется уменьшенной площадью контакта поверхности УБТЭ с глинистой коркой при изгибе труб. При этом основная цель применения КНБК с УБТЭ - снижение искривления скважин. Наиболее распространены УБТЭ с одним верхним центратором. Использовались при бурении следующие типы УБТЭ - 127x105; 165x135; 178x149; 203x167; 229x190; 254x210 (наружный диаметр трубы х поперечный размер трубы в месте расположения лысок).

Известен положительный опыт использования эллиптических УБТ при турбинном бурении скважины СГ-3 [6]. Для снижения искривления скважин ЭУБТ применялись как при бурении сплошным забоем, так и с отбором керна. В этих компоновках УБТЭ установлена над центратором и долотом и выполнена с эксцентричным расположением присоединительных резьб и центрального промывочного канала по отношению как к долоту, так и к основной компоновке, что увеличивало эффект динамической стабилизации направления скважины за счет действия смещенного центра тяжести УБТ.

При турбинном бурении необходимо усиление эффекта динамической стабилизации, поскольку в этом случае длина применяемой УБТ существенно меньше длины УБТЭ, используемой при бурении ротором.

При вращении УБТЭ за счет циклического изменения её жесткости обеспечивается значительное динамическое воздействие на буровую компоновку. Присоединительные резьбы и промывочный канал расположены в плоскости, проходящей через большую ось поперечного сечения, где имеет место максимальная жесткость сечения. Под действием осевой нагрузки происходит продольный изгиб УБТЭ в плоскости, проходящей через малую ось поперечного сечения X (см. рис. 4.12, д). При вращении, когда плоскость, проходящая через ось X, не совпадает с плоскостью искривления скважины, усиливается динамическое воздействие на «лежачую» стенку ствола. Когда плоскость, проходящая через ось X, совпадает с плоскостью искривления ствола, эксцентричная масса, образовавшаяся за счет смещения осей симметрии, находится против «лежачей» стенки ствола и увеличивает прижимающее усилие, в то время как увеличенная в этом направлении жесткость сечений снижает вероятность отклонения оси ЭУБТ в сторону возрастания зенитного угла [10].

На рис. 4.16 показаны некоторые КНБК, применявшиеся при бурении скважины СГ-3. Это жесткая компоновка с УБТ со спиральной наружной поверхностью, диаметр которой максимально приближен к диаметру долота (рис. 4.16, а), КНБК для бурения без отбора керна (рис. 4.16, б) и с отбором керна (рис. 4.16, в), оснащаемые ЭУБТ. Все компоновки оснащались датчиками телеметрии частоты вращения забойного двигателя и сигнализатором предельного зенитного угла СПЗУ-1, схема которого дана на рис. 3.7.

Среди компоновок динамической стабилизации направления скважины известны также КНБК с эксцентричными переводниками. Данные компоновки имеют различные конструктивные воплощения, но основным является наличие в составе КНБК переводника с несоосными резьбами. Смещение осей резьбовых соединений в переводнике может быть в пределах 10-15 мм. В результате при вращении такой КНБК возникают динамические составляющие, заставляющие деформированную компоновку двигаться в режиме вращения вокруг оси скважины, что и приводит к снижению искривления скважины.

КНБК, применяемые при бурении скважины СГ-3

Рис. 4.16. КНБК, применяемые при бурении скважины СГ-3: 1 - долото; 2 - центратор КЛС; 3 -УБТЭ; 4 - УБТ со спиральной формой наружной поверхности (СУБТ); 5 - сигнализатор предельного зенитного угла СПЗУ-1; 6 - редуктор; 7 - забойный двигатель; 8 - забойный датчик частоты вращения забойного двигателя; 9 - керноотборочный снаряд

Для бурения вертикальных скважин наиболее современной является конструкция роторной управляемой системы для поддержания вертикальности ствола скважины в автоматическом режиме Power V компании Schlumberger.

Параметры компоновки аналогичны компоновкам Power Drive Х5 при соответствии типоразмерам 279,4 - 120,7 мм. Общий вид отклонителя Power V показан на рис. 4.17. Схема работы отклонителя представлена на рис. 4.18 и 4.19. На рис. 4.20 дано фото системы Power V перед спуском в скважину.

Отклонитель оснащен тремя выдвижными лопатками 1, которые выдвигаются под действием трех поршней 2 (см. рис. 4.19), выталкиваемых за счет давления бурового раствора. В процессе бурения отклонитель вместе с бурильной колонной постоянно вращается. Поршень 2 выдвигает лопатку на предельное расстояние 15-20 мм до контакта со стенкой скважины 4, создавая усилие воздействия Рр. Упираясь в стенку скважины 4 с усилием Рр лопатка создает на долоте 5 отклонителя усилие фрезерования стенки скважины Р. В результате фрезерования стенки скважины происходит отклонение скважины.

Отклонитель Power V 1 - выдвижные лопатки; 2 - долото; со - направление вращения отклонителя

Рис. 4.17. Отклонитель Power V 1 - выдвижные лопатки; 2 - долото; со - направление вращения отклонителя

Работой лопаток 1, очередностью их выдвижения управляет электронный блок, который задает режим работы специальному клапану 3, направляющему поток раствора к поршню 2 - приводу выдвижной лопатки 1.

При этом выдвигается и упирается в стенку скважины только одна лопатка 1. Управление системой производится специальным датчиком-акселерометром, который контролирует вертикальность ствола скважины (рис. 4.18). Если ствол скважины вертикален, система находится в состоянии покоя и бурится вертикальная скважина без включения отклонителя (рис. 4.18, а). При отклонении скважины от вертикали на величину не более одного градуса акселерометр передает информацию в электронный блок управления, который включает клапан-распределитель 3 бурового потока и направляет раствор к тем поршню 2 и лопатке 1, которые при вращении отклонителя оказываются с той стороны, в которую отклоняется скважина (рис. 4.18, б).

В результате происходит фрезерование стенки скважины под действием усилия Рот и ствол возвращается к вертикальному положению.

Как только акселерометр определяет, что ствол вновь стал вертикальным, работа отклонителя прекращается.

Рассмотрим примеры примения системы Power V.

Пример 1 применения Power V. Пробурена скважина глубиной 2 590 м с применением компоновки Power V. При этом получена максимальная интенсивность искривления 0,2 град/30 м, смещение ствола скважины составило только 0,7 м, что можно признать как проходка вертикального ствола практически без отклонения, так как такое исполнение позволяет попасть в цель радиусом 3 м при общей глубине скважины 6 100 м.

Схема работы системы Power V

Рис. 4.18. Схема работы системы Power V: о - бурение вертикального ствола без отклонения; б - восстановление вертикальности ствола; 1 - выдвижные лопатки; 2 - система контроля вертикальности ствола

Схема работы отклонителя Power V

Рис. 4.19. Схема работы отклонителя Power V: 1 - выдвижные лопатки; 2 - поршни; 3 - клапан; 4 - стенка скважины; 5 - боковые резцы долота; со - направление вращения отклонителя

Пример 2 применения Power V. Спуск КНБК Power V произвели при угле отклонения вертикального ствола на 4 град на глубине 3 205 м. Смещение забоя скважины составило 27,7 м. На глубине 3 281,5 м после бурения с применением Power V угол отклонения от вертикали составил только 0,1 град при смещении забоя 30,5 м. Таким образом, на интервале бурения 76,5 м компоновкой Power V удалось восстановить вертикальность ствола. При глубине скважины 3 513 м угол отклонения составил 0,1 град, а смещение забоя 31,1 м. Бурение компоновкой Power V продолжали 1 122 м, при этом максимальный гол отклонения ствола составил 0,2 град при смещении забоя 0,3 м.

Система Power V перед спуском в скважину

Рис. 4.20. Система Power V перед спуском в скважину

Роторная система Power V может совмещаться при бурении с технологией Power Drive vortex компании Schlumberger, т. е. для повышения мощности привода в компоновке может использоваться забойный гидродвигатель, что в сочетании с бурением ротором или системой верхнего привода дает существенное повышение мощности разрушения горных пород.

При этом важно отметить, что компоновка Power V может использоваться при бурении любыми типами буровых установок.

Долота Verti Drill (рис. 4.21) разработаны подразделением Smith Bits компании SMITH (,Schlumberger) для обеспечения вертикальной траектории ствола скважины или при необходимости его исправления на вертикальное направление, что достигается оригинальной схемой расположения резцов и геометрией долота Verti Drill, в которой сочетаются «активные» и «пассивные» зоны бурения.

У долота Verti Drill нет движущихся частей, так как долото имеет вооружение в виде резцов PDC {polycrystalline diamond cutters), подверженных износу, или уплотнений, которые могут протекать. Так как долото Verti Drill может эксплуатироваться с традиционной роторной компоновкой, вертикальные интервалы ствола скважины могут быть пробурены без использования дорогостоящего оборудования наклоннонаправленного бурения типа Power V или иных роторно-управляемых систем (РУС).

Обладая строго заданной схемой расположения резцов и их геометрией, долото Verti Drill всегда прижимается к нижней стенке ствола скважины. В пластах с большим углом падения долото поддерживает вертикальную траекторию благодаря активным и пассивным зонам его режущих элементов. Бурение породы происходит при контакте активной зоны долота с нижней стенкой ствола скважины. При повороте долота к верхней стенке ствола активный участок долота отходит от породы и пассивная зона оказывается на нижней стенке ствола скважины. Благодаря уникальной схеме расположения резцов и геометрии долота пассивная зона не вступает в контакт со стволом скважины. В результате долото Verti Drill производит разрушение стенок ствола скважины только тогда, когда активная зона входит в контакт с нижней стенкой ствола скважины.

Долото Verti Drill

Рис. 4.21. Долото Verti Drill

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >