МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
ДЛЯ БУРЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ И НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Методические указания
Ухта, УГТУ, 2014
УДК 622.243.22(075.8)
ББК 33.131 я7
Б 69
Близнюков, В. Ю.
Б 69
Компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальных и наклонных скважин [Текст] : метод. указания / В. Ю. Близнюков. – Ухта :
УГТУ, 2014. – 30 с.: ил.
Методические указания предназначены для изучения дисциплин «Бурение горизонтальных скважин», «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» и «Математическое обеспечение задач наклонно направленного бурения». Содержание
указаний полностью соответствует Федеральному государственному образовательному стандарту по подготовке магистров направления 131000 – Нефтегазовое дело.
Методические указания предназначены работникам нефтяной и газовой промышленности, а также аспирантам и студентам нефтегазовых вузов.
В методических указаниях приведены принципы выбора и расчёта компоновок
низа бурильной колонны для проводки вертикальных скважин, а также наклонных и
горизонтальных скважин. Приведены примеры расчёта основных размеров компоновок низа бурильной колонны, а также рекомендации по выбору конструкции элементов их технологической оснастки.
УДК 622.243.22(075.8)
ББК 33.131 я7
Методические указания рассмотрены и одобрены на заседании кафедры бурения
10.01.2014, протокол №01.
Рецензент: Н. Г. Деминская, ведущий инженер отдела проектирования строительства и
реконструкции скважин филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть»
в г. Ухте, доцент, к.т.н.
Корректор: К. В. Коптяева.
Технический редактор: Л. П. Коровкина.
План 2014 г., позиция 381.
Подписано в печать 30.04.2014. Компьютерный набор.
Объем 30 с. Тираж 100 экз. Заказ №284.
© Ухтинский государственный технический университет, 2014
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
Типография УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.
Оглавление
1. Основные понятия, термины и определения.................................................... 4
2. Элементы компоновок низа бурильной колонны ............................................ 4
3. Виды компоновок низа бурильной колонны.................................................. 11
4. КНБК для бурения вертикальных скважин .................................................... 11
4.1 Жёсткая КНБК для вертикального бурения.......................................... 13
4.2 Расчёт маятниковой КНБК...................................................................... 15
5. Расчёт КНБК для бурения наклонных скважин............................................. 16
6. Проектирование КНБК ..................................................................................... 19
7. Расчёт забойного двигателя-отклонителя....................................................... 20
8. Расчёт минимально допустимого радиуса
кривизны ствола скважин..................................................................................... 22
Библиографический список.................................................................................. 30
3
1. Основные понятия, термины и определения
Компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) называется нижняя часть
бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, забойный
двигатель и утяжелённые бурильные трубы (УБТ), опорно-центрирующие элементы (ОЦЭ), телеметрическую систему, а также технологические элементы
бурильной колонны (ясы, безопасные переводники и др.).
Забойный двигатель-отклонитель – забойный двигатель (турбобур, винтовой забойный двигатель, электробур) с искривлённым корпусом, предназначенный для ориентированного бурения.
Телесистема – устройство для измерения траекторных (зенитный угол,
азимут, угол установки и азимут забойного двигателя-отклонителя), технологических (осевая нагрузка, крутящий момент, внутритрубное давление, частота
вращения вала забойного двигателя-отклонителя) параметров, а также геофизических параметров горной породы в процессе бурения (гамма-каротаж, резистивиметрия и т. п.).
Калибратор – породоразрушающий инструмент, устанавливаемый над долотом для выравнивания ствола до номинального диаметра долота, снижения поперечных колебаний, стабилизации работы долота и вала забойного двигателя.
Центратор – опорно-центрирующий элемент, используемый для оснащения КНБК в целях стабилизации параметров кривизны ствола скважины.
Отклоняющая сила – сила, с которой долото давит на стенку скважины в
поперечном направлении. Отклоняющая сила численно равна поперечной реакция стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению.
2. Элементы компоновок низа бурильной колонны
2.1 Утяжелённые бурильные трубы (УБТ)
УБТ – толстостенные стальные бурильные трубы, которые устанавливаются в нижней части бурильной колонны и нужны для создания осевой
нагрузки на долото и придания КНБК необходимой жёсткости. Применяются как гладкие, так и спиральные УБТ. При бурении в осложнённых условиях
наклонных
скважин
применение
спиральных
труб
более
предпочтительно (рисунок 2.1). Спиральные выемки уменьшают площадь
контакта поверхности УБТ со стенкой скважины на 40%, что снижает риски
дифференциального прихвата КНБК.
4
Рисунок 2.1 – Гладкая и спиральная УБТ
2.2 Немагнитные УБТ (НУБТ)
Немагнитные УБТ обычно бывают гладкие (без спиральной нарезки), изготовляются из специальной нержавеющей стали. НУБТ необходимы для размещения приборов (инклинометров, забойного модуля телесистемы) с магнитным
датчиком азимута.
2.3 Укороченные УБТ
Укороченные или патрубки являются укороченным аналогом обычных
УБТ. Длина укороченных УБТ не превышает 5 м. В направленном бурении
укороченные УБТ применяются в различных КНБК.
2.4 Перепускной клапан
Перепускной клапан над винтовым забойным двигателем устанавливают с
целью заполнения бурильной колонны буровым раствором при спуске бурильной колонны и опорожнения при её подъёме.
2.5 Наддолотный переводник
Это переводник, как правило, «муфта-муфта», который устанавливается
непосредственно над долотом.
2.6 Шламометаллоуловитель (ШМУ)
Шламометаллоуловитель (рисунок 2.2) представляет собой стальной переводник с внешним кожухом, который образует полость для сбора шлама и частиц металла.
Рисунок 2.2 – Шламометаллоуловитель (ШМУ)
2.7 Переводник-удлинитель
Это короткий переводник (обычно «муфта-ниппель»), который применяется для точной регулировки длины секций КНБК.
5
2.8 Толстостенные бурильные трубы (ТБТ)
Это трубы промежуточного типа между УБТ и обычными бурильными трубами с размерами бурильной трубы. Соединения ТБТ имеют бóльшую длину, что
обеспечивает более надёжное соединение и предотвращает абразивный износ наружной поверхности труб. Поверхность таких труб защищена от абразивного износа центральными утолщениями. Жёсткость на изгиб ТБС меньше чем у УБТ. Они
имеют меньшую площадь контакта со стенкой ствола скважины. При этом вероятность дифференциального прихвата уменьшается. Такие трубы позволяют выполнять бурение с высокими скоростями вращения и меньшим крутящим моментом.
2.9 Калибраторы
Калибраторы являются породоразрушающим инструментом и обычно устанавливаются непосредственно над долотом. У большинства калибраторов
правая винтообразная конфигурация лопастей, которые покрыты различными
твёрдосплавными материалами (рисунок 2.3).
Рисунок 2.3 – Калибратор
2.10. Центраторы
Центратор – это опорно-центрующий элемент бурильной колонны. Центраторы имеют прямые или винтовые опорные лопасти, применяется для оснащения КНБК (рисунок 2.4).
Рисунок 2.4 – Центраторы
6
2. 11 Центраторы с изменяемым диаметром
Диаметр такого центратора можно изменять в процессе бурения на забое. Он
имеет два положения – максимальный и минимальный диаметр (рисунок 2.5).
Рисунок 2.5 – Управляемый центратор конструкции Андергейдж
2.12 Расширители
Расширители служат для увеличения диаметра ствола скважины. Расширители могут быть трёх- и шестишарошечными (рисунок 2.6).
Рисунок 2.6 – Расширители шарошечные
2.13 Забойные двигатели
Забойные двигатели предназначены для вращения долота и устанавливаются в нижней части бурильной колонны.
По принципу работы забойные двигатели разделяются на турбобуры, винтовые забойные двигатели (ВЗД) и электробуры.
Турбобур – это гидродинамическая машина, в которой используется принцип центробежного течения потока жидкости.
ВЗД – гидравлическая героторная машина объёмного типа.
Электробур – электрический двигатель, для работы которого необходим
подвод электроэнергии.
Забойные двигатели состоят из секций, корпуса которых соединяются с
помощью резьбы. Обычно это одна шпиндельная секция и одна или несколько
(у турбобура) рабочих секций.
7
2.14 Искривлённый переводник
Искривлённый переводник (рисунок 2.7) обычно изготавливается с резьбовыми соединениям типа «ниппель – муфта». Ниппель изготавливается таким
образом, что он имеет некоторый угол относительно корпуса переводника.
Обычно величина этого угла находится в пределах 1-3° с промежутками в 0,5°.
Искривлённый переводник устанавливается непосредственно над забойным
двигателем или между его рабочей и шпиндельной секциями. Изменение угла
перекоса секций забойного двигателя достигается путём замены искривлённого
переводника, что обычно осуществляется в цеху сервисного предприятия.
Рисунок 2.7 – Искривлённый переводник
2.15 Механизм искривления
Механизм искривления (рисунок 2.8) предназначен для создания перекоса
секций забойного двигателя с некоторым шагом. Позволяет оперативно изменять
угол искривления забойного двигателя-отклонителя непосредственно на буровой.
Рисунок 2.8 – Механизм искривления
2.16 Передвижной центратор забойного двигателя
Передвижной центратор (рисунок 2.9) может устанавливаться в любом
месте на корпусе забойного двигателя.
Рисунок 2.9 – Передвижной центратор забойного двигателя
8
2.17 Ниппельный центратор забойного двигателя
Ниппельный центратор (рисунок 2.10) устанавливается только в нижней
части шпинделя забойного двигателя на специальном переводнике.
Рисунок 2.10 – Ниппельный центратор забойного двигателя
2.18 Направляющая секция КНБК забойного двигателя-отклонителя
Часть КНБК (забойного двигателя-отклонителя), включающая долото, калибратор, нижний центратор (искривлённый переводник). Длина (L) направляющей
секции равна расстоянию от рабочего торца долота до верхнего торца центратора
(искривлённого переводника или механизма искривления) (рисунок 2.11).
а)
б)
Рисунок 2.11 – Направляющая секция КНБК (а) и забойного
двигателя-отклонителя (б)
2.19 Ясс
Ясс предназначен для создания ударных нагрузок в осевом направлении с целью освобождения в случае заклинки КНБК в сужении ствола или в случае прихвата. Яссы могут быть гидравлические, механические или гидромеханические.
2.20 Роторные отклонители
Устройства для направленного искривления ствола скважины роторным
способом (рисунок 2.12).
9
а
б
в
Рисунок 2.12 – Роторный отклонитель «Кедр» для направленного
бурения роторным способом:
а – схема комплекса; б – комплекс в рабочем положении;
в – комплекс в транспортном положении:
1 – подшипниковый узел; 2 – искривлённый корпус; 3 – нижний вал; 4 – клиновой
ползун; 5 – наружный шарнир; 6 – промежуточный вал; 7 – возвратная пружина;
8 – разделительное кольцо; 9 – втулка; 10 – узел блокировки; 11 – верхний
подшипниковый узел; 12 – верхний вал; 13 – приводная пружина
2.21 Роторные управляемые системы (РУС)
Предназначены для бурения искривлённых и прямолинейных интервалов
профиля скважины в автоматическом режиме при вращении бурильной колонны.
РУС (рисунок 2.13) включает следующие основные узлы:
- отклоняющее устройство;
- забойную телесистему с навигационными и каротажными датчиками;
- источник питания (генератор или аккумулятор);
- наземную аппаратуру;
- канал связи забойной телесистемы с наземной аппаратурой.
10
В некоторых современных модификациях в состав РУС включается
винтовой забойный двигатель.
а)
б)
Рисунок 2.13 – Роторные управляемые системы
По принципу управления РУС разделяются на два основных вида:
- изменение величины и направления отклоняющей силы на долоте
(рисунок 2.13, а);
- изменение направления угла перекоса долота (рисунок 2.13, б).
3. Виды компоновок низа бурильной колонны
По назначению существуют следующие виды КНБК:
- для бурения вертикальных скважин;
- для бурения наклонно-прямолинейных и искривлённых интервалов профиля наклонных и горизонтальных скважин;
- роторные управляемые системы (РУСы).
4. КНБК для бурения вертикальных скважин
Основными задачами при бурении вертикальных скважин являются предупреждение искривления ствола и приведение ствола скважины к вертикали в
случае его искривления.
При бурении скважин применяются следующие основные способы обеспечения вертикальности ствола:
- использование эффекта «маятника» за счёт создания максимально возможной отклоняющей силы на долоте, направленной в сторону, противоположную направлению искривления ствола, и увеличение при этом интенсивности
фрезерования стенки ствола боковой поверхностью долота;
11
- сохранение имеющегося незначительного зенитного угла ствола скважины
за счёт центрирования нижней части КНБК путём размещения ОЦЭ на оптимальном расстоянии от долота;
- активное уменьшение искривления ствола за счёт отклоняющей силы или
изменения направления оси долота.
Указанные способы проводки вертикального ствола скважины реализуются
соответствующими техническими средствами:
- маятниковые КНБК;
- жёсткие КНБК,
- ступенчатые КНБК;
- РУСы.
Применяемые в практике строительства вертикальных скважин КНБК при
бурении роторным способом и с применением забойного двигателя приведены
на рисунках 4.1 и 4.2.
Рисунок 4.1 – Компоновки для роторного способа бурения вертикальных скважин:
1 – долото; 2 – УБТ; 3 – бурильные трубы; 4 – центратор; 5 – калибратор;
6 – стабилизатор (квадратные УБТ); 7 – наддолотное стабилизирующее
устройство (НСУ); 8 – шарнирный центратор
12
Рисунок 4.2 – Компоновки бурения вертикальных скважин забойным двигателем:
1 – долото; 2 – забойный двигатель; 3 – УБТ; 4 – бурильные трубы; 5 – центратор;
6 – калибратор; 7 – наддолотный маховик; 8 – центратор на ниппеле забойного
двигателя; 9 – межсекционный центратор; 10 – шарнирный центратор
4.1 Жёсткая КНБК для вертикального бурения
Важным технологическим фактором, определяющим искривление ствола
вертикальной скважины, является продольная устойчивость расположенной над
долотом бурильной колонны. При потере устойчивости бурильной колонны на
долоте появляется отклоняющая сила, под действием которой долото будет разрушать забой под некоторым углом к оси скважины и фрезеровать стенку ствола
в поперечном направлении, что приведёт к искривлению скважины.
Следовательно, основной задачей при расчёте КНБК для бурения вертикальной скважины является нахождение такой длины её направляющей секции,
при которой общий угол поворота оси долота был бы минимальным при любом
сочетании технологических факторов. Схема расчёта такой жёсткой КНБК представлена на рисунке 4.3.
Минимум общего угла (φобщ = φпр + φпер) поворота оси долота (рисунок 4.3)
является критерием нахождения оптимальной длины её направляющей секции
для условий вертикальной скважины.
13
Рисунок 4.3 – Схема расчёта жёсткой
КНБК:
Х1 – длина растянутой части бурильной
колонны;
Х2 - длина сжатой части бурильной колонны;
Р – осевая реакция, приложенная к нижнему концу бурильной колонны и равная
по величине весу сжатой части колонны;
М1 – реактивный изгибающий момент;
F - боковая реакция на опоре (центрирующем элементе, расположенном на
верхнем конце КНБК);
ЕJ1 - жёсткость на изгиб бурильной колонны;
q1 - вес единицы длины бурильной колонны в промывочной жидкости;
l – длина жёсткой КНБК;
ЕJ - жёсткость на изгиб (УБТ, забойный
двигатель) КНБК;
q - вес единицы длины основы КНБК в
промывочной жидкости
Длина направляющей секции КНБК для предупреждения искривления вертикальной скважины определяется по формуле (4.1), а геометрические и жёсткостные характеристики УБТ приведены в таблице 4.1:
LMAX = 0,5 ⋅ 3
EJ
.
q
(4.1)
Таблица 4.1 – Геометрические и жёсткостные параметры УБТ
Наружный
диаметр, мм
Внутренний
диаметр, мм
Вес
1 м, кН/м
Жёсткость
на изгиб, кН*м2
146
68
72
72
80
90
80
90
90
100
1,03
1,00
1,56
1,55
1,46
2,13
2,03
2,73
2,60
4463
4407
10071
9926
9672
17083
16929
27672
27318
178
203
229
14
EI
,м
q
16,30
16,39
18,62
18,55
18,80
20,01
20,28
21,63
21,90
m=3
4.2 Расчёт маятниковой КНБК
Маятниковые КНБК применяются для приведения ствола искривлённой
скважины к вертикали. Типовая маятниковая КНБК не включает опорноцентрирующие элементы (рисунок 4.4).
Рисунок 4.4 – Расчётная схема маятниковой КНБК:
L – длина КНБК от долота до точки касания УБТ (корпуса забойного двигателя)
стенки ствола скважины; W – вес участка КНБК длиной L; F – отклоняющая сила
Величина отклоняющей силы (F) на долоте рассчитывается по формуле (4.2):
F=
q ⋅ sin α ⋅ L ρСТ − ρ БР
⋅
,
2
ρСТ
(4.2)
где L – длина КНБК от долота до точки касания УБТ (корпуса забойного двигателя) стенки ствола скважины, м:
L=
где
4
12 ⋅ ( DД − d ) ⋅ EJ
q ⋅ sin α
⋅
ρСТ
,
ρСТ − ρ БР
F – отклоняющая сила, кН;
DД – диаметр долота, м;
d – диаметр УБТ (корпуса забойного двигателя), м;
q – вес 1 м УБТ (забойного двигателя), кН/м;
α – зенитный угол ствола скважины в месте размещения КНБК, град.;
ρСТ – плотность стали, кг/м3;
ρБР – плотность бурового раствора, кг/м3.
EJ – жёсткость на изгиб УБТ (забойного двигателя), кН*м2;
15
Е – модуль упругости (Юнга) стали – 210*106 кН/м2;
J=
π
⋅ ( d 4 − d B4 ) – осевой момент инерции сечения УБТ, м4;
64
dB – диаметр отверстия в УБТ, м.
Значения EJ и q для типовых УБТ и забойных двигателей приведены в
приложении.
При заданном диаметре долота задача выбора КНБК сводится к выбору
длин УБТ, при которых отклоняющая сила (F) на долоте максимальна.
5. Расчёт КНБК для бурения наклонных скважин
При размещении КНБК в наклонно-прямолинейном стволе скважины долото разрушает забой скважины в осевом и поперечном направлении под действием осевой нагрузки и отклоняющей силы на долоте.
Отклоняющая сила численно равна поперечной реакции (F) стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению (рисунок 5.1). Кроме того, за счёт изгиба нижней части бурильной колонны ось долота в общем случае
не совпадает с осью ствола скважины, другими словами, долото при этом расположено в скважине по отношению к её оси с перекосом. Таким образом, направление бурения определяется отклоняющей силой (F) и углом (∆) перекоса
долота. За счёт фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота и
несовпадения оси долота с осью скважины её ствол отклоняется от прямолинейного направления.
а)
б)
Рисунок 5.1 – Схема КНБК с центратором в наклонном прямолинейном стволе:
Р – осевая реакция забоя; F – поперечная реакция стенки скважины на долоте;
r – радиальный зазор между стенкой скважины и центратором; ∆ – угол между
осями долота и скважины; L – длина направляющей секции КНБК
16
Сохранение направления бурения может быть обеспечено при условии
устранения отклоняющей силы на долоте и совмещения оси долота с осью прямолинейного ствола скважины (рисунок 5.1, б), что может быть выражено следующими условиями на долоте:
F = 0
.
∆ = 0
(5.1)
При выполнении условий (5.1) долото будет разрушать горную породу
только в направлении оси скважины, что обеспечит стабилизацию направления
бурения скважины.
Для этого диаметр центратора должен быть несколько меньше диаметра
долота (рисунок 5.1, б), а длина направляющей секции КНБК соответствовать
расчётному значению.
При равенстве нулю не только отклоняющей силы на долоте, но и угла его
перекоса горная порода будет разрушаться только в направлении оси ствола
скважины или касательной к оси искривлённого интервала скважины. Проектирование КНБК предполагает определение длины секций и диаметр опорных
элементов, при которых выполняются поставленные условия (5.1) на долоте и
которые принято называть критерием оптимизации.
Методика расчёта КНБК, основанная на условии (5.1), при котором отклоняющая сила на долоте и угол его перекоса равны нулю, представлена в
работах [1-3].
Для одноцентраторной КНБК при заданном значении зенитного угла и
кривизны ствола скважины существует единственная пара оптимальных значений диаметра центратора и длины направляющей секции. На рисунке 5.2 представлены зависимости длины (LОП) направляющей секции стабилизирующей
КНБК с одним центратором от зенитного угла.
Например, необходимо определить размеры стабилизирующей КНБК при
бурении долотом диаметром 295,3 мм роторным способом наклоннопрямолинейного интервала ствола скважины с зенитным углом 30°. Диаметр
используемых УБТ равен 203 мм. По графику на рисунке 5.2 определяется длина направляющей секции, которая для заданных условий равна 7,2 м. При этом
диаметр центратора должен быть не менее 286 мм.
На рисунке 5.3 представлены зависимости направляющей секции КНБК от
зенитного угла для КНБК, предназначенной для искривления ствола скважины
с увеличением зенитного угла с интенсивностью 3 градуса зенитного угла на
каждые 100 м проходки (3°/100 м).
17
Рисунок 5.2 – Длина (LОП) направляющей секции стабилизирующей КНБК
с одним центратором для бурения наклонно-прямолинейного интервала
профиля скважины. Диаметр центратора для вариантов КНБК:
№1 – 372 мм; №2 – 286 мм; №3 – 212 мм; №4 – 214 мм
Определение оптимальных размеров искривляющей КНБК с использованием графиков на рисунке 5.3 осуществляется следующим образом.
Требуется определить размеры КНБК для увеличения зенитного угла ствола скважины с 20° до 30° при бурении скважины долотом 295,3 мм роторным
способом с использованием УБТ диаметром 203 мм.
По графику на рисунке 5.3 определяем длину направляющей секции
КНБК, которая для нашего случая равна 4,9 м. Диаметр центратора должен
быть равен 282 мм. Интервал бурения рассчитывается следующим образом:
((30°-20°)/3)*100 =333 м.
18
Рисунок 5.3 – Длина (LОП) направляющей секции КНБК с одним центратором
для бурения наклонного интервала профиля скважины с интенсивностью увеличения
зенитного угла 3°/100м. Диаметр центратора для вариантов КНБК:
№1 – 364 мм; №2 – 282 мм; №3 – 211 мм; №4 – 213 мм
6. Проектирование КНБК
На основании расчётных оптимальных размеров КНБК необходимо определить расположение центратора с учётом размеров долота, калибратора и других технологических элементов КНБК.
При бурении роторным способом определяется длина переводникаудлинителя (отрезка УБТ), который необходимо установить между центратором и долотом или калибратором, если последний включается в состав КНБК,
таким образом, чтобы длина направляющего участка равнялась расчётному
(LОП) оптимальному значению.
На рисунке 6.1 представлена расчётная схема КНБК.
Длина переводника-удлинителя определяется из выражения:
H 3 = L − H1 − H 2 − H 4 ,
где
Н3 – длина переводника-удлинителя, м;
19
(6.1)
L – расчётная длина направляющей секции КНБК, м;
Н1 – высота долота, м;
Н2 – длина наддолотного калибратора, м;
Н4 – длина центратора, м.
Рисунок 6.1 – Расчётная схема КНБК с центраторами
При бурении забойным двигателем и использовании передвижных центраторов место установки (расстояние от торца наддолотного переводника вала
шпинделя до центратора) нижнего центратора на корпусе забойного двигателя
определяется из выражения:
H 3 = L − H1 − H 2 − H 4 ,
(6.2)
где Н3 – расстояние от нижнего торца наддолотного переводника вала шпинделя забойного двигателя до центратора, м;
L – расчётная длина направляющей секции, м;
Н1 – высота долота, м;
Н2 – длина наддолотного калибратора, м;
Н4 – длина центратора, м.
Расстояние между центраторами для КНБК с двумя центраторами равно:
L1Ц = L1 − H 4 ,
где
(6.3)
L1Ц – расстояние между торцами соседних центраторов, м;
L1 – расчётное расстояние между центраторами, м.
7. Расчёт забойного двигателя-отклонителя
У забойного двигателя-отклонителя между секцией шпинделя и рабочей
секцией расположен искривлённый переводник или механизм искривления
(рисунок 7.1).
20
Рисунок 7.1 – Расчётная схема забойного двигателя-отклонителя
В соответствии с заданным радиусом (R) кривизны ствола скважины рассчитывается необходимый угол (∆) изгиба искривлённого переводника или механизма искривления по формуле:
 L + L2 
∆ = arcsin  1
+ β,
 2 R 
(7.1)
где
R - радиус кривизны ствола скважины, м;
L1, L2 - длина нижней и верхней секций забойного двигателя-отклонителя
соответственно, м;
∆ – угол перекоса искривлённого переводника, град.;
D −d 
β = arctg 
,
 2 L1 
где D, d - диаметр скважины и корпуса забойного двигателя-отклонителя
соответственно, м.
При этом необходимо выполнение следующих условий.
Длина каждой секции должна быть меньше длины (L1) жёсткого звена
КНБК, которая определяется из выражения:
4 ( D − d ) ⋅ EJ
L1 = ⋅ 4
,
3
g
где
(7.2)
D, d – диаметр долота и секции забойного двигателя соответственно, м;
EJ – жёсткость на изгиб секции забойного двигателя, кН*м2;
g – поперечная составляющая веса единицы длины секции забойного двигателя, кН/м.
Геометрические и жёсткостные характеристики забойных двигателей приведены в таблице 7.2.
21
Таблица 7.2 – Геометрические и жёсткостные параметры забойных
двигателей
Тип
забойного
двигателя
Диаметр,
мм
3ТСШ-240
А9ГТШ
3ТСШ-195
А7ГТШ
3ТСШ-172
240
240
195
195
172
Д-195
Д-172
195
172
Длина,
м
Вес,
кН
Вес
1 м,
кН/м
Турбобуры
23,2
59,80
2,58
23,3
61,30
2,63
25,7
47,90
1,86
25,0
44,30
1,77
26,3
35,30
1,36
Винтовые забойные двигатели
7,7
13,30
1,73
7,0
10,00
1,26
Жёсткость
на изгиб,
кН*м2
m=3
EI
,
q
м
24000
24000
9000
9000
6400
21,0
20,9
17,5
17,8
16,6
9000
5000
17,7
15,2
Максимальная длина (LШ) шпинделя с долотом, при которой обеспечивается
его вписывание в искривлённый ствол скважины с радиусом кривизны R, определяется по формуле:
LШ = 2,4 ⋅ R ( D − d ) .
(7.3)
Рабочая секция забойного двигателя-отклонителя также должна вписываться в искривлённый ствол скважины без деформации, и её длина (LС) должна
удовлетворять соотношению:
LC ≤ 2,828 ⋅ R ⋅ ( D − d ) .
(7.4)
8. Расчёт минимально допустимого радиуса
кривизны ствола скважины
В процессе корректирования траектории бурения возникает вопрос о пределах минимального радиуса искривления ствола. При этом возможны различные варианты решения данной задачи в зависимости от цели бурения скважины
и используемого бурового инструмента и внутрискважинного оборудования.
Если искривлённый участок ствола скважины расположен в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования, то в целях
обеспечения его надёжной и долговременной его работы радиус кривизны данного
участка ограничивается некоторой минимальной величиной. В соответствии с действующими инструкциями, регламентирующими проектирование, строительство и
эксплуатацию наклонно направленных скважин в нефтегазовой отрасли, минимальная величина радиуса кривизны ствола скважины в данном интервале не
22
должна быть меньше 384 м, а в некоторых районах – 286 м, что соответствует диапазону интенсивности искривления ствола скважины 1,5…2,0 град. на 10 м.
Ниже интервала размещения внутрискважинного оборудования в соответствии с действующими отраслевыми инструкциями допустимая интенсивность
искривления ствола равна 2,5° на 10 м проходки. Такая интенсивность искривления ствола скважины позволяет беспрепятственно спускать в скважину промежуточные и эксплуатационные колонны, испытатели пластов, пакеры,
различные геофизические приборы и устройства.
При выборе минимально допустимого радиуса кривизны ствола для таких
скважин следует исходить из следующих основных положений.
1. Если спускаемое в скважину устройство не допускает деформации, то
минимально допустимый радиус кривизны ствола скважины определяется из
условия его прохождения через искривлённый участок как абсолютно жёсткой
системы.
2. Если устройство допускает принудительный спуск через искривлённый
ствол скважины при деформации, то минимально допустимый радиус кривизны
ствола скважины определяется из условий:
- предупреждения остаточных деформаций;
- прохождения через искривлённый участок скважины под собственным
весом или весом части бурильной колонны;
- предупреждения образования желобов и протирания обсадных колонн.
Для расчёта минимально допустимого радиуса кривизны ствола скважины
необходимо знать геометрические и жёсткостные характеристики спускаемых в
скважину устройств, диаметр ствола скважины, а также физико-механические
свойства горной породы.
Расчёт предельного значения радиуса кривизны ствола скважины производится в следующем порядке.
Сначала рассчитывается минимально допустимый радиус кривизны ствола
скважины для забойных двигателей, самых жёстких систем, спускаемых в скважину. Затем производится расчёт минимально допустимого радиуса кривизны
ствола скважины при условии нормальной эксплуатации бурильных и обсадных труб. После чего определяется минимально допустимый радиус кривизны
ствола скважины, позволяющий беспрепятственно спускать и извлекать инструмент и оборудование для испытания или эксплуатации скважины.
Если искривлённый участок ствола скважины расположен в интервале залегания горных пород, способствующих образованию желобных выработок в
стенке ствола скважины, то расчёт минимально допустимого радиуса кривизны
23
производится исходя из величины допустимой силы давления замка бурильной
трубы на стенку ствола скважины.
Минимальную величину радиуса кривизны ствола скважины из ряда
полученных значений следует считать допустимым минимальным радиусом
кривизны, который должен учитываться при проектировании и расчёте
проектного профиля ствола скважины.
При проводке горизонтальных скважин применяются короткие,
односекционные гидравлические забойные двигатели. Это обстоятельство
должно быть учтено при определении допустимого радиуса кривизны ствола
скважины.
Если для бурения скважины применяются односекционные или
многосекционные забойные двигатели с шарнирно связанными между собой
секциями, то допустимый радиус кривизны для свободного прохождения
системы «долото – забойный двигатель» через искривлённый участок
скважины производится по приближённым формулам.
1. Минимальный радиус (R) кривизны ствола скважины для забойного двигателя с долотом (рисунок 8.1):
L2
R=
,
5,84 ⋅ ( D − d )
где
(8.1)
L – длина секции забойного двигателя с долотом, м;
D – диаметр ствола скважины, м;
d – диаметр забойного двигателя, м.
Рисунок 8.1 – Секция забойного двигателя с долотом
2. Минимальный радиус (R) кривизны ствола скважины для секции
забойного двигателя с долотом и центратором, расположенным в верхней части
(рисунок 8.2):
R=
L2
3 ⋅ D − 2 ⋅ DЦ − d + 2 ⋅ 2 ⋅ ( D − d ) ⋅ ( D − DЦ )
24
.
(8.2)
Рисунок 8.2 – Секция забойного двигателя с долотом и центратором
в верхней части
3. Минимальный радиус (R) кривизны ствола скважины для секции
забойного двигателя с центратором (рисунок 8.3):
R=
L⋅l ⋅(L − l)
L ⋅ ( D − DЦ ) + l ⋅ ( D − d )
.
(8.3)
Рисунок 8.3 – Секция забойного двигателя с центратором
4. Минимальный радиус (R) кривизны ствола скважины для верхней
секции забойного двигателя (рисунок 8.3):
L2
R=
.
8⋅(D − d )
25
(8.4)
Рисунок 8.4 – Секция забойного двигателя
5. Минимальный радиус кривизны ствола скважины для секции забойного
двигателя с центраторами, расположенными по его концам (рисунок 8.4):
L2
,
R=
4 ⋅ ( 2 ⋅ D − DЦ − d )
где
(8.5)
DЦ – диаметр центраторов, м.
Рис. 8.4 – Секция забойного двигателя с центраторами
Зависимости (8.1-8.5) получены без учёта деформации секций забойного
двигателя.
Для турбобура и забойного двигателя в сочетании с УБТ изложенный
подход предъявляет излишне жёсткие требования к выбору минимального
значения радиуса кривизны ствола скважины, ограничивает возможности
бурения горизонтальных и наклонных скважин с повышенной интенсивностью
искривления
ствола,
сужает
область
использования
выпускаемых
промышленностью турбобуров и турбовинтовых забойных двигателей. Поэтому
КНБК, которая включает секции забойного двигателя и УБТ или турбобур,
26
следует рассматривать как упругую систему, которая в наклонном стволе
скважины под действием продольных и поперечных сил деформируется.
Участок увеличения зенитного угла обычно располагают в интервалах,
сложенных горными породами мягкой и средней твёрдости. При бурении в
таких горных породах диаметр ствола скважины может быть больше диаметра
долота. Таким образом, при расчёте предельного радиуса кривизны ствола
скважины необходимо учитывать как деформацию забойного двигателя, так и
фактический диаметр ствола скважины. При этом минимальное значение
радиуса кривизны ствола скважины определяется по формуле:
R=
0,171 ⋅ L2Т
,
U ⋅ D Д − d + 1,37 ⋅ ( f − k )
(8.6)
где
U = 1,41m – 0,41;
m = D/DД – коэффициент увеличения диаметра ствола скважины;
LТ – длина забойного двигателя с долотом, м;
DД – диаметр долота, м;
f – стрела прогиба забойного двигателя, м;
k – технологический зазор между скважиной и корпусом забойного
двигателя, м.
Для обычных условий бурения k принимают равным 0,003…0,005 м.
При установке над забойным двигателем бурильных труб или шарнира или
гибкого звена стрела прогиба забойного двигателя может быть приближённо
рассчитана по формуле:
f =
5 ⋅ L4 ⋅ g ⋅ sin α
,
384 ⋅ EJ
(8.7)
где
g – вес 1 м забойного двигателя, кН/м;
α – зенитный угол ствола скважины в месте размещения забойного
двигателя, град.;
EJ – жёсткость забойного двигателя на изгиб, кН*м2.
При
принудительном
перемещении
забойного
двигателя
по
искривлённому стволу скважины напряжения изгиба в его корпусе не должны
превышать предел упругости стали.
С учётом поставленного условия допустимое значение радиуса кривизны
можно определить по формуле:
0,171 ⋅ L2
R=
,
0,342 ⋅ σT ⋅ L2
U ⋅ DД − d +
E ⋅d
27
(8.8)
Е – модуль упругости стали (2.14)*106 МПа;
σТ – предел текучести стали (400-900), МПа.
Напряжения изгиба в корпусе забойного двигателя с долотом при прохождении его через искривлённый участок ствола скважины рассчитываются по
формуле:
где
σ=
E ⋅ d 2.92 ⋅ E ⋅ d ⋅ (U ⋅ D Д − d )
.
−
2R
L2
(8.9)
Минимальный радиус кривизны скважины для забойного двигателя с
центратором при учёте прогиба корпуса и увеличения диаметра ствола:
R=
(L + l
=
3
где
3
L⋅l ⋅(L − l)
L ⋅ ( 2 ⋅ m − 1) ⋅ D − DЦ + 2 ⋅ ( b ⋅ f Ц − k )  + l ⋅ ( D − d )
,
(8.10)
− 2 ⋅ L ⋅ l ) ⋅ l ⋅ q ⋅ sin α
– прогиб корпуса забойного двигателя в
24 ⋅ EJ
месте установки центратора, м.
В случае принудительного перемещения забойного двигателя с центратором
значение допустимого радиуса кривизны определяется по формулам:
fЦ
R=
L ⋅l ⋅(L − l)

b ⋅ L2 ⋅ σТ 
L ⋅ ( 2 ⋅ m − 1) ⋅ D − DЦ +
 + l ⋅(D − d )
⋅
E
⋅
d
2


,
(8.11)
 l l2 
где
b = 4 ⋅  − 2 .
L L 
Напряжения изгиба в корпусе забойного двигателя с центратором при
спуске по стволу скважины с заданным радиусом определяются из выражения:
σ=
2⋅ E ⋅d
b ⋅ L2
l ⋅ (L − l ) l ⋅ ( D − d )

⋅
−
+ DЦ − ( 2 ⋅ m − 1) ⋅ D  .
R
L


(8.12)
Напряжения изгиба бурильных и обсадных труб в искривлённом стволе
скважины не должны превышать предел текучести материала труб. Допустимый радиус кривизны участка ствола скважины для данного условия рассчитывается по формуле:
R=
где
E ⋅ dН
,
2 ⋅ σТ
dН – наружный диаметр трубы, м.
28
(8.13)
В искривлённом стволе скважины муфты замковых соединений бурильных
труб прижимаются к стенке ствола скважины. В процессе спускоподъёмных
операций в стенке ствола скважины формируются желобные выработки. Интенсивность образования желобных выработок в стенке ствола скважины зависит от величины давления замковых соединений бурильной трубы на стенку
ствола скважины, твёрдости и абразивности горной породы и количества циклов взаимодействия замковых соединений со стенкой ствола скважины.
Сила давления замковых соединений на стенку ствола скважины, в свою
очередь зависит от радиуса кривизны участка скважины, в котором расположена бурильная колонна, величины зенитного угла ствола скважины и осевой растягивающей или прижимающей силы.
Давление замкового соединения бурильной трубы на стенку ствола скважины может быть рассчитано по приближённой формуле:
Т=
LТР ⋅ P
,
R
(8.14)
где
LТР – длина бурильной трубы, м;
Р – растягивающая сила, кН;
Т – сила давления замка бурильной трубы на стенку скважины, кН.
В целях предупреждения образования желобных выработок в стенке ствола скважины допустимый радиус кривизны должен быть равен:
R=
LТР ⋅ P
.
2 ⋅ TД
(8.15)
где TД – допустимая сила давления замка бурильной трубы на стенку скважины, кН.
29
Библиографический список
1. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин /
А. С. Повалихин, А. Г. Калинин, С. Н. Бастриков, К. М. Солодкий; под общ.
ред. доктора технических наук, профессора А. Г. Калинина. – М. : Изд. ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с.
2. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн /
А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, К. М. Солодкий, А. С. Повалихин. − М. : Недра,
1995. – 305 с.
3. Калинин, А. Г. Естественное и искусственное искривление скважин /
А. Г. Калинин, В. В. Кульчицкий. – М. ; Ижевск, 2006. – 640 с.
30