ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Гилязов Р.М.
Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.

Глава № 3

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

ё ё f ё Q6 ёАё 6 Of ё Q

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

3.1. Ёа NeA?a а б 6ё а а 6 ё ё ? 6ё а ^ёа ? AU ад 6

ёёа Aie 65 а а Аё а ё ?б i ё??ё аё^.

ё ё ё A6f fe e ia ?бАёёА д Аё ё ё д ё Её ё Аё ё iNe BAf а и

ёёа ёАаа а 6 с б i ё ё ё ё ё AAi Aie 65 а и

Качество промывочной жидкости влияет на загрязнение при-скважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, на устойчивость стенок скважины, промывку забоя и работу бурильной колонны. Так, при достаточно большой длине ствола увеличение нагрузки на долото от трения промывочной жидкости о стенки бурильной колонны может достигать нескольких десятков килоньютонов. При высокой вязкости жидкости заметным становится и влияние ее на потери мощности на вращение бурильной колонны.

Ось колонны труб почти по всей длине смещена относительно оси скважины. В результате у нижней стенки ствола скважины может образоваться застойная зона (отсутствие течения жидкости). Размеры этой зоны, по периметру кольцевого пространства, при бурении сильно наклонного или горизонтального участка ствола будут зависеть от расхода промывочной жидкости. Следовательно, от расхода будет зависеть и степень опасности прихвата колонны.

При бурении многошарошечными долотами в целях улучшения промывки забоя вместо одной или двух гидромониторных насадок долота иногда устанавливают заглушки. Возникающее при этом асимметричное воздействие реактивных струй пото-

88

ка, например, на поперечные колебания нижней части бурильного инструмента до настоящего времени не оценено.

Эти и некоторые другие факторы непосредственно влияют на скорость и стоимость проводки скважин и вызывают необходимость проведения анализа влияния свойств промывочных жидкостей и режимов их течения в трубах и заколонном пространстве на гидромеханику системы скважина - бурильная колонна и, следовательно, на процесс бурения.

В связи с этим рассмотрим гидравлические потери, МПа, при течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве (гидравлический радиус, м, потока соответственно 6 = d/A и

6 = скв ~) при бурении с использованием технической воды

4

и вязкопластичных жидкостей, к которым относится, например, большая часть глинистых растворов:

Ар = 10 6A.Lv2p/(86), (3.1)

где L - длина канала, м; А. - коэффициент гидравлического сопротивления; р - плотность жидкости, кг/м ; v = Q/F -скорость потока, м/с; Q - расход жидкости; F - площадь поперечного сечения потока, м ; DCKB - диаметр скважины, м; D и d - наружный и внутренний диаметры рассматриваемого участка колонны, м.

Гидравлические потери при течении промывочной жидкости в колонне труб или в кольцевом пространстве зависят от числа Рейнольдса и находятся из известных выражений:

для ньютоновских жидкостей

Re = 46v/v = 4bvp/\i < Re ; (3.2)

для вязкопластичных жидкостей

Re = Re* = 46pv{r) [1 + T046/(6vr| ]} \ (3.3)

где ц, v, г\ - динамическая (абсолютная), кинематическая и пластическая вязкость соответственно; х0 - статическое напряжение сдвига.

Коэффициент гидравлического сопротивления А. при определении потерь давления для практических расчетов рассматривается как независящий от шероховатости стенок труб. В этом случае значения А. можно определять по одной из формул, представленных в табл. 3.1 [28]. В таблице дополнительно к ранее принятым обозначениям введены следующие: s -длина одной трубы; | - коэффициент местного гидравлического сопротивления.

89

i‡·IE?‡ 3.1

Гидравлические потери в системе колонна - боковой ствол

Потери давления, параметры
Потери давления Ар на единицу труб, МПа
Жидкость
Режим течения, число Рейнольдса
Коэффициент гидравлического сопротивления

Линейные в трубах: S = d/4;
v = 4Q/(iid ); A = B = C = 1
Ap = XL v2p/(8b)
Ньютоновская, Re = = 4S р v/ц
Ламинарный, Re < < 2100+2320
Х = А 64/Re

Турбулентный, Re = = 2500+7000
X = 0,3164/Re ' e*

Вязкопластичная, Re -» Re* = 4S р v{r\ [ 1 + + т0 4S/(6v г|p)]} , Bi = 4S т0/(г|p v)
Ламинарный, Re* < < 2100+2320
X = 64 A/Re + + 32Bi B/(3Re); Re = = 4S p v/r\p, Bi = = 4S t0/vt|p

Турбулентный, Re* > > 2100
X = 0,0032 +
+ 0,221/Re ' **

Линейные в кольцевом пространстве:
S = (D - d)/4;
v = 4Q /UDC2KB -
-%D );
A = 1,5; B = 36/32; C = 0,3385/0,3164
Ньютоновская, Re = = 4S p v/ц
Ламинарный, Re < < 1600+2100
X = 64 A/Re

Турбулентный, Re > > 1600+2100
X = 0,3164/Re ' e*

Вязкопластичная, Re -» Re* = 4S p v{r\ [ 1 + + т0 4б/(6v Т)p)]} , Bi = 4St0/(t|p v)
Ламинарный, Re* < < 1600+2100
X = 64 A/Re + + 32Bi B/(3Re);

Турбулентный, Re* > > 2800
X = 0,0032 +
+ 0,221/Re0'237**

В замках, внутри труб: с навинченными замками
с приварными замками
Ар = a5Q ; а5 = = 8Ц, р/(я d s)
-
Р = 1- d\ld2
| = 0,14 + 1,2|3; | = 0,07 + р

В замках, в кольцевом пространстве, L = = 1000 м
Ар = ?,pv 1/(2 s) -

\ = (1, 4 + 1, 6)[(D2KB --D2)(D2KB - ф - I]2

В забойном двигателе
АРзд = АРтабл РОзд X
хРтабл^табл

-

На насадках долота
АРя = Pvl /(2 Ин> =
= pQh /(2Ин^ -F*h )


* Формула Блазиу ** Формула Никура
са. дзе.


 

Анализ гидравлических потерь проведем для случаев бурения БС из 146-мм и 168-мм обсадных колонн.

Пример 1. Определить гидравлические потери давления (условно приведенные к 1000 м длины) в системе бурильная колонна - скважина с боковым стволом.

Исходные данные: основной ствол скважины обсажен 146x7,7-мм обсадной колонной (внутренний диаметр Dос = = 130,6 мм); диаметр бокового ствола D6oc = 123,8 мм; конструкция бурильной колонны - долото, винтовой двигатель, УБТ 104,8/50,3 длиной L = 18 м, бурильные трубы ТБПВ 73x7 (внутренний диаметр d = 59 мм) с замками ЗПН-105; промывочная жидкость - вязкопластичный (глинистый или др.) раствор с параметрами: р = 1200 кг/м ; ц = 0,014 Па-с; т0 = 2 Па. Потери рассчитать при давлении на стояке 10 МПа и расходах промывочной жидкости Q, составляющих 6, 8, 10 и 12 л/с.

Решение.

1. Находим гидравлический радиус потока в колонне труб 73x7:

6 = d/4 = 59-10" /4 = 0,01475 м.

Аналогично находим и гидравлические радиусы потока в кольцевом пространстве: в зоне обсадной колонны

6 = (130,6 - 73)10 /4 = 0,01444 м;

в зоне БС

6 = (123,8 - 73)10 /4 = 0,0127 м.

2. По формуле v = 10 Q/F, где Q - расход, л/с; F -площадь поперечного сечения потока в рассматриваемом сечении в колонне или в кольцевом пространстве, см2, определяем скорости потока промывочной жидкости, которые заносим в табл. 3.2.

3. Для вязкопластичной жидкости (см. табл. 3.1) определяем число Рейнольдса в колонне труб при расходе Q = 6 л/с:

Re = 46 р v{ti[1 + т0 46/(6v г\ )]} = 4-0,01475-1400-2,19х х{0,014[1 + 2-4-0,01475/(6-2,19-0,014)]} = 7872.

Критерий Бингама (см. табл. 3.1) Bi = 46 T0/(ri v) = 4-0,01475-2/0,014 = 8,43. 92

Аналогично определяем значения числа Рейнольдса и критерия Бингама при других расходах, а также для кольцевого пространства. Заносим их в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Гидравлические потери в трубах и в кольцевом пространстве при бурении БС, МПа

Потери давления Параметр
Расход 6
промывочной жидкости,
л/с

8 10 12

Техническая вода (ц
Линейные в трубах, L = v, м/с = 1000 м Re
X Ар, МПа
= 1-Ю-3 Г
2,19 129 000 0,0167
0,68
а-с)
2,93 173 000 0,0155
1,13
3,66 216 000 0,0147
1,67
4,39 259 000 0,0140
2,29

Линейные в 123,8-мм сква- v, м/с жине, L = 1000 м Re
X Ар, МПа
0,76 38 600 0,0226 0,128
1,02 51 800 0,0210
0,206
1,27 64 500 0,0199 0,315
1,53 77 700 0,0190 0,437

Линейные в 146х9-мм об- v, м/с садной колонне, L = 1000 м Re
X Ар, МПа
Вязкопластичная жидкость (т) = 14-10
Линейные в трубах, L = v, м/с = 1000 м Re
Bi
X
Ар, МПа
0,69 38 000 0,0227
0,100
Па-с; т0
2,19 6747 8,43 0,0305 1,49
0,92 50 600 0,0210
0,162
= 2 Па; р
2,93 10 015
8,43 0,0281
2,45
1,15 63 300 0,0199
0,240
= 1200 к
3,66 13 375
8,43 0,0265
3,60
1,38 75 900 0,0190 0,330
г/м )
4,39 16 820
8,43 0,0252
4,94

Линейные в 123,8-мм сква- v, м/с жине, L = 1000 м Re
Bi
X
Ар, МПа
Линейные в 146x7,7-мм об- v, м/с садной колонне, L = 1000 м Re
Bi
X
Ар, МПа
0,76 1277 7,26 0,143 0,978
0,65 1032 8,23 0,189 0,832
1,02 2030 7,26 0,090 1,110
0,87 1667 8,23 0,117 0,922
1,27 2832 7,26 0,037 0,701
1,09
2383
8,23
>0,038
>0,470
1,53 3720 7,26 0,035 0,959
1,30 3123 8,23 0,036 0,634

В замках, в кольцевом пространстве, L = 1000 м (s* = = 9 м):
в 123,8-мм БС |
Ар, МПа в 146x7,7-мм колонне |
Ар, МПа
2,8 0,108
1,3 0,037
2,8 0,194
1,3 0,066
2,8 0,301
1,3 0,103
2,8 0,437
1,3 0,146

Другие потери
В кольцевом пространстве v, м/с 123,8-мм скважины, 6 = Re* = 4,75 мм; УБТ 104,8/50,3, Re L = 18 м Bi
X Ар, МПа
1,76 1185 2866 1,54 0,0334 0,059
2,36 1868 3843 1,15 0,0312 0,099
2,93 2577 4772 0,93 0,0298 0,145
3,54 3382 5765 0,77 0,0286 0,204

93

Продолжение табл. 3.2


Расход промывочной жидкости,

Потери давления
Параметр

л/с

6
8
10
12

Суммарные потери
2Лр, МПа
3,50
4,84
5,32
7,32

На гидромониторных на- ds = 12 мм



садках диаметром ds
V, M/C
53
71
88
106

Ар, МПа
2,1
3,8
5,9
8,5

d = 16 мм




v, м/с
30
40
50
60

Ар, МПа
0,68
1,21
1,89
2,72

В двигателе:




Д1-105
Ар, МПа
7,5
-
11,0
-

Д-108
Ар, МПа
3,5
-
-
5,5

Д-110
Ар, МПа

-
-
7,5

"При длине одной трубы s = 12 м приведенные потери давления умножаются на коэффициент ki2 = 0,75. "При Q = 4 л/с.

4. Коэффициент гидравлического сопротивления при Re > > 2100 определяем по упрощенному виду формулы Никурадзе:

X = 0,0032 + 0,221 е ' п = 0,0305.

Для ламинарных режимов в кольцевом пространстве

X = [64-1,5 + 32(36/32)7,26/3]/1277 = 0,143.

Полученные для различных расходов значения X заносим в табл. 3.2.

5. Потери давления, условно отнесенные к 1000 м длины колонны,

Ар = 0,0305-1000-2,19 -1200/(8-0,01475) = 1,49 МПа.

Значения потерь давления в трубах, полученные при других расходах, и в кольцевом пространстве также заносим в табл. 3.2.

6. Для труб с приварными замками местный коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве 123,8-мм скважины при длине одной трубы / = 9 м, условно приведенный к длине скважины L = 1000 м, составляет (см. табл. 3.1):

| = (1,4+1,6)[(123,8 ~ 73 )(123,8 - 105 )~ - 1] = 2,45+2,81.

Принимаем для открытого ствола (из-за возможного влияния глинистой корки) | = 2,8.

Аналогично для кольцевого пространства в 146х7,7-мм обсадной колонне | = 1,25+1,43. Принимаем | = 1,3.

U

7. Потери давления в кольцевом пространстве в зоне замковых соединений при длине бурильных труб s = 9 м, условно приведенные к длине участка скважины L = 1000 м, равны (значения скорости v соответствуют приведенным для гладкой части труб):

Ар1238 = 2,8-1200-0,76 -1000/(2-9) = 0,108-10 Па = 0,108 МП,

а в 146x7,7-мм обсадной колонне Арок = 0,037 МПа. Полученные для других расходов значения гидравлических потерь заносим в табл. 3.2.

8. Потери давления в гидромониторной насадке диаметром dн, предназначенной для улучшения условий промывки забоя,

Ар = a р v = 0,00063-1,200-53 = 2,1 МПа.

Результаты растворов для других режимов также представлены в табл. 3.2.

В табл. 3.2 представлен пример результатов расчета гидравлических потерь в трубах и заколонном пространстве для условий бурения 123,8-мм боковых стволов (забуривание ствола из 146x7,7-мм эксплуатационной колонны; бурильные трубы ТБПН 73x7 с замками ЗПН-105) с вязко пластичной (большая часть глинистых и цементных растворов) промывочной жидкостью с ц = 14-10" Па-с и т0 = 2 Па. Для сравнения в верхней части таблицы приведены аналогичные потери при бурении с использованием технической воды (\х = 1-10 Па-с).

Приведенные в табл. 3.2 результаты расчета показывают, что гидравлическая мощность насосных агрегатов, используемых (в отечественной промысловой практике) для бурения забойными двигателями бокового ствола, часто не удовлетворяет условиям форсированных режимов проводки скважин, т.е. не всегда соответствует применяемому бурильному инструменту и имеющейся механической мощности наземного оборудования.

Для сравнения рассмотрим условия проводки БС из 168-мм основного ствола скважины.

Пример 2. Рассчитать гидравлические потери в боковом стволе.

Исходные данные (скв. 1002 Хазарской площади): глубина скважины 3210 м; длина обсаженной части ствола 2839 м.

Основной ствол скважины обсажен 168,3х8,9-мм обсадной колонной (внутренний диаметр Dос = 150,5 мм); диаметр бокового ствола D6oc = 144,0 мм; конструкция бурильной колонны -долото, винтовой двигатель Д2-127, трубы бурильные ТБПН

95

89x9,35 (внутренний диаметр d = 70,3 мм) с замками ЗПН-120 (резьба 3-102); промывочная жидкость - раствор с параметрами р = 1030 кг/м ; ц = 0,010 Па-с; т0 = 18 Па; СНС1/10 = = 1,7/2,3 Па; поверхностное натяжение о = 6,34 мН/м; показатель фильтрации (при Ар = 3,5 МПа и t = 85 °С) Ф = = 11 см /30 мин. Потери рассчитать при максимально допустимом (исходя из параметров телеметрической системы) расходе Q = 10 л/с. Буровая установка БУ-2500, насосы НБТ-600 - 2 комплекта. Решение.

1. Находим для колонны труб 89x9,35 гидравлический радиус потока 6 = d/А = 70,3-10 /4 = 0,0176 м; площадь поперечного сечения F = 38,8 см . Аналогично находим параметры потока в кольцевом пространстве:

в зоне обсадной колонны

6 = (150,5 - 89)10" /4 = 0,0154 м, F = 115,7 см ;

в зоне БС 6 = (144,0 - 89)10" /4 = 0,01375 м, F = 100,65 см .

2. По формуле о=10 Q/F, где Q - расход, л/с; F - площадь поперечного сечения потока в рассматриваемом сечении в колонне или в кольцевом пространстве, см , определяем скорости потока промывочной жидкости v, которые вносим в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Гидравлические потери в трубах и в кольцевом пространстве при бурении БС, МПа

Потери давления
Параметр
Расход промывочной жидкости,
10 л/с (г| = 10-10 Па-с; т0 =
= 18 Па; р = 1030 кг/м )

Линейные в трубах, 6 = = 0,0176 м, L = 3210 м
v, м/с
Re
Bi
X
Ар, МПа
2,58 10 279
4,91 0,0279
4,36

Линейные в 144,0-мм скважине, 6 = 0,014, L = 371 м
v, м/с
Re
Bi
X
Ар, МПа
0,994 2131 10,14 0,102 0,343

Линейные в 168,3х8,9-мм обсадной колонне, 6 = 0,0154, L = 2839 м
v, м/с Re Bi
Ар, МПа
0,864 1745 12,83 0,143 2,54

96

Продолжение табл. 33

Потери давления
Параметр
Расход промывочной жидкости,
10 л/с (г| = 10-10 Па-с; т0 =
= 18 Па; р = 1030 кг/м )

В замках, в кольцевом пространстве:
в 144,0-мм БС
в 168,3х8,9-мм колонне
Ар, МПа Ар, МПа
1,53 0,0241
1,18 0,107

Другие потери В кольцевом пространстве 144,0-мм скважины; УБТ 89/38, L = 18 м
v, м/с
Re*
Re
Bi
X
Ар, МПа
Из-за относительно небольшой величины не определялись

Суммарные потери
2Лр, МПа
7,37

На гидромониторных насадках диаметром ds
ds, мм v, м/с
Ар, МПа ds, мм v, м/с
Ар, МПа
12 88 5,9 16 50 1,89

В двигателе Д1-105
Ар, МПа
11,0

3. По табл. 3.1 определяем число Рейнольдса в колонне труб при расходе Q = 10 л/с:

Re* = 46 1030с!{0,010[1 + 18-46/(6с> 0,010)]}" .

Критерий Бингама (см. табл. 3.1)

Bi = 46 18/0,ОЮо.

Найденные числа Рейнольдса и критерии Бингама заносим в табл. 3.3.

4. Коэффициент гидравлического сопротивления при Re < < 2100 (для ламинарного течения) определяем по формуле (см. табл. 3.1)

X = (644 + 32BBi/3)/Re.

Полученные значения X заносим в табл. 3.3.

5. Потери давления в скважине

Ар = XLv 1030/(86).

Полученные значения потерь также заносим в табл. 3.3.

Результаты гидравлического расчета показывают, что при бурении БС из 168-мм скважины гидравлическая мощность насосных агрегатов также недостаточна.

97

Анализируя приведенные примеры, можно сделать следующие выводы.

1. При бурении БС основная часть гидравлических потерь приходится на трубы и забойный двигатель.

2. Полная реализация мощности Д1-105 при бурении БС длиной свыше 200-300 м ограничивается гидравлической мощностью отечественного насосного оборудования. Поэтому лучше использовать двигатель Д-108 или Д-110 вместо Д1-105. Также возможна разработка других типов винтовых двигателей, параметры которых должны соответствовать гидравлической мощности насосного агрегата.

3. Для форсированного бурения БС необходимо обеспечение давления на устье скважины не менее 15,0-18,0 МПа. Поэтому для бурения боковых стволов с применением забойных двигателей необходимо увеличивать мощность насосных агрегатов передвижных буровых установок. Мощность применяемых насосных агрегатов в достаточно полной мере удовлетворяет условиям только роторного бурения, но в этом случае, как известно, возникают дополнительные затруднения с управлением траекторией бокового ствола.

4. Гидравлическая мощность насосных агрегатов отечественных передвижных установок полностью удовлетворяет условиям бурения боковых стволов только при использовании в качестве промывочной жидкости технической воды. Следовательно, при вскрытии продуктивного горизонта необходимость перехода на более вязкие (с резко возрастающими гидравлическими сопротивлениями) промывочные жидкости будет сопровождаться снижением скорости бурения.

3.2. РАСЧЕТ ОСЕВЫХ НАГРУЗОК И ПОТЕРЬ

МОМЕНТА КРУЧЕНИЯ ПО ДЛИНЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

ПРИ БУРЕНИИ БОКОВОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

3.2.1. ОБЩЕЕ РЕШЕНИЕ

При определении осевой нагрузки учитываются фактический или проектный профиль ствола и локальная кривизна, в первую очередь, на участках стабилизации зенитного угла и горизонтальных. В процессе выявления характера распределения нагрузок по длине колонны ствол скважины рассматривается как пространственная кривая с локальным искривлением, ограничиваемая цилиндром какого-то постоянного или перемен-

98

ного ожидаемого радиуса, ось которого представляет собой плавно изменяющуюся кривую (рис. 3.1), т.е. профиль скважины.

Потери на трение определяются суммированием их по участкам профиля ствола скважины. При определении потерь момента кручения, например, при расчете угла закручивания колонны, используется формула

АMi = ^Pidi ц'/(2ц), (3.4)

где APi - потери осевой нагрузки на трение на i-м рассматриваемом участке колонны; di - диаметры замков бурильных труб или элементов КНБК, контактирующих со стенкой скважины; ц, ц' - коэффициент трения (сопротивления движению) соответственно при поступательном движении и вращении колонны в стволе скважины (при бурении с использованием технической воды в открытой части ствола ц = 0,14+0,18, глинистого раствора ц = 0,16+0,25; в обсаженной части скважины ц = = 0,11+0,14).

Для растянутой части колонны потери осевой нагрузки на трение от локального искривления ствола на участке инклино-метрических замеров длиной l составляют [28]

Рис. 3.1. Схема к расчету потерь осевой нагрузки на трение

99

АРМ = c(d + Р); с = 4(n/jt)tg(y/2); d = Е1л /(21 ), (3.5)

где у ~ угол охвата, определяемый, например, по формуле

у = (Аа + Аф sin а ) ' ; (3.6)

Аа и Аф - интенсивности приращения соответственно зенитного угла и азимута скважины на интервале инклинометриче-ских замеров длиной / со средней величиной зенитного угла а

Формула (3.5) предназначена для определения потерь на трение в местах резкого перегиба ствола скважины - на участках забуривания, набора и корректировки зенитного угла с помощью направляющих устройств.

В общем случае потери осевой нагрузки на трение на участках локальной пространственной кривизны скважины на отдельных интервалах ствола длиной L с меняющейся интенсивностью приращений зенитного угла Аа и азимута Аф, разбитого на п-е число участков длиной / = L/n, находятся из выражения

АРМ = АР1 + АР2 + APi + ... + АРп, (3.7)

где

APi = Р{ — Pt_{,

Pi ' = АР - (-1 ± ci/2)~ [P^jCl ± ci/2) ± ci(di + АР /2)];

АР = q /j(cosa ± \a sina).

Здесь и далее верхние индексы в формулах для определения АР относятся к случаю подъема колонны из скважины (Рп), спуска (Рс) или бурения (Р ).

Решая последовательно по длине скважины систему уравнений (3.7), легко получить картину распределения осевой нагрузки по длине бурильной колонны. Однако такое решение весьма громоздко и малоприемлемо для наклонного бурения.

Для практических расчетов обычно вполне удовлетворительна операция усреднения угла охвата у, при которой ствол скважины разбивается на несколько интервалов (или состоит из одного) длиной Li = In с приблизительно одинаковыми углами у (т.е. величинами с и d) и с соответствующими ожидаемыми величинами осевых нагрузок: P0~Pi, Pl~P2, ..., Рп-Х~Рп. Усредняя угол у по этим интервалам или по всему стволу,

100

осевую нагрузку на верхнем конце рассматриваемого интервала (или колонны) найдем по формуле:

Р„ = Р0 + А_РМ = -Р0кп + m{kn - l){k - 1) , (3.8)

где к = 1 ±-----------; т = АРа±------------------.

-1±с/2 ч ±с/2-1

Потери осевой нагрузки на трение вследствие локальной искривленности ствола для сжатой части колонны, как следует и из анализа формулы (3.8), относительно невелики и при расчетах учитываться не будут. При необходимости (например, при заклинивании КНБК, в процессе спуска, в результате увеличения ее жесткости) они определяются по формулам (3.5)-(3.8), но с заменой в них знака перед осевой нагрузкой Р на противоположный. Для участков набора и спада зенитного угла эти потери, обычно, незначительны.

Потери осевой нагрузки на наклонных слабоискривленных участках ствола соответствуют величине

АРИ = q LH \a sina. (3.9)

На верхней части сжатого участка Ьсж колонны длиной

L0 = Ьсж - Lcn = L - L - Lcn

(L - глубина скважины с БС; L - длина растянутого участка колонны, равная расстоянию от устья скважины до нейтрального сечения, в котором осевая нагрузка равна нулю), лежащего на наклонном участке на нижней стенке ствола, потери осевой нагрузки можно найти из выражения (см. рис. 3.1)

A_Pg = L0 q \a sina = \а Ра tga, (3.10)

где Ра = 1,5(?7 г q sina) ' - осевая сжимающая нагрузка на верхнем конце спирально деформированного участка колонны; EI и q - соответственно жесткость поперечного сечения на изгиб и вес единицы длины бурильных труб в промывочной жидкости; г - полуразность диаметров скважины и соединительного замка труб.

Потери осевой нагрузки на спирально деформированном (под действием сжимающих осевых нагрузок) участке сжатой части колонны, расположенном на наклонной части скважины

А_РСП = Ра - (Р3 - G cosa) + qLcn cosa, (3.11)

101

где Р3 - нагрузка на забой; G - вес забойного двигателя и УБТ в промывочной жидкости; Lcn - длина спирально деформированного (изогнутого) участка колонны,

Lcu =—In-----; b = а+ а ; (3.12)

2k Ь(а - Р) а- Ра

а = l,5[EI(r \i)~ q cosa] ' ; k = [0,45(?7)~ r \i q cosa] ' .

В случае, когда спирально деформированная часть колонны лежит на участке набора или спада зенитного угла, значения Л_Рсп и Lcn определяются поинтервальными расчетами, в пределах которых зенитные углы усредняются. Рекомендуемые (на основе проведенного анализа) для практических расчетов интервалы усреднения (в знаменателе) в зависимости от интервалов величин зенитных углов (в числителе) можно принять следующими: 0-ь15°/15°; 15-к35°/6°; 35-ь42°/4°; 42-ь48°/2°; 48-ь55°/4°; 55-ь75°/6°; 75-ь90°/15°.

Потери осевой нагрузки на трение на участках набора зенитного угла определяются по формуле (при a = a0; Р = = Pl 2)

Л-Рнаб 1, 2 = 1-Рнаб ~ Р\, г| ~ \ЯРъаб(^(Х ~ Sina0)|, (3.13)

где _Рнаб - осевая нагрузка на верхнем конце участка набора при движении колонны вверх (-PH°g) или вниз и при бурении

^- наб' '

_Рн°бСб = Р0 ехр(±цф) + gpHa6[sina -

- exp(±ncp)sina0](n - 1)(ц + 1)" ; (3.14)

a0 и a - зенитные углы соответственно на верхнем и нижнем концах рассматриваемого участка ствола скважины; ср = |а -

- а0| - угол охвата; рнаб i 2 = 57,3 LHa6 i 2/(а ~ ао^ ~~ радиусы кривизны участков набора; LHa6 - длина участка набора кривизны.

Расчеты показывают, что значения потерь осевой нагрузки на трение А_РМ, А_Рнаб, APS и А_РСП в БС могут достигать десятков килоньютонов, что указывает на недопустимость пренебрежения ими при целом ряде практических расчетов: выборе нагрузок на забой; анализе эффективности отработки долот; определении максимальных нагрузок на верхнюю часть колонны и на спускоподъемное оборудование; выявлении причин аварий с трубами и т.д. Суммарные величины этих потерь на-

102

глядно видны по показаниям индикатора веса колонны даже в скважинах, считающихся неискривленными.

К сожалению, не только при оперативных технологических, но и при проектных расчетах потери осевой нагрузки о стенки ствола наклонной или горизонтальной скважины часто или не учитываются, или базируются на методике М.М. Александрова, разработанной им в свое время для искривленных вертикальных скважин. Поэтому могут наблюдаться такие нежелательные последствия, как недостаточно рациональный выбор режимов проводки скважин, неполное выявление причин аварий с бурильными трубами, не всегда удачный выбор режимов ликвидации прихватов, усиление отрицательной роли фактора квалификации бурильщика и др.

3.2.2. ТРЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ О СТЕНКИ СКВАЖИНЫ

При перемещении бурильной колонны в скважине силы трения ее элементов о стенки ствола увеличиваются за счет возможного прилипания (например, вследствие перепада давления в скважине и поровых коллекторах отдельных пластов), сдирания замками труб части глинистой корки и ряда других причин. Именно поэтому вместо понятия коэффициент трения в промысловой практике используется термин коэффициент сопротивления. В общем случае в первом приближении коэффициент сопротивления может определяться из выражения

п

V- = Но + l/'W, N?d + /кР -ою- $w,

i

где [i0 - коэффициент трения покоя; /Кц0, Ар) - составляющая коэффициента сопротивления, учитывающая возможное увеличение сопротивления перемещению колонны в скважине в случае прилипания ее к стенке ствола под воздействием перепадов давления в скважине и в пластах Api и др.; f - составляющая коэффициента сопротивления, учитывающая сдирание глинистой корки элементами бурильной колонны, наиболее заметная при проведении спускоподъемных операций; аи(3- коэффициенты, учитывающие влияние соответственно скорости v и ускорения w поступательного движения (перемещения) колонны в скважине.

В целом коэффициенты сопротивления перемещению колонны в скважине до настоящего времени остаются малоизученными. В случае вертикальных скважин для их оценки можно пользоваться работами М.М. Александрова. Для наклонных

103

Таблица 3.4

Значения коэффициента трения покоя

Поверхность горной породы

сухая
смочена во-
покрыта глинистым

Породы

дой
раствором (р =
= 1,18+1,22 г/см ;
Т = 25+28 с)

Глина жирная
0,14-0,18
0,08-0,12
0,06-0,09

Глина песчаная
0,28-0,28
0,20-0,26
0,18-0,22

Глинистый сланец
0,20-0,25
0,15-0,20
0,11-0,13

Мергель
0,20-0,27
0,18-0,25
0,20-0,24

Известняк
0,35-0,40
0,33-0,38
0,31-0,35

Доломит
0,38-0,42
0,36-0,40
0,34-0,38

Ангидрит
-
0,39-0,45
0,37-0,40

Песчаник слабосцементи-
0,32-0,42
0,27-0,40
0,25-0,35

рованный, зерна остроко-


нечные


То же, зерна окатаны
0,22-0,34
0,20-0,30
0,17-0,25

Песчаник крепкий
0,43-0,48
0,43-0,45
0,40-0,43

Кварцит
0,46-0,48
0,48-0,50
0,42-0,44

Гранит
0,47-0,55
0,46-0,53
0,45-0,50

Каменный уголь
0,38-0,42
0,33-0,36
0,30-0,33

Примечание. Условные обознач
ения: р - плотность промывочной

жидкости; Т — условная вязкость.

скважин, исходя из величины коэффициента трения покоя \х0 (табл. 3.4) и цены деления индикатора веса колонны И конечную величину коэффициента сопротивления можно определить по методике представленной в разделе 3.2.4, заменяя Ип на И.

При необходимости учета влияния пород, слагающих стенки ствола скважины, на изменение величины коэффициента трения при решении отдельных задач можно пользоваться рекомендациями Н.И. Шацова, B.C. Федорова и других исследователей (см. табл. 3.4).

3.2.3. УПРОЩЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ЗАБОЙ МНОГОИНТЕРВАЛЬНОГО БОКОВОГО СТВОЛА

При замере веса растянутой части колонны наземный индикатор не может учитывать влияние профиля и искривленности ствола скважины, потерь осевой нагрузки от упругой деформации колонны и других факторов. Поэтому наземный индикатор фиксирует завышенные, по сравнению с фактическими, нагрузки на забой, что при недостаточно высокой квалификации бурильщика может привести к снижению скоростей бурения и, следовательно, к увеличению стоимости строительства скважины.

104

Для многоинтервальных профилей БС осевую нагрузку на забой (обычно, с достаточной для практических целей точностью) можно определять по упрощенной формуле (см. рис. 3.1):

Р3 = (1 + 2m')(2k' + п')ИВ + ti - АРсп - АР^ - APG, (3.15)

где APG = \i G sina - потери на трение забойного двигателя и УБТ; И - цена делений гидравлического индикатора веса (ГИВ) колонны.

По формуле (3.15) решением обратной задачи можно определять и число делений В по заданной величине нагрузки на забой Р3. Величины т', п', k' и h' в зависимости от профиля БС определяются по табл. 3.5, в которой

Рнаб = {^наб[(^ ~ 1)(^ + 1)" (sina ~ sina0 ехрцср) - -Внаб] _ - |sina0 - sina|}gpHa6;

^наб = Х> -^наб = 0; 6 = ехР(^анаб) + еХР|^(ана6 ~ асп^1 ~ Х>

сн в = ц{[(1 + cosy)/(l - cosy)] ' 2/jt}.

Таблица 3.5

Зависимость параметров расчета нагрузки на забой и цены деления ГИВ от профиля БС

Параметр

т' п' к' к а!

К Ь[

Ъ'2 Т на61 Y на62

2-интерваль-ные

Скважины 3-интервальные

5-интервальные

вертикаль-

s , вертикаль-ныи, набора ны? наборЭ]

спада

00

ср ср

2св 2св

00 00

ена61 ена61

1 ^а62

вертикальный, вертикальный, на-набора, наклон- бора, наклонный, ный (гори- набора, наклонный зонтальный) (горизонтальный)

ена61 св
0
сн2 енаб ес С + С Л
0

а
й

2св
2св

1н1
*н1

0
1=2

ена61
енаб1

1
-1 енаб2

1

105

Индексы “н, в” означают, что параметр сн в относится к участку соответственно наклонному (горизонтальному) или вертикальному; а0 и а (или анаб) - как и выше, зенитные углы соответственно на верхних и нижних концах участков набора зенитного угла (если верхняя граница сжатой части колонны лежит на участке набора или спада с величиной зенитного угла асп, то вместо а в формулу для определения (3 подставляется асп). Для упрощенных расчетов угол у усредняется по всей длине рассматриваемого вертикального, наклонного или горизонтального интервала профиля (или по его укрупненным участкам). Для слабоискривленных, т.е. для большинства БС, принимают сн в = 0. В случае, когда спирально деформированная часть колонны длиной Lcn расположена на участке набора зенитного угла, при определении А_РСП углы а на длине Lcn усредняются.

3.2.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОЙ ЦЕНЫ ДЕЛЕНИЯ ИНДИКАТОРА ВЕСА КОЛОННЫ

Для компенсации возможных погрешностей инклинометричес-ких замеров и усреднения локальной кривизны ствола рекомендуется подстановка в (3.15) вместо И приведенной величины цены деления Ип индикатора веса колонны, которую можно получить по результатам замера веса колонны этим индикатором в двух точках. В этом случае вблизи забоя выбирается относительно прямолинейный участок ствола длиной ВС = LBC = = 50+200 м = LAC - Ьш, где LBC и LAB - длины колонны, соответствующие границам этого участка. Замеряются числа делений А по индикатору веса при длинах колонны LAC и L^g, причем показания ГИВ снимаются после проворота колонны ротором (А ) и последующего плавного натяжения (перемещения) ее вверх (Ап) или вниз (Ас). Приведенная величина Ип определяется из формулы

Ии(АП/С-6 \l-ac -Аи/С-6 \l-_ab [(1 - КШ - гртаб ± 1) + 2] =

= (1 ± Ъ[)(\ ± b'2 - ty'c)a'qLBC, (3.16)

где a', feg, Ь[, Ъ'2, "фнаб> "Фс находятся из табл. 3.5; а = = -(-cos ан2 ± \а sinaH2); a = -(-cos a ± \n sina ); 1н = = 2сн(1 + 2сн); а - усредненная величина зенитного угла на длине участка ВС.

При использовании формулы (3.16) в практических расче-

106

тах автоматически будут учитываться погрешности проведения инклинометрических замеров и другие не принимаемые во внимание факторы.

Следует учитывать, что при расчетах осевых нагрузок обычно задаются значением коэффициента сопротивления ц. Но формулой (3.16) можно пользоваться и для уточнения значения коэффициента сопротивления ц, соответствующего реальным условиям проводки скважины. Для этого в (3.16) подставляют определяемую обычными методами цену деления ГИВ И, а коэффициент сопротивления находят уже из неявного относительно ц выражения.

Настоящая методика может быть использована также при расчете угла закручивания бурильного инструмента, мощности на его вращение и в некоторых других случаях. При необходимости определения цены деления индикатора веса колонны или коэффициента сопротивления ц при снятии замеров ГИВ требуется следить за тем, чтобы влияние разгрузки веса колонны на стенки скважины было идентичным при различной длине бурильного инструмента. Это условие обеспечивается проворотом колонны ротором, соблюдением одной и той же скорости продольного перемещения колонны и правильным выбором момента фиксации показаний индикатора веса.

3.2.5. ВЛИЯНИЕ РАДИУСА НАБОРА ЗЕНИТНОГО УГЛА

И ДЛИНЫ НАКЛОННОГО ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА

НА ПОТЕРИ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ТРЕНИЕ

Проведенные расчеты показывают, что уже в вертикальной сла-боискривленной скважине разница между весом сжатой части колонны, регистрируемым наземным индикатором веса, и нагрузкой на забой может достигать значительной величины. При наклонном бурении с увеличением глубины скважины или БС эта разница возрастает. В промысловой практике недоучет разгрузки части веса колонны на стенки ствола наиболее наглядно проявляется, в частности, в несрабатывании автоматического пакера пластоиспытателя, недогрузке долота, как правило, являющейся следствием недостаточной квалификации бурильщика, и даже в случаях подъема на поверхность недоотработан-ных долот.

Определенные по формулам (3.13)—(3.15) и табл. 3.5 (см. рис. 3.1) не учитываемые наземным индикатором веса колонны потери осевой нагрузки на трение в БС диаметром 123,8 мм с использованием бурильных труб ТБПВ 73x7 с замками

107

Таблица 3.6

Не учитываемые ГИВ потери веса бурильной колонны на трение ЛРнаб, кН,

о стенки БС на участках набора зенитного угла (колонна 73х7-мм бурильных

труб)

Радиус

участка

набора, м

40

80

120

200

400

Зенитный угол ее при осевой растягивающей нагрузке Р4 2 30° 60° 90°

20 кН

2,6 3, 0

3,1 3,5 3,5 3,9 4,4 4,8 6,6 7,0

40 кН 60 кН 20 кН

М

5,6

5,3 6,1 5,7 6,5 6,6 7,4

7, 0

8, 2

7,5 8,7 7,9 9,1

9,6

10,0 И, 0 12,2

4,6 5,8 5,1 6,3 5,5 6,7 6,4 7,6 8,6 9,8

40 кН

И, 2 9,3 11,7 9,7 12,1 10,6 13,0 12,8 15,2

60 кН 20 кН

13,0 16,6 13,5 18,8 13,9 17,5 14,8 18,4 17,0 20,6

6,4 9,2 6,9 9,7 7,3 10,1 8,2 И, 0 10,4 13,2

40 кН

12,4 18,0 12,9 18,5 13,3 18,9 Н2 19,8 16,6 22, 0

60 кН

18, 4

26, 8

18,9

27, 3 19,3 27,7 20, 2 28,6 22, 4 30, 8

Примечания: 1. В числителе — при спуске колонны или при бурении, в знаменателе — при подъеме. 2. Pi 2 ~~ осевая растягивающая нагрузка в конце участка набора, кН. 3. В начале'участка набора а = 0°.

Таблица 3.7
Не учитываемые ГИВ потери веса колонны на трение APHag, кН, на наклонных участках БС (трубы ТБПВ 73x7)

Зенитный
Длина наклонно
го участка LH, 600
м

угол ее, градус
200
400
1000

30 60 90
2,5 4,3 5,0
5,0 8,7 10,1
7,5 13,0 15,1
12,6 21,7 25,1

ЗПН-108 для различных вариантов участков набора и стабилизации зенитного угла приведены в табл. 3.6 и 3.7.

По результатам, приведенным в табл. 3.6 примера расчета осевой нагрузки на забой БС, можно сделать следующие выводы.

1. Потери осевой нагрузки на трение элементов бурильной колонны о стенки скважины при бурении БС соизмеримы с осевой нагрузкой на долото.

2. При бурении БС с длиной ствола свыше 300-400 м необходима периодическая проверка (по разработанной методике) нагрузки на забой с использованием приведенной цены деления индикатора веса колонны (по замерам в двух точках), позволяющей исключить погрешности инклинометрических замеров и нелинейности коэффициента трения по длине колонны.

3. Обеспечение возможности форсированного бурения БС без учета потерь осевой нагрузки на трение затруднительно.

108

3.3. АНАЛИЗ И ИССЛЕДОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ КНБК К ИЗМЕНЕНИЮ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОВОДКИ БОКОВОГО СТВОЛА

3.3.1. ОБЩИЙ АНАЛИЗ УСТОЙЧИВОСТИ КОНСТРУКЦИЙ КНБК

Технологические службы буровых предприятий часто стремятся использовать наиболее простые сочетания конструкций КНБК с одним или двумя наддолотными калибраторами и (или) стабилизатором на ниппеле забойного двигателя. Но такие КНБК, оснащенные концентричными опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ), наиболее подвержены влиянию изменения технологических и горно-геологических условий бурения. Наиболее заметно это влияние сказывается в следующих случаях:

при малых величинах зенитных углов (до 8-15°);

при бурении в мягких породах (при одной и той же величине отклоняющей силы на долоте при бурении, например, в глинах ствол скважины искривляется более интенсивно);

при большом отклонении оси скважины от нормали к плоскости напластования пород;

при частой перемежаемости пропластков различной твердости, резко выраженной анизотропности пород;

при наличии в одной бригаде бурильщиков различной квалификации (влияние осевой нагрузки на забой на отклоняющую силу на долоте) и др.

Именно этими причинами может объясняться иногда наблюдаемые в отдельных регионах недостатки проводки наклонных скважин:

нерациональное бурение “с навеса”;

неиспользование для стабилизации азимута скважины и зенитного угла столь эффективного технологического приема, как принудительное вращение низа КНБК по траектории вокруг оси скважины (эксцентричный ниппель, эксцентричный переводник и т.д.);

безориентированное управление азимутом скважины, а зенитным углом - без прогнозирования интенсивности искривления;

вынужденная проводка естественно искривленных участков стволов скважин и др.

При анализе конструкций низа бурильных колонн и типовых ошибок при выборе и эксплуатации КНБК были подразделены на следующие группы (при бурении забойными двигателями).

109

1. КНБК распространенных конструкций (с наддолотным калибратором, со стабилизатором на ниппеле забойного двигателя, с комбинацией обоих ОЦЭ). Эти КНБК привлекательны из-за простоты конструкции, но отличаются, как правило, относительно большим угловым отклонением оси долота от оси скважины, что может привести к ряду нежелательных последствий (к потере контроля за интенсивностью изменения зенитного угла и азимута скважины, в частности, при бурении в мягких породах; к дополнительному локальному искривлению ствола в виде винтовой спирали, особенно на участках, близких к вертикальным, и стабилизации зенитного угла - ухудшается герметизация кольцевого пространства за эксплуатационной колонной, повышается опасность возникновения аварийной ситуации при бурении скважины или добыче нефти; к формированию поперечного сечения ствола в виде многоугольника - при нецилиндричности ствола возрастает опасность возникновения заколонных перетоков при освоении или в процессе эксплуатации скважины).

2. КНБК по группе 1, но с дополнительным повышением устойчивости к изменению технологических и горно-геологических условий проводки скважин путем дополнительной установки между ОЦЭ и (или) нижним ОЦЭ и долотом расчетной длины переводников или маховиков из УБТ - для снижения отклоняющей силы на долоте и уменьшения углового отклонения оси долота от оси скважины. Общая длина участка КНБК ниже шпинделя в этом случае, во избежание аварии с поломкой вала забойного двигателя, не должна превышать 1,0-1,5 м.

3. КНБК с одной - тремя ОЦЭ повышенной устойчивости, обеспечиваемой дополнительным использованием на шпинделе, снизу и (или) сверху, стабилизаторов с регулируемым наружным диаметром.

4. КНБК по группе 2 с дополнительным использованием центратора с регулируемым наружным диаметром, закрепляемого на гладкой части забойного двигателя или УБТ.

5. КНБК, обеспечивающие повышенную стабилизацию азимута скважины и дополнительно зенитного угла (при правильном выборе параметров КНБК) за счет принудительного вращения наддолотного участка нижней части колонны по траектории вокруг оси скважины (равномерное набегание долота на стенку скважины по всему периметру поперечного сечения ствола).

6. КНБК, обеспечивающие снижение интенсивности загрязнения прискважинной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии его бурением - при использовании радиально-упругих ОЦЭ

НО

модели КСМ2 (конструкции Башнипинефти или разработанных Ю.М. Гержбергом [29] и др.).

Проведенные исследования подтвердили необходимость теоретического анализа устойчивости КНБК для бурения в осложненных горно-геологических условиях, при повышенной интенсивности фрезерования стенок ствола, например, при бурении в мягких породах и при изменении технологических режимов проводки скважин (нагрузки на забой и др.). Такие исследования в свое время были начаты в отдельных нефтегазодобывающих регионах, но по тем или иным причинам прекращены и до настоящего времени не завершены. В результате в промысловой практике наблюдаются случаи бурения при низких нагрузках на забой (неоправданно низких скоростях -завышение стоимости бурения) и с конструкциями КНБК, не соответствующими условиям устойчивости к воздействию внешних факторов. Проведенный анализ устойчивости КНБК подтвердил целесообразность использования на буровых предприятиях дополнительных резервов: эксцентричных ниппелей или переводников, стабилизаторов (комплексно нижнего и верхнего) на шпинделе забойного двигателя, крепления ОЦЭ на корпусе забойного двигателя или УБТ и др.

Полученные результаты исследований полностью совпадают с результатами промысловой практики, из которых известно, в частности, что наибольшую трудность представляет проводка ствола (особенно в мягких породах) при зенитных углах до 10-15° и наименьшую - на горизонтальных участках. Именно поэтому из совокупного анализа, например, методом проводки по различным нефтяным регионам, следует, что для скважин, близких к вертикальным, предпочтителен роторный способ бурения, для наклонных и горизонтальных - с использованием забойных двигателей.

3.3.2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ КНБК

К ИЗМЕНЕНИЮ ГОРНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРОВОДКИ

СЛАБОНАКЛОННЫХ СКВАЖИН

До настоящего времени малоизученными остаются отдельные вопросы устойчивости КНБК к изменению тех или иных горно-геологических условий и технологических режимов проводки скважин, что на промыслах может привести к использованию нерациональных конструкций КНБК, снижению скоростей бурения и другим нежелательным последствиям.

И действительно, потеря продольной устойчивости КНБК, ось которого расположена строго по вертикали, происходит

111

при нагрузке на долото не более нескольких десятков кило-ньютонов. Но на вертикальном участке ствола реальной скважины нижняя часть бурильного инструмента из-за отклонения в той или иной мере своей оси от оси ствола практически всегда работает в условиях слабовыраженного продольно-поперечного изгиба, т.е. в заэйлеровой области.

При бурении в изотропных породах с платформенным залеганием пластов удовлетворительные механические скорости обеспечиваются использованием многочисленных типов КНБК, условно называемых жесткими.

В неблагоприятных геологических условиях (наличие выраженных углов падения пластов, частая перемежаемость про-пластков различной твердости, анизотропность пород) практический подбор КНБК должен удовлетворять условиям проводки ствола скважины с осью в виде какой-то слабоискривленной кривой, лучше, в виде винтовой линии, осевой линией которой является вертикаль. Зенитный угол у такой винтовой линии не должен превышать какой-то предельной величины, например [а] = 4+7° [90]. Очевидно, что в этом случае должно обеспечиваться условие

[а] > акнбк + а., (3.17)

где акнбк = а1о = о ~~ значение равновесного угла, соответствующее данному типу КНБК и выбранному режиму бурения, при котором отклоняющая сила на долоте Q -» 0; а. - дополнительное искривление ствола, вызываемое неблагоприятными геологическими факторами.

В последние десятилетия уменьшились объемы бурения при пониженных нагрузках на забой, что порой приводило к неоправданному удорожанию стоимости строительства скважин. Поэтому определенный практический интерес представляет анализ устойчивости КНБК к изменению внешних факторов и, в первую очередь, осевой нагрузки на долото, которая из-за локального искривления ствола может меняться с интервалом до нескольких десятков килоньютонов в период между двумя импульсами разгрузки колонны на забой тормозом буровой лебедки.

С целью упрощения задачи ограничимся анализом устойчивости для отдельных распространенных типов КНБК, используемых для турбинного или роторно-турбинного бурения 120,6-124-мм боковых стволов скважин. Для БС других диаметров картина устойчивости идентична. Устойчивость рассмотрим на основе решения для каждого типа КНБК (по участкам li = lx, /2, /3) системы известных дифференциальных уравнений продольно-поперечной деформации:

112

EIii + Pii = -qisma, (3.18)

i i

где a - зенитный угол скважины; EIi - жесткость на изгиб; vi - поперечный прогиб рассматриваемого однородного участка КНБК на длине xi в интервале 0-li; qi - вес единицы длины участка (забойного двигателя или УБТ).

При решении для каждого типа КНБК равновесный зенитный угол, при котором отсутствует отклоняющая сила на долоте, находился из граничного условия на забое при хх = 0:

dv{ / dx = 0. (3.19)

Дополнительное условие

dvx/dx = 0, (3.20)

обеспечивающее для жестких КНБК соосность долота и оси скважины, не рассматривалось.

Проведенный по ряду месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири анализ поведения наиболее распространенных конструкций КНБК подтвердил практически удовлетворительное совпадение результатов их работы с известной моделью расчета по системе уравнений (3.17).

Дальнейшее совершенствование конструкций КНБК в соответствии с известным промысловым опытом требуется вести (с обеспечением возможности создания соответствующих типоразмеру долота достаточно высоких нагрузок на забой) в следующих направлениях:

аналитический подбор КНБК с тремя ОЦЭ (или других конструкций) с обязательным выбором диаметров их только на основе расчета, а не эмпирическим путем;

совершенствование (построение) модели прогнозирования отрицательного влияния геологических факторов;

разработка конструкций КНБК, применительно к конкретным горно-геологическим условиям с эксцентричными ниппелем и переводником с предварительным построением аналитической модели работы в скважине;

поиск и разработка конструкций КНБК с отклонением оси долота от оси скважины в сторону, противоположную углам падения пластов;

создание аналитической модели и разработка конструкций КНБК с использованием эффекта набегания фрезерующей силы на долоте (по часовой стрелке, т.е. в сторону вращения)

113

для дополнительного снижения зенитного угла скважины в неблагоприятных геологических условиях;

разработка для повышения устойчивости КНБК конструкций ОЦЭ с креплением их на любом требуемом расстоянии от долота на гладкой части забойного двигателя или УБТ, причем конструкции креплений должны быть более надежными по сравнению с известными цанговыми зажимами.

Очевидно, что при выборе конструкции КНБК, основываясь преимущественно на эмпирическом опыте, невозможно или крайне затруднительно правильно подобрать диаметры ОЦЭ и рациональное размещение их по длине колонны. Иными словами, основываясь только на промысловом опыте, не всегда можно правильно выбрать конструкцию КНБК. Отсюда и затянувшееся вынужденное бурение с низкими осевыми нагрузками на долото, а порой и "с навеса”, т.е. при практическом отсутствии нагрузки на забой, от чего в некоторых регионах (Северный Кавказ, Прикарпатский прогиб и др.) в последние десятилетия отказались.

3.4. РАЗРАБОТКА КНБК ПОВЫШЕННОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ДЛЯ БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ И СТАБИЛИЗАЦИИ ЗЕНИТНОГО УГЛА И АЗИМУТА БОКОВОГО СТВОЛА

3.4.1. ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ КНБК

ДЛЯ БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ

БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

В табл. 3.8-3.19 представлены рассчитанные по системе уравнений (3.18) диаметры ОЦЭ в зависимости от расстояния между ними, типоразмера КНБК (с одним калибратором или стабилизатором, с калибратором и стабилизатором, с двумя калибраторами или стабилизаторами), величины зенитного угла, осевой нагрузки на долото и других факторов для 120,6-мм БС. Для других близких диаметров БС размеры стабилизаторов и калибраторов соответствуют разнице между указанными в таблицах и 120,6-мм долотом.

Приведенные таблицы разработаны для турбинного бурения. Для роторного бурения они соответствуют лишь отдельным наиболее простым частным случаям сложившейся в различных регионах промысловой практики и поэтому являются неполными.

114

При пользовании таблицами следует учитывать, что устойчивость КНБК к изменению горно-геологических и технологических режимов проводки скважины находится в обратной зависимости от влияния осевой нагрузки на изменение диаметра ОЦЭ и прямо пропорциональна зенитному углу скважины, увеличению расстояния между ОЦЭ и удалению их от долота.

В табл. 3.8-3.19 представлены диаметры ОЦЭ с соответствующей каждому типоразмеру КНБК значением равновесного зенитного угла, при котором отклоняющая сила на долоте равна нулю. Следовательно, безориентированному естественному набору зенитного угла будет соответствовать изменение диаметра в направлении влияния уменьшения осевой нагрузки на забой (с появлением отклоняющей силы на долоте сверху), а естественному спаду зенитного угла - наоборот.

Для КНБК с радиально-упругими лопастями или с эксцентричным ниппелем правильный выбор типа и параметров сводится к определению местоположения ОЦЭ с полноразмерными рабочими диаметрами в зависимости от величины зенитного угла и нагрузки на забой скважины.

При выборе КНБК следует учитывать, что наибольшей устойчивостью обладают КНБК с наддолотными ОЦЭ с увеличенным до 2,5-3,0 м расстоянием между ними или, лучше, КНБК с дополнительным одним или обоими ОЦЭ, устанавливаемыми на корпусе забойного двигателя. КНБК на гладкой части забойного двигателя или УБТ устанавливаются в тех случаях, когда не удается обеспечить требуемую надежность с помощью ОЦЭ, размещаемых вместо ниппеля шпинделя (или на ниппеле) и между шпинделем и нижней секцией двигателя. Поскольку стабилизацию и безориентированное управление величиной зенитного угла при бурении забойными двигателями легче обеспечить с ростом угла наклона (зенитного угла) и в горизонтальных скважинах, то последние замечания относятся и к случаю бурения вертикальных скважин и близких к ним (с зенитными углами до 12-18°).

Безориентированный набор или спад кривизны реализуется легче, чем стабилизация. Выбор КНБК в этом случае также можно производить с помощью таблиц 3.8-3.18. Рассмотрим выбор диаметров ОЦЭ для набора и спада кривизны на примере 124,0-мм скважины. Для скважин других диаметров выбор ОЦЭ идентичен.

Для безориентированного набора или спада при зенитном угле свыше 15-30° часто используется КНБК с одним ОЦЭ. При этом для выбора диаметра калибратора или стабилизатора наиболее наглядно и просто использование табл. 3.8 или 3.11.

115

Опуская элементарные рассуждения, приходим к очевидному выводу о том, что при изменении диаметра ОЦЭ в направлении роста осевой нагрузки на забой (по таблицам), т.е. при увеличении диаметра калибратора или стабилизатора до значения величины большего, указанного в табл. 3.8 или 3.11, будет происходить набор зенитного угла и наоборот, при уменьшении - спад.

Для скважин, близких к вертикальным, для слабоинтенсивного естественного набора или спада зенитного угла в целях обеспечения проводки в продуктивном пласте горизонтального участка ствола синусоидальной формы и ряде других случаев более целесообразным может оказаться использование двух опорно-центрирующих элементов. В этом случае из простого анализа, например, проведенного по табл. 3.16 и 3.19, следует, что для набора зенитного угла надо диаметр калибратора (или нижнего ОЦЭ) увеличивать, а стабилизатора (или верхнего ОЦЭ) - уменьшать. При необходимости естественного спада зенитного угла поступают наоборот.

3.4.2. ВЫБОР КНБК ДЛЯ ПРОРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Выбор КНБК для проработки ствола перед спуском эксплуатационной колонны или разбуривания цементного моста и в ряде других случаев осуществляется по табл. 3.8-3.19, т.е. исходя из равенства нулю отклоняющей силе на долоте. При этом диаметры ОЦЭ определяют из условия малости или стремления к нулю осевой нагрузки на долото (в последнем случае дополнительно производится интерполяция - лучше графическая - приведенных в таблицах диаметров), т.е. практически соответствуют приведенным в таблицах.

Интервалы проработки выбираются по результатам геофизических исследований скважины (инклинометрии, профиле-метрии, условий залегания продуктивного и водоохранного комплексов, наличия участков сужения ствола, проявлений и поглощений и т.д.). Для проработки лучше использовать КНБК с двумя ОЦЭ, которые более устойчивы. При этом уменьшается опасность нежелательной зарезки (потери) ствола и несколько снижается интенсивность локального винтообразного искривления скважины (преимущественно, на участках вертикальном и стабилизации зенитного угла), улучшается расширение желобных выработок (от замков - при спуско-подъемных операциях).

Окончательный выбор КНБК для проработки скважины

116

производится с учетом проходимости ее в скважину, широко освещенной в учебной литературе (М.П. Гулизаде и др.) и поэтому в этой книге не рассматриваемой. Во всех случаях для более рациональной дифференцированной по длине ствола проработки скважины лучше использовать ОЦЭ с самовыдвигающимися лопастями (типа КПрМ2 и др.).

3.4.3. КОНСТРУКЦИИ КНБК

КНБК ИЗ ДОЛОТА И ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ

Используется для естественного спада зенитного угла скважины. При отсутствии влияния геологических факторов приводит к росту азимута скважины.

Вызывает увеличение интенсивности искривления ствола и может привести к наиболее непрогнозируемому (по сравнению с другими типами КНБК) изменению траектории ствола.

КНБК С ОДНИМ КАЛИБРАТОРОМ

Стабилизация зенитного угла. Для представленной на рис. 3.2 КНБК значения диаметров калибратора, для условий стабилизации зенитного угла, при различных расстояниях между долотом, калибратором и корпусом (ниппелем) забойного двигателя должны соответствовать приведенным в табл. 3.8-3.10.

Расстояние 1Х = 210 мм (или близкое к нему) соответствует случаю применения наддолотного калибратора, /2 = 790 мм (или близкое к нему) - установке калибратора непосредственно на переводнике вала шпинделя забойного двигателя.

Диаметры калибраторов, приведенные в этих таблицах, соответствуют условию меньшей величины фрезерующей способности по сравнению с долотом. Для мягких пород это соот-

Рис. 3.2. КНБК с одним калибратором:

/ - долото; 2 - калибратор; 3 - забойный двигатель

117

ветствует (для серийно выпускаемых конструкций ОЦЭ обычно соблюдается) двум основным условиям:

площадь поверхности калибрующих ребер кратно больше боковой (фрезерующей) поверхности долота;

твердосплавные зубцы не должны выступать над поверхностью калибрующих ребер, а в случае нанесения сплошного твердосплавного слоя поверхность его должна подвергаться шлифовке.

Для улучшения условий стабилизации желательно выпол-нение на передней грани (по ходу вращения долота) калибрующих ребер, например, с 30° заходной фаски, что предотвра-щает полное “сдирание" глинистой корки со стенок скважины и, кроме того, в пористых породах способствует образованию на стенках скважины дополнительного уплотненного защитного (кольматационного) слоя.

Табл. 3.8-3.19 составлены для пластов платформенного типа без учета влияния анизотропности и геологических условий залегания слагающих стенки пород, что допустимо для большей части разрабатываемых месторождений. При необходимости соответствующие поправки вносятся на основании накоп-ленного по каждому конкретному месторождению промыслового опыта. Такие поправки не следует использовать при бурении с большими углами падения пластов (свыше 15-25°), бурении так называемых естественно искривленных (с форсированными режимами проводки) скважин при больших отклонениях зенитного угла скважин от нормали к плоскости напластования пород, частой перемежаемости пропластков с резко различающейся твердостью и в некоторых других случаях.

Приведенные в табл. 3.8-3.10 (и всех идентичных последующих) данные непосредственно не раскрывают влияние диа-метра калибратора на устойчивость КНБК к изменению режимов бурения (нагрузка на забой и др.) и горно-геологических условий проводки скважин (в противном случае необходимы громоздкие таблицы, практическое использование которых ма-лоудобно). Поэтому для участков стабилизации зенитного угла скважины следует в первую очередь выбирать КНБК с кали-братором, диаметр которого отмечен звездочкой, наименее целесообразно использовать остальные калибраторы, диаметр которых указан в таблице (это относится и ко всем последую-щим таблицам), характеризующие области слабоустойчивой работы КНБК.

При выборе КНБК с одним калибратором следует иметь в виду, что устойчивость ее к изменению режимов бурения и горно-геологических условий проводки скважины, а также к

118

Таблица 3.8

Диаметры калибраторов, удовлетворяющих условиям стабилизации зенитного угла скважины в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (/j = 210 мм, /2 = 790 мм)

Р, кН

Зенитный угол, градус 3 7 И 15 30 45

40 120,5 120,3 120,2* 120,0*

70 120,5 120,4 120,3 120,2*

100 120,5 120,4 120,3 120,3

130 120,4 120,4 120,3 120,3

119,6* 120,0* 120,1 120,1

119,1* 119,7 119,9 120,0

60

118,7* 119,4 119,7 119,7

90

118,3* 119,2 119,6 119,8

Примечание. Здесь и далее в табл. 3.9-3.19 цифры со звездочкой обозначают области предпочтительного применения.

Таблица 3.9

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /4

(/2 = 790 мм, Р = 100 кН)

/j, ММ

Зенитный угол, градус 3 7 И 15 30 45

210 120,5 120,4 120,3 120,3

500 120,5 120,4 120,4 120,3*

750 120,5 120,4 120,4 120,3

1000 120,5 120,5 120,4 120,3

1500 120,5 120,5 120,4 120,4

2000 120,6 120,5 120,4 120,4

120,1 120,1* 120,1 120,1 120,1 120,2

119,9* 119,9 119,9 120,0 120,0

60

119,7 119,7 119,8 119,8 119,8 119,8

90

119,6 119,6 119,6 119,6 119,7 119,7

Таблица 3.10

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /,

(/j = 210 мм, Р = 100 кН)

/2, мм

Зенитный угол, градус 3 7 И 15

790 120,5* 120,4* 120,3* 120,3*

1000 120,4 120,3 120,2* 120,1*

1500 120,2 120,0 119,8* 119,6*

2000 120,1 119,8 119,4* 119,1*

3000 120,4 119,8 119,1 118,5*

5000 111,9 112,0 112,1 112,2*

30
45
60

120,1*
119,9*
119,7*

119,8*
119,5*
119,2*

118,9*
118,2*
117,7*

117,8*
116,7*
115,8*

116,1*
113,7
119,6

113,6
116,7
119,6

90

119,6* 119,0* 117,1* 114,6*

уменьшению диаметра калибратора в результате абразивного износа относительно невелика. Устойчивость и стабилизация траектории ствола несколько улучшаются с ростом длины переводника между долотом и калибратором (расстояния /j) и, наоборот, ухудшаются с увеличением расстояния (72) до корпуса двигателя.

В целом КНБК с одним калибратором для стабилизации или (менее эффективно) для слабоинтенсивного набора или спада зенитного угла следует применять при зенитных углах не более 30-45° (меньшие значения углов относятся к нагрузкам на забой до 40-70 кН). При выборе калибраторов следует

119

учитывать, что для обеспечения повышенной прямолинейности траектории ствола скважины на участках возможного размещения глубинно-насосного оборудования предпочтительно использование конструкций с увеличенными длиной и площадью поверхности калибрующих ребер.

Увеличение длины вращающейся части (маховика) низа КНБК, т.е. длины 1Х или /2, дополнительно вызывает улучшение стабилизации или снижение интенсивности изменения зенитного угла и азимута скважины.

Безориентированный набор или спад зенитного угла. При выборе КНБК для безориентированного набора или спада зенитного угла используют табл. 3.8-3.10. При этом диаметр калибратора необходимо принимать следующим (указанное правило лучше использовать при меньшем значении 1Х, т.е. с над-долотным калибратором):

для набора зенитного угла на 2-4 мм больше, указанного в таблицах;

для спада зенитного угла на 1-3 мм меньше, отмеченного звездочкой;

меньшие значения увеличения или уменьшения диаметра калибратора относятся к случаям более малоинтенсивного соответственно набора или спада зенитного угла.

Так, для набора зенитного угла (при его значении свыше 25-35° и нагрузке на забой не более 100 кН) может быть использована следующая КНБК: долото; калибратор диаметром, близким к полноразмерному; переводник из 105-мм УБТ длиной 1-2 м; забойный двигатель.

В целом КНБК с калибратором (см. рис. 3.2), по сравнению с КНБК со стабилизатором более часто используют для участков естественного спада зенитного угла, чем набора.

Заметное влияние осевой нагрузки на выбор КНБК с одним калибратором (см. табл. 3.8) в отдельных случаях может быть использовано для проводки горизонтального участка ствола (с применением телесистемы) в виде синусоидальной кривой, обеспечивающей увеличение дебита скважин (опыт АО “ Краснодарнефтегаз ”).

Стабилизация азимута скважины наиболее эффективно обеспечивается применением устройств, вызывающих принудительное вращение нижней (вращающейся) части КНБК по так называемой траектории вокруг собственной искривленной оси;

эксцентричный ниппель;

эксцентричные (с радиальным смещением) или с небольшим перекосом осей резьбы переводники на вращающейся час-

120

ти КНБК (легко изготавливаемые в условиях механических мастерских УБР);

эксцентричные накладки на гладкой части корпуса забойного двигателя - для роторно-турбинного бурения (метод наименее технологичен).

При использовании любого указанного метода значение эксцентриситета смещения долота относительно плоскости забоя более е = 0,5+2,0 мм нецелесообразно.

Во всех случаях для стабилизации азимута при выборе конструкции КНБК (величин 1Х и /2, диаметров других ОЦЭ -при их наличии) необходимо руководствоваться табл. 3.8-3.10 и аналогичными - для других типоразмеров КНБК, т.е. КНБК следует выбирать исходя из условия стабилизации зенитного угла скважины.

Условиям бурения в породах твердостью свыше 600-800 МПа (60-80 кгс/мм ) по Шрейнеру (Урало-Поволжье и др.) для стабилизации зенитного угла удовлетворяет КНБК, представленная на рис. 3.2. При бурении в мягких породах Западной Сибири с твердостью менее 400-800 МПа (40-80 кгс/мм ) для стабилизации азимута следует использовать компоновку с калибратором и стабилизатором или (несколько хуже) с двумя калибраторами.

Стабилизация азимута несколько улучшается с увеличением радиального люфта вала забойного двигателя, что необходимо учитывать при выборе КНБК для безориентированного управления азимутом скважины.

Безориентированное управление азимутом скважины. При безориентированном управлении азимутом наклонной скважины необходимо учитывать направление ствола относительно плоскости напластования пород, результаты анализа накопленного промыслового опыта бурения данным видом КНБК, а также типоразмеры долота и калибратора.

Во всех случаях выбора КНБК для безориентированного управления азимутом скважины по представленным таблицам следует иметь в виду, что набор зенитного угла наиболее вероятно будет сопутствовать фрезерованию долотом (или долотом и наддолотным калибратором) верхней стенки ствола. Это соответствует условию выбора КНБК для набора зенитного угла. Спад азимута, наиболее часто наблюдаемый на промыслах, обычно отмечается при фрезеровании нижней стенки ствола, т.е. при спаде зенитного угла. Картина может меняться при влиянии геологических факторов, причем наиболее заметно - в случае использования КНБК для малоинтенсивного набора или спада зенитного угла.

121

КНБК СО СТАБИЛИЗАТОРОМ

В целом устойчивость к изменению режимов бурения и горногеологических условий проводки скважины КНБК со стабилизатором (рис. 3.3) ниже, чем КНБК с калибратором. Следовательно, уже и область их рационального использования для наклонного бурения: на участках стабилизации зенитного угла - предпочтительно, при зенитных углах до 30° и в отдельных случаях - для горизонтального бурения.

КНБК со стабилизатором, диаметр которого больше на 1-3 мм, приведенных в табл. 3.12, целесообразно применять для безориентированного набора зенитного угла. В этом случае интенсивность набора будет больше, чем при использовании КНБК с калибратором.

Для безориентированного спада зенитного угла КНБК со стабилизатором, диаметр которого на 1-2 мм меньше указанного в табл. 3.11 и 3.12, можно использовать, например, в следующей компоновке (при нагрузке на забой менее 100 кН и значении зенитного угла до 20-30°): долото; переводник 105-мм УБТ длиной 0,7-1,5 м; стабилизатор на ниппеле забойного двигателя, диаметром на 1-2 мм меньшим указанных в таблицах для стабилизации зенитного угла; забойный двигатель. С увеличением расстояния от долота до стабилизатора интенсивность падения зенитного угла возрастает.

Рис. 3.3. КНБК со стабилизатором:

а — на ниппеле забойного двигателя; б — на корпусе двигателя; / — долото; 2 - стабилизатор; 3 - забойный двигатель

122

Таблица 3.11

Диаметры стабилизаторов в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (lj = 835 мм)

Р, кН

Зенитный угол, градус

3
7
И
15
30
45
60
90

40 70 100 130
120,6 120,5 120,5 120,4
120,6 120,5 120,5 120,4
120,6 120,6 120,5 120,4
120,6 120,6 120,5 120,4
120,6 120,6 120,5 120,5
120,4 120,5 120,6 120,5
120,3 120,5 120,6 120,5
120,3 120,5 120,6 120,5

Таблица 3.12

Диаметры стабилизатора в зависимости от длины участка lt (Р = 100 кН)

/j, ММ
Зенитный угол, градус

3
7
И
15
30
45
60
90

835
120,5*
120,5*
120,5*
120,5*
120,5*
120,6*
120,6*
120,6*

1000
120,4*
120,4
120,4
120,5
120,5
120,5
120,6
120,6

1500
120,2*
120,2
120,3
120,3
120,5
120,6
120,5
120,4

2000
119,9*
120,0
120,1
120,2
120,6
120,3
120,0
119,9

3000
119,3*
119,7
120,0
120,5
119,4
118,2
117,3
116,5

5000
118,4
119,1
115,4
111,8



При наличии радиального люфта А забойного двигателя требуемый диаметр стабилизатора, определяемый по табл. 3.11 и 3.12, увеличивается на А/2.

При использовании вместо стабилизатора, например СТК (рис. 3.3, а), совмещенного с ниппелем забойного двигателя, опорно-центрирующего устройства другого типа с креплением (тем или иным способом) на гладкой части корпуса забойного двигателя (рис. 3.3, б) интенсивность безориентированного спада возрастает. Для этого стабилизатор следует крепить на корпусе забойного двигателя на 1,3-1,8 м выше ниппеля.

КНБК С КАЛИБРАТОРОМ И СТАБИЛИЗАТОРОМ

КНБК с двумя опорно-центрирующими элементами обладают более высокой устойчивостью, чем с одним. Это обеспечивает не только менее интенсивное локальное искривление ствола, но и более надежную стабилизацию зенитного угла и азимута скважины, особенно в неблагоприятных горно-геологических условиях, в том числе в мягких породах Западной Сибири.

КНБК с наддолотным калибратором и стабилизатором на ниппеле забойного двигателя (рис. 3.4) отличается повышенной устойчивостью к изменению нагрузки на забой, т.е. более предпочтительна для стабилизации ствола скважины. В мень-

123

Рис. 3.4. КНБК с калибратором и стабилизатором:

/ - долото; 2 - калибратор; 3 - стабилизатор; 4 - забойный двигатель

шей мере влияет на устойчивость такой КНБК и изменение ряда других параметров режима бурения, а также зенитного угла скважины. Наиболее эффективно использование этой КНБК в интервале осевых нагрузок 140-220 кН для наклонных скважин с зенитными углами до 30-40°. При этом длину маховика между долотом и калибратором лучше выбирать равной не менее 800-1200 мм.

КНБК с двумя ОЦЭ при проводке наклонных скважин наиболее эффективны в следующих случаях:

отклонение оси скважины от нормали к плоскости напластования пород;

резкая анизотропность пород;

частая перемежаемость пропластков пород различной твердости;

необходимость обеспечения прямолинейности ствола для предупреждения отдельных видов осложнений;

вскрытие бурением зоны продуктивных отложений:

невысокая квалификация бурильщика и т.п.

При выборе по табл. 3.13-3.15 конструкций КНБК для условий стабилизации зенитного угла скважины следует принимать диаметры ОЦЭ, ориентируясь в первую очередь на отмеченные звездочкой.

Для стабилизации зенитного угла и азимута скважины расстояние от долота до калибратора следует принимать равным 500-1000 мм на участках ствола с зенитным углом до 15-30° и 500-2000 мм - при большем, вплоть до 90°.

Расстояние /2 между калибратором и стабилизатором для горизонтальных скважин лучше принимать равным 1,7-3,0 м при осевых нагрузках на забой 120-140 кН. В интервале /2 = = 1000+1700 мм компоновка, представленная на рис. 3.4, для 120,6-мм скважин становится малоустойчивой.

КНБК с двумя ОЦЭ можно использовать для малоинтен-

124

Таблица 3.13

Диаметры ОЦЭ, мм, в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (/j = 210 мм, /2 = 1005 мм)

Р, кН
3

Зенитный угол, градус


7 И
15
30
45
60
90

40
120,5
120, 4
120,2*
120, 0
120, 4*
118,9*
118,5*
118,0*

118,7*
118,5*
118,2*
117,6*
115,9*
115,5*
113,4*
111,9*

70
* 120, 2
119,6*
119,7
119,3 118,6
118,8* 118,0*
117,0* 116,6*
115,6* 115,7*
114,5* 113,9*
113,6* 112,4*

118, 9

100
* 120, 2
120,1
119,8
119,3 119,0
118,9* 118,6*
117,4* 117,1*
116,0* 116,4*
115,0* 114,7*
114,1* 111,8*

119,5

130
120, 3 117,9*
119,9
119,5 116,1
119,1* 115,2*
117,8* 113,7*
116,7* 111,9*
115,8*
* 109, 3
115,0* 107, 5

116,9

Примечаг калибратора, в
и е. Зде шаменат
съ и дал 5ле - стг
;е в табл билизатс
3.14, 3.15 в числителе ->ра.
диаметр

Таблица 3.14

Диаметры ОЦЭ, мм, в зависимости от длины участка I, (/2 = 1005 мм, Р = 100 кН)

/, ММ

3

210
* 120, 2

119,8*

500
118,9*

117,9*

750
117,5*

116,1*

1000
116,0*

113,6*

1500
113,2

110,4

2000
110,7

Зенитный угол, градус

3 I 7 И

119,8
119,3

117,5*
115,3*

116,9
115,0

115,3
113,4

ИЗ, 8
110,2

112, 0
107, 4

110,6
-

15
30
45
60
90

118,9* 113,9*
117,4* 111,8*
116,0* 110,2*
115,0*
* 109, 0
114,1* 107, S

113,0 111,2*

109, 3

107, 3

125

Таблица 3.15

Диаметры ОЦЭ, мм, в зависимости от длины участка /•, (/j = 210 мм, Р = 100 кН)

/2, мм

Зенитный угол, градус

3 7 И

1005

1500

2000

3000

5000

120, 2

119,8 117,5 115,3 120,5 120,5 120,4 120,4

15
30
45
60
90

118, 9* ИЗ, 9*
117, 4* 111, 8*
116, 0* 110, 2*
115, 0* 109, 0*
114,1* 107, 3*

120,1

116,3 112,8

109, 0

120,6 120,6 120,5 120,5

120,2 117,5 116,1 Ц4 6* 120,6 120,5 120,4 120,4

120, 3

118,6

117,9

116,

120,6 120,5 120,4 120,4

120, 5

119,

119,1

118,6

120, 2 106, 2

120, 4

112,8*

* 120, 2

115,5*

120,1*

117,3*

120, 3

111,1*

120, 0

113,9*

119,9*

116,2*

120, 3

109,7

119,8*

112,4*

119,8*

114,9*

120, 2

108, 3

119,7*

111,2*

119,7*

113,0*

сивного набора или спада зенитного угла. Для малоинтенсивного набора зенитного угла следует при диаметре калибратора, выбираемому по табл. 3.13-3.15, уменьшать на 2-3 мм диаметр стабилизатора, по сравнению с принимаемыми по таблицам для условий стабилизации траектории ствола. Для малоинтенсивного спада, наоборот, диаметр стабилизатора надо увеличивать на 1,5-4,0 мм. При длине 12 > 1000 мм КНБК по рис. 3.4 облегчает оперативное управление траекторией ствола горизонтальной скважины с контролем по телесистеме.

Радиальный люфт А забойного двигателя может компенсироваться увеличением диаметра стабилизатора на А/2.

КНБК С ДВУМЯ КАЛИБРАТОРАМИ

КНБК с двумя калибраторами (рис. 3.5) несколько менее эффективна, чем представленная на рис. 3.4. Ее целесообразно использовать при наличии на буровой калибраторов, изношенных по диаметру до 112-116 мм и более, с нагрузкой на забой не выше 100 кН (см. табл. 3.16-3.19). Длина наддолотного маховика в ней практически не влияет на устойчивость КНБК. А наличие возможности варьирования длиной маховика между калибраторами, а также между верхним калибратором и шпинделем забойного двигателя расширяет функциональные воз-

126

Рис. 3.5. КНБК с двумя калибраторами:

1 - долото; 2 - калибратор К1; 3 - калибратор К2; 4 - забойный двигатель

можности КНБК с двумя калибраторами для безориентирова-ного управления траекторией наклонного ствола в целях стабилизации зенитного угла и азимута скважины.

Для стабилизации зенитного угла выбираются КНБК с диаметрами калибраторов, в первую очередь, отмеченных в табл. 3.16-3.19 звездочкой. При установке между долотом и нижним калибратором дополнительно переводника из УБТ длиной 1000-1500 мм стабилизация зенитного угла и азимута скважины улучшается. При износе нижнего наддолотного калибратора до диаметра 118 мм и менее, а верхнего - менее 116-114 мм следует увеличить расстояние между ними, уста-

Таблица 3.16

Диаметры калибраторов, мм, в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (/j = 210 мм, 12 = 680 мм, 13 = 790 мм)

Р, кН

40

70

100

130

Зенитный угол, градус

3 7 И

119,5 120, 0 116, 9*

118,4* 116,6* 117,2* 116,8* 114,3*

119,3

119,4*

116,0*

117,8*

115,8*

116,7*

115,6 112,9

119,0

119,1*

115,2*

117,0*

114,3*

115,9*

114,4 112,0

15

118,9

114,3*

116,1*

113,4*

114,1*

113,7 110,7

30

45

60

90

118,7 117,7 117,5 117,2

117,8

112,9*

114,9*

117,6

117,4

111,0 109,8

112,3

111,5

116,8 117,0* 107, 5

110,

111,8* 110,1* 108,5* 107,1*

113,0 112,2* 109, 4

111,3 109,9

111,4

110,5

108, 2 106, 9

Примечание. Здесь и далее в табл. 3.17-3.19 в числителе калибратора 1, в знаменателе - калибратора 2.

108,1

109, 2 105,6

диаметр

127

Таблица 3.17

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /4 (/2 = 680 мм, 13 = 790 мм, Р = 100 кН)

/, ММ


Зенитный угол, градус


3 7 И
15
30 45
60
90

210
116,6*
115,8*
114,3*
113,4*
111,8*
110,1*
108, 5
* 107,1

117,2*
116,7*
115,9*
114,1*
113,0*
111,3*
109, 9
108,1

500
116,7
114,9*
113,2*
111,9*
109,7
-
-
-

118, 5
116,7*
115,3*
113,8*
110,6*
-
-
-

750
116,8
112,0*
107, 3
-
-
-
-
-

115,3
111,4*
* 108, 0
-
-
-
-
-

1000
116,9
112,2*
107, 4
-
-
-
-
-

114,0
110,1*
107, 2
-
-
-
-
-

1500
115,7
112,0*
108, 3
-
-
-
-
-

113,2
* 109,6
106,7
-
-
-
-
-

2000
114,6
113,8*
-
-
-
-
-
-

111,1
107, 2*
-
-
-
-
-
-

Таблица 3.18

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /, (/, = 210 мм, 13 = 790 мм, Р = 100 кН)

/2, мм

680

1000

1500

2000

Зенитный угол, градус

3 7 И

116,6 115,

117,2

114,1

116,7

114,3 115,9*

15
30
45
60
90

113,4* 114,1*
111,8* 113,0*
110,1* 111,3*
108, 5
*
109, 9
* 107,1
108,1

112,3 110,4

108,7

112,9* 110,7* 108,3* 106,9*

110,6 108,3

109,0 107,7

108,5 - - -

107, 5

128

Таблица 3.19
Диаметры калибраторов в (/j = 210 мм, /2 = 680 мм,
зависимости от длины участка 13 Р = 100 кН)

/3, мм


Зе
нитный угол, гра/ 15 30
гус


3 7 И
45
60
90

790 1000 1500 2000 3000 5000
116,6 117,2
116,9*
115,8 116,7
116,0* 114,6* 116,6* 116,0* 117,5* 117,0* 119,0* 118,3* 119,3* 119,1*
114,3 115,9
114,7*
113,3*
115,9*
115,3*
116,9*
116,4*
118,3 117,4
118,8 118,9
113,4 114,1
113,8* 111,9* 114,6* 113,9* 116,2* 115,8* 117,4 116,0*
118,0 118,2
111,8 113,0
112,2 110,8
113,8 112,6
115,0 114,1
115,9 115,4
116,7 117,0
110,1 111,3
110,5* 109, 5
111,7 111,0
113,8 112,9
114,8 113,8
115,1 116,0
108, 5
*
109, 9
* 109, 0
*
108, 0
110,8*
*
109, 8
112,2* 111,2*
112,9 113,0
113,7 115,1
107,1 108,1
109, 2 108, 3
111,6 110,4
111,8 112,1
112,6 114,3

115,9* 117,3*

116,9* 118,6*

117,9* 119,5*

119,0*
120,1
119,6*

навливая дополнительный переводник. Но в этом случае устойчивость КНБК несколько снижается. Увеличением длины /3 до 1,5-3,0 м можно снизить интенсивность искривления ствола в интервалах зенитных углов 20-90°.

Дополнительная регулировка, например, для стабилизации зенитного угла и азимута скважины, обеспечивается использованием переводников различной длины 1Х (см. рис. 3.5) или подбором диаметра второго калибратора, имеющего меньшую величину, чем первый, более близко расположенный к долоту.

Мало интенсивный набор зенитного угла а обеспечивается:

увеличением диаметра наддолотного калибратора при нижнем, соответствующем табличному;

уменьшением диаметра верхнего калибратора.

Мало интенсивный спад угла а обеспечивается:

уменьшением диаметра наддолотного калибратора;

увеличением диаметра верхнего калибратора.

Малоинтенсивный набор или спад зенитного угла лучше обеспечиваются соответственно увеличением или уменыпе-

129

нием диаметра нижнего (наддолотного) калибратора (до 4-7 мм) при неизменном диаметре верхнего, подбираемого по табл. 3.16-3.19 и при нагрузке на забой Р = 70+100 кН. При вскрытии пласта бурением нагрузка на долото уменьшается.

3.5. ВЫБОР МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО РАДИУСА ИСКРИВЛЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

Радиус искривления (участка набора зенитного угла) не должен быть менее какого-то определенного значения, обусловленного следующими факторами:

возможностью спуска через участок набора элементов бурильного инструмента (турбобура, УБТ, бурильных труб) или обсадной колонны без превышения предела текучести материала их, т.е. без образования в указанных элементах остаточной деформации (искривления) или возникновения аварийной ситуации;

исключением возникновения аварийной ситуации на участке набора зенитного угла (забуривания бокового ствола) от превышения предела прочности суммой изгибающих и растягивающих нагрузок в поперечном сечении колонны или при роторном бурении от усталостного разрушения бурильных труб;

возможностью спуска через искривленный участок оборудования для заканчивания (перфораторы, НКТс пакерами и др.), исследования (пластоиспытатели и др.) и эксплуатации скважины (глубинно-насосное оборудование).

В промысловой практике наиболее распространены боковые ответвления ствола относительно небольшой длины (до нескольких сот метров), для которых обычно можно ограничиться анализом возможности спуска через искривленный участок колонны элементов низа бурильного инструмента. Поэтому в настоящем разделе рассмотрим только возможность спуска в боковой ствол основных элементов бурильной колонны. Более полное решение задачи достаточно подробно рассмотрено Н.А. Григоряном и другими исследователями (см., например, [23, 30]) и в настоящей работе не приводится.

Минимально допустимый радиус (м) искривления, ограничивающий возможность спуска бурильного инструмента, может быть определен по одной из следующих распространенных формул [101]:

130

для забойного двигателя с долотом длиной Lт

Rmin

0,171L4

0,34атL(Edт)-1

(1,41m- 0, 41)D - dT для УБТ (в нижней части колонны)

Rап =^г;

для верхней части колонны СБТ при наличии растягивающих нагрузок, вызывающих в трубах напряжения растяжения о ,

R

Ed

2(сгт

Ор)

или с учетом коэффициента запаса прочности O = 1,4+1,6

R

Ed

min

2[(ат/n) - 10(P„ /F)]

Здесь LT - длина забойного двигателя, м; D, dT, d бт и d3 -наружные диаметры соответственно долота, забойного двигателя, УБТ и соединительного замка (или муфты) бурильных (или обсадных) труб, м; m > 1 - коэффициент расширения ствола; O = 2,1-10 МПа - модуль упругости стали; от - предел текучести материала элемента колонны, МПа; e - растягивающая осевая нагрузка, кН; F - площадь поперечного сечения труб (по телу), см2.

В табл. 3.20 представлены результаты расчета по приведенным формулам минимально допустимых радиусов кривизны в скважинах диаметрами 124,0 и 143,9 мм при U = 1 для следующих элементов бурильной колонны (влияние моментов

i‡·IE?‡ 3.20

Минимально допустимые радиусы искривления 124,0-мм и Ш,9-мм боковых стволов

Диаметр скважины,
мм
Элемент бурильной колонны
Rmin, M

124,0 124,0 143,9
124,0; 143,9 124,0; 143,9 124,0; 143,9
Примечай лентным радиусу
Д1-105
Д-108
Д1-127
УБТ 104,8x50,3-Д
УБТ 120,6x50,8 (120,6x63,5)-Д
ТБПВ 73x9,19-Д
и е. Радиус изгиба бурильной колонны принят скважины.
31,4 27,7 41,2 28,9 33,3 49,6
эквива-

 

 

 

131

вращения колонны ротором, не превышающее a < 700+ +200 Н-м для 124,0-мм скважин и a < 900+300 Н-м для 143,9-мм, как относительно незначительное, не рассматривается):

винтовой двигатель Д1-105 (dT = 0,106 м; LT = 3,77 м; от = = 320 МПа), Д-108 (dT = 0,108 м; LT = 3,0 м), Д1-127 (dT = = 0,127 м; LT = 5,545 м);

УБТ 104,8x50,3-Д (от = 380 МПа) и УБТ 120,6x50,8 (или 120,6x63,5);

ТБПВ 73x9,19-Д (от = 380 МПа; d3 = 0,1048 м; F = = 18,42 см ) при e = 60 кН; O = 1,5.

Полученные результаты минимально допустимых радиусов кривизны практически совпадают с наблюдаемыми при бурении боковых ответвлений стволов в У рало-Поволжье. При роторном бурении для труб ТБПВ 73x9,19 допустимые радиусы искривления будут незначительно выше приведенных в табл. 3.20.

3.6. ВЫБОР СХЕМЫ И ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЛОКАЛЬНОГО ИЛИ СПЛОШНОГО РАСШИРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Возрастающие объемы бурения боковых ответвлений стволов из ранее пробуренных скважин выдвигают и необходимость решения ряда новых задач. Среди них и рассматриваемые в работе условия обеспечения герметичности заколонного пространства всегда эксцентрично смещенной относительно оси наклонного или горизонтального участка ствола эксплуатационной колонны, что может потребовать сплошного (по всей длине колонны) или локального (по отдельным участкам) расширения ствола, ограничиваемого:

максимально допустимой величиной, при превышении которой цементный раствор на отдельных участках скважины не сможет вытеснить промывочную жидкость из наиболее узкого зазора между нижней стенкой ствола и нижней стенкой обсадной колонны;

минимальной величиной, лимитируемой предельно допустимым по тем или иным причинам гидравлическим сопротивлением заколонного пространства.

На основании проведенных исследований и анализа известных решений ниже представлены формулы для определения рациональных интервалов расширения бокового ствола скважины. Так, для проводки бокового ответвления из 215,9-мм

132

скважины, ранее обсаженной 146-мм обсадными трубами, используются долота диаметрами 120-124 мм. При наблюдаемой на промыслах достаточно большой длине ответвления для снижения гидравлических потерь в заколонном пространстве может возникнуть необходимость расширения ствола, например, с помощью расширителя РШ-116/137 конструкции Баш-нипинефти с самовыдвигающимися только при расширении или проработке скважины режущими элементами (при спуско-подъемных операциях диаметр расширителя составляет 116 мм). Полученный для этих условий с целью обеспечения герметичности заколонного пространства предельно допустимый диаметр расширения в зависимости от реологических свойств цементного и глинистого растворов не должен превышать 130-155 мм.

Исходя из номенклатуры освоенного промышленностью оборудования для заканчивания, исследования и освоения скважин рациональным для крепления боковых ответвлений стволов следует считать использование эксплуатационных колонн из разработанных ВНИИТнефтью 102-мм обсадных труб. Однако в скважинах, ранее обсаженных 146-мм эксплуатационными колоннами (большая часть действующего фонда), при использовании 102-мм труб возникает необходимость дополнительного расширения бокового ответвления ствола со 120-124 мм до какой-то величины, обеспечивающей предотвращение наблюдаемой на промыслах негерметичности заколонного пространства. Такое расширение может быть осуществлено с помощью раздвижных шарошечных или плашечных расширителей.

Выбор схемы расширения (по всей длине ствола, локальная - с созданием искусственных каверн или комбинация обеих схем) производится в зависимости от условий залегания продуктивного горизонта, проходимости и оснастки обсадной колонны, наличия возможных осложнений при заканчивании и последующей эксплуатации скважины и некоторых других факторов.

Поскольку вне зависимости от схемы расширения на наклонных и горизонтальных участках скважины колонна всегда “лежит” на нижней стенке ствола, для всех схем обязательна проверка минимально и максимально допустимых диаметров расширения ствола, при которых обеспечивается качественная изоляция заколонного пространства с учетом основных геолого-технологических факторов и используемого для цементирования скважины оборудования.

Очевидно, что максимальный диаметр расширения выбирают, исходя из условия полного заполнения заколонного прост-

133

ранства тампонажным раствором на отдельных участках сква-жины (для обеспечения изоляции, в первую очередь, продук-тивного и водоохранного комплексов) с учетом имеющейся оснастки обсадной колонны и режима тампонажа скважины. Минимальный диаметр определяют, исходя из наибольшего допустимого гидравлического сопротивления заколонного пространства при цементировании эксплуатационной колонны. Рассмотрим оба вопроса отдельно.

Выбор максимально допустимого диаметра расширения ствола. При эксцентричном размещении рассматриваемого участка, например в зоне продуктивного комплекса, эксплуата-ционной колонны на наклонной или горизонтальной части ствола полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором для вязкопластичных жидкостей (к которым относится большая часть цементных и глинистых растворов) обеспечивается при какой-то минимальной скорости закачки жидкости в скважину (рис. 3.6 и [31]).

Действительно, для того чтобы исключить в процессе там-понажа скважины возникновение застойных зон, необходимо в наиболее узкой части эксцентричного кольцевого пространства обеспечить движение жидкости, превышая воздействием перепада давления р на единицу длины колонны величину динами-ческого напряжения сдвига т0 тампонажного или глинистого раствора. В этом случае расход жидкости через элементарный сегмент с бесконечно малой длиной дуги dl = R dm (см. рис. 3.6) эквивалентен какой-то величине

АР=Ук—= Ук(™) dm. (3.21)

2itR 2я

Подставляя в полученное выражение расход Qj! [32] через элементарный сегмент, интегрируя его по всему периметру кольцевого пространства и отбрасывая пренебрежимо малые слага-емые, после преобразований получим формулу для определения минимальной производительности цементировочных агрегатов, обеспечивающей течение тампонажного раствора через все сечение эксцентричного затрубного пространства, в виде [31]:

Q** ЛЯ0 к — -----

8т!

62г (0г S^I (8r 36^2 г2^

6 I 6 6,) \ 3

+ 10_^5Л- --—|2 + —1 +

'к - 1) д(д2 + ^ + >2 (А2 + 3е2) - 13 3 (д2 + 5е2 + i5 2) \ 36 j I 2 1 36 72г6 I 8А I

(3.22)

+

134

Рис. 3.6. Схема к выбору геометрических параметров расширения бокового ствола скважины:

а — полностью расширенный ствол; б — участок локального расширения: / — начальный ствол скважины; 2 — расширенный ствол; 3 — эксплуатационная колонна; 4 - центрирующий фонарь

где т0, т) - соответственно динамическое напряжение сдвига и вязкость тампонажного раствора или промывочной жидкости; е - допустимый или фактический (определяемый в зависимости от центрирующей оснастки колонны в зоне продуктивного комплекса) эксцентриситет смещения обсадных труб на рассматриваемом участке скважины; R - радиус скважины; г -наружный радиус обсадных труб; 6 = i?- r-e;A = i?- r.

135

Полученное решение в частном случае при эксцентриситете смещения е = 0 полностью совпадает с исходным [32] для определения расхода QjJ при структурном режиме течения вяз-копластичных жидкостей в концентричном кольцевом пространстве.

На рис. 3.7 (верхняя часть) показано найденное по формуле (3.22) влияние диаметра скважины на требуемый минимальный расход жидкости, обеспечивающий течение некоторых видов цементных и глинистого растворов по всему периметру сечения эксцентричного кольцевого пространства. Полученная графическая зависимость позволяет легко определить диаметр расширения ствола скважины для колонны 102-мм обсадных труб при условии, когда эксцентриситет смещения колонны относительно оси скважины согласно нормативным ма-

Рис. 3.7. Влияние допустимых потерь давления [Ар] в кольцевом пространстве и минимально требуемого расхода жидкости [Q^*] на выбор диаметра расширения ствола скважины:

Номер кривой на рисунке....................... / 2 3

Раствор.............................................. Цементный Глинистый

т0, Па................................................. 21 10 1,9

136

териалам ВНИИКРнефти (разработанным в свое время для вертикальных скважин) не превышает 1/4 разности диаметров скважины и наружного труб. Из рис. 3.7 очевидно, что на качество изоляции заколонного пространства в первую очередь влияет соотношение т0/г) цементного раствора, а не непосредственно его реологические параметры. Анализ полученного решения наглядно подтверждает недопустимость использования в отличие от распространенных нормативных материалов фиксированного значения эксцентриситета смещения на различных участках стволов наклонных и горизонтальных скважин. Доминирующее влияние соотношения т0/г) показывает, что полнота замещения промывочной жидкости тампонажным раствором существенно, вплоть до многократного варьирования, зависит от химической обработки цементных растворов, например, сульфит-спиртовой бардой и ее производными.

С повышением плотности условия замещения глинистого раствора тампонажным улучшаются, например, по сравнению с химической обработкой, в кратно меньшей мере, что не всегда учитывается технологами.

Рядом исследователей процесс замещения одной жидкости другой разделяется на две фазы [33]:

1) вытеснения, наступающую с момента начала течения жидкости до появления границы раздела в кольцевом сечении;

2) вымывания, которая начинается сразу же за фазой вытеснения и заканчивается полным освобождением канала от вытесняемой жидкости.

Но при неполном вытеснении жидкости всегда остаются условия для возникновения заколонных микроперетоков, которые в процессе последующей эксплуатации скважины неизбежно переходят в макроперетоки с сопутствующими отрицательными результатами. К сожалению, можно отметить, что несмотря на обширность проведенных в рассматриваемой области исследований до настоящего времени отсутствуют выводы о том, какими должны быть параметры промывочных и буферных жидкостей и режимы закачивания цементных растворов, улучшающих вытеснение [33].

В целом из анализа приведенных результатов видно, что наилучшие условия замещения промывочной жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве обеспечиваются тампо-нажными растворами с минимальной величиной соотношения т0/г). Значительный разброс этих реологических параметров у различных исследователей объясняется разными условиями затворения растворов и используемой аппаратурой, зависимостью реологических свойств от водоцементного отношения, ми-

137

нералогического состава, тонкости помола цементного клинкера, давления, температуры, состава и концентрации химических реагентов и др. Намного меньше на эти свойства влияет плотность вытесняющего и вытесняемого растворов.

При ориентировании на допускаемую существующими нормативными материалами фиксированную величину эксцентриситета смещения полное замещение может оказаться невозможным. В ряде случаев удовлетворительное замещение может быть обеспечено при одинаковых реологических свойствах растворов путем увеличения подачи жидкости в скважину, например за счет применения большего количества цементировочных агрегатов.

Поскольку со снижением длины эксцентричного участка проще устраняется застойная зона, необходимо большее внимание уделять и устранению возможного влияния желобообра-зования. В частности, если обсадная колонна перекрывает вход или выход из желоба, то заполнение его тампонажным раствором будет затруднено. К сожалению, тщательному формированию ствола в виде правильного цилиндра до настоящего времени не уделяется необходимого внимания из-за сопутствующего удорожания стоимости бурения. Не меньшее влияние на формирование застойных зон оказывает локальное искривление ствола в виде винтовой спирали. В этих условиях наилучшее качество цементирования обеспечивается сочетанием качественной промывки скважины перед цементированием с тщательным подбором буферной жидкости, химической обработкой глинистого и тампонажного растворов и увеличением расхода жидкости, закачиваемой в скважину, путем дополнительного специального управления работой цементировочных агрегатов в отдельные моменты процесса тампонирования.

Выбор минимально допустимого диаметра расширения ствола. Минимально допустимый диаметр расширения ствола скважины для эксцентричного кольцевого пространства можно определить, исходя из максимально допустимой для данного разреза скважины величины гидравлического сопротивления [Ар] между стенками ствола и рассматриваемого участка колонны обсадных труб, например по приближенной формуле Гродде [34]:

[Ар] =-----------^^--------+-------—------, (3.23)

0?-r) 2 (l + 3e 2 /2) (R-rKl + e)

где vm = Q / F - средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве с площадью поперечного сечения F; е =

= e/(R - г).

138

Результаты расчетов для скважин различных диаметров и 102-мм эксплуатационной колонны, найденные по формуле (3.23) без учета влияния муфтовых соединений, представлены на рис. 3.7 (нижняя часть).

Из сопоставления графических зависимостей верхней и нижней частей рис. 3.7 следует, что определяющую роль в выборе диаметров расширения ствола для боковых ответвлений стволов со 102-мм эксплуатационными колоннами играют не гидравлические сопротивления заколонного пространства, а условия его качественной герметизации. Именно это условие и должно предопределять выбор диаметра расширения, исходя из максимально допустимой его величины.

Выбор схемы расширения. Перейдем теперь к выбору схемы расширения. Очевидно, что сплошное расширение (см. рис. 3.6, а) обеспечивает повышение проходимости колонны и снижение гидравлического сопротивления за колонной, но в то же время может вызвать нарушение герметичности кольцевого пространства. Действительно, при ее использовании снижается гидравлическое сопротивление у верхней стенки скважины, а у нижней - остается почти неизменным. В этом случае для вытеснения промывочной жидкости по всему периметру заколонного пространства необходимо увеличение расхода закачиваемого в скважину цементного раствора. Максимально допустимое расширение ствола определяется из формулы (3.22).

В случае же локального расширения (см. рис. 3.6, б) герметичность заколонного пространства, наоборот, улучшается. Диаметр локального расширения находят из формулы (3.22), а длину - из выражения

LK = 2L0 + Lrn, (3.24)

где L0 - длина участка неустановившегося и неравномерного по периметру сечения потока течения жидкости, определяемая экспериментальным путем или в первом приближении по аналогии с внезапным расширением или сужением потока, принимаемая равной L0 = 0,5+1,4 м; Lrn - длина зоны течения потока по всему периметру, на которой обеспечивается герметичность заколонного пространства.

В соответствии с исследованиями З.Ш. Ахмадишина [35, с. 12] эта длина может быть определена исходя из условия

Ьтп >------——, (3.25)

2 МПа/м

где Арзп - перепад давления между пластами.

В случае невозможности по горно-геологическим условиям

139

Рис. 3.38. Совмещенная (до и после локального расширения) кавернометрия скв. 1519 С Туй-мазинской площади (над кровлей и под подошвой продуктивного пласта):

1, 2— номинальный и расширенный ствол соответственно

соблюдения условия (3.25) вместо центрирующего фонаря по одному из краев зоны локального расширения (см. рис. 3.6, ·) целесообразна установка герметизирующего пакера [24]. Кроме того, чем ближе фонари к зоне локального расширения, тем меньше эксцентричность смещения колонны относительно оси скважины и, следовательно, выше качество герметизации зако-лонного пространства.

При необходимости дополнительного снижения гидравлического сопротивления заколонного пространства используется комбинация сплошного и локального расширения ствола.

В соответствии с результатами проведенного анализа в Башнипинефти разработаны конструкции КНБК для расширения и проработки ствола расширителем РШ-116/137, выбор которых для каждой конкретной группы скважин должен осуществляться индивидуально с последующей увязкой с технологическим режимом расширения или проработки ствола.

Результаты локального расширения ствола над продуктивным горизонтом и под ним в целях повышения качества изоляции продуктивного коллектора представлены на совмещенной (до и после локального расширения) кавернограмме скв. 1519 С Туймазинской площади в Башкирии (рис. 3.8).

140

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Гилязов Р.М.
Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.

Глава № 3

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта