Управление искривлением ствола скважины при роторном бурении

Цели

После изучения данного раздела обучающийся должен уметь следующее:

Продолжение на следующей странице.

Раздел

Управление искривлением ствола скважины с использованием роторных компоновок

Компоновка для наклонно-направленного бурения длиной 90 футов

Компоновка для наклонно-направленного бурения длиной 60 футов

Компоновка для постепенного набора угла кривизны

Компоновка для постепенного набора угла кривизны

Стандартная стабилизированная КНБК

Стабилизированная компоновка с неполноразмерным первым
стабилизатором бурильной колонны

Стабилизированная КНБК, тип 3

	Рис. 6-13. Снижение силы, обусловленной маятниковым эффектом, при контакте со стенкой скважины
	Из этого следует, что выход на траекторию спада угла обеспечивается наклоном оси долота вниз. Интересно отметить, что при верности зависимости, показанной на рисунке выше, тенденция к спаду угла наклона увеличивалась бы при повышении нагрузки на долото и снижении частоты вращения, что в точности противоположно рекомендациям, приведенным на предыдущей странице. Ситуация, показанная на рис. 6-14, возможна при определенных длинах маятниковой компоновки без наддолотного стабилизатора и только с одним стабилизатором колонны. УБТ, расположенные над верхним стабилизатором, прогибаются по направлению к нижней стенке ствола, создавая тем самым шарнирный эффект на стабилизаторе колонны и отклоняя верхнюю часть маятника к верхней стенке ствола, как показано на рисунке. Некоторые из опытных специалистов по наклонно-направленному бурению могут привести примеры ситуаций, при которых интенсивность спада угла отклонения при использовании маятниковой компоновки повышалась по мере увеличения нагрузки на долото и снижения частоты вращения. Следует особо подчеркнуть, что данная ситуация не является типовой. Долото является точкой опоры, поэтому в большинстве случаев использования маятниковых компоновок, в частности, большой длины, маятниковый участок, вероятнее всего, будет изгибаться в направлении нижней стенки скважины, как описано выше.
	Рис. 6-14. Одна из возможных интерпретаций маятникового эффекта
6.3.5	Выводы и рекомендации
	Безопасность конструкции и применения маятниковой компоновки достигается за счет обеспечения приложения поперечной силы на долото, прижимающей его к нижней стенке ствола скважины. Для этого необходимо использовать компоновку на участках, где может обеспечиваться максимально возможная жесткость и прямолинейность маятниковой секции. Также желательно, чтобы участок секции непосредственно над первым стабилизатором колонны не изгибался и был прямолинейным, для чего рекомендуется устанавливать второй стабилизатор на расстоянии 30 футов над первым стабилизатором. q При отсутствии особых требований к контролю азимута или при бурении долотом с поликристаллическими алмазными вставками (PDC) наддолотный стабилизатор может не использоваться. При наличии требования к контролю азимута и использовании шарошечного конического долота должен применяться неполноразмерный наддолотный стабилизатор. Как правило, для выхода на траекторию спада угла отклонения диаметр наддолотного стабилизатора должен быть меньше диаметра скважины не более чем на 1/4-1/2 дюйма. q Компоновка должна оснащаться двумя стабилизаторами колонны, причем второй стабилизатор должен устанавливаться на расстоянии 30 футов над первым. q Первоначально следует обеспечить небольшую нагрузку на долото до выхода на траекторию спада угла отклонения, а затем плавно увеличивать нагрузку до достижения приемлемой скорости проходки. q Бурение должно производиться с высокой частотой вращения в зависимости от типа долота.

Маятниковая компоновка длиной 30 футов

Маятниковая компоновка длиной 30 футов с неполноразмерным наддолотным стабилизатором

Компоновка для постепенного спада угла отклонения

Маятниковая компоновка длиной 60 футов для бурения вертикальных скважин

	Рис. 6-19
	Осевой момент инерции I определяется по формуле: Погонный вес W рассчитывается по формуле: где — плотность стали. Следует отметить, что жесткость пропорциональна наружному диаметру в четвертой степени, тогда как масса УБТ пропорциональна квадрату наружного диаметра. Это означает, что внутренний диаметр мало влияет на жесткость УБТ, но оказывает значительное влияние на ее массу. Значения относительной массы и инерции для некоторых диаметров некоторых широко используемых УБТ приведены в таблице ниже.
		Наружный диаметр УБТ, дюймы	Момент инерции, дюйм4	Погонный вес, фунтов/фут
		4,75
		6,5
		8,0
		9,5
	Интересно отметить, что момент инерции УБТ диаметром 9-1/2 дюйма вдвое превышает данный показатель для УБТ диаметром 8 дюймов, который в свою очередь вдвое больше значения для УБТ диаметром 6-1/2 дюйма. Составляющая погонного веса, изгибающая УБТ и создающая поперечные нагрузки на долото и стабилизаторы, рассчитывается по следующей формуле: Wx = W (BF) sin где W = масса участка УБТ длиной один фут в воздухе, BF= — – коэффициент потери веса в буровом растворе, и Q = угол отклонения ствола скважины.
	Например, при отклонении ствола 50° и плотности бурового раствора 10 фунтов/галл., величина Wx для УБТ диаметром 8 дюймов будет составлять: Wx = 160 ´ 0,847 ´ sin 50° Wx = 160 ´ 0,847 ´ 0,766 = 104 фунтов/фут (коэффициент потери веса в буровом растворе плотностью 10 фунтов/галл. = 0,847) В таблице ниже приведены значения модуля упругости и плотности для различных металлов, используемых при производстве УБТ.
		Металл	Модуль упругости, 106 фунт/кв. дюйм	Плотность, фунт/фут3
		Сталь (низкоуглеродистая)	29,0
		Нержавеющая сталь	28,0
		Монель К	26,0
		Алюминий	10,6
		Вольфрам	51,5
	Главным образом следует отметить, что большинство марок стали и монеля, используемых в УБТ, имеют практически одинаковые значения модуля упругости и плотности. Таким образом, жесткость УБТ практически полностью зависит от ее наружного диаметра и пропорциональна его значению в четвертой степени. При этом алюминиевые УБТ обладают большей гибкостью, а вольфрамовые УБТ являются более жесткими по сравнению со стальными УБТ того же размера. Как правило, рекомендуется использовать УБТ стандартного для скважины диаметра. При этом специалисты по бурению наклонно-направленных скважин должны понимать последствия изменения наружного диаметра УБТ.
6.5.1	Влияние изменения наружного диаметра УБТ
	При использовании шарнирной компоновки (для набора кривизны) уменьшение наружного диаметра УБТ приведет к значительному увеличению интенсивности набора кривизны, поскольку УБТ меньшего диаметра характеризуются большей гибкостью и сгибаются в большей степени. Другим фактором является зазор между наружной поверхностью УБТ и стенкой скважины. Чем больше данное расстояние, тем в большей степени изгибаются УБТ до контакта с нижней стенкой скважины. После контакта УБТ с нижней стенкой скважины дальнейшее увеличение нагрузки на долото будет лишь в незначительной степени влиять на интенсивность набора кривизны, а точка контакта будет перемещаться вниз по стволу. При использовании стабилизированной компоновки уменьшение наружного диаметра УБТ может привести к небольшому повышению интенсивности набора кривизны ввиду большего искривления УБТ. При использовании маятниковой компоновки должна быть обеспечена максимально возможная жесткость маятникового участка, поэтому рекомендуется применять УБТ большого диаметра. Уменьшение наружного диаметра УБТ повышает вероятность прогиба УБТ в направлении нижней стенки ствола, что ослабляет маятниковый эффект и снижает интенсивность спада угла отклонения. Кроме того, при уменьшении наружного диаметра УБТ также уменьшается масса нижних УБТ, что приводит к снижению маятникового эффекта и интенсивности спада угла отклонения.
6.6	Влияние характеристик пласта на траекторию долота
	В некоторых случаях природа и твердость разбуриваемой породы существенно влияют на направление бурения, хотя в ряде случаев такое влияние преувеличивается. Важное значение имеет структура пласта: изотропная или анизотропная. Свойства и поведение изотропной породы не меняются в зависимости от направления бурения. Большая часть песчаников относится к изотропной группе. В противоположность изотропным свойства анизотропных пород, например сланцев, изменяются в зависимости от направления бурения. Большинство скважин на нефтяных месторождениях (хотя и не всегда) выполняются в осадочных образованиях. Ввиду характера отложения осадочные породы образованы слоями или напластованиями, поэтому большинство осадочных пород характеризуются некоторой анизотропностью. Опыт бурения в наклонных пластах показывает, что буровое долото отклоняется в зависимости от угла наклона пласта и направления напластования. Такое явление, главным образом, характерно при бурении в пластах различной твердости под малым углом, в частности, на месторождениях с ярко выраженной слоистой структурой. В течение нескольких последних лет был предложен ряд описаний и моделей данного явления. В начале своей работы над теорией маятника Лубинский (Lubinski) и Вудс (Woods) предложили модель переменной буримости, устанавливающую связь между показателем твердости пласта при проникновении в напластования под прямым углом и показателем твердости пласта при бурении параллельно слоям пласта. Они составили таблицы показателей анизотропности и классов пластов, которые могут использоваться в качестве справочника при определении длины маятниковой секции, диаметра УБТ или нагрузки на долото. Другая теория основана на том, что при проходке буровым долотом твердых пластов они разрушаются перпендикулярно плоскости падения пласта, что создает небольшой эффект отклонителя, направляющего долото в соответствии с направлением падения пласта. МакЛамор (McLamore) и др. предложили теорию избирательного формирования осколков выбуренной породы. Данная теория основана на особенностях образования осколков на одном зубе долота. Анизотропные пласты характеризуются избирательными плоскостями разрушения породы. По мере проникновения долота в пласт на каждый из его зубьев воздействует сжимающее усилие, направленное перпендикулярно рабочей поверхности зуба. Разрушение от скалывания будет вероятнее всего наблюдаться вдоль плоскостей напластования осадочной породы. При бурении анизотропной породы с одной стороны долота будут образовываться большие осколки породы, а с другой его стороны — мелкие осколки, причем крупные осколки будут формироваться быстрее, чем мелкие. Как показано на рисунке ниже, с разных сторон зуба долота будет образовываться разное количество осколков породы. Как видно из схемы, силы, действующие между зубом долота и породой, будут иметь бóльшую величину с правой стороны зуба. Таким образом, на долото будет воздействовать результирующая сила, направленная влево. Как показано на рис. 620, данная сила Fd является отклоняющей силой. Отсюда следует, что отклоняющая сила зависит от угла падения пласта.

	Рис. 6-24 При большом угле наклона пласта долото отклоняется в направлении падения пласта.
	При угле наклона пласта более 45° и траектории ствола, смещенной вправо от границы напластования по восстанию, долото будет отклоняться влево. В случае если траектория ствола смещена влево относительно границы напластования по падению, то долото будет отклоняться вправо. Эти оба данных явления также являются частными случаями отклонения инструмента в направлении падения пласта. При угле наклона пласта 0° или 90° долото отклоняться не будет, поскольку долото входит в однородную структуру и все время проходит идентичные слои или между слоев.
6.6.2	Эффективный угол падения пласта при бурении направленной скважины
	При наклонно-направленном бурении эффективный угол падения пласта соответствует углу, под которым долото проникает в напластование.
	q Угол отклонения ствола = 30° q Фактический угол падения пласта = 35° q Эффективный угол падения пласта = 30° + 35° = 65° q Сила отклонения в направлении падения пласта
Рис. 6-25
	q Угол отклонения ствола = 0° q Эффективный угол падения пласта равен фактическому углу (35°) q Сила отклонения в направлении восстания пласта
Рис. 6-26
	q Угол отклонения ствола = 35° q Фактический угол падения пласта = 35° q Эффективный угол падения пласта = 0° q Сила отклонения отсутствует
Рис. 6-27
6.6.3	Твердость породы
	Выше в данном разделе рассматривалось влияние анизотропности пород и изменения твердости слоев на траекторию наклонно-направленной скважины. При этом следует выделить несколько общих аспектов влияния твердости пород на поведение компоновки при бурении наклонно-направленных скважин. Сверхрыхлые породы могут размываться буровым раствором, подаваемым из насадок долота, что будет приводить к образованию ствола увеличенного диаметра. При этом достаточно сложно обеспечить набор кривизны ствола даже при использовании компоновки для резкого набора кривизны. При вероятности возникновения такой проблемы долото должно оснащаться насадками большого диаметра. В случае если данная проблема обнаруживается в ходе бурения, скорость подачи бурового раствора должна быть снижена. Перед выполнением присоединений расход бурового раствора должен повышаться для промывки ствола. Это следует делать после подъема долота с забоя до выхода на поверхность первого соединения. Промывка или расширение ствола, выполненного в рыхлых породах, также может приводить к тому, что при большом угле кривизны стабилизированная компоновка может отклониться на траекторию спада угла. Для устранения данного отклонения необходимо увеличить нагрузку на долото и снизить расход бурового раствора. В случае если такая проблема спрогнозирована заранее, возможным решением может быть использование компоновки для плавного набора кривизны. В твердых пластах работа КНБК в большей степени соответствует расчетам, поскольку в таких условиях вероятность выбуривания ствола точного диаметра гораздо выше. В пластах средней и высокой твердости компоновки для набора кривизны отличаются более высокой управляемостью, так как требуемая кривизна может быть обеспечена за счет приложения максимальной нагрузки на долото. Основной проблемой при бурении наклонно-направленных скважин в твердых породах является сложность вывода маятниковой компоновки на траекторию спада угла отклонения. В общем, чем выше твердость породы, тем сложнее вывести соответствующую компоновку на траекторию спада угла отклонения ствола. При этом также может возникнуть противоречие, заключающееся в том, что для выхода на траекторию спада угла отклонения необходимо снизить нагрузку на долото, а для обеспечения приемлемой скорости проходки следует данную нагрузку увеличить. При возможности не следует выполнять участки спада угла отклонения скважины в твердых породах. При необходимости выполнения такого участка в твердой породе рекомендуется использовать УБТ большого диаметра и массы.
6.6.4	Выводы по влиянию характеристик пласта на наклонно-направленное бурение
	Следует отметить, что в большинстве пластов свойства пород оказывают незначительное влияние на работу КНБК при наклонно-направленном бурении. В рыхлых пластах, пластах средней рыхлости и изотропных пластах порода имеет незначительное влияние на работу КНБК, которая, как правило, соответствует расчетной. В осадочных породах средней и высокой твердости, характеризующихся существенной анизотропностью, характер залегания пласта, в частности эффективный угол наклона напластований, может оказывать значительное влияние на работу компоновок при наклонно-направленном бурении. При эффективном угле наклона менее 45° долото отклоняется по восстанию пласта. При эффективном угле наклона более 45° долото отклоняется по падению пласта. При эффективном угле наклона, составляющим лишь несколько градусов или около 45°, тенденция к отклонению долота от прямолинейной траектории не наблюдается. Наилучшим средством для предотвращения нежелательных отклонений под влиянием характеристик пород является использование стабилизированных компоновок. Использование полноразмерного наддолотного стабилизатора позволит снизить вероятность боковых колебаний долота. Если при выполнении скважин на данном участке наблюдалось существенное влияние пород на работу компоновки, ее конфигурация должна быть соответствующим образом изменена для компенсации ожидаемых явлений.
6.7	Использование компьютерных программ для прогнозирования работы КНБК
	С начала 1970-х годов активно велись работы по математическому моделированию работы КНБК, в результате чего было разработано множество компьютерных программ для прогнозирования работы роторных компоновок при наклонно-направленном бурении. Подобные программы в большинстве случаев были основаны на двухмерных статических моделях и не были способны достаточно точно спрогнозировать работу КНБК. В настоящее время для этой цели используются двухмерные, трехмерные, динамические и статические модели. Даже в наиболее сложных моделях описание скважинных условий основано на упрощающих допущениях. Наиболее удачными программами оказались те приложения, в которых для уточнения прогнозов работы КНБК используются результаты предыдущих анализов фактического поведения компоновки. Данная задача разделена на два этапа. Во-первых, для определения поперечной силы, действующей на долото, и угла наклона долота проводится механический расчет конструкции. Во-вторых, полученные данные используются для моделирования работы компоновки в плане интенсивности набора кривизны и параметров боковых колебаний.
6.7.1	Механический расчет конструкции КНБК
	Наиболее простым методом решения данной проблемы является использование аналогии с конструкцией из пролетов и опор. В данной двухмерной модели стабилизаторы изображаются в виде опор или точек вращения. Принимается, что долото также имеет аналогичную опору. УБТ представляются в виде многопролетной балки с равномерно распределенным весом и жесткостью. Точка опоры исключает продольный изгиб балки, но обеспечивает свободу поворота. Оптимальное распределение компонентов в данном случае достигается за счет установки стабилизаторов между УБТ, начиная с первой УБТ у долота и т. д. На машинную обработку данной простейшей модели требуется минимум времени. Данная модель для КНБК с тремя стабилизаторами была запрограммирована в вычислительный модуль HP41 и зарекомендовала себя как надежное средство прогнозирования тенденций набора кривизны/спада угла отклонения в пластах, не оказывающих значительного влияния на поведение компоновки. На схеме ниже показана схематичная аналогия для КНБК с тремя стабилизаторами.

КНБК с тремя стабилизаторами

Аналогия конструкции многопролетной балки

Представление в виде деформированной балки