Показатели надежности работы и устойчивости КНБК на проектной траектории

Результатом оптимизации размеров КНБК является множество расчётных вариантов, каждый из которых удовлетворяет поставленным условиям на долоте и принятым допущениям расчетной схемы. Поэтому в рамках оптимизационной задачи невозможно определить наиболее эффективные варианты оптимальных размеров для проектирования КНБК.

В реальной скважине условия работы КНБК могут существенно отличаться от заданных расчетной схемой условий. Например, диаметр ствола скважины может увеличиваться сразу же за долотом вследствие гидроэрозии стенки скважины, опорные элементы центраторов изнашиваются и внедряются в стенку ствола, а вал забойного двигателя может быть установлен с радиальным люфтом. Кроме того, при сборке КНБК в некоторых случаях не всегда могут быть выдержаны расчетные размеры. Поэтому необходимо принять показатели, которые позволят провести оценку каждого варианта оптимальных размеров на соответствие условиям бурения конкретной скважины [80, 93].

Из множества полученных вариантов оптимальных размеров КНБК необходимо выбрать для последующего проектирования вариант, который, во-первых, обеспечивает максимальную устойчивость КНБК к воздействию доминирующих дестабилизирующих факторов, а, во-вторых, - надежность выполнения параметров проектной траектории бурения (стабилизацию зенитного угла или его изменение с запланированной интенсивностью).

КНБК является упругим телом, поэтому зависимости величины опорных реакций на центраторах и отклоняющей силы на долоте от деформации КНБК имеют линейный характер. По этой причине целесообразно в качестве показателя устойчивости КНБК для оцениваемого дестабилизирующего фактора принять темп изменения отклоняющей силы на единицу дестабилизирующего фактора для выбранного ряда вариантов оптимальных размеров:

(кН/мм) (7.36)

где – величина изменения отклоняющей силы, кН;

– величина изменения фактора, мм.

На долоте стабилизирующей КНБК, расположенной в прямолинейном стволе скважины с зенитным углом, величина которого отличается от расчетного значения, будет действовать отклоняющая сила, которая может быть направлена как в сторону восстановления проектного значения зенитного угла, так и его дальнёшего изменения.

При этом в первом случае в процессе бурения за счет отклоняющей силы на долоте будет восстановлен зенитный угол ствола скважины, величина которого является целью бурения стабилизирующей КНБК, а в во-втором - будет происходить дальнейшее отклонение ствола от проектной траектории.

Таким образом, для оценки надежности работы стабилизирующей КНБК принимается условие, при котором положительное (в сторону восстановления расчетного угла стабилизации зенитного угла) изменение отклоняющей силы на долоте на единицу изменения зенитного угла имеет максимальное значение.

Показатель надежности стабилизации зенитного угла (СЗУ) может быть выражен в виде следующей зависимости:

(кН/град) (7.37)

где – изменение зенитного угла, град.

Показатели надежности и устойчивости рассчитываются только для диапазона изменения зенитного угла и дестабилизирующих факторов, при котором расчетная схема взаимодействия КНБК со стволом скважины не изменяется.

В качестве показателя для оценки устойчивости КНБК к изменению расчетной кривизны ствола скважины может быть использован показатель (П_ЖСТ) жесткости КНБК:

(кН·/град./м) (7.38)

где i – величина отклонения кривизны от расчетного значения, град./м;

F_ОТ – величина изменение отклоняющей силы на долоте, кН.

7.7. Анализ работы КНБК при бурении гидравлическими забойными двигателями

7.7.1. Выбор критерия оптимизации размеров КНБК

Анализ результатов применения КНБК при бурении наклонных скважин на месторождениях Западной Сибири показывает, что в интервале залегания мягких, неустойчивых горных пород не обеспечивается стабилизация проектных параметров траектории бурения. Если в некоторых случаях в интервале применения стабилизирующих КНБК достигается сохранение начального значения зенитного угла ствола скважины, то это объясняется случайно полученным балансом отрицательных и положительных величин изменения зенитного угла и азимута.

Используемая для проводки ствола ниже башмака кондуктора типовая КНБК на основе турбобура диаметром 195 мм с центратором на ниппеле шпинделя может считаться стабилизирующей только при установке центратора диаметром не более 210 мм, так как при этом отклоняющая сила на долоте равна нулю, что исключает фрезерование долотом горной породы в поперечном направлении и искривление ствола скважины. В практике бурения используют центраторы преимущественно диаметром более 212 мм и более. Такая КНБК предназначена, при условии обеспечения условий, заданных расчетной схемой, для увеличения зенитного угла с максимально возможной интенсивностью 3.3°/100м, что и имеет место на практике при проводке отдельных интервалов ствола скважины в устойчивой части разреза.

Важной задачей при разработке технико-технологических решений для проводки скважин гидравлическими забойными двигателями является повышение устойчивости КНБК при проводке тангенциального участка проектного профиля.

В данном разделе проведен анализ стабилизирующих КНБК на базе типовых турбобуров 3ТСШ-195, 3ТСШ-172 и А6Ш-164. Основные параметры указанных турбобуров, которые необходимы для проведения анализа различных схем КНБК, приведены в табл. 7.3

Таблица 7.3

Основные параметры турбобуров

Как уже отмечалось, в практике наклонно направленного бурения при оптимизации геометрических размеров КНБК применяются преимущественно два критерия, в соответствии с которыми при расчете КНБК задаются следующие условия на долоте:

- равенство нулю отклоняющей силы на долоте;

- равенство нулю отклоняющей силы на долоте и угла его перекоса в скважине.

Критерий оптимизации с двумя условиями жестко устанавливает длину направляющей секции КНБК с одним центратором, что не всегда выполнимо в случае использования секционных конструкций забойных двигателей (ГВЗД или турбобура).

В многоцентраторной КНБК при размещении центраторов в соответствии с конструкцией забойного двигателя диаметр первого от долота центратора будет близок к диаметру долота, что не удовлетворяет требованиям технологии бурения забойным двигателем ввиду возможного «зависания» бурильной колонны в скважине.

Для выполнения условия равенства нулю только отклоняющей силы на долоте нет необходимости в столь жестких условиях, что позволит подвергать оптимизации одноцентраторную КНБК с различной длиной направляющей секции и выбирать из ряда вариантов такую его длину, которая удовлетворяет как конструктивным характеристикам забойного двигателя, так и условиям бурения.

Упругая ось КНБК с двумя условиями оптимизации в непосредственной близости от долота, в месте размещения наддолотного калибратора (до 1 м) практически совпадает с остью ствола скважины. Что же касается КНБК, размеры которых соответствуют одному условию оптимизации, то непосредственно над долотом ось направляющей секции составляет с осью ствола скважины некоторый угол, который тем больше, чем меньше длина направляющей секции. Отмеченный фактор должен учитываться при выборе типа-размера долота и наддолотного калибратора в процессе расчёта и проектирования КНБК.

Таким образом, в дальнейшем при проведении анализа КНБК на основе существующих конструкций гидравлического забойного двигателя оптимальными будут считаться такие размеры (диаметр центраторов и место их установки), при которых только отклоняющая сила на долоте равна нулю.

7.7.2. КНБК на основе турбобура 3ТСШ-195

7.7.2.1.КНБК с одним центратором.

В табл. 7.4 приведены оптимальные размеры КНБК включающей долото диаметром 215.9 мм, три секции турбобура (3ТСШ-195) диаметром 195 мм с центратором на корпусе.

Таблица 7.4

Оптимальные размеры КНБК с одним центратором на основе турбобура

диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм

Для каждого варианта стабилизирующей КНБК рассчитаны показатели надежности стабилизации зенитного угла и устойчивости к увеличению диаметра ствола скважины и уменьшению диаметра центратора. Результаты расчетов приведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5

Показатели надежности и устойчивости стабилизирующей КНБК с одним

центратором на основе турбобура диаметром 195 мм с долото диаметром 215.9 мм

При положительном значении показателя надёжности стабилизации зенитного угла отклоняющая сила направлена в сторону восстановления расчетного значения зенитного угла, равного 20°, а при его отрицательном значении - в сторону уменьшения или увеличения зенитного угла (рис. 7.18).

Из графика, приведенного на рис. 7.18 следует, что длина направляющей секции типовой КНБК находится вне диапазона надежной работы по стабилизации зенитного угла ствола скважины. В случае отклонения зенитного угла ствола скважины от расчетного значения для типовой КНБК (в данном случае 20°) при дальнейшем углублении ствол скважины будет искривляться. Причем направление искривления определяется величиной фактического зенитного угла ствола скважины. В случае если зенитный угол меньше 20° ствол скважины будет искривляться в направлении уменьшения зенитного угла и наоборот.

Рис. 7.18 Зависимость отклоняющей силы на долоте от зенитного угла для вариантов стабилизирующей КНБК с одним центратором на основе турбобура диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм.

Показатели устойчивости КНБК существенно увеличиваются при длине направляющей секции, превышающей 2.5 м (см. рис. 7.19, 7.20).

Таким образом, рациональная длина направляющей секции стабилизирующей КНБК на базе турбобура диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм находится в диапазоне от 2.5 до 3.5 м. Причем КНБК с длиной направляющей секции равной 2.7 м может быть использована для стабилизации любого зенитного угла ствола скважины в диапазоне (15-30º) зенитных углов, характерных для проектного профиля наклонных скважин в Западной Сибири.

Рис. 7.19 Зависимость показателя надежности стабилизации зенитного угла КНБК

с одним центратором на основе турбобура диаметром 195 мм с долотом от длины направляющей секции.

Рис. 7.20 Зависимость показателя устойчивости стабилизирующей КНБК с одним центратором на основе турбобура диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм от длины направляющей секции

Использовать для стабилизации зенитного угла ствола скважины КНБК с длиной направляющей секции свыше 3.5 м нецелесообразно, поскольку устойчивость к воздействию анализируемых дестабилизирующих факторов увеличивается, незначительно. Кроме того, при бóльшой длине направляющей секции КНБК необходимо использовать центраторы диаметром свыше 214 мм, что нежелательно по причинам, связанным с прохождением КНБК по стволу скважины и с возможным её зависанием в процессе бурения.

7.7.2.2. КНБК с двумя центраторами.

В целях снижения нагрузки на нижний центратор и, следовательно, уменьшения внедрения опорных элементов центратора в стенку ствола скважины, а также его изнашивания, как в процессе спуска, так и при бурении в состав КНБК включается верхний центратор. При турбинном способе бурения верхний центратор может быть размещен между первой и второй секциями турбобура, при этом минимальное расстояние между центраторами равно длине турбинной секции и составляет 8.5 м. Максимальный диаметр верхнего центратора по технологическим причинам целесообразно принять равным 212 мм.

В табл. 7.6 приведены оптимальные размеры КНБК с двумя центраторами на основе турбобура диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм. КНБК предназначена для бурения наклонно прямолинейного интервала профиля скважины с углом 20º.

Таблица 7.6

Оптимальные размеры КНБК с двумя центраторами на основе турбобура

диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм

За счет установки второго центратора опорная реакция на первом центраторе для КНБК с длиной направляющей секции 1 м и 2,5 м в сравнении с одноцентраторной КНБК уменьшилась до 2 кН и 3 кН соответственно. Результаты анализа показателей надежности стабилизации зенитного угла и устойчивости вариантов выполнения стабилизирующей КНБК с межсекционным центратором приведены в табл. 7.7.

Таблица 7.7

Показатели надежности и устойчивости стабилизирующей КНБК с двумя

центраторами на основе турбобура 3ТСШ-195 с долотом диаметром 215.9 мм

Лучшие показатели по надежности и устойчивости имеет КНБК по четвертому варианту выполнения. Однако все варианты выполнения КНБК с двумя центраторами, один из которых является межсекционным, находятся в зоне неустойчивой работы. Кроме того, сравнивая табл. 7.5. и 7.7 можно убедиться, что у КНБК с двумя центраторами все показатели значительно хуже в сравнении с одноцентраторной КНБК. Дело в том, что в начале данного раздела мы жестко задали расстояние между центраторами, привязавшись к длине турбинной секции. Стационарные центраторы, которые могут устанавливаться только в разъёмах секций забойного двигателя, ограничивают возможности двухцентраторной схемы, не позволяют проектировать КНБК для различных условий бурения скважины.

В случае применения передвижных центраторов, которые можно устанавливать в любом месте на корпусе турбобура, появляется возможность реализации двухцентраторной схемы КНБК с длиной верхней секции меньшей или большей, чем длина турбинной секции.

При размещении верхнего центратора диаметром 208 мм на расстоянии 6 м от нижнего центратора диаметром 214 мм увеличивается надежность КНБК. Например, при указанных размерах верхней секции для КНБК с длиной нижней секции 1.5 м и 2.5 м показатель надежности составит –1 кг/град. и +1.5 кг/град. соответственно. Примечательно, что при длине нижней секции равной 2.5 м показатель надежности находится в положительной области.

Следует сравнить жесткостные свойства одно- и двухцентраторных КНБК.

На рис. 7.21 приведены зависимости отклоняющей силы на долоте от кривизны ствола скважины для одноцентраторной и двухцентраторной КНБК, оптимальные размеры которых представлены в табл. 7.8

Таблица 7.8

Оптимальные размеры КНБК на основе турбобура

диаметром 195 мм с долотом диаметром 215.9 мм

Рис. 7.21 Зависимость отклоняющей силы на долоте от кривизны ствола скважины для вариантов КНБК на основе турбобура 3ТСШ-195:

1 - центратор Ø209 мм, направляющая секция 2 м;

2 - нижний центратор Ø214.7 мм, направляющая секция 2 м, верхний центратор Ø212 мм, верхняя секция 8.5 м;

3 - нижний центратор Ø214.7 мм, направляющая секция 2.5 м, верхний центратор Ø208 мм, верхняя секция 6 м

Из графиков, приведенных на рис. 7.21, следует, что жёсткость КНБК как системы определяется преимущественно жёсткостью на изгиб основы КНБК, в данном случае турбобура, и длиной направляющей секции. Например, графики для одно- и двухцентраторной КНБК с одинаковой длиной направляющей секции существенно не отличаются друг от друга.

Здесь следует отметить, что радиальный зазор между корпусом турбобура и скважиной, который при долоте диаметром 215.9 мм и турбобуре диаметром 195 мм равен 10.45 мм, не позволяет использовать корпусные центраторы передвижного типа из-за низкой надежности самой конструкции центратора и перекрытия большей части кольцевого зазора корпусом центратора. Кроме того, высокая жёсткость на изгиб турбобура при сравнительно небольшой величине кольцевого зазора ограничивает возможности двухцентраторной схемы компонования. Например, при длине верхней секции более 11 м оптимальных решений для КНБК с длиной нижней секции 2.5 м не существует вообще. У турбобуров меньшего диаметра диапазон оптимальных решений, как это будет показано ниже, за счет большей длины верхней секции шире, а следовательно, у таких КНБК больше вариантов для проектирования.

7.7.2.3. КНБК на основе турбобура малого диаметра

Рассмотрим КНБК на основе следующих типов турбобуров: 3ТСШ-172, ТПС-172 и А6Ш-164. Результаты расчетов сведены в табл. 7.9, в которой для сравнения представлены аналогичные показатели для турбобура 3ТСШ-195.

Таблица 7.9

Показатели надежности и устойчивости стабилизирующей КНБК с одним

центратором на основе турбобуров 3ТСШ-195, 3ТСШ-172, ТПС-172, А6Ш-164

с долотом диаметром 215.9 мм

На рис. 7.22 представлены зависимости, характеризующие надёжность СЗУ и устойчивость стабилизирующих КНБК с одним центратором для турбинного способа бурения долотом диаметром 215.9 мм.

Рис. 7.22 Зависимость показателя надёжности работы КНБК от длины направляющей секции стабилизирующих КНБК с одним центратором на базе типовых турбобуров 3ТСШ195; 3ТСШ-172; ТПС-172; А6Ш-164 с долотом диаметром 215.9 мм.

Показатель надёжности стабилизации зенитного угла (СЗУ) анализируемых КНБК на основе турбобуров диаметром 172 мм и 165 мм, как и на базе турбобура диаметром 195 мм (3ТСШ-195), принимает положительное значение при длине направляющей секции более 2.5 м. При длине направляющей секции в диапазоне 2.5-2.7 м показатель надёжности СЗУ для всех типов турбобура близок к нулю. Таким образом, установив центратор на расстоянии 2.5 м получим КНБК, которая может быть использована для стабилизации зенитного угла ствола скважины в диапазоне анализируемых углов от 10º до 40º. Увеличивать длину направляющей секции КНБК в целях получения запаса по показателю надёжности СЗУ нецелесообразно ввиду незначительного темпа его роста: около 1 кг по отклоняющей силы на 1 м увеличения направляющей секции (рис. 7.22).

Графики, приведенные на рис. 7.22, не позволяют сделать вывод о существенном преимуществе какого-либо турбобура по показателю надёжности СЗУ. КНБК на основе турбобура с диаметром менее 195 мм, в данном случае 172 мм и 164 мм, обладают бóльшей устойчивостью на проектной траектории в условиях увеличения диаметра ствола скважины сразу же за долотом, при изнашивании центратора и внедрения его опорных элементов в стенку ствола скважины (рис. 7.23, 7.24). Причёем, как и в случае с показателем надежности СЗУ, при длине направляющей секции 2.5 м существенно увеличивается устойчивость КНБК к воздействию дестабилизирующих факторов. При длине направляющей секции превышающей указанную величину устойчивость повышается, однако, во-первых, темп её повышения незначительный, а, во-вторых, она всегда является отрицательной величиной (рис. 7.23, 7.24).

При искривлении ствола скважины на долоте стабилизирующей КНБК возникает отклоняющая сила, направленная в сторону, которая противоположна искривлению ствола. Поэтому при выборе турбобура для стабилизирующих КНБК целесообразно провести анализ жесткостных свойств КНБК.

Существенными преимуществами в части восстановления прямолинейной траектории бурения в случае искривления ствола скважины обладают стабилизирующие КНБК на базе турбобура 3ТСШ-195 ввиду большей жёсткости на изгиб турбобура (рис. 7.25).

Рис. 7.23 Зависимость показателя устойчивости КНБК к увеличению диаметра ствола от длины направляющей секции стабилизирующих КНБК с одним центратором на базе типовых турбобуров3ТСШ-195; 3ТСШ-172; ТПС-172; А6Ш-164 с долотом диаметром 215.9 мм.

Рис. 7.24 Зависимость показателя устойчивости КНБК к изнашиванию центратора от длины направляющей секции стабилизирующих КНБК с одним центратором на базе типовых турбобуров ЗТСШ-195; 3ТСШ-172; А6Ш-164 с долотом диаметром 215.9 мм.

Рис. 7.25 Зависимость отклоняющей силы от гибкости стабилизирующей КНБК на основе турбобуров 3ТСШ-195, 3ТСШ-172, ТПС-172 и А6Ш-164. КНБК расположена в стволе скважины диаметром 215.9 мм с отрицательной интенсивностью 1º/100м.

7.7.2.4. КНБК на основе комбинированного турбобура

Как было показано выше, КНБК на базе турбобуров диаметром 172 мм и менее не имеют существенных преимуществ по сравнению с типовыми турбобурами диаметром 195 мм в части надежности СЗУ, но у них несколько лучшие показатели устойчивости на проектной траектории бурения. Увеличение зазора между корпусом турбобура и стволом скважины позволяет значительно уменьшить гидравлическое воздействие потока промывочной жидкости на стенку скважины в месте размещения центратора, а также снизить нагрузку на центратор, что способствует повышению устойчивости КНБК на проектной траектории.

Известно, что уменьшение диаметра турбобура существенно снижает его энергетические показатели. Сохранение энергетических характеристик турбобура может быть решено конструктивным путем за счет использования комбинированной схемы турбобура диаметром 195 мм, у которого нижняя секция имеет меньший диаметр, например, 172 мм. При этом показатели устойчивости и надёжности комбинированного турбобура будут близки к аналогичным показателям турбобура, диаметр которого равен диаметру нижней секции комбинированного турбобура. Снизится скорость потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре между стенкой скважины и нижней секции турбобура меньшего диаметра. При этом уменьшится темп разрушения стенки ствола скважины непосредственно за долотом и в месте расположения центратора. Уменьшится и гибкость КНБК, что будет способствовать снижению темпа искривления ствола скважины при действии на долото возмущающих сил.

Вопрос, на который надо ответить при проектировании КНБК на базе комбинированного турбобура, формулируется следующим образом - какую длину должна иметь секция уменьшенного диаметра и где установить центратор, чтобы оптимальная стабилизирующая КНБК решала поставленные задачи?

Стабилизирующая КНБК с одним центратором на основе комбинированного турбобура включает основные секции диаметром 195 мм, и нижнюю секцию, диаметр которой равен 172 мм. Анализу на надёжность работы и устойчивость были подвергнуты два варианта данной КНБК. Отличие заключается в длине части секции турбобура уменьшенного диаметра, расположенной над центратором. В варианте КНБК № 1 длина этой части равна 6 м, в варианте № 2 – 2 м. Диаметр долота, как и во всех остальных случаях, равен 215.9 мм.

В табл. 7.10 приведены размеры КНБК, соответствующие принятому критерию оптимизации – равенство нулю отклоняющей силы на долоте. Назначение КНБК – стабилизация зенитного угла ствола скважины, величина которого равна 20°.

Таблица 7.10

Оптимальные размеры КНБК на основе комбинированного турбобура

диаметром 172*195 мм с долотом диаметром 215.9 мм

В табл. 7.11 приведены результаты расчета показателей надёжности и устойчивости двух вариантов стабилизирующей КНБК с размерами по табл. 7.10.

Таблица 7.11

Показатели надёжности и устойчивости стабилизирующей КНБК с одним

центратором на основе комбинированного турбобура диаметром 172*195 мм

с долотом диаметром 215.9 мм

Данные табл. 7.11 дают основание сделать вывод о том, что, во-первых, показатели надёжности и устойчивости КНБК близки к аналогичным показателям турбобура диаметром 172 мм, а, во-вторых, данные показатели практически не зависят от длины секции уменьшенного диаметра, расположенной над центратором в пределах установленного диапазона от 2 до 6 м. При этом опорная реакция на центраторе равна 150 кГ, что в несколько раз меньше чем у КНБК на базе турбобура 3ТСШ-195. В тоже время способность к восстановлению траектории бурения у комбинированного турбобура несколько выше в сравнении с турбобуром 3ТСШ-172.

Таким образом, выбор диаметра турбобура как основы стабилизирующей КНБК с одним центратором является задачей на оптимум, при решении которой необходимо учитывать показатели надёжности СЗУ и устойчивости к влиянию дестабилизирующих факторов, а также жёсткость самой КНБК.

7.7.2.5 Стабилизирующих КНБК с центратором на валу турбобура

Одним из способов решения проблем конструирования КНБК на базе турбобура диаметром 195 мм является перенос направляющей секции КНБК на вал турбобура. При этом на валу турбобура устанавливается отрезок УБТ с опорно-центрирующими элементами. На рис. 7.26 представлена схема КНБК расположенной на валу турбобура 3ТСШ-195.

Длина направляющей секции равна 2 м, а диаметр центратора равен 208.5 мм при условии стабилизации зенитного угла равного 20°.

Расчетные параметры надёжности и устойчивости КНБК при указанных размерах приведены в табл. 7.12

Таблица 7.12

Показатели надёжности и устойчивости стабилизирующей КНБК с одним

центратором на валу турбобура диаметром 195 мм

с долотом диаметром 215.9 мм

Рассчитанные показатели надёжности и устойчивости (табл. 7.12) соответствуют аналогичным параметрам стабилизирующей КНБК с одним центратором на основе турбобура 3ТСШ-172 с длиной направляющей секции 2 м. При этом опорная реакция на центраторе в два раза меньше опорной реакции на центраторе стабилизирующей КНБК на базе турбобура 3ТСШ-195.

Рис. 7.26 Схема КНБК с одним центратором на валу турбобура.

1 – долото; 2 – наддолотный калибратор; 3 – УБТ-146 расчётной длины;

4 – калибратор (центратор); 5 – вал турбобура; 6 – шпиндель турбобура;

7 – нижняя секция турбобура.

Данная схема легко реализуется в промысловых условиях. На её основе путем изменения длины УБТ-146 и диаметра центратора можно создавать КНБК для мало интенсивного искривления ствола. Исключаются все проблемы, связанные с размещением центратора на корпусе турбобура, который перекрывает значительную часть кольцевого зазора между корпусом турбобура и стенкой ствола, создавая при этом значительные местные гидравлические сопротивления.

Кроме решения задач направленного бурения маховая масса на валу турбобура положительно сказывается на работе долота за счет стабильной частоты вращения как при запуске турбобура на забое, так и в процессе разбуривания перемежающихся по плотности и моментоемкости пластов горной породы. Данный эффект установлен при проведении промысловых испытаний турбобуров с маховой массой на валу при бурении скважин в различных регионах, в том числе и в Западной Сибири.

7.7.2.6 Стабилизирующие КНБК с двумя центраторами

на основе турбобура диаметром 172 мм.

Основными задачами, которые должна решить многоцентраторная вообще и двухцентраторная схема в частности являются: существенное повышение показателя надёжности работы КНБК и получение минимальных отрицательных значений показателей устойчивости КНБК к дестабилизирующим факторам, основными из которых являются гидроэрозия ствола скважины, износ и внедрение опорных элементов центратора в стенку скважины. Для решения некоторых технологических задач возможно получение положительных значений показателей устойчивости.

Использование в многоцентраторных КНБК более гибких турбобуров, чем турбобур типа 3ТСШ-195, позволит реализовать все потенциальные возможности двухцентраторной схемы компонования низа бурильной колонны при решении технологических задач.

В табл. 7.13 представлены размеры оптимальных КНБК с двумя центраторами на базе турбобура 3ТСШ-172 с долотом диаметром 215.9 мм, предназначенные для стабилизации зенитного угла 20°

Таблица 7.13

Оптимальные размеры КНБК с двумя центраторами

на основе турбобура 3ТСШ-172 с долотом диаметром 215.9 мм

Для каждого из указанных в табл. 7.13 вариантов КНБК рассчитаны показатели надёжности и устойчивости. Результаты расчетов представлены в табл. 7.14

Таблица 7.14

Показатели надёжности и устойчивости стабилизирующей КНБК с двумя

центратором на основе турбобура 3ТСШ-172

с долотом диаметром 215.9 мм

Показатель устойчивости к уменьшению диаметра центратора рассчитан при условии равномерного изнашивания нижнего и верхнего центраторов. Анализ опорных реакций на центраторах при различной величине их изнашивания показывает, что величина опорной реакции на нижнем центраторе в 2-2.5 раза меньше, чем на верхнем центраторе. Поэтому можно предположить, что при одинаковой конструкции центраторов темп изнашивания верхнего центратора будет выше в два раза. В соответствии с поставленным условием был рассчитаны показатели надёжности и устойчивости для каждого из вариантов КНБК (табл. 7.15).

Таблица 7.15

Показатели надёжности и устойчивости стабилизирующей КНБК с двумя

центратором на основе турбобура 3ТСШ-172 с долотом диаметром 215.9 мм

Сравнение соответствующих параметров табл. 7.14 и 7.15 позволяет установить важное преимущество КНБК с двумя центраторами, заключающееся в существенном повышении показателя устойчивости при изнашивании нижнего центратора в случае повышенного темпа износа верхнего центратора. При этом показатели надёжности и устойчивости для двух анализируемых вариантов существенно не отличаются.

На рис. 7.27 представлена зависимость показателя надёжности СЗУ от длины верхней секции КНБК. График построен на основании данных табл. 7.15. При длине верхней секции равной 7.5 м показатель надёжности СЗУ равен нулю. Это означает, что КНБК с длиной верхней секции 7.5 м и имеющая длину направляющей секции 2.5 м может быть использована для любого зенитного угла ствола скважины в диапазоне исследования от 10° до 40°, поскольку при изменении зенитного угла на долоте сохраняется принятый критерий оптимизации. Целесообразно для стабилизации расчетного угла наклона ствола скважины (20°) использовать КНБК с длиной менее 7.5 м, но больше чем 4 м, так как при такой длине небольшой допуск на износ нижнего центратора – 3 мм по диаметру и высокие показатели устойчивости.

Рис. 7.27 Зависимость показателя надёжности СЗУ от длины верхней секции КНБК на основе турбобура 3ТСШ-172 с долотом диаметром 215.9 мм. Длина направляющей секции равна 2.5 м. Расчетный угол стабилизации ствола скважины 20°. Осевая нагрузка на долото 12 тонн.

Нежелательно применение рассматриваемой КНБК с длиной верхней секции более 12 м, поскольку сочетание диаметров нижнего и верхнего центраторов для выполнения условий оптимизации на долоте трудно реализовать для условий турбинного способа бурения. При длине верхней секции, превышающей 13 м, оптимальных решений для длины направляющей секции 2.5 м не существует. Заметим, что для КНБК на основе турбобура 3ТСШ-195 с длиной также равной 2.5 м область поиска оптимальных решений ограничена длиной верхней секции равной 11 м.

7.7.2.7. КНБК с наддолотным калибратором

Все приведенные выше результаты правомерны для КНБК без наддолотного калибратора, который при анализе работы КНБК не учитывался.

В практике бурения во многих случаях над долотом устанавливают особый породоразрушающий инструмент – калибратор, который необходим для формирования ствола скважины номинального диаметра, стабильной работы долота и предупреждения локальных искривлений ствола скважины.

На этапе опытно-промышленного применения технологии стабилизации над долотом устанавливался калибратор-расширитель типа К-214 для долот диаметром 214 мм и типа МК-215.9 для долот диаметром 215.9 мм. Длина лопастей указанных калибраторов была меньше диаметра применяемого долота и находилась в диапазоне 150-180 мм. В дальнейшем калибраторы-расширители типа К и МК заменили калибраторы типа КП и КС с лопастями, выполненными за одно целое с корпусом, у которых длина лопастей в 1.5-2.0 раз превышала диаметр долота. При этом верхний торец такого калибратора в составе КНБК находился на расстоянии 700-900 мм от рабочей поверхности долота. На данном расстоянии от долота упругая ось направляющей секции длиной 1.5 м и 2.5 м КНБК с одним центратором, например, на основе турбобура ТПС-172 смещена от оси скважины на 3.7 мм и 2.6 мм соответственно. Для сравнения, у стабилизирующей одноцентраторной КНБК (турбобур ТПС-172), оптимизированной по критерию с двумя условиями на долоте, упругая ось на расстоянии 1 м от долота смещена от оси скважины всего на 0.004 мм.

Таким образом, реальный радиальный зазор между калибратором и стенкой ствола при его номинальном диаметре существенно меньше смещения оси упругой секции КНБК от оси скважины в месте его установки. Поэтому такой калибратор является дополнительной опорой, обладающей особыми свойствами, которые необходимо учитывать при конструировании КНБК.

В целях определения степени влияния на работу КНБК наддолотного калибратора, имеющего стандартные размеры в соответствии с ОСТ 39-078-79, рассмотрим одноцентраторную КНБК с оптимальными размерами на базе турбобура ТПС-172 с долотом диаметром 215.9 мм.

В табл. 7.16 приведены результаты расчета оптимальных вариантов КНБК, включающей наддолотный калибратор типа КП (КС) номинального диаметра, при условии, что стенка скважины абсолютно жёсткая.

Таблица 7.16

Результаты расчета сил действующих на КНБК на базе турбобура ТПС-172

в прямолинейном стволе скважины с зенитным углом 20°

Калибратор номинального диаметра образует с долотом жесткую заделку. При этом опорные реакции по его торцам достигают значительной величины, что приводит к высоким контактным давлениям и интенсивному разрушению стенки ствола скважины сразу же за долотом. Фрезерование прекратиться при некоторой величине внедрения рабочих элементов калибратора в стенку ствола, при которой удельное контактное давление на горную породу будет ниже предела прочности горной породы. Следует также ожидать, что интенсивность искривления ствола скважины при равном удельном давлении для КНБК первого и второго варианта будет одинаковой. Например, для условий бурения, характерных для Западной Сибири, в случае использования наддолотного калибратора типа КП расчётная интенсивность искривления ствола скважины при использовании КНБК (с размерами по первому и второму варианту, см. табл. 7.13) будет находиться в диапазоне 2.5-3.4°/100м. При этом диаметр наддолотного калибратора должен быть равен 211.8 мм. При длине направляющей секции 3.5 м диаметр калибратора, при котором не будет происходить разрушение стенки скважины должен быть 213.2 мм, а расчётная кривизна ствола скважины составит 4°/100м. В приведенных выше рассуждениях предполагалось, что площадь контакта рабочих элементов (лопастей) калибратора после начального внедрения в стенку ствола скважины не изменяется. На самом деле при углублении скважины происходит изнашивание лопастей, изменяется форма поперечного и продольного сечения скважины, меняется состав разбуриваемых горных пород. Под воздействием указанных факторов существенно изменяется величина внедрения калибратора в стенку скважины, а поскольку данный элемент КНБК расположен непосредственно над долотом, то его влияние на отклоняющую силу становится определяющим. Причем характер влияния калибратора, в том случае если он не вписывается в составе КНБК в ствол скважины, не поддается расчёту, поскольку степень влияния на его несущую способность каждого фактора неизвестно. Таким образом, наддолотный калибратор в составе КНБК является особой опорой с переменной контактной поверхностью. Данные свойства калибратора проявляются в том случае, когда его габариты не вписываются в ствол скважины. При этом установка наддолотного калибратора может изменять не только расчетную интенсивность искривления, но и показатель назначения КНБК.

Рассмотрим оптимальные стабилизирующие КНБК с одним центратором на базе турбобура 3ТСШ-195, жёсткость на изгиб которого почти в два раза превышает аналогичный параметр турбобура ТПС-172. Оптимальные варианты размеров КНБК приведены в табл. 7.17.

Вариант № 4 (табл. 7.17) размеров КНБК соответствует критерию оптимизации с двумя условиями на долоте: равенство нулю отклоняющей силы и угла перекоса долота.

Таблица 7.17

Результаты расчёта сил действующих на КНБК на базе турбобура 3ТСШ-195

в прямолинейном стволе скважины с зенитным углом 20°

Величина отклоняющей силы на долоте и опорных реакций КНБК рассчитаны для калибратора имеющего отрицательный допуск по диаметру в соответствии с ОСТ.

Как следует из данных приведенных в табл. 7.17 долото и калибратор (верхний торец) в КНБК по вариантам № 1, 2, 3 образуют защемление КНБК на забое. Поскольку долото и калибратор являются породоразрушающими инструментами, то в процессе бурения будет происходить интенсивное фрезерование боковой поверхностью долота и верхним торцем калибратора стенки ствола скважины. Так как скорость фрезерования горной породы долотом существенно выше, что обеспечивается его конструкцией, то нижняя часть КНБК по отношению к начальному положению будет поворачиваться вокруг точки, являющейся центром контакта верхнего торца калибратора со стенкой скважины. Равновесное положение наступит после того, как удельное контактное давление лопастей калибратора будет ниже предела прочности горной породы. Для вариантов КНБК № 1 и № 2 (табл. 7.17) после внедрения лопастей калибратора в стенку скважины на 1.0-1.5 мм величина опорной реакции на калибраторе снизится до 250 кГ, что недостаточно для разрушения даже мягкой горной породы. При этом КНБК помещенные в прямолинейный ствол будут увеличивать зенитный угол до образования радиуса 8000 м.

Что же касается КНБК по варианту № 4, то включение полноразмерного калибратора не изменяет её функциональное назначение.

7.7.2.8 Влияния шлама в скважине на работу КНБК

Реализация критерия оптимизации на долоте обеспечивается за счет баланса изгибающих моментов на нижнем центраторе, действующих со стороны направляющей секции и со стороны расположенной выше остальной части КНБК до точки касания турбобуром стенки ствола скважины.

На рис. 7.28 представлены графики упругой оси оптимальной КНБК с одним центратором на базе турбобура 3ТСШ-195 с долотом диаметром 215.9 мм. Упругая ось рассчитана для КНБК с длиной направляющей секции 1 м (одно условие оптимизации) и 4.9 м (два условия оптимизации). Из рис. 7.28 следует, что расстояние от центратора до точки касания корпусом турбобура стенки скважины у оптимальной КНБК с одним условием оптимизации составляет 7.6 м, а у оптимальной КНБК с двумя критериями оптимизации – 9.5 м.

Рис. 7.28. Упругая ось оптимальной КНБК с одним центратором на основе турбобура 3ТСШ-195 с долотом диаметром 215,9 мм с длиной направляющей секции 4.9 м и 1 м.

При этом у последней КНБК форма упругой оси со стороны точки касания более пологая. Например, если расчёт расстояния производить от точки касания, то для КНБК с двумя условиями оптимизации радиальный зазор между корпусом турбобура и стенкой скважины свыше 1 мм будет на расстоянии 3.3 м, а для КНБК с двумя условиями оптимизации – 2.1 м. Таким образом, при наличии в скважине слоя шлама толщиной 1 мм активная длина КНБК уменьшится для анализируемых КНБК с оптимальными размерами на 3.3 м и 2.1 м соответственно.

Слой шлама является особой, дополнительной линейной опорой корпуса турбобура, которая не предусмотрена расчетной схемой. За счёт слоя шлама между корпусом турбобура и стенкой ствола скважины уменьшается расстояние от верхнего центратора до точки контакта корпуса турбобура с нижней стенкой ствола скважины. При этом снижается величина изгибающего момента, действующего на направляющую часть КНБК со стороны верхней секции и бурильной колонны, что приводит к нарушению условий оптимизации на долоте.

В табл. 7.18 представлены результаты расчёта максимальной величины отклоняющей силы на долоте оптимальной КНБК с одним центратором на базе турбобура 3ТСШ-195 при опоре его корпуса на слой шлама.

Таблица 7.18

Максимальная величина отклоняющей силы на долоте оптимальной

КНБК с одним центратором на основе турбобура 3 ТСШ-195

с долотом диаметром 215.9 мм

Из табл. 7.18 следует, что при наличии шлама на нижней стенке ствола скважины у всех вариантов КНБК отклоняющая сила направлена в сторону уменьшения зенитного угла. Таким образом, при бурении в условиях недостаточной очистки ствола скважины от шлама при любых вариантах оптимальных размеров КНБК с одним центратором будет искривлять ствол с уменьшением зенитного угла.

Анализ работы двухцентраторной КНБК с оптимальными размерами в условиях интенсивного накопления шлама в нижнем сечении наклонного ствола скважины показывает, что влияние шламовой подушки диаметрально противоположно описанному механизму искривления ствола при бурении КНБК с одним центратором.

Таблица 7.19

Максимальная отклоняющая сила для КНБК с двумя центраторами на основе турбобура 3 ТСШ-195 с долотом диаметром 215.9 мм

Как следует из табл. 7.19, в случае наличия в стволе скважины шламовой подушки за счет отклоняющей силы на долоте ствол скважины будет искривляться с увеличением зенитного угла.

Таким образом, на основании изложенного можно сделать следующие выводы.

1. В реальной скважине условия применения КНБК могут существенно отличаться от условий, заданных расчетной схемой.

2. Система показателей надёжности стабилизации зенитного угла и устойчивости КНБК на проектной траектории позволяют выбрать расчетный вариант оптимальных размеров КНБК, соответствующий горно-геологическим условиям проводки конкретной скважины.

3. Проблема проводки прямолинейного интервала профиля ствола скважины в условиях Западной Сибири и аналогичных по геологическим условиях регионах является технологической задачей, в рамках которой должны быть решены следующие вопросы:

- выбор рациональной схемы КНБК;

- минимизация гидроэрозии стенки скважины путем снижения скорости восходящего потока промывочной жидкости;

- минимизация изнашивания центраторов за счет совершенствования конструкции и применения новых износостойких материалов;

- нейтрализация возмущающей силы на долоте путем постоянного контактного взаимодействия наддолотного калибратора со стволом скважины.

4. Для оснащения искривляющих и стабилизирующих КНБК, оптимизированных по критерию равенство нулю отклоняющей силы, в некоторых случаях целесообразно применение не полноразмерных калибраторов с рабочей поверхностью, имеющей обратную конусность или калибраторы-расширители с рабочей поверхностью, диаметр которой превышает диаметр долота.

5. Включение в состав КНБК второго центратора или оптимизация размеров КНБК по двум условиям на долоте позволит существенно уменьшить или исключить вообще влияние калибратора на работу КНБК.

6. Улучшение очистки ствола скважины от шлама, особенно в интервале расположения верхней активной части КНБК, повысит устойчивость стабилизирующей КНБК на проектной траектории.

7.8 Расчет отклоняющей КНБК

7.8.1 Расчет забойного двигателя-отклонителя

Целью расчета является определение линейных и жесткостных параметров секций отклоняющей КНБК на основе забойного двигателя-отклонителя для реализации запланированной траектории бурения в виде дуги окружности.

Отклоняющая КНБК включает в себя следующие элементы:

- долото;

- калибратор;

- забойный двигатель-отклонитель;

- телеметрическую систему;

- УБТ (утяжеленные бурильные трубы);

- диамагнитные УБТ;

- опорно-центрирующие элементы (центраторы, стабилизаторы, децентраторы);

- отклоняющие элементы.

Под конструкцией отклоняющей КНБК следует понимать: типоразмер долота, забойного двигателя, телеметрической системы, диаметр УБТ и их общую длину, диаметр и место установки опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ), а также другие элементы технологической оснастки бурильной колонны (шарниры, децентраторы, искривленные переводники).

Забойные двигатели–отклонители изготовляются на базе турбобура, винтового забойного двигателя и электробура. В настоящее время наибольшее применение для бурения наклонных, горизонтальных скважин и боковых стволов нашли гидравлические винтовые забойные двигатели. На рис. 7.29 представлены основные конструктивные схемы отклоняющих КНБК на основе гидравлического винтового забойного двигателя-отклонителя.

Геометрические, конструктивные и энергетические параметры забойного двигателя должны соответствовать требованиям технологического процесса и сопрягаться с техническими характеристиками устройств, образующих технологический комплекс.

Рис. 7.29 Основные конструктивные схемы винтового забойного двигателя-отклонителя

а – один искривленный переводник; б – два искривленных переводника; в - двойной изгиб корпуса шпинделя, два центратора; г – один искривленный переводник, два децентратора; д – два центратора и один децентратор; е – один искривленный переводник и шарнир.

1 – долото; 2 – искривленный переводник; 3 – шпиндель с двойным изгибом корпуса;

4 – центратор; 5 – децентратор; 6 - шарнир

1. Искривлять ствол скважины по среднему и большому радиусам кривизны.

2. Секции забойного двигателя-отклонителя должны вписываться в искривленный ствол скважины без деформации.

3. Проходить по обсадной колонне под собственным весом.

4. Обеспечивать эффективное разрушение горной породы при бурении долотами различного типа.

При выборе диаметра забойного двигателя-отклонителя целесообразно придерживаться общепринятых в мировой практике бурения на нефть и газ соотношений диаметров долота (D) и забойного двигателя (d):

- для обычных условий бурения - d 0.9*D;

- для осложненных условий бурения - d 0.7*D;

Последнее соотношение может быть использовано при выборе диаметра забойного двигателя-отклонителя для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов по среднему радиусу кривизны.

Расчетная схема отклоняющей КНБК разработана с учетом указанных выше условий при следующих допущениях (рис. 7.30):

- форма изгиба оси КНБК плоская;

- ось ствола скважины прямолинейная или дуга окружности;

- КНБК нагружена продольными и поперечными распределенными и сосредоточенными силами;

- долото является шарнирной опорой, а остальные опоры - точечными;

- КНБК включает не более трех опор вместе с долотом;

- опоры могут быть выполнены в виде центратора, децентратора, искривленного переводника;

- искривленный переводник может быть выполнен со смещенными осями;

- долото имеет возможность смещения в радиальном направлении;

- каждая секция КНБК имеет различную жесткость на изгиб, диаметр и вес единицы длины.

Рис. 7.30 Расчетная схема отклоняющей КНБК

Особенности расчетной схемы отклоняющей КНБК, отличающие ее от расчетной схемы КНБК с центраторами, учитываются граничными условиями.

В соответствии с расчетной схемой уравнение перерезывающих сил, действующих на отклоняющую КНБК, для каждой его секции в безразмерной форме имеет вид:

- секция L₁

+ ( p - x ) - x + f = 0 (7.39)

- секция L₂