книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfного двигателя, телеметрической системы, диаметр УБТ и их общую длину, диаметр опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ), тип и место их установ ки, а также другие элементы технологической оснастки бурильной колон ны (шарниры, децентраторы, искривленные переводники).
Управление траекторией бурения обеспечивается как неориентируемыми, так и ориентируемыми КНБК.
В неориентируемых КНБК заданная интенсивность искривления обес печивается установкой ОЦЭ в нижней части бурильной колонны. Для ори ентируемого искривления ствола скважины в заданном направлении с за данной интенсивностью в КНБК в качестве ОЦЭ обязательно использова ние искривленного соединения (переводника) или децентратора, что по зволяет обеспечить фиксированный перекос упругой оси КНБК в данной точке.
Далее в тексте под термином КНБК понимаются неориентируемые КНБК, а ориентируемые именуются общепринятым термином «отклони тель».
В качестве ОЦЭ в КНБК используются калибраторы, центраторы.
11.5.2. Расчетная схема применения КНБК
Условия эксплуатации КНБК в расчетной схеме задаются геометрией ствола скважины и системой действующих на него внешних сил.
Универсальным и общепринятым приемом упрощений внешних сил при расчете КНБК является введение сосредоточенных сил, заменяющих рас пределенные нагрузки, действующие на опорные устройства и долото. Та кого рода упрощение правомерно для КНБК, так как размеры рабочих по верхностей опорных устройств и долота малы по сравнению с общей дли ной КНБК. Однако в реальной конструкции КНБК передача усилий в точ ке неосуществима и сосредоточенная сила представляет собой понятие, до пустимое только в расчетной схеме. Основным приемом, упрощающим гео метрическую форму КНБК, является приведение геометрической формы КНБК к схеме тонкого, упругого, обладающего собственным весом стерж ня. Схематизация опорных устройств и долота является составной частью выбора расчетной схемы, во многом определяющей соответствие получен ного результата свойствам реальной конструкции КНБК.
Экспериментальными и аналитическими исследованиями установлено, что система «забой скважины-долото» по своим характеристикам близка к шарнирно-неподвижной опоре, а опорные устройства — к шарнирно-под вижным опорам.
Секции КНБК могут иметь различные диаметр, вес единицы длины и жесткость на изгиб. Поэтому в расчетной схеме каждый участок КНБК ме жду опорами должен иметь задаваемые жесткостные, весовые и геометри ческие параметры. Расчетная схема должна учитывать особенности конст рукции различных видов КНБК.
Таким образом, вид опор в расчетной схеме должен отражать перечис ленные конструктивные особенности опорных устройств КНБК и отклони теля. Выбор расчетной схемы необходимо проводить прежде всего с учетом решения следующих практических задач:
—оптимизация геометрических размеров КНБК и отклонителя; —расчет деформаций, изгибающих моментов и перерезывающих сил в
сечении КНБК;
— определение схемы взаимодействия КНБК со стволом скважины;
Рис. 11.2. Обобщенная расчетная реко мендуемая схема КНБК.
—определение сил взаимодействия при перемещении КНБК в колонне обсадных труб;
—определение сил сопротивле ния при перемещении КНБК в прямолинейном или искрив ленном стволе скважины, диа метр которого соответствует или превышает номинальный диаметр долота.
Для решения последних двух за дач достаточно определить направ ление и величину опорных реакций КНБК при известных размерах и за данной геометрии ствола скважины.
При оптимизации КНБК опреде ляются такие геометрические пара метры, при которых обеспечивается заданный критерий оптимизации и сохранение начального радиуса кри визны скважины независимо от ве личины зенитного угла. Вид упругой оси, изгибающие моменты и пере резывающие силы в каждом сечении КНБК, а также форма взаимодейст вия со стволом скважины определя ются в результате решения системы дифференциальных уравнений.
Наиболее полно поставленным условиям и требованиям отвечает расчетная схема КНБК, в которой (рис. 11.2):
—форма изгиба оси КНБК пло ская;
—КНБК нагружена продольны ми и поперечными распреде
ленными и сосредоточенными силами;
—КНБК включает не более трех опор вместе с долотом;
—долото является шарнирной опорой, а остальные опоры —точечными;
—ось ствола скважины прямолинейная или является дугой окружности;
—каждый участок КНБК имеет различную жесткость на изгиб, диаметр и вес единицы длины.
11.5.5. Методика расчета
В соответствии с расчетной схемой интегродифференциальное уравне
ние изгибающих моментов, действующих на КНБК для каждого ее участка, имеет вид:
— для участка L,:
Р = |
|
|
Р |
(11.28) |
|
m • qi |
* cosa |
||||
|
|||||
h = |
|
|
Н |
(11.29) |
|
m * qi |
• cosa |
||||
|
|
||||
|
t = |
—> |
(11.30) |
||
|
|
qi |
|
||
|
J = |
33 > |
(11.31) |
||
|
|
4i |
|
||
f = |
|
|
F |
(11.32) |
|
ш • q, |
• cosa |
||||
m |
|
|
EJ, |
(11.33) |
|
|
|
|
|||
где EJ, — жесткость на изгиб первого участка КНБК, кНм2; Р — осевая на грузка на долото, кН; q, — вес единицы длины КНБК с учетом плотности промывочной жидкости, кН/м; а — зенитный угол ствола скважины, град.; F, Н — поперечная реакция на долоте и на ОЦЭ, кН; х, у, у7, у77, у777, р, h, h,, f — безразмерные аналоги параметров X, Y, Y7,Y77, Y777, Р, Н, Н,, F соот ветственно.
Таким образом, полученные безразмерные дифференциальные уравне ния можно записать в виде:
— участок L,:
|
|
|
|
у + у{ |
(р - |
х) - X+ f = |
0; |
|
(11.34) |
— участок L2: |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
а • |
у7// + у7 • ( p - t • |
х) —t • x + h - l |
( У 2 ) ( 1 “ 0 = |
0 |
(11.35) |
||
— участок L3: |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ь .у/// + у/ |
( p - j • x ) - j • |
x + h , - l • |
(у^ + l)(t _ j) |
= 0 |
(11.36) |
||
„„„ |
_ Е |
J , . . E |
J, |
|
|
|
|
|
|
“ |
Е • |
J, ’ |
Е • |
J, ‘ |
|
|
|
|
|
В соответствии с расчетной схемой и принятыми требованиями к гео метрии опор условия сопряжения участков отклонителя в безразмерном ви де могут быть записаны следующим образом:
в точке х = 0; у = с; у77 = 0.
На первой опоре:
— при отсутствии касания опорного элемента со стенкой скважины
У| |
= У2 + г,, |
(11.37) |
У. = У2+ Z, = |
d, - S Lr-Vr2- P | J , |
(11.38) |
при касании опорным элементом стенки ствола скважины
На второй опоре:
—при отсутствии касания опорного элемента со стенкой скважины
У2 |
= у2 + z2; |
(11.40) |
|
Уг = У2 + z2 = d2 |
- s |
|_г ~ 7г2-(1 , + I2)2J ; |
(11.41) |
— при касании опорным элементом стенки ствола скважины |
|
||
У2 = Уз —Si |
(11.42) |
||
|
Уг = |
У^а |
|
|
|
||
В точке касания корпусом отклонителя или бурильных труб стенок ство ла скважины уравнения имеет вид:
d3 +s |
L r - ^ 2- (i . +i2 + i3)2J; |
(11.43) |
|||
../ |
_ |
S(l, + 12 |
+ 13) . |
(11.44) |
|
Уз |
|
Г-Т------------------ |
|
> |
|
|
|
Vr2- (1,+12+ 13)2 |
|
||
v" |
= |
...... S |
• |
r2 |
(11.45) |
|
|
JLr2- (i , |
+ |
i2+ i 3)’jj |
|
где d,, d2 — радиальный зазор между стенкой скважины и нижним и верхним опорными устройствами, соответственно; d3 — радиальный зазор между стенкой скважины и корпусом забойного двигателя (или бурильной трубой); г —радиус кривизны ствола скважины; 13 — расстояние от верхнего опорно го элемента до точки касания забойным двигателем (бурильной трубой) сте нок ствола скважины; 1,, 12 — длина первого и второго участков КНБК, со ответственно; s — идентификатор кривизны ствола скважины; 8 — угол пе рекоса осей искривленного переводника двигателя-отклонителя; а — отно шение жесткости на изгиб первого участка к жесткости второго участка; b — отношение жесткости на изгиб первого участка к жесткости третьего участ ка; z,, z2 — величина смещения осей секций КНБК относительно друг друга в поперечном направлении на первой и второй опорах, соответственно; t — смещение центра долота от оси скважины в поперечном направлении.
Если диаметры скважины и долота совпадают, то параметр t равен нулю. В зависимости от формы оси скважины идентификатор s может прини мать три значения (—1, 1,0), которые соответствуют вогнутым, выпуклым и
тангенциальным участкам проектного профиля скважины. Параметры ги б переводились в безразмерные по формулам:
г = R |
• t g a / m , ; |
(11.46) |
5 = |
Д/tga . |
(11.47) |
Перевод в безразмерные параметры t, d,, d2, d3, z, и z2 производится так же, как и Y, по формуле
у = Y / mtga. |
(11.48) |
Метод решения дифференциальных уравнений заключается в следую щем. На каждом участке КНБК искомая функция Y разлагается в ряд Тей лора вокруг начальной точки каждого участка: вокруг точки XQ = 0 — для первого участка от долота; XQ = 11 — для промежуточного участка; XQ= 1г — для верхнего участка, где 1г=1,+12.
Тогда функция имеет вид:
(И.49)
где у0 и у0' — значения функции и ее i — производных в точке XQ.
При решении системы уравнений определяются для КНБК с заданными размерами значения отклоняющей силы на долоте, угла между осью долота и касательной к оси скважины, значение и направление реакций стенки ствола скважины на каждом опорном элементе, а также прогиб, угол пово рота, изгибающий момент и перерезывающие силы в сечениях КНБК.
В зависимости от диаметра ствола скважины, ее кривизны и зенитного угла, параметров КНБК и осевой нагрузки на долото возможны различные варианты ее взаимодействия со стволом скважины, представленные на рис. 11.3 (а, б, в, г).
Каждый вариант представляет собой отдельную задачу, которая решает ся с использованием системы приведенных выше дифференциальных урав нений и соответствующих конкретной схеме граничных условий. Сначала рассматривается основная схема, в которой обе опоры касаются стенок ствола скважины. Если при этом направление реакций на опорах не соот ветствует расчетной схеме, то дальнейший поиск решения осуществляется по схеме, в которой верхняя опора не взаимодействует со стволом скважи ны. При отрицательном результате КНБК рассчитывается по схеме, в кото рой нижняя опора не опирается на стенку ствола скважины. Причем при проведении расчетов по всем схемам производится проверка на выход оси
а) |
первого участка КНБК за ствол |
|
скважины, а также появление до |
||
F |
полнительной опоры при |
касании |
|
оси второго участка КНБК стенок |
|
|
ствола скважины. Зная |
значение |
б) |
функции, ее вторых и третьих про- |
|
изводных в каждом сечении, можно |
||
F |
рассчитать изгибающий момент М и |
|
|
перерезывающую силу Q в каждом |
|
|
сечении КНБК и отклонителя по |
|
|
формулам: |
|
F
F
М = EIY", |
(11.50) |
Q = EIY///. |
(11.51) |
Сила F„, необходимая для пере мещения КНБК и отклонителя в стволе скважины или в обсадной г) колонне, определяется из произве дения суммы модулей всех попереч ных опорных реакций на коэффи
циент п трения по формуле:
FTp = n X i|P i|- |
(И-52) |
Рис. 11.3. Схема взаимодействия КНБК |
i = I |
со стволом скважины. |
|
11.5.4. Алгоритм оптимизационной задачи
В качестве критерия при оптимизации геометрических размеров КНБК рекомендуется условие на долоте, в соответствии с которым отклоняющая сила и угол между осями долота и касательной к оси скважины равны ну лю. При этом создаются наиболее благоприятные условия для работы доло та, так как горная порода разрушается только в направлении по его оси. Данный критерий оптимизации справедлив при выполнении следующих граничных условий на долоте (в т. х = 0): у = 0, у/ = 0, у7/ = 0, у//; = 0.
Граничные условия позволяют определить коэффициенты разложения функции для направляющего участка отклонителя.
При этом функция принимает следующий вид:
у = х4/24 - р х6/720. |
(11.53) |
Вторым членом выражения можно пренебречь ввиду его малости. С уче том этого длина направляющей секции КНБК в безразмерном виде может быть найдена по формуле:
1 = j24d,, (11.54)
где 1— безразмерная длина; d, — безразмерный диаметр.
В размерном виде длина направляющего участка КНБК рассчитывается по формуле:
L = V -B /R sina + А, |
(11.55) |
где А = J[B / Rsin2a + 2B(Dd —D)] / sina |
(11.56) |
B = 6*EI,/q,, |
(11.57) |
где Dd — диаметр долота, м; D — диаметр направляющей секции, |
м; R — |
радиус искривления скважины, м.
Из формулы (11.55) следует, что длина направляющей секции КНБК за висит от диаметра ОЦЭ, диаметра долота и жесткости самой направляющей секции.
Условие равенства нулю только отклоняющей силы на долоте позволяет оптимизировать размеры КНБК с различной длиной направляющего участ ка и выбирать из ряда вариантов такую его длину, которая удовлетворяет как конструктивным характеристикам забойного двигателя, так и условиям работы КНБК в скважине. С другой стороны, наличие угла перекоса долота в скважине ухудшает условия его работы, что снижает ресурс его работы. Однако, несмотря на данное обстоятельство, использование критерия ра венства нулю отклоняющей силы на долоте при оптимизации размеров КНБК в некоторых случаях оправданно, так как длина участка начального искривления, расположенного, как правило, в зоне залегания мягких гор ных пород, во многих случаях меньше нормативной проходки на долото.
Для случая равенства нулю отклоняющей силы на долоте поиск решения
осуществляется следующим образом.
Производится расчет КНБК в прямолинейном стволе скважины и по направлению отклоняющей силы определяется идентификатор (знак) кри визны ствола скважины для исследуемой КНБК. Затем расчет проводится Для ряда задаваемых значений радиуса кривизны ствола скважины до тех пор, пока направление отклоняющей силы не изменится на противополож ное.
Таблица 11.25. Соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн
Диаметр бурильных труб, мм
Диаметр обсадной колонны, |
|
|
|
мм |
|
СБТ |
УБТ |
|
|
||
140 |
|
73 |
89,95 |
146 |
|
73 |
89,95 |
168 |
^ |
89 |
108, 114 |
СБТ — стальные бурильные трубы; УБТ — утяжеленные бурильные трубы
Учитывая, что зависимость отклоняющей силы от радиуса кривизны скважины близка к линейной и используя метод хорд, можно достаточно точно определить искомое значение (R), при котором отклоняющая сила равна нулю по формуле:
R = R | - F|(R| |
Rl). |
(11.58) |
F 2 |
F , |
|
Требования к бурильным трубам.
Резьбовые соединения бурильных труб должны иметь необходимую из носостойкость, обеспечивать их ремонт и реставрацию и в максимальной мере отвечать условиям взаимозаменяемости.
Эксплуатационные характеристики бурильных замков определяют по данным инструкции по расчету бурильных колонн [40], а также по техниче ской документации завода или фирмы изготовителя.
При выборе типа бурильных замков следует учитывать необходимость прохождения внутри бурильной колонны приборов контроля за траектори ей бурения и обеспечить минимальные гидравлические сопротивления при подаче раствора.
Наружный диаметр бурильной колонны, обусловленный необходимо стью обеспечения оптимальных гидравлических параметров промывки БС, определяется из соотношения
0,46 Dok < D < 0,67 Dok —15,0 , |
(11.59) |
где D0K— наружный диаметр обсадной колонны, мм; D — диаметр буриль ной колонны, мм.
Рекомендуемые диаметры бурильных труб СБТ и утяжеленных УБТ для
бурения из обсадных колонн диаметром 140; 146; 168,3 мм приведены в табл. 11.25.
При бурении с помощью забойного двигателя диаметр УБТ не должен превышать диаметр забойного двигателя.
Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.
Компоновка бурильной колонны определяется условиями проводки БС,
а также прочностными характеристиками труб и указывается в техническом проекте.
Прочность бурильной колонны определяется для условий допустимых статических и динамической нагрузок при спуско-подъемных операциях, а также в процессе вырезания окна и бурения БС.
Вырезание «окна» в обсадной колонне производится преимущественно роторным способом, а бурение БС осуществляется с помощью винтовых
забойных двигателей как в режиме скольжения бурильной колонны, так и при ее вращении. При проводке БС может возникнуть необходимость в проработке ствола роторным способом.
Статическая нагрузка на бурильную колонну максимальна в ее верхнем сечении в конце процесса бурения БС.
Знакопеременные напряжения в бурильной колонне возникают при вы резании «окна» в обсадной колонне, в процессе бурения с помощью забой ного двигателя-отклонителя с вращением бурильной колонны, а также при проработке БС роторным способом. В искривленных интервалах БС бу рильные трубы работают в условиях изгиба.
Таким образом, в соответствии с условиями работы бурильная колонна рассчитывается на статическую прочность, выносливость и изгиб.
Силы сопротивления, возникающие при подъеме бурильной колонны, рассчитываются последовательно снизу вверх с учетом прижимающих уси лий в искривленных интервалах БС [42].
Определение максимального крутящего момента при вырезании окна в обсадной колонне производится с помощью вырезающего устройства по формуле
( 11.60)
где D — диаметр обсадной колонны, м; М — крутящий момент, необходи мый для вращения вырезающего устройства, кН м; Р — сила резания, каса тельная к поверхности резания, кН; Q — количество резцов, шт.
Сила резания определяется экспериментальным путем и для обычных условиях не превышает 5 кН.
При расчете бурильной колонны на изгиб следует учитывать, что в ис кривленных интервалах БС наибольший изгибающий момент имеет место в месте расположения бурильных замков.
Условие прочности бурильной колонны оценивается на основе 4-ой тео рии прочности.
Запасы статической прочности при вырезании «окна» в обсадной колон не и проработке БС принимаются равными запасам прочности бурильной колонны в процессе бурения БС.
При бурении БС с помощью двигателя-отклонителя с вращением бу рильной колонны запас прочности принимается, аналогичным как и для роторного способа бурения.
При проверочном расчете бурильной колонны рассчитывают нижнюю секцию на внутреннее и наружное давление: вычисляют напряжения растя жения и сжатия и коэффициенты запаса прочности от действующих нагру зок. Затем определяют рациональную компоновку, т. е. длины секций ко лонн по допускаемым нагрузкам (табл. 11.26).
Компоновка бурильной колонны определяется условиями проводки БС, атакже прочностными характеристиками труб и указывается в техническом проекте. Рекомендуемые сочетания диаметров нижней секции УБТ и долот Для различных условий бурения приведены в табл. 11.27.
Технические сведения об УБТ отечественного и импортного производст ва приведены в табл. 11.28, 11.29, соответственно.
ПРИ бурении с помощью забойных двигателей диаметр нижней части УБТ не должен превышать диаметра забойного двигателя.
Немагнитные УБТ предназначены для защиты измерительных приборов от возможных источников магнитных помех. Немагнитные УБТ изготавли-
Т а бл иц а 11.26. Предельные растягивающие нагрузки для отечественных/импорт-
ных бурильных труб
Наружный |
Толщина |
Растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести, т |
|||||
диаметр, |
|
|
|
|
|
||
стенки, мм |
|
|
|
|
|
||
мм |
д |
Е/Е-75 |
Л/Х-95 |
M/G-105 |
P/S-135 |
||
|
|||||||
60,3 |
7,11 |
46,00 |
62,61 |
79,36 |
87,68 |
112,70 |
|
73,0 |
9,19 |
71,30 |
97,09 |
123,10 |
136,00 |
174,80 |
|
88,9 |
9,35 |
90,40 |
123,10 |
156,10 |
172,40 |
221,80 |
|
11,4 |
107,40 |
146,30 |
185,40 |
204,80 |
263,40 |
||
|
|||||||
Та бл иц а 11.27. Рекомендуемые сочетания диаметров нижней секции УБТ и долот
Диаметр долот, мм |
Условия бурения |
Диаметр УБТ, мм |
|||||
|
импортные |
||||||
|
|
|
|
|
отечественные |
||
120,6; |
123,8 |
|
|
нормальные |
95; |
108 |
95,2; 104,8 |
|
|
осложненные |
89 |
88,9 |
|||
|
|
|
|
||||
139,7; |
145,0 |
|
|
нормальные |
120 |
120,6 |
|
|
|
осложненные |
114 |
114,3 |
|||
|
|
|
|
||||
Та бл иц а |
11.28. Сведения об УБТ отечественного производства |
|
|||||
Тип УБТ |
Наружный диа Внутренний диа |
Резьба |
Масса 1 метра, |
||||
|
метр, мм |
метр, мм |
кг |
||||
|
|
|
|
|
|||
УБТ 89 |
|
|
89 |
38 |
3-73(NC 23) |
39,8 |
|
УБТ 108 |
|
|
108 |
46 |
3-86(NC 31) |
58,8 |
|
УБТ 121 |
|
|
121 |
51 |
3-94(NC 35) |
73,7 |
|
УБТС2—120 |
|
120 |
64 |
3-101 |
63,5 |
||
Та бл и ца |
11.29. Сведения об УБТ импортного производства |
|
|||||
Тип УБТ |
Наружный диа |
Внутренний диа |
|
метр, мм |
метр, мм |
||
|
|||
СУБТСИ 88,9 |
88,9 |
38,1 |
|
СУБТСИ 104,8 |
104,8 |
50,8 |
|
СУБТСИ 108 |
108 |
50,8 |
|
СУБТСИ 114,3 |
114,3 |
50,8 |
|
СУБТСИ 120,7 |
120,7 |
57,2 |
Резьба |
Масса 1 метра, кг |
|
NC 26 (23/“ IF) |
39,4 |
|
NC 31 |
(27/8 IF) |
51,2 |
NC 31 |
(27/8 IF) |
55,6 |
NC 31 |
(27/8 IF) |
63,9 |
NC 35 |
68,9 |
|
вают из аустенитной азотированной нержавеющей стали с высокой проч ностью, высоким сопротивлением коррозионному растрескиванию и низ кой магнитной проницаемостью.
Изготавливаемые фирмой Sperry-Sun гибкие УБТ [42] предназначены для использования в скважинах с резким изменением направления. Специ альная конструкция гибких УБТ снижает концентрацию напряжений выса