Искривлением скважин

Использование различных типов отклонителей позволяет искривлять скважины со значительной интенсивностью, однако при этом требуется время на их ориентирование. Следует отметить, что при выполнении этой операции зачастую по различным причинам происходят ошибки, что приводит к еще большим затратам времени. Поэтому для управления искривлением предлагаются различные КНБК, позволяющие бурить скважины в нужном направлении и не требующие ориентирования. Разные типы таких компоновок обеспечивают бурение вертикальных участков, прямолинейных наклонных, с малоинтенсивным увеличением или уменьшением зенитного угла. Однако при их использовании, хотя общие тенденции искривления сохраняются, но интенсивность колеблется в широких пределах в зависимости от конкретных геологических условий. Поэтому для каждого месторождения необходимо выявление закономерностей искривления для различных типов породоразрушающего инструмента, забойных двигателей, длины и диаметра УБТ, мест установки центрирующих элементов.

Кроме того, применение различных компоновок дает хорошие результаты только в случае, если направления желаемого и естественного искривления совпадают или близки друг к другу. В противном случае эффективность использования КНБК значительно снижается.

Определение предполагаемого направления и интенсивности искривления той или иной компоновкой может быть произведено аналитически. Для этого составляется дифференциальное уравнение изогнутой оси компоновки. Следует отметить, что в большинстве случаев принимаются некоторые допущения и ограничения (разработка стенок скважины отсутствует, ствол прямолинеен, породы в стенках скважины абсолютно твердые и др.). Решение уравнения дает величину и направления действия отклоняющей силы. Однако известные уравнения могут применяться только для одного типа компоновок, например, компоновка с центратором, кривым переводником.

В настоящее время предложена обобщенная методика расчета КНБК [1]. В этом случае компоновка представляется упругой балкой, расположенной на шарнирных опорах. Первая опора - долото, а последующие - центраторы, кривой переводник (если он есть), точки касания турбобура и УБТ стенок скважины. Участок между двумя соседними опорами рассматривается как балка, нагруженная продольной и поперечной составляющими веса, осевой нагрузкой и двумя изгибающими моментами М, действующими на концах балки. Эти моменты компенсируют влияние отброшенных соседних участков КНБК на рассматриваемый. При этом на долоте М = 0, а на верхней опоре М = E^.I^.K, где E^.I - жесткость верхнего участка, а K - кривизна ствола. Если скважина прямолинейна, то в этом случае на верхней опоре М = 0.

Для каждого участка используется своя система координат, за начало которой принимается одна из опор. Ось абсцисс проходит через опоры, а ось ординат перпендикулярна ей и направлена вниз. Для каждой элементарной балки могут быть определены угол поворота ее концов, исходя из геометрических размеров компоновки. В случае, если направления осей компоновки и скважины совпадают (точки касания турбобура и УБТ стенок скважины), то эти углы определяются из выражений

g_i1 = (h_i-1 - h_i)/l_i-1 + (K^.l_i-1)/2, (93)

g_i2 = (h_i+1 - h_i)/l_i + (K^.l_i)/2, (94)

где g_i1, g_i2 - углы поворота лежащих на i- й опоре концов смежных участков, расположенных соответственно ниже и выше указанной опоры, отсчитывающиеся от прямых, соединяющих i-ю опору с соседними и имеющие положительный знак, когда прогиб соответствует направлению силы тяжести; h_i-1, h_i, h_i+1 - зазоры между бурильным инструментом и нижней стенкой скважины на (i-1)-й, i-й и (i+1)-й опорах; l_i-1, l_i - длины смежных участков, расположенных соответственно ниже и выше i-й опоры.

Если направление оси компоновки не определено (центраторы, стабилизаторы, отклонители), то выполняется следующее условие

g_i1 + g_i2 = (h_i-1 - h_i)/l_i-1 + (h_i+1 - h_i)/l_i + K(l_i-1 + l_i)/2 - a_кп, (95)

a_кп - угол перекоса осей кривого переводника на i-й опоре.

С другой стороны, углы поворота концов элементарной балки могут быть определены через действующие нагрузки и моменты. В наклонной скважине расчет может быть произведен по следующим формулам

g_i1 = (M_il_i-1)/(3EI_i-1) + (M_i-1 - l_i-1)/(6EI_i-1) + (q_i-1 l³_i-1)/(24EI_i-1), (96)

g_i2 = (M_il_i)/(3EI_i) + (M_il_i)/(6EI_i) + (q_i l³_i)/ (24EI_i), (97)

Здесь M_i-1, М _i, М_i+1 - изгибающие моменты в сечениях, соответствующих (i-1)-й, i-й и (i+1)-й опорам; EI_i-1, EI_i - жесткости (i-1)-го и i-го участков; q_i-1, q_i - нормальные составляющие веса единицы длины соответствующих участков колонны в промывочной жидкости; l_i-1, l_i - длины соответствующих участков.

Используя условие неразрывности системы и имея выражения углов поворота концов каждой элементарной балки, составляется система уравнений, число которых равно числу неизвестных изгибающих моментов. Однако в систему могут входить неизвестные длины некоторых элементарных балок, равные расстоянию от известных опор до точки касания компоновкой стенок скважины. Для того, чтобы система уравнений была замкнутой, исходя из известных для компоновки геометрических соотношений, принимаются так называемые фиктивные опоры, т.е. все предполагаемые точки касания. Решив систему уравнений, определяются реакции на всех опорах. Опора реальна, если реакция направлена от соответствующей стенки скважины или рана нулю. Реакции на опорах Q определяются из выражения

Q_i = - {(q_i-1 l_i-1 + q_i l_i)/2 +(M_i-1 - M_i)/l_i-1 + (M_i+1 - M_i)/l_i}. (98)

Направление реакций устанавливается по их знаку. При положительном знаке направление реакции соответствует нормальной составляющей веса.

В некоторых случаях компоновка может касаться стенки не в точке, а на некоторой длине. Если касание происходит в точке, то должны выполняться следующие условия: M_i ³ EI_iK при касании нижней стенки и Мi £ EI_iK при касании верхней стенки. Если это условие не выполняется, то участки от нижней до верхней точек касания по длине из расчетной схемы должны быть исключены, так как они не оказывают влияния на работу компоновки.

Отбросив фиктивные опоры и участки касания на некоторой длине, составляется окончательная система уравнений и определяются все неизвестные изгибающие моменты, а затем определяется отклоняющая сила на долоте F_откл и угол поворота оси долота g по формулам

F _откл = - (q₁l₁/2 + M₂/l₁), (99)

g = M₂l₁/6EI₁ + q₁l³₁/24EI₁, (100)

Последнее выражение справедливо только для наклонных скважин.

Далее может быть определена интенсивность искривления dj/dl по формуле

dj/dl = 2/L {g + (D - d)/2L + f (F_отк/F_ос) - h sin2 (Q ± b)/ 2}, (101)

где L - длина направляющего участка компоновки; D - диаметр долота; d - диаметр компоновки в первой точке касания ее со стенкой скважины; F_ос - осевая нагрузка; f - коэффициент фрезерующей способности долота, показывающий во сколько раз способность долота разрушать забой превышает его способность фрезеровать стенку скважины; h - индекс анизотропии пород по буримости; Q - зенитный угол скважины; b - угол падения пластов.

Коэффициент f и индекс h определяются статистически для каждого типа долот на конкретных месторождениях по ранее пробуренным скважинам для одинаковых компоновок.

Многочлен Ф в правой части уравнения (116) называется отклоняющим фактором [1]

Ф = g + (D - d)/2L + f (F_отк/F_ос) - h sin2 (Q ± b)/ 2. (102)

Первые два члена отклоняющего фактора отражают влияние асимметрии расположения компоновки в стволе, третий член определяет влияние сил, приложенных к долоту, а четвертый - влияние особенностей геологического строения месторождения.

В связи с тем, что в нашей стране при бурении скважин на нефть и газ используются в основном гидравлические забойные двигатели, далее рассматриваются компоновки только для этого способа бурения.