О ВОЗМОЖНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ
НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ УСТРОЙСТВА С ВИНТОВОЙ ПАРОЙ
Б. КУРОЧКИН, вниибт
А. ВАКУЛА, И. КАГАРМАНОВ, Р. АХМЕТШИН, оао «татнефть
Дальнейшее развитие наклонных и горизонтальных скважин связано с конкретным выбором направлений стволов по продуктивной толще или одному большому по толщине продуктивному пласту. Как показывает практика, проводка боковых и горизонтальных стволов все чаще ведется по сложным траекториям, которые во многих случаях должны обеспечить прохождение ствола по проницаемым участкам и линзам, располагающимся на разных отметках от кровли пласта.
Учитывая, что почти 80 % объема бурения в России осуществляется турбинным способом или с помощью винтовых забойных двигателей, следует более подробно рассмотреть вопрос совершенствования технологии их применения при проводке наклонных и горизонтальных скважин. Особенно это важно при бурении скважин малого диаметра, в том числе при использовании колтюбинговой установки.
В процессе бурения скважин долотами малого диаметра при недостаточной длине УБТ, чтобы сохранить направление ствола, например, при буре-
Рис. 2.
Принципиальная схема устройства (винтовая пара) для передачи нагрузки к забою и снятия реактивного момента забойного двигателя.
Условные обозначения:
1 — долото,
2 — винтовой двигатель,
3 — УБТ,
4 — эксцентричная двигательная пара с корпусом (5), ребрами (6) и винтовым элементом (7), встроенным в колонну (8).
,. __К7\
I ^ ■ ^ ОСТ^!
Рис. 1.
Компоновка низа длинномерных гибких труб с встроенным УБТ и эксцентричной двигательной
парой.
нии с кривым переводником, следует почти непрерывно подкручивать бурильную колонну, нейтрализуя действие закручивающего в обратную сторону реактивного момента забойного двигателя. Такая компоновка практически неприменима при использовании длинномерных гибких труб, поскольку из-за их низкой жесткости процесс необходимого подкручивания становится невозможным.
При бурении с использованием колонны длинномерных гибких труб на наклонных и горизонтальных участках компоновка подвержена одновременному действию целого комплекса нагрузок, а также действию крутящего реактивного момента от забойного двигателя.
Особые сложности возникают при бурении горизонтальных стволов, когда необходимо строго выдерживать направление. Это возможно только при непрерывном подкручивании бурильной колонны, что позволяет снять отрицательное воздействие на колонну крутящего реактивного момента от забойного двигателя. Подкручивание производится после контрольных замеров, т.е. дискретно. В результате процесс проводки горизонтального ствола в одном и том же направлении носит неупорядоченный, скачкообразный характер. А так как при замере не учитывается приложенный к колонне реактивный момент от двигателя, исправления не могут быть точными, и проводка горизонтального ствола в одном и том же направлении без изгибов практически невозможна.
Из-за низкой жесткости длинномерных гибких труб необходим постоянный контроль за их поворотом с частыми замерами каротажными приборами, определяющими положение долота и компоновки низа бурильного инструмента относительно сторон света.
Точность проводки скважин с использованием длинномерных гибких труб по запланированной траектории за счет исключения воздействия на бурильную колонну реактивного крутящего момента забойного двигателя достигается благодаря тому, что компоновка низа бурильной колонны, состоящая из последовательно размещенных долота, забойного двигателя, центраторов, снабжена устройством в виде двигательной эксцентричной рабочей пары, состоящей из корпуса с винтовым элементом, жестко соединенным с бурильной колонной. С обоих концов корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями, а на наружной поверхности корпуса и переводников под углом к оси компоновки размещены ребра.
Условные обозначения:
1 — долото,
2 — винтовой забойный двигатель,
3 — гибкие трубы,
4 — устройство для передачи нагрузки на забой,
5 — центраторы
Рис. 3.
Схема расположения устройств (винтовых пар) в горизонтальном стволе с целью очистки ствола и передачи нагрузки к забою
При этом диаметры ствола скважины (Бскв), центраторов (Бц) и вращающегося корпуса эксцентричной рабочей пары (Бк) связаны соотношением: БС1Ш = Бк + 2Е > Бц , где Е — эксцентриситет эксцентричной рабочей пары.
Благодаря снабжению компоновки двигательной парой, вращение корпуса которой совпадает с вращением долота, обеспечивается создание момента, компенсирующего момент от забойного двигателя. Это исключает скручивание нижней части колонны гибких труб и поддерживает положение компоновки низа бурильной колонны в заданном направлении. Ребра на корпусе и переводниках повышают трение с горной породой и усиливают момент трения этой пары. В ребрах могут применяться выдвижные под давлением штыри для большего усиления трения.
При проводке скважин с малым радиусом искривления для снижения жесткости КНБК между забойным двигателем и эксцентричной двигательной парой может устанавливаться УБТ.
Перед отправкой на буровую компоновка собирается в цехе. Через нее прокачивается жидкость, измеряются моменты у двигателя и эксцентричной рабочей двигательной пары. Производится их уравнивание.
Компоновка работает следующим образом. Сначала из скважины в заранее запланированном направлении образуют боковой выход, длина которого из ствола скважины больше длины КНБК. Затем в скважину спускается компоновка (рис. 1). При спуске в скважину КНБК входит в боковой отвод и начинается процесс бурения. Под действием прокачиваемой жидкости запускаются забойный двигатель и эксцентричная рабочая дви-
Рис. 4.
Компоновки для изменения траектории ствола скважины при бурении забойным двигателем
гательная пара. При этом корпус с ребрами вращается в противоположную по сравнению с долотом сторону (рис. 1).
Реактивный крутящий момент от забойного двигателя через УБТ передается к устройству, которое его гасит. Для уравновешивания реактивного крутящего момента устройство может устанавливаться на большем от забойного двигателя расстоянии. Место установки рассчитывается путем сравнения величин реактивного крутящего момента забойного двигателя и тормозящего момента устройства.
Как известно, под действием реактивного крутящего момента нижняя часть бурильной колонны поворачивается против часовой стрелки под некоторым угл ф относительно ее верхней
части, т.е. в противоположном направлении вращению вала забойного двигателя и долота.
Угол закручивания определяется выражением:
где ф — угол в радианах;
М — реактивный момент забойного двигателя, кг/см;
Ь — длина бурильных труб, м;
10 — полярный момент инерции,
см4;
О — модуль сдвига, кг/см2.
В действительности бурильная колонна в наклонном стволе лежит на стенке скважины, что частично мешает ее провороту.
Длина колонны, которой соответствует максимальное значение угла закручивания, определяется выражением:
а) с сохранением угла наклона,
б) с понижением угла наклона,
в) с увеличением угла наклона
Условные обозначения:
1 — долото,
2 — центраторы-калибраторы,
3 — устройство,
4 — забойный двигатель,
5 — бурильные трубы.
Рис 5.
Схемы конструкций многозабойных скважин, выполненных по сложным геометрически правильным траекториям.
а), б) — соответственно расположение в разрезе и в плане.
где д — вес 1 пог. м бурильных труб, кг/м;
гн — наружный радиус труб, м; ц — коэффициент трения трубы о стенку скважины;
а — угол наклона скважины. Эта формула дает возможность определить критическую величину длины колонны бурильных труб, на уровне которой затухает действие реактивного крутящего момента.
При дополнительном вводе в компоновку эксцентричной двигательной пары равновесие крутящих моментов в нижней ее части должно соблюдаться при следующем равенстве:
где М; — крутящий момент забойного двигателя;
М2 — крутящий момент от наружного элемента с центраторами эксцентричной двигательной пары;
1М — потери на трение колонны между забойным двигателем и дополнительной эксцентричной парой. В равенстве известны М; и М2. Значение ¡М используется для определения С — длины УБТ, колонны бурильных труб, подвергающихся воздействию крутящего момента от забойного двигателя
Для современной практики бурения с использованием длинномерных гибких труб может представлять интерес следующий расчет.
Скважина горизонтальная. 1М = 200 кг/см д = 0,2 кг/см г = 5 см Ц = 0,1 а = 90°.
Согласно этим данным:
По расчету эксцентричная двигательная пара устанавливается после забойного двигателя через 20 метров.
Устройство в виде эксцентричной двигательной пары может применяться для передачи нагрузки к забою горизонтального ствола, производя при этом очистку нижней стенки. Для этого в компоновку низа бурильной колонны включаются несколько устройств (рис. 3). Такое применение устройств наиболее целесообразно при бурении с использованием колтюбин-говой установки. Благодаря поперечным колебаниям устройства снижается трение колонны труб о стенки скважины.
В настоящее время бурение горизонтальных скважин со сложной траекторией ведется с применением забойных двигателей с долотами 190 и 215,9 мм. Для такого способа, по нашему мнению, могут использоваться компоновки с устройствами на основе двигательных винтовых пар. На рис. 4 приведены типичные компоновки для
бурения скважин с использованием забойного двигателя, с помощью которых горизонтальные стволы можно проводить наклонно по различной траектории.
Доразработка давно эксплуатирующихся месторождений в перспективе связана с добычей нефти из участков, оставшихся после очаговых заводнений с некоторым запасом нефти. На рис. 5 показаны наиболее характерные траектории проводки боковых и горизонтальных стволов в пласте относительно большой толщины. Они выполнены по заранее заданной программе с применением компоновок бурильной колонны с устройствами на основе двигательных винтовых пар.
Учитывая, что большинство месторождений России находится на поздней стадии эксплуатации, а вновь открываемые малы по размерам, поиск оставленных запасов на старых месторождениях, попытка макси
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.