Аналитические исследования продольно-поперечной деформации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аналитические исследования продольно-поперечной деформации

Ямаев Рустам Азатович, ведущий специалист

АО НПФ "Геофизика"

ВВЕДЕНИЕ

В статье представлены аналитические исследования продольно-поперечной деформации КНБК.

Основными функциями компоновок низа бурильных колонн (КНБК) являются:

· проводка наклонно-направленных скважин в заданном направлении;

· предупреждение локального искривления ствола;

· формирование поперечного сечения ствола в виде правильного цилиндра;

· обеспечение максимальной долговечности опор шарошек (проходки на долото) и механической скорости бурения.

В настоящее время подавляющая часть скважин - наклонные. Из-за многообразия условий бурения, в т.ч. и в одной скважине, на промыслах используются сотни модификаций КНБК с учетом различия в типоразмерах. Но каждая КНБК для наклонно-направленного бурения имеет свой равновесный угол, при котором обеспечивается стабилизация ствола, в частности, по зенитному углу скважины. Причем, при происходящем в реальности за одно или несколько спусков бурильного инструмента в скважину износе, с потерей наружного диаметра, например, наддолотного калибратора на 1...3 мм, этот равновесный угол также меняется. Соответственно, изменяется и направление траектории ствола. Для предупреждения такого отклонения каждая буровая бригада вынуждена иметь линии дежурный комплект из 5...7 и большего количества калибраторов. Но и в этом случае возможности оперативного управления траекторией ствола могут быть ограничены. Проблема усугубляется и отсутствием опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) с регулируемым местоположением по длине отдельных элементов КНБК[1,2].

Проектированию КНБК посвящено большое число работ. Расчеты их громоздки и требуют отдельного рассмотрения. Поэтому остановимся только на некоторых вопросах проектировании КНБК, связанных с влиянием упругой деформации бурильных труб ни величину отклоняющей силы на долоте, которые слабо освещены и технической литературе и, в результате, не всегда учитывают и технологами при решении практических задач.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

продольный поперечный деформация бурильный

На ряде площадей отечественных нефтегазодобывающих регионов получила распространение практика использования КНБК с одним или двумя опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ) для безориентированного управления траекторией стволов наклонных и горизонтальных скважин. Такие КНБК не обладают достаточно высокой устойчивостью к влиянию не только горно-геологических, но и к изменению технологических режимов проводки скважины (способ бурения, типы и радиальные люфты забойных двигателей, осевые нагрузки на забой и т.д.). При бурении участков стабилизации зенитного угла устойчивость лучше обеспечивается при равенстве нулю не только отклоняющей силы на долоте, но и угла отклонения оси долота к оси скважины. Для обеспечения этих условий целесообразно использовать менее подверженные влиянию внешних факторов КНБК с количеством ОЦЭ не менее 3...4-Х. В результате, доминирующее распространение КНБК с 1.,.2-мя ОЦЭ привело к тому, что только наиболее опытные бурильщики освоили «эквилибристическое» управление траекторией ствола наклонной скважины на участках стабилизации и малоинтенсивных набора или запада зенитного угла[3].

Проблема усугубилась тем, что распространенные (в т.ч. и рекомендуемые рядом ведущих зарубежных буровых подрядчиков) нормативные материалы по выбору КНБК часто основаны или на неполной форме исходных дифференциальных уравнений, или на чрезмерном упрощении граничных условий, или, хуже, на критериях устойчивости по Эйлеру. Например, в свое время, Г. Вудсом и А. Лубинским было предложено определять расстояния между ОЦЭ исходя из критериев продольной устойчивости по Эйлеру первого, второго и последующих родов. Этот метод заложен и в некоторые машинные программы расчета, распространяемые отдельными фирмами. Однако, согласно исследованиям Е.Николаи, проведенным в первой половине XX века при продольной деформации круглых стержней после потери устойчивости депланации поперечных сечений не происходит. Следовательно, в вертикальной скважине (в отличие, например, от плоской линейки, продольно сжимаемой между двумя плоскостями) потери устойчивости низа колонны второго и последующих родов произойти не может. Исключение составляют случаи применения квадратных или шестигранных УБТ; н работе не рассматриваемых. В этом легко убедиться, сжимая круглый стержень в прозрачной цилиндрической трубке[4,5]. Поэтому, выбор расстояний между ОЦЭ для вертикальной скважины, исходя и» критериев потери устойчивости по Эйлеру второго и последующих родов, является спорным. В наклонной скважине потери продольной устойчивости не происходит и деформация колонны исследователями рассматривается как продольно-поперечная. А наличие поперечных сил требует решения исходного дифференциального уравнения не ниже 4-го порядка или соответствующего им по физическому смыслу интегро- дифференциального. Кроме того, в точке отрыва от нижней стенки ствола распределенная величина реакции стенки скважины эквивалентна нулю. Замена же этого условия, например, равенством нулю изгибающего момента приводит к другому конечному результату решения задачи, а попытки компенсирования погрешностей результатов решения использованием, так называемого, коэффициента заделки распространения не увенчались успехом[6].

Кроме того, следует иметь в виду, что, например, в 215,9-мм скважине осевая нагрузка на забой обычно не менее 150...180 кН (случаи снижения ее при отборе керна и вскрытии бурением продуктивного горизонта не рассматриваются). А для УБТ 178 или

195-мм забойного двигателя потеря устойчивости в вертикальной (условно вертикальной) скважине происходит при сжимающей нагрузке не более 50...80 кН. Таким образом, можно считать, что потеря устойчивости по Эйлеру даже первого рода практического значения не имеет. Соответственно, т.н. жесткие КНБК для реальных скважин (винтообразное локальное искривление ствола на участках (табилизации зенитного угла и т.д.) лишь условно можно считать жесткими. Видимо, именно поэтому не получил широкого практического распространения метод борьбы с кривизной ствола путем ограничения осевой нагрузки на забой (В.В. Соломенников и АР-).

Определенным выходом из положения явилось предложенное В.Ф. Буслаевым и др. бурение естественно-искривленных скважин. Но в этом случае требуется высококвалифицированное проектирование, основанное на анализе опыта бурения на каждой конкретной площади. Кроме того, увеличение интенсивности искривления ствола снижает качество герметизации кольцевого пространства за обсадными колоннами и может привести к ухудшению условий последующей эксплуатации скважины. Экономически не оправдали себя и предпринимавшиеся, в свое время, попытки бурения (на участках стабилизации зенитного угла) при ограниченных величинах осевых нагрузок на забой (в 215,9-мм скважинах-до 100...120 кН)[7].

Сравнительный анализ промыслового опыта, накопленного при бурении наклонных и горизонтальных скважин в различных нефтегазодобывающих регионах, в т.ч. и зарубежных, а также известных литературных источников позволяет подтвердить вывод о целесообразности использовании в составе КНБК при бурении забойными двигателями на участках стабилизации и безориентированного управления траекторией ствола, не менее 3...4 х ОЦЭ. При роторном бурении скважин при малых величинах зенитных углов (до 8...15°) количество ОЦЭ обычно увеличивается и лишь в этом случае места установки ОЦЭ выше третьего или, лучше, четвертого можно подбирать на основании критериев устойчивости по Эйлеру. Проведение проектных работ без комплексного анализа устойчивости КНБК наиболее отрицательно сказывается при бурении в неблагоприятных условиях:

· при малых величинах зенитных углов;

· при бурении в мягких породах (при одной и той же величине отклоняющей силы на долоте при бурении, например, в глинах ствол скважины искривляется более интенсивно);

· при большом отклонении оси скважины от нормали к плоскости напластования пород (кустовое бурение);

при частой перемежаемости пропластков различной твердости, резко выраженной анизотропности пород, наличии в одной бригаде бурильщиков различной квалификации (фактор квалификации бурильщика) и в ряде других случаев.

ПРОДОЛЬНО-ПОПЕРЕЧНАЯ ДЕФОРМАЦИЯ КНБК В НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЕ

Рассмотрим КНБК с 4-мя опорно-центрирующими элементами, предназначенную (в общем случае) для безориентированного управления траекторией ствола и для предупреждения локального искривления скважины при неблагоприятных горно-геологических и технологических условиях проводки (отклонение оси долота от плоскости напластования пород в наклонной скважине или большие углы падения пластов - в вертикальной, частая перемежаемость пород различной твердости, анизотропность пород, форсированные по осевой нагрузке режимы бурения, повышенная фрезерующая способность долота и т.д.)[8].

Для определения основных параметров и исследования устойчивости КНБК, кроме технологических и горно-геологических условий проводки скважины необходимо, в первую очередь, определить взаимосвязь между отклоняющей силой на долоте, конструкцией и упругодеформированным состоянием КНБК.

Продольно-поперечная деформация произвольно выбранного i- го участка КНБК с двумя калибраторами, стабилизатором на ниппеле и центратором на корпусе забойного двигателя (рис. 1), предназначенной для безориентированного управления траекторией ствола в наклонной скважине, характеризуется дифференциальным уравнением:

, (1)

где a - зенитный угол скважины; Elj - жесткость на изгиб; Vj - поперечный прогиб рассматриваемого однородного учасны КНБК на длине Xj. в интервале; Pi - осевая сжимающая нагрузка на нижний конец i-ro участий КНБК; qs - вес единицы длины участка (забойного двигателя или УБТ).

Уравнение 1 включает в себя перерезывающие силы (3-е о? поперечно- продольного КНБК по длине) и распределение поперечной нагрузки (4-е производное), т.е. условие взаимодействия со стенками скважины. Это позволяет отказаться от использованных до настоящего времени уравнения 2-го порядка, разработанных в свое время для вертикальных скважин. Это позволяет использовать уравнение «1» для доминирующих в настоящее время (у нас и за рубежом) наклонных и горизонтальных скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Иванова Т.В., Андреев Ю.В. О ПЕРСПЕКТИВАХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕДОКЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО БАШКОРТОСТАНА. //Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академия наук Республики Башкортостан. 1997. № 1. С. 16.

2. Афанасьев В.С., Масагутов Р.Х., Надежкин А.Д. НИЖНЕПЕРМСКИЕ КАРБОНАТЫ -ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ ДЛЯ ПОИСКА НЕФТИ В БАШКИРИИ. //Геология нефти и газа. 1987. № 6. С. 1.

3. Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Андреев Ю.В., Иванова Т.В. О ПЕРСПЕКТИВАХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО БАШКОРТОСТАНА //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1997. № 1. С. 2.

4. Солоницин С.Н., Светлакова А.Н., Масагутов Р.Х. О ТЕКТОНИКЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВНУТРЕННЕГО БОРТА ЮРЮЗАНО-АЙСКОЙ ВПАДИНЫ //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1999. № 4. С. 2.

5. Исхаков И.А., Лозин Е.В., Масагутов Р.Х. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ. УФА //Экономика и управление. 2002. № 1. С. 26.

6. Хамитов Р.А., Чернов А.Л., Исхаков И.А., Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Валеев Г.З., Киселев В.В. ИЗУЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ БАШКОРТОСТАНА //В сборнике: Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: реальность и перспективы Материалы Республиканской научно-практической конференции. 2002. С. 60-76.

7. Масагутов Р.Х. ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА ВОСТОЧНОЙ ОКРАИНЫ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО МАКРОБЛОКА //Нефтяное хозяйство. 2003. № 3. С. 28-30.

8. Лукьянов Ю.В., Сафонов Е.Н., Лозин Е.В., Масагутов Р.Х. СЫРЬЕВАЯ БАЗА РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН: ПЕРСПЕКТИВЫ И ПРОБЛЕМЫ ЕЕ ОСВОЕНИЯ //Нефтяное хозяйство. 2007. № 4. С. 10-14.

Размещено на Allbest.ru