При этих условиях предельное (оптимальное) отношение пока зателей фрезерования стенки ствола к показателям бурения (при нято /r= L T)
Л-d, |
— О4 . 9 |
0,29D |
+ |
0,71 D — d |
(83) |
h |
|
g _________I . |
|||
Д |
|
|
L T |
|
|
^Ф_= 9 |
0,29DC+ |
0,7Ш - rfT |
(84) |
||
|
|
|
|
|
|
На рис. 29 представлено изменение предельного отношения по казателей фрезерования стенки ствола к показателям бурения от длины турбобура Т^МЗ-б5^ с долотом диаметром 190-мм на 10 м проходки. С уменьшением длины турбобура и увеличением диа метра скважины по сравнению с диа метром долота оптимальное отношение показателей фрезерования стенки ствола к показателям бурения увеличивается.
Из рис. 29 и формул (83) и (84) сле дует, что даже при полном использова нии способностей отклоняющих компоно-
Рис. 29. Изменение отношения показателей фрезерова ния стенки ствола к показателям бурения в зависимости
от длины турбобура с долотом на 10 м проходки: |
|
/ _ £ ) c = D; 2 — Dq—1,1 D |
долотом L, м |
|
вок в случае искривления ствола предельные значения боковой проходки и механической скорости бокового фрезерования по сравнению с показателями бурения представляют значительно ма лые величины. Например, при LT=10 м и DC= D предельные значе ния показателей фрезерования стенки ствола в процессе бурения 190, 214, 243 и 269-мм долотами с турбобурами соответственно Т12МЗБ-65/8", Т12МЗБ-772", Т12МЗБ-8" и Т12МЗБ-9" при полном использовании способностей отклоняющих компоновок в деле ис кривления скважины показатели фрезерования стенки ствола в пределе будут меньше показателей бурения соответственно в 205, 171, 147 и 122 раза.
Выявленные отношения могут служить основой одного из ва риантов выбора основного параметра искривления ствола—-вели чины отклоняющей силы. Поскольку показатели фрезерования стенки ствола в пределе значительно меньше показателей бурения, то это значит, что процесс искривления ствола при бурении с от клонителем необходимо проектировать так, чтобы стенки ствола разрушались медленнее, чем забой скважины. Ввиду того что ин тенсивность разрушения породы при прочих условиях характери зуется удельной контактной нагрузкой, из изложенного вытекает, что удельная контактная нагрузка на стенки скважины должна быть ниже удельной контактной нагрузки на забой скважины при мерно во столько же раз, во сколько иф и Лф меньше им и /г.
101
Повышение интенсивности разрушения стенки ствола выше ука занных пределов в делом не приведет к положительным результа там, так как интенсивность искривления ствола не увеличится. Мероприятия по повышению интенсивности разрушения стенки ствола возможны в отдельные, весьма короткие промежутки вре мени. Но поскольку возможности перемещения долота и отклоня ющей компоновки в боковом направлении ограничены, то в даль нейшем долото просто будет находиться в интенсивном трении со стенкой скважины, не производя при этом полезной работы по ис кривлению ствола. Это продолжится до тех пор, пока система не углубится на определенную величину, чтобы появилась возмож ность фрезерования стенки скважины. В результате получается, что долото будет фрезеровать стенку ствола неритмично. Это приводит к интенсивному износу и слому козырьков лап долота, преждевре менному выходу опоры из строя, износу периферийных зубьев ша рошек с тыльной стороны и уменьшению боковой фрезерующей способности долота.
Кроме того, для повышения интенсивности разрушения стенки ствола необходимо увеличить удельную контактную нагрузку на нее. Для этого надо пли увеличить отклоняющую силу, или сни зить боковую контактную поверхность его. Увеличение отклоняющей силы выше величин, исходящих из указанных условий, не выгодно, так как, с одной стороны, они ухудшают условия работы опоры шарошек долота, а с другой, — приводят к росту потери вращаю щего момента на дол.оте и соответствующему снижению доли вра щающего момента, расходуемого на разрушение забоя скважины. Снижение боковой контактной поверхности долота уменьшает его калибрующую и фрезерующую способности.
Таким образом, принимая, что интенсивность разрушения по роды при прочих равных условиях пропорциональна удельной кон тактной нагрузке, можно отметить, что для оптимального сочета ния параметров режима бурения и искривления ствола необхо димо, чтобы удельная контактная нагрузка на стенки ствола была меньше удельной контактной нагрузки на забой пропорционально выражениям (83) или (84), т. е.
Р о т__о ^9 0,29£>с + 0,71Р — dT |
Poz |
(85) |
|
Рб |
’ |
F t |
|
где F q— боковая контактная поверхность долота в см2; вая контактная поверхность долота в см2.
Тогда
Р0Т= 2 ,4 2 Р ( |
F6 |
0,29DC+ 0,71D - ciT |
|
Ft |
Lt |
||
|
F t — торце
(86)
Формула (8 6 ) для определения оптимальных значений откло няющей силы на долоте может быть представлена через механиче ские свойства разбуриваемых пород
Я0Т= 2 ,4 2 аР ш.Рб |
0,29Р с + 0,71D - dr |
(87) |
|
Lr |
|
102
где Рш— твердость горной породы по штампу в кгс/см2; а — коэф фициент понижения твердости породы в условиях скважины (из меняется в пределах 0,46—0,97 [71]).
В случае бурения в породах, не дающих хрупкого разрушения вместо твердости породы Р ш берется предел текучести Р 0, а вместо
коэффициента |
а — коэффициент понижения предела текучести |
в условиях забоя р. |
|
Выражения |
(8 6 ) и (87) характеризуют изменение оптимальной |
величины отклоняющей силы при бурении в изотропных породах. Если бурят в анизотропных породах, то в процессе бурения пер
пендикулярно |
напластованию пород |
(по восстанию пластов) вы |
ражения (8 6 ) |
и (87) должны быть умножены на коэффициент ани |
|
зотропности а |
(отношение твердости |
пород, параллельном плоско |
сти напластования, к твердости в направлении, перпендикулярном плоскости напластования), а при бурении параллельно напласто ванию пород (по падению пластов) — они должны быть разделены на коэффициент анизотропности а.
Для пород, у которых слоистость выражена слабо, а = |
1,05— 1,2, |
а для пород с резко выраженной слоистостью (например, |
у мерге |
лей) а =1,5 —1,83 [71]. |
|
Из полученных формул следует, что оптимальные величины от клоняющей силы на долоте, при которых полностью используется способность отклоняющей компоновки, зависят от основных разме ров этой компоновки, механических свойств разбуриваемых пород, осевой нагрузки на долото, торцевой и боковой контактных поверх ностей долота.
Зная по данным бурения в соседних или данной скважине рациональные значения осевых нагрузок, обеспечивающих получе ние максимальных механических скоростей проходки, по изложен ной методике могут быть определены соответствующие им опти мальные значения отклоняющей силы, а затем по известным фор мулам, например, по формуле (72), как обратная задача, вычис лены основные размеры отклоняющей компоновки (угол смещения осей резьб кривого переводника и т. д.).
ТЕМПЕРАТУРА НАГРЕВА БУРИЛЬНЫХ ТРУБ И ТРЕХШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Освоение больших глубин путем бурения глубоких скважин не разрывно связано с правильным учетом температурного фактора.
В пробуренных в СССР и США скважинах значения макси мальных температур составляют: на Северном Кавказе в Озексуатской группе нефтяных месторождений на глубине 2500-^3500 м — 140ч-170° С; в скважине Галюгаевская-I, пробуренной в ЧеченоИнгушетии на глубине 5500 м, отмечена температура в 190° С на глубине 5320 м. В наиболее глубоких скважинах США: скв. 1 Юниверсити на глубине 7724 м — 181° С; скв. 1 Румберже на глубине
7316 м — 182° и скв. 1 Монгомери на глубине 7136 м — 244° С [72].
Рост температуры с углублением скважины может существенно влиять на реологические свойства и охлаждающие способности промывочных жидкостей и .химических реагентов; на условия раз рушения горных пород; на работу долот, забойных двигателей, бу рильных труб и т. д. Поэтому для правильного выбора материа лов при изготовлении указанных элементов компоновки бурильной колонны и разработке мероприятий по обеспечению нормальных условий их работы необходимо установить примерные значения температуры нагрева их в процессе работы.
Экспериментальное определение температуры нагрева бурильных труб при бурении наклонных скважин
Увеличение температуры с ростом глубины бурения нефтяных и газовых скважин, помимо удлинения колонны бурильных труб влияет на свойства материала труб, ограничивает возможности применения ЛБТ, снижает стойкость антикоррозийных покрытий и резиновых предохранительных колец и может явиться причиной серьезных повреждений бурильных замков и труб. ЛБТ, выпуска емые в Советском Союзе и США, рекомендуется применять при
температурах, не превышающих |
120ч-150° С. При высокой щелоч |
ности (p H > 1 0 ) коррозионная |
стойкость алюминиевых сплавов |
снижается. Повышение температуры даже в небольших пределах (20ч-50° С) ускоряет коррозионный процесс.
Высокая температура значительно ухудшает эффективность при менения антикоррозийных покрытий для бурильных труб. Напри мер, по данным канадской фирмы «Тюк Кот» надежность антикор розийного покрытия марки ТК-34 для предотвращения вредного воздействия на стенки труб сильно щелочных и прочих коррозий
104
ных буровых растворов обеспечивается при температурах до 100° С и давлении до 560 кгс/см2 [84].
Также отрицательно влияние высокой температуры, когда бу рильная колонна работает с резиновыми протекторами для пре дохранения истирания кондуктора, промежуточных колонн и бурильных труб. При высоких температурах резиновые протекторы могут прийти в негодность, вследствие чего они не только не выпол нят свои функции, ио и приведут к нежелательным последствиям. Например, при бурении глубокой скважины Уолкер 1 в штате Техас (США) на глубине 4508 м после спуска 1" хвостовика 6 сут. ушло на ловлю пришедших в негодность резиновых протекторов, кото рые были надеты на бурильные трубы [12]. Протекторы пришли в негодность и отделились от бурильных труб в результате высо кой температуры (155° С) в скважине при разбуривании цемент ной пробки в 1" хвостовике. Ввиду этого от дальнейшего примене ния протекторов отказались.
Следовательно, при бурении глубоких скважин, когда ожида ются высокие температуры, для предотвращения или уменьшения износа кондуктора, промежуточных колонн и бурильных труб не обходимо применять предохранительные кольца, изготовленные из теплостойкой резины.
Условия бурения в наклонных скважинах значительно отлича ются от условий бурения в вертикальных скважинах. Ввиду на клона скважины колонна бурильных труб подвергается изгиба ющему моменту, а сила трения бурильной колонны о стенки сква жины или о стенки промежуточных колонн, в зависимости от угла искривления ствола, может достигать значительных величин [1 ]. Последнее обстоятельство, помимо износа колонны бурильных труб и замков, а также промежуточных колонн, может привести также
к возникновению высоких |
температур. Например, фирма |
«Нейше- |
нел Сапплай» представила |
данные о шести случаях, в |
которых |
в результате резких перегибов ствола возникли серьезные повреж дения бурильных замков [18]. Металлографические исследования материала бурильных замков показали, что они, вероятно, подвер гались нагреву до температуры свыше 788° С и последующему ох лаждению. Все эти случаи произошли при бурении в мягких поро дах побережья Мексиканского залива. Вероятно, в процессе бу рения замки глубоко внедрялись в стенку скважины, вследствие чего было затруднено рассеивание тепла, выделяющегося при тре нии замков о стенку скважины. На основе данных кривизны сква жины подсчитано, что бурильные замки действовали на стенку скважины с силой порядка 2250 ч-2720 кгс.
Помимо установления общих закономерностей изменения темпе ратуры по стволу и на устье бурящейся скважины, необходимо также выяснить, какие факторы предопределяют температуру на грева колонны бурильных труб в процессе ее работы, возникает ли дополнительная температура или она характеризуется температу рой промывочной жидкости в скважине.
105