Особенности техники бурения наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров
Уменьшение диаметра наклонных скважин соответственно уменьшает диаметры породоразрушающего инструмента, забойного двигателя, стабилизирующих н отклоняющих приспособлении, ко лонны бурильных и обсадных труб и т. д. Влияние уменьшения диаметра этих элементов техники бурения па качество, точность и технико-экономические показатели проводки наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров не одинаково. Изменение одних факторов способствует улучшению указанных показателей про водки скважин, а изменение других факторов — снижению этих показателей.
Буровые долота
Стойкость и эффективность работы долот зависят от их конст руктивных особенностей, параметров режима бурения и физико-ме ханических свойств проходимых пород.
При бурении шарошечными долотами время работы на забое предопределяется или стойкостью опоры, или стойкостью вооруже ния. Практика бурения показывает, что в породах мягкой и сред ней твердости преждевременному износу подвергается опора до лота, а в твердых породах, наоборот — вооружение долота.
С уменьшением диаметра шарошечных долот их стойкость и проходка на долото падают. Это является следствием снижения коэффициента работоспособности подшипников опоры и объема вооружения шарошек в результате уменьшения их геометрических размеров. Расчеты показывают, что объем вооружения долот Б-243С, Б-214С и ОМ-190С по сравнению с долотом Б-269С, пред назначенных для бурения горных пород одинаковой твердости, снижается соответственно в 1,58; 2,85 и 6,25 раза. Из этих данных следует, что объем зубьев шарошек долот уменьшается не пропорционадьно кубу диаметра, а в значительно большей степени (соот ветственно 4,33; 4,55 и 5,29).
Долговечность опор трехшарошечного долота Б-214С (первой шарошки), по сравнению с долотом Б-269С, при снижении осевой нагрузки пропорционально уменьшению диаметра долота (в 1,25
раза, как это примерно |
наблюдается на |
практике) |
понижается |
в 4,06; 2,48 и 1,70 раза, |
начиная от малой |
роликовой |
опоры, т. е. |
в большей степени, чем уменьшение диаметра долота в квадрате. Снижение проходки на долото особенно отрицательно сказы вается в процессе работы с отклонителем, так как, помимо роста расхода долот и количества спуско-подъемных операций, увеличи вается также объем работ, связанных с ориентированием отклони телей. Для полной или частичной компенсации этого отрицатель ного явления необходимо при бурении наклонных скважин умень шенных и малых диаметров увеличить интенсивность искривления
12
ствола. Однако |
достижение этой дели затрудняется тем, что |
с уменьшением |
диаметра шарошечных долот их боковая фрезе |
рующая способность, предопределямая величиной завеса шарошек, снижается. Согласно нормали ОН26-02-123-69 завес шарошек для трехшарошечных долот диаметром 269, 243, 214, 190 и 172 мм со ставляет соответственно 3,5; 3,0; 3,0; 2,5 и 2,0 мм [58]. Вместе с тем уменьшение завеса шарошек является положительным при бурении интервалов с применением прямой трубы, так как снижа ется интенсивность падения угла искривления и изменения ази мута скважины.
С уменьшением диаметра алмазных и лопастных долот эффек тивность их работы возрастает. Это обусловлено тем, что в про цессе работы долотами скалывающего и режущего типов путь резания при одинаковых скоростях вращения уменьшается пропор ционально диаметру.
Практика применения одношарошечных долот уменьшенных диаметров показывает, что они способствуют значительному улуч шению показателей бурения (по сравнению с трехшарошечными долотами). Эти долота обладают также сравнительно высокой бо ковой фрезерующей способностью. Широкое применение безопориых и одношарошечных долот существенно ускорит переход к бу рению наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров.
Турбобури
При бурении нефтяных и газовых скважин применяются тур
бобуры, диаметр которых изменяется от 240 до 104,5 мм, |
а длина — |
от 26110 до 2345 мм. Эти турбобуры выпускаются |
короткие, |
одно-, двух- и трехсекционные. Кроме того, в турбобурных цехах УБР и УРБ изготовляют укороченные турбобуры длиной от 4000 до 6000 мм для зарезки и бурения нового ствола и повышения ин тенсивности искривления скважин.
С уменьшением диаметра турбобура его энергетические пара метры, вес и жесткость снижаются, а перепад давления на турбине и число оборотов вала возрастают. Для компенсации ухудшения энергетической характеристики, вследствие уменьшения диаметра, турбобуры уменьшенных и малых диаметров применяют в основ ном в двух- и трехсекционном исполнении.
При одинаковых углах искривления скважины меньшая вели чина нормальной составляющей от веса турбобура будет снижать темп падения величины отклоняющей силы в процессе работы с отклонителем и интенсивность фрезерования нижней стенки ствола, а следовательно, и падения угла искривления скважины при работе с использованием прямой трубы.
Рост перепада давления на турбине вынуждает сократить рас ход промывочной жидкости при работе турбобурами уменьшенных и малых диаметров.
13
В результате большого многообразия типоразмеров применяе мых турбобуров, значительных продольных и поперечных нагру зок, изгибающих и крутящих моментов, часто возникает ряд задач, связанных с учетом жесткости турбобура. В работах [5, 22, 73] приведены значения жесткостей односекционных турбобуров пяти диаметров. В табл. 2 и 3 представлены жесткости турбобуров всех типоразмеров соответственно для сплошного и колонкового бу рения.
Шифр турбобура
Т12МЗБ-9" Т12МЗБ-240 Т12РТ-9"
ТС5Б-9" ТС5Б-240
ЗТС5Б-9"
ЗТС5Б-240
ЗТСШ-9" ЗТСШ-240
Т12МЗБ-8" ТС5Б-8"
ЗТС5Б-8"
Т12МЗК-8"М1
Т12МЗБ-7!/2" TC5B-7V2"
ЗТС5Б-7'/2"
А7Н1С А7Н4С
ЗТСШ-Т'/г" ЗТСШ-7'/2"ТЛ
ЗТСШ-71/4,,ТЛ
Т12МЗБ-65/а"
Т12МЗЕ-65/а" ТС5Е-65/8"
ЗТСбЕ-б^а"
ЗТСШ-65/8"
ЗТСШ-65/8" ТЛ Т12МЗК-65/а"
ЗТСШ-б'/г" ТЛ
ТС4А-5" ТС4А-4"
|
|
|
|
Таблица 2 |
|
Габаритные размеры, мм |
|
О |
u |
||
|
ЛЯ О |
||||
|
|
|
03 |
||
|
|
|
Н |
н о,Ь |
|
|
|
|
й к * |
||
|
|
Масса, кг |
И2 |
2о №' |
|
диаметр |
длина |
|
Ч Sj |
й» О.“ |
|
|
|
|
5 s |
|
|
235/240 |
8 820 |
2005 |
i |
24,00 |
|
235/240 |
8610 |
1978 |
i |
24,00 |
|
235/240 |
8 470 |
2154 |
i |
24,00 |
|
235/240 |
14 300 |
3465 |
2 |
24,00 |
|
235/240 |
14 995 |
3641 |
2 |
24,00 |
|
235/240 |
20 800 |
5210 |
3 |
24,00 |
|
235/240 |
21 715 |
5317 |
3 |
24,00 |
|
235/240 |
23 445 |
5827 |
3 |
24,00 |
|
235/240 |
23 550 |
5795 |
3 |
24,00 |
|
215 |
8 035 |
1676 |
1 |
16,95 |
|
215 |
15 260 |
3272 |
2 |
16,95 |
|
215 |
22 467 |
4875 |
3 |
16,95 |
|
215 |
3 952 |
958 |
— |
18,00 |
|
2 916 |
668 |
— |
18,00 |
||
190/195 |
9100 |
1500 |
1 |
10,50 |
|
190/195 |
14 035 |
2425 |
2 |
10,50 |
|
190/195 |
20 704 |
3608 |
3 |
10,50 |
|
190/195 |
15 675 |
2815 |
9 |
10,03 |
|
190/195 |
16 000 |
2658 |
2 |
9,85 |
|
190/195 |
23 830 |
4200 |
3 |
9,60 |
|
190/195 |
26 ПО |
4234 |
3 |
9,60 |
|
185 |
26110 |
4165 |
3 |
9,00 |
|
170/172 |
8 000 |
1050 |
1 |
6,65 |
|
172 |
8 440 |
1115 |
1 |
7,15 |
|
172 |
15 340 |
2152 |
2 |
7,15 |
|
172 |
22 500 |
3195 |
3 |
7,15 |
|
172 |
25 490 |
3598 |
3 |
7,15 |
|
172 |
25 490 |
3500 |
3 |
7,15 |
|
172 |
3 590 |
470 |
— |
6.70 |
|
2 345 |
294 |
|
6.70 |
||
164 |
3 |
||||
25 725 |
3313 |
5,75 |
|||
127 |
13 635 |
1092 |
3 |
2,02 |
|
102,5/104.5 |
12 775 |
629 |
3 |
0,87 |
|
П р и м е ч а н и е . В графе 2 в знаменателе приведен диаметр утолщенной части кор пуса турбобура.
14
|
|
|
|
Таблица 3 |
|
Габаритные размеры, мм |
|
Жесткость |
|
|
|
|
|
|
Шифр турбобура |
|
|
Масса, кг |
турбобура |
|
диаметр |
длина |
|
Я/ : 109, кгС'См1 |
К.ТДЗ-9'М |
234/238* |
7 543 |
1663 |
22,80 |
КТДЗ-8"-П |
210/212* |
7 480 |
1352 |
14,70 |
КТД4-196-214/60 |
196 |
10 100 |
1642 |
12,20 |
КТДЗ-65/8" |
170/172* |
7 970 |
994 |
6,61 |
КТД4-172-190/40 |
172 |
9 200 |
1133 |
7,00 |
КТД4-164-190/40 |
164 |
13 440 |
1325 |
5,52 |
К.ТДЗ-5" |
127 |
6 940 |
504 |
1,99 |
П р и м е ч а н и е . В |
знаменателе приведен |
диаметр утолщенной части |
корпуса турбо |
|
бура. |
|
|
|
|
Определение жесткости турбобуров для сплошного и колонко вого бурения, отличающиеся наличием полого вала, производилось соответственно по формулам
E IT= ^ L ( D i - D t + D t y , |
(2) |
E IK1= ^ § - { D i - D \ + D \ - D $ ) , |
(3) |
где DK— наружный диаметр корпуса турбобура в см; |Di — внут ренний диаметр обода статора турбины в см; Ь 2— наружный диа метр обода ротора турбины в см; Dz— внутренний диаметр вала турбобура в см; Е — модуль продольной упругости материала тур бобура, равный 2,1 • 106 кгс/см2; / — экваториальный момент инер ции сечения турбобура в см4.
Из табл. 2 следует, что если по сравнению с турбобуром диа
метра 9" жесткость турбобура диаметром |
8" |
снижается в 1,3— |
|
1,4 раза, то для турбобуров |
диаметром 7'/2 |
и |
65/87/ соответственно |
в 2,3—2,5 и 3,4—3,5 раза, а |
для турбобуров |
диаметром 5 и 4" — |
|
в11,9 и 27,6 раза.
Уколонковых турбодолот по сравнению с турбобурами для сплошного бурения с одинаковым наружным диаметром корпуса наличие полого вала незначительно влияет на жесткость (до 2%). Это относится к колонковым 172, 164 и 127-мм турбодолотам. Же сткость колонкового турбодолота существенно снижается за счет уменьшения наружного диаметра корпуса. Например, жесткость колонкового турбодолота КТДЗ-8"-11 с наружным диаметром кор пуса 210 мм меньше жесткости турбобура Т12МЗБ-8" с наружным диаметром 215 мм на 15%.
Снижение жесткости турбобура при бурении наклонных сква жин уменьшенных и малых диаметров оказывает различное
15
влияние на отдельные этапы проводки. В процессе бурения верти кального ствола меньшая жесткость турбобуров уменьшенных и ма лых диаметров увеличивает возможность потери их устойчивости и самопроизвольного искривления ствола, а также ухудшения их энер гетической характеристики. Установлено, что при осевых нагруз ках 12—15 тс турбобуры диаметром 65/8/7 теряют продольную ус тойчивость и изгибаются, при этом вращающие моменты на их валах заметно снижаются.
В случае бурения с отклонителем, установленным над турбо буром, снижение жесткости последнего приводит к уменьшению отклоняющей способности компоновки низа бурильного инстру мента. А в процессе работы с отклонителем, установленным ниже центра тяжести турбобура (эксцентричный ниппель), а также с компоновкой для безориентированного бурения, меньшая жест кость турбобура улучшает проходимость по искривленному стволу. Последнее положение справедливо и для случаев бурения без от клонителя и со стабилизаторами кривизны.
Рост числа оборотов турбобуров с уменьшением их диаметра снижает стойкость трехшарошечных долот.
Электробуры
Для бурения скважин различного диаметра промышленностью выпускаются электробуры диаметром от 290 до 164 мм [30]. Во просы проектирования и бурения наклонных скважин уменьшен ных диаметров электробуром аналогичны турбинному бурению. Отличительными особенностями электробуров являются: постоян ство скорости вращения, большая длина и вес, наличие токоподвода, возможность уменьшения скорости вращения вала до 145— 220 об/мин при помощи редукторных вставок.
Наличие токоподвода связи позволяет при помощи телеметри ческой системы бурить электробуром наклонные скважины с по стоянным контролем угла, азимута искривления ствола и азимута установки отклонителя.
Отклонители
Для искусственного искривления ствола наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров в заданном направлении приме няются различные типы отклонителей. В турбинном бурении к ним относятся: кривой переводник, кривая труба (в редких случаях), металлический и резиновый эксцентричные ниппеля, отклонители типа ОМТ и ОТС. В последних двух отклонителях кривой перевод ник вмонтирован между ниппелем и корпусом турбобура. Основ ные особенности этих отклонителей описаны в работах А. Г. Ка линина, Ю. С. Васильева, А. С. Бронзова, Г. А. Шетлера, Н. Б. Си-
вохиной [12, 14, 32, 33].
16