Материал: Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

Для определения дополнительного усилия, необходимого для подъема турбобура из искривленного ствола, следует вычислить величины реакций стенки скважины на турбобур в точках А, а ,

В и Ь.

Для участка А—а имеет место зависимость

Принимая этот участок как защемленную балку, на которую действует сила РА, можно записать, что стрела прогиба

величины реакции стенки скважины на долото в точке А

£ / т У 6А?р f\ ( 3 Р — 2 R)

6 /? р 2 /,

(171)

Реакция стенки скважины в точке а по абсолютной величине будет равна усилию РА■ Аналогичным образом можно найти, что реакция стенки скважины на турбобур в точках В и b может быть определена по формуле

где

Dc dT.

Дополнительную силу Q, необходимую для подъема турбобура из искривленного участка ствола, определяют из выражения

где (х — коэффициент трения между турбобуром и стенкой сква­ жины.

166

Из формулы (173) видно, что с уменьшением жесткости турбо­ бура величина дополнительной силы для подъема его из искрив­ ленного ствола уменьшается. Следовательно, в процессе бурения наклонных скважин турбобурами уменьшенных и малых диамет­ ров потребуется сравнительно меньшая дополнительная сила для подъема их из искривленной скважины и они будут характеризо­ ваться относительно лучшей проходимостью.

Максимальная длина турбобура, при которой сохраняется ка­ сание его о верхнюю стенку скважины в одной точке, может быть определена из формулы

На рис. 58 представлены зависимости дополнительного усилия Q и радиуса кривизны турбобура р от радиуса искривления сква-

Рис. 58. Зависимости дополнительной нагрузки и радиуса кривизны турбо­ бура от радиуса искривления сква­ жины (долото диаметром 190 мм):

я — турбобур Т12МЗ-65/*"; б —турбобур

TC4*6s/8"

жнны R для случаев применения турбобуров Т12МЗ-65/8" и ТС4А-65/в// с долотом диаметром 190 мм при диаметрах скважины

190 и 214 мм.

Из рис. 58 видно, что радиус кривизны турбобура больше ра­ диуса искривления скважины и разность между ними возрастает с ростом радиуса кривизны турбобура, уменьшением длины по­ следнего и увеличением диаметра скважины относительно диа­ метра долота. Дополнительная сила, необходимая для подъема турбобура из искривленного ствола возрастает с уменьшением диа­ метра скважины и радиуса ее искривления и увеличением длины турбобура с долотом.

Таким образом, при определении минимального допустимого радиуса искривления скважины и напряжения изгиба турбобура в искривленных стволах, помимо диаметра и материала турбобура, должны быть учтены также диаметры скважины и долота, а также длина турбобура с долотом. Учет этих факторов позволяет значительно расширить область применения турбобуров в искрив­ ленных скважинах.

167

Допустимая интенсивность искривления ствола при использовании стабилизаторов кривизны

Применение стабилизаторов кривизны в случае бурения на­ клонных скважин способствует значительному сокращению рейсов и общего интервала бурения с использованием отклоняющих при­ способлений. Кроме того, они улучшают условия работы забойного двигателя и трехшарошечного долота. При этом отсутствует от­ клоняющая сила, вследствие чего облегчается запуск и работа за ­ бойного двигателя, а опоры шарошек долота освобождаются от действия дополнительной знакопеременной нагрузки. Поэтому снижается интенсивность трения корпуса долота со стенкой сква­ жины, износ и слом козырьков лап, а также ненужная потеря ча­ сти вращающего момента на долоте на трение со стенкой сква­ жины и ее фрезерование.

Особенно важно использование стабилизаторов при бурении турбобурами уменьшенных и мальгх диаметров, отличающимися от обычных турбобуров большей гибкостью. В этом случае стаби­ лизаторы также играют роль ограничителя прогиба турбобура и тем самым предотвращают или уменьшают темп снижения враща­ ющего момента на валу турбобура.

Сопоставления показывают, что при прочих равных условиях технико-экономические показатели наклонных скважин, пробу­ ренных с применением стабилизаторов кривизны, значительно выше, чем у скважин, пробуренных без них. Вместе с тем из прак­ тики известны случаи, когда при проходке наклонных скважин многократный спуск и подъем серийных и секционных турбобуров (после работы укороченных турбобуров с отклонителем) проис­ ходил нормально, а спуск указанных турбобуров со стабилизато­ ром кривизны был затруднен и в ряде случаев не был доведен до забоя. Следовательно, требования, предъявляемые к нормаль­ ному прохождению турбобуров, являются недостаточными, когда используются турбобуры со стабилизаторами кривизны.

Перед спуском турбобура со стабилизатором в наклонную скважину необходимо проверить его проходимость, т. е. выяснить, не превышает ли на определенном участке приращение угла ис­ кривления некоторой допустимой величины, обеспечивающей спуск инструмента без посадок, а подъем — без затяжек.

Определим допустимое приращение угла искривления ствола с применением стабилизатора для общего случая, т. е. когда ме­ жду стабилизатором и стенкой скважины существует зазор k и за ­ бойный двигатель в месте установки стабилизатора имеет некото­ рый прогиб у (рис. 59). Частные случаи могут быть получены, если отдельно или совместно k и у приравнять к нулю. Заметим, что прогиб турбобура может возникать от действия нормальной составляющей собственного веса, от силы реакции стенки сква­ жины, или при совместном действии обеих сил.

168

Для того чтобы система долото—турбобур со стабилизатором свободно проходило по стволу и при этом отсутствовало трение со стенкой скважины, необходимо, чтобы &>0 и прогиб турбобура у происходил от нормальной составляющей собственного веса (см. рис. 59). Если считать, что k = Q, тогда стабилизатор будет ка­ саться стенки скважины, и этот же прогиб у может быть рассмот­ рен как результат действия только силы реакции стенки скважины (на участке первоначального искривления ствола от вертикали) или совместного действия силы реакции стенки скважины и нор­

АС

Из Д-ЛОС---- ^ - = 2 7 ? , следовательно-

sin— = s in (Т1 + Т 2 )

и

нии стабилизатора кривизны

Определим значения yi и уз для общего случая (см. рис. 59). Из ДBFC и ДЛЕВ

t g ( т . + Р )

tg(-r2--fOHrF= — 1= ° ^ (D + dc)- * + y-,

где dc — диаметр стабилизатора в м; I — расстояние от долота до места установки стабилизатора в м.

Значение угла р определяют из выражения

D — dT tgP 2Д

Ввиду того что величины углов р, (yi + P) и (уз— Р) малы и для принятых в практике бурения сочетаний размеров турбобуров и долот не могут превышать 6° можно считать

*& Р = Р - W

169

t g ( T . + P ) = ( T i + P ) - Ш '

t g ( T 2 - P ) = ( T 2 - P ) - 1 f e .

Тогда Yi н V2

Подставив значения yi и уг в уравнение ( 175), получим выра­ жение для определения приращения угла искривления при интер­ вале Li

Умножив выражение (176) на 10/LT, окончательно получим сле­

Из полученного выражения следует, что использование стаби­ лизатора приводит к снижению величины допустимого прираще­ ния угла искривления скважины.

Так как диаметр стабилизатора для данных размеров турбо­ бура и долота (скважины) зависит от места его установки, рас­ смотрим, при каких условиях величина Дад получается наибольшей.

Стабилизатор устанавливается на середине участка от долота до точки соприкосновения турбобура с нижней стенкой скважины пли несколько ближе к долоту. При отсутствии внедрения стаби­ лизатора в стенку скважины диаметр его определяют из выра­ жения

Из формулы (178) следует, что по мере приближения места установки стабилизатора к долоту его диаметр будет увеличи­ ваться. Это приведет, с одной стороны, к повышению возможно­ сти его прихвата, а с другой — к уменьшению величины Досд. Поэтому стабилизатор выполнит свое основное назначение с ми­ нимально необходимым диаметром и позволит иметь возможно наибольшее Дад, если он будет установлен на середине указан­ ного выше участка. На практике к этому необходимо стремиться, особенно при работе относительно более гибкими турбобурами уменьшенных и малых диаметров. В данном случае стабилизаторы

170