Гречин Овчинников Рекомендации по изменению геометрич.параметров типовых стабилизир. установок

Наука — производству

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТИПОВЫХ СТАБИЛИЗИРУЮЩИХ КОМПОНОВОК

Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, д.т.н., директор института нефти и газа Тюменский ГНГУ

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) включает наддолотный калибратор и центратор, устанавливаемый в нижней части забойного двигателя. В 70-е годы в Западной Сибири делались попытки применения компоновок, имеющих только центратор на корпусе забойного двигателя, но работа такой системы оказалась нестабильной [1], и было принято решение устанавливать над долотом полноразмерный калибратор. Предполагалось, что ввиду близкого расположения к долоту калибратор будет вместе с ним работать, как единый породоразрушающий инструмент. Многолетняя же практика применения указанных компоновок свидетельствует о том, что они не всегда обеспечивают стабилизацию зенитного угла и азимута.

Статистическая обработка промысловых материалов, полученных при бурении наклонных скважин на месторождениях Уренгойской группы, показала, что функцию опорно-центрирующего элемента (ОЦЭ) выполняет не центратор, а калибратор, расположенный близко к долоту и имеющий диаметр (Dk), близкий к диаметру долота (Dd) [2]. В работе [3] приведена формула, позволяющая определить максимально допустимую величину Dk с учетом расположения центратора. В этом случае калибратор не входит в расчетную схему, и задача сводится к определению расстояния между долотом и центратором. Стабилизирующая компоновка имеет оптимальные геометрические параметры, если выполняются одновременно два условия [4, 5, 6]: реакция на долоте и угол между осями долота и скважины равны нулю. Первое условие должно обеспечивать отсутствие фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота, второе — исключить асимметричное разрушения забоя его рабочей поверхностью. Второе условие косвенным образом приводит и к отсутствию фрезерования стенки скважины, так как долото, расположенное вдоль оси скважины (с совпадением их осей), теряет свою фрезерующую способность [7].

Расчетная схема представлена на рис. 1, а пример решения методом начальных параметров в программе «Maple» приведен ниже.

(См.печатную или элетронную версию журнала )

restart:Dd:=0.2159:Dt:=0.195:

EI:=9408:zen:=40:alfa:=3.14·zen/180:

q:=1.36·sin(alfa):

a1:={R0·(L0+L1)+Rc·L1=q·(L0+L1)^2/2,

R0+RC=q·(L0+L1),

EI·(Dd-Dt)/2=Rc·L1^3/6+

R0·(L1+L0)^3/6-q·(L1+L0)^4/24,

EI·(Dc-Dt)/2=R0·L0^3/6-q·L0^4/24,

UgC=(R0·L0^2/2-q·L0^3/6)/EI,

0=(R0·(L0+L1)^2/2+Rc·L1^2/2-

q·(L0+L1)^3/6)/EI,L0>0}:

solve(a1,{Rc,R0,L0,UgC,L1,Dc});

Первые строки содержат исходные данные, далее записаны уравнения статики с учетом условия Rd = 0, затем следуют уравнения метода начальных параметров, записанные для прогибов и углов поворота сечений КНБК. Угол поворота оси долота (Ugd) принят равным нулю. В функции «solve» перечислены определяемые параметры.

Результаты расчета оптимальной одноцентраторной компоновки представлены в табл. 1, из которой следует, что для каждого значения зенитного угла существует единственное сочетание диаметра центратора и расстояния его от долота. Этот вывод был сделан ранее в работе [6], где применены уравнения трех моментов и получено точно такое же, не зависящее от зенитного угла, значение диаметра центратора 213,6 мм, а величина L₁ при зенитных углах 20 ^о и 40^о составила, соответственно, 4,8 и 4,1 м (табл. 1).

Табл. 1. Геометрические параметры оптимальных стабилизирующих компоновок

Компоновка может быть оптимальной при единственном значении диаметра центратора, равном 213,6 мм. На практике применение такого центратора может быть нежелательным ввиду ухудшения проходимости компоновки, особенно, при использовании изношенных калибраторов. Кроме того, неизбежное в реальной скважине отклонение любого из параметров, входящих в приведенные выше уравнения, приведет к выходу работы КНБК из оптимального режима. Поэтому, на наш взгляд, более важным является поиск реальных геометрических параметров КНБК, а не строгое выполнение всех условий их оптимизации.

Таким образом, с целью поиска реальных геометрических параметров компоновок от условий оптимизации Rd = 0, Ugd = 0 целесообразен переход к критерию Rd = 0 при Ugd > 0. Ожидаемую интенсивность увеличения зенитного угла теоретически определить представляется невозможным. Ее несложно уточнить на практике, учитывая, что компоновка должна давать стабильные результаты с хорошей их воспроизводимостью ввиду слабой зависимости от осевой нагрузки на долото и его фрезерующей способности, обусловленной лишь отличием фактического режима работы от расчетного. Указанные условия реализованы в программе (приводятся только уравнения):

a1:={R0·(L0+L1)+Rc·L1=q·(L0+L1)^2/2,

R0+Rc=q·(L0+L1),

EI·(Dd-Dt)/2=Rc·L1^3/6+R0·(L1+L0)^3/6-

q·(L1+L0)^4/24,

EI·(Dc-Dt)/2=R0·L0^3/6-q·L0^4/24,

Ugc=(R0·L0^2/2-q·L0^3/6)/EI,

Ugd=(R0·(L0+L1)^2/2+Rc·L1^2/2-

q·(L0+L1)^3/6)/EI,L0>0}:

a2:=solve(a1,{L1,Rc,R0,L0,Ugc,Ugd});

Практический интерес представляют КНБК с центраторами диаметром 212, 210, 208 мм. При Dc = 208 мм решение отсутствует, а при оставшихся значениях Dc имеется по два решения. Отметим, что «Maple» выводит оба результата. Если расчет проводится в «MathCad», на выходе будет только одно решение, соответствующее выбранному начальному приближению L₁, которое надо изменить, чтобы найти второе значение L₁. Результаты расчета сведены в табл. 2, где для краткости изложения КНБК, соответствующие решениям с меньшим значением L₁, названы компоновками первой группы; у компоновок второй группы линия Rd(L₁) пересекает ось при более высоком значении L₁. Из таблицы видно, что во всех найденных решениях выполняется условие Ugd > 0, следовательно, компоновка должна иметь тенденцию к увеличению зенитного угла за счет асимметричного разрушения забоя.

Табл. 2. Результаты расчета КНБК при условии равенства нулю реакции на долоте

Зависимости Rd(L₁) для КНБК первой и второй групп показаны на рис. 2, 3, соответственно, (зенитный угол 30^о). В принятой системе координат отрицательные значения реакции на долоте соответствуют увеличению зенитного угла. Расположение центратора любого диаметра в соответствии с ближними к долоту точками пересечения линиями Rd оси L₁ (КНБК первой группы) приведет к неустойчивым результатам работы компоновки, так как кривые Rd(L₁) расходятся и сильно реагируют на изменение диаметра центратора, по расположению которого, в режиме работы с отсутствием фрезерования можно было бы отнести к компоновкам первой группы. Условие Rd = 0 при Ugd > 0 обеспечивается также при установке центраторов диаметром 209 — 212 мм на расстоянии, соответственно, от 3,2 до 4,2 м у КНБК второй группы (рис. 3), которые гораздо более пассивны к изменению геометрических параметров компоновки, а, следовательно, и любых других факторов, и должны показывать стабильные результаты.

Интересно отметить, что при испытании передвижного центратора в КНБК с долотом диаметром 295,3 мм и турбобуром 2ТСШ-240 смена знака интенсивности изменения зенитного угла наблюдалась при удалении центратора на 5 м от долота [7].

С увеличением зенитного угла поперечные силы возрастают, и реакция на долоте исчезает при более близком расположении центратора. В табл. 3 сведены результаты расчета места установки центратора (т.е. длины L₁) для всех его диаметров, представляющих практический интерес, при зенитном угле, изменяющемся от 20 до 80 градусов.

Табл. 3. Компоновки с реальными геометрическими параметрами, удовлетворяющие условию Rd = 0

Определившись с интервалом зенитного угла, в котором предполагается работа компоновки на конкретной скважине, по данным табл. 3 можно выбрать диаметр и место установки центратора. Если условия бурения в точности соответствуют расчетным параметрам, компоновка должна обеспечивать малоинтенсивное увеличение зенитного угла с темпом, не зависящим от типа долота и режима бурения, так как Rd = 0. Но, как и при оптимальной компоновке, вследствие влияния различных факторов реальный процесс может происходить с некоторым фрезерованием стенок скважины. По нашему мнению, теоретический анализ не должен идти дальше, в направлении попыток рассчитать прогнозируемую интенсивность увеличения зенитного угла, так как полученные при этом результаты вряд ли будут похожи на действительность. Реальный, надежный и достаточно простой путь — это опробование компоновок, собранных в соответствии с табл. 3 с учетом конкретных условий, с последующим обобщением промысловых и теоретических результатов. Если какая-либо компоновка из приведенных в табл. 3 обеспечила стабилизацию зенитного угла, а требуется, например, его малоинтенсивное увеличение с тем или иным темпом, необходимо уменьшить величину L₁ (приблизить центратор к долоту). В этом случае подключится механизм фрезерования верхней стенки скважины, и появится дополнительная возможность увеличения темпа роста зенитного угла за счет выбора долота с более высокой фрезерующей способностью. В первом эксперименте для исключения вероятности снижения зенитного угла целесообразно принять расстояние до центратора меньше указанного в табл. 3 значения, например, на 0,5 м, а затем внести в КНБК изменения согласно изложенным рекомендациям.

Литературы

1.     Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов, Р.Т. Муллагалиев. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири // М., Недра. 1998. С. 124.

2.     Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев и др. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных о работе компоновок на месторождениях Уренгойской группы // М., Бурение и нефть. №7/8. 2006. С. 14 — 15.

3.     Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов. Анализ работы стабилизирующих компоновок на скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения // М., Бурение и нефть. №5. 2005. С. 29 — 31.

4.     К.М. Солодкий, А.Ф. Федоров, А.С. Повалихин, В.Л. Шагалов, А.Г. Калинин. Принципы выбора стабилизирующих компоновок с заданными оптимальными параметрами // Нефтяное хозяйство. №9. 1984.

5.     А.С. Оганов, А.С. Повалихин, З.Ш. Бадреев. Новые решения в проектировании компоновок низа бурильной колонны. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море №4 — 5 // М., ВНИИОЭНГ. 1995. С. 11, 12, 16.

6.     М.П. Гулизаде, О.К. Мамедбеков. Разработка забойных компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. №6. 1985. С. 17 — 22.

7.     А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник // М., Недра. 1997. С. 648.