СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 1994 года по МПК E21B7/08 

Изобретение относится к направленному бурению геологоразведочных скважин.

Известен способ стабилизации прямолинейности скважины в процессе ее бурения, основанный на реализации устойчивого вращения призабойной компоновки вокруг оси скважины (обращение), альтернативно исключающего вращение компоновки только вокруг собственной неподвижной оси, ориентированной относительно сторон света, которое приводит к искривлению скважины. При этом устойчивость обращения элемента бурового снаряда и, в частности, призабойной компоновки обеспечивается при условии
χ≥ , (1) где χ - начальная кривизна компоновки (Здесь и далее термин "компоновка" вводится для краткости; под ним следует понимать колонковую трубу, УБТ (при бескерновом бурении) и т.п. без включения породоразрушающего инструмента и соединения с бурильной колонной, которые обычно отличаются поперечными размерами и жесткостью);
μ - коэффициент трения компоновки о стенки скважины;
ν - радиальный зазор между компоновкой и скважиной;
Р - нагрузка на компоновку, создаваемая буровым станком и весом колонны бурильных труб;
ρ_o - вес единицы длины компоновки в воздухе с весом промывочной жидкости внутри нее;
ω - частота вращения бурового снаряда;
D - диаметр скважины;
В - жесткость компоновки на изгиб;
g - ускорение свободного падения, [1],
Недостаток указанного способа заключается в том, что он не является достаточно надежным, так как включает в себя определение кривизны компоновки по формуле (1), которая была выведена для условий работы бурильной колонны и не учитывает специфики работы призабойной компоновки, а именно влияния сил бокового распора искривленной компоновки в скважине и наличия свободных участков компоновки, не имеющих контакта со скважиной.

Кроме того, способ не включает в себя определение оптимальной длины компоновки, что не позволяет применять его с наибольшей эффективностью.

Известен способ стабилизации прямолинейного направления скважин, также основанный на применении в процессе бурения предварительно искривленных призабойных компоновок. Он включает в себя определение коэффициента трения компоновки о стенки скважины, распределенной массы и изгибной жесткости компоновки, диаметра скважины и радиального зазора между компоновкой и скважиной, частоты вращения и нагрузки на забой, предварительное искривление компоновки с кривизной, определяемой по формуле (1), причем среднюю часть компоновки, имеющую непрерывный контакт со скважиной, искривляют по винтовой линии на длине не менее одного ее шага, радиус которой равен радиальному зазору, а сопряженные со средней частью компоновки ее концевые части, не имеющие контакта со скважиной, искривляют по винтовой спирали, радиус которой постепенно уменьшается от радиуса винтовой линии средней части до нуля в концевых сечениях компоновки, при этом касательные к оси компоновки в концевых точках удерживают на оси вращения компоновки, а ее длину (l) определяют по формуле
l=(2Π+4), (2) а также бурение этой компоновкой [2].

Недостаток способа заключается в том, что изготовление искривленной компоновки с радиусом винтовой линии ее средней части ( ν_*), в точности равным радиальному зазору ( ν_*= ν ) достаточно трудоемко. Кроме того, удовлетворительная центрация такой компоновки обеспечивается только в начале бурения до наступления ее износа. С появлением же износа компоновки или разработки скважины между ними образуется люфт, допускающий вращение компоновки вокруг оси, не совпадающей с осью скважины, что в итоге приводит к искривлению последней. Еще быстрее к такому же результату приводит бурение компоновкой, изначально изготовленной в соответствии с условием ν_*< ν .

Другим недостатком способа является то, что он включает в себя определение кривизны компоновки по формуле (1), которая была выведена для работы бурильной колонны без учета специфики работы призабойной компоновки. В частности, в тех случаях, когда компоновку изготавливают с радиусом винтовой линии, несколько превышающим радиальный зазор, формула (1) перестает работать, так как не учитывает сил распора компоновки, которые вносят существенные коррективы в определение ее кривизны для обеспечения устойчивости обращения компоновки в заданных условиях бурения. Кроме того, при выводе формулы (1) не учитывались длины свободных участков колонны в приустьевой и в призабойной зонах, не имеющих контакта со скважиной, не учитывались ввиду их малости по отношению к общей длине колонны. Однако при отдельном рассмотрении устойчивости движения призабойной компоновки пренебрегать длиной свободных ее участков уже нельзя, так как они составляют 39% от длины компоновки.

Целью изобретения является повышение эффективности способа стабилизации направления скважины и устранение недостатков прототипа.

Указанная цель достигается тем, что в способе стабилизации направления буримой скважины, включающем определение коэффициента трения компоновки о стенки скважины, распределенной массы и изгибной жесткости компоновки, диаметра скважины и радиального зазора, предельных значений частоты вращения снаряда и нагрузки на забой, кривизны и длины компоновки, искривление средней части компоновки в форме винтовой линии на длине не менее одного ее шага и сопряженных со средней частью концевых частей компоновки, не имеющих контакта со скважиной, в форме винтовой спирали, радиус которой постепенно уменьшается от радиуса винтовой линии средней части до нуля в концевых сечениях компоновки, удержание на оси вращения компоновки касательных к ее оси в концевых точках, а также бурение этой компоновкой, компоновку искривляют так, что радиус винтовой линии оси компоновки в ее средней части, превышает радиальный зазор ( ν_*>> ν ), при этом дополнительно определяют зенитный угол скважины, а коэффициент распора а = ν_*/ν _, кривизны искривления компоновки и ее длину определяют по формулам
a≅ 1+ , (3)
χ≥ a , (4)
l=(2Π+4) , (5) где A= + ,
К = l_k/l, l_k - длина средней части компоновки,
l - длина компоновки.

ρ - вес единицы длины компоновки в промывочной жидкости,
α - зенитный угол скважины.

Предлагаемый способ требует введения дополнительных операций по определению параметров ρ и α , поскольку применение искривленных компоновок с распором вызывает необходимость учета сил распора и соответствующих сил трения при спуске компоновки в скважину с противопоставлением им осевой составляющей веса компоновки, которая зависит от параметров ρ и α .

Применение компоновки с радиусом винтовой линии средней ее части, превышающим радиальный зазор, обеспечивает упругий распор компоновки в скважине. Появление сил бокового распора, несмотря на некоторое увеличение потерь на трение компоновки и ее износа, в целом, при разумном ограничении этих сил приносит положительный эффект, так как увеличивает надежность центрации компоновки в скважине во времени, а, следовательно, и стабилизацию прямолинейности последней за счет длительного поддержания упругого контакта компоновки со скважиной по мере разработки ее ствола и износа компоновки до определенного предела, при котором наступает равенство: а = 1. Кроме того, величина кривизны компоновки, вычисленная по формулам (3) и (4) с учетом сил распора, в 2-3 раза и более отличается от кривизны, вычисленной по формуле (1) прототипа без учета этих сил. Учет в формулах (3) и (4) влияния свободных участков компоновки на ее работу повышает точность определения кривизны на 14%.

Совокупность перечисленных признаков, позволяющая значительно повысить эффективность способа и расширить область его применения, и составляет существенные отличия предложенного решения от прототипа.

На чертеже показана проекция винтообразно искривленной компоновки на плоскость, проходящую через ось вращения компоновки, в двух положениях: до и после спуска ее в скважину, причем компоновка для наглядности изображена без поперечных размеров в виде упругой нити, совпадающей с ее собственной осью.

При заведении винтообразно искривленной компоновки 1 (см.чертеж), имеющей в исходном состоянии кривизну χ и радиус винтовой линии в средней части ν_*, в скважину 2 с радиальным зазором ν, радиус винтовой линии компоновки станет равным радиальному зазору, а компоновка займет положение 3. Учитывая малость поперечных смещений компоновки по отношению к длине шага винтовой линии, работа распорных сил будет эквивалентна работе деформации изгиба компоновки
f_χl_к(ν_*-ν)= B (χ-χ_ν)²ds, (6) где f_χ - распределенная нагрузка от упругого распора искривленной компоновки,
χ_ν - кривизна компоновки в скважине,
ds - дифференциал дуги.

Кроме того, при принятых допущениях
= = a . (7)
Из уравнения (6) с учетом (7) после интегрирования имеем
f_χ= . (8)
Удельное давление (f₁) компоновки на стенку скважины при обращении компоновки определяем по известной формуле, добавляя в нее слагаемое (8)
f₁= f_χ+f_c+f_g= + + , (9) где f_c - распределенная статическая составляющая нагрузки от действия осевой силы,
f_g - распределенная динамическая нагрузка от действия центробежных сил, уменьшение радиуса действия которых от ν до 0 на концевых участках компоновки, не имеющих контакта со скважиной учитывает- ся множителем .

При вращении компоновки только вокруг собственной оси (ориентированный изгиб) удельное давление (f₂) соответственно составит
f₂= + . (10)
(Здесь и далее подстрочные индексы 1 и 2 относятся соответственно к обращению и ориентированному изгибу).

Величины крутящих моментов М₁ и М₂ на вращение искривленных компоновок при обращении и ориентированном изгибе соответственно равны
M₁= + + l, (11)
M₂= + l + M, (12) где М^I₂ - момент, необходимый на преодоление работы деформации изгиба криволинейной компоновки при вращении ее вокруг собственной неподвижной оси.

Величину М^I₂ определим следующим образом.

Работа A_ϕ деформации изгиба криволинейной компоновки при повороте ее вокруг собственной оси на угол ϕ определится по формуле
A_ϕ= (χ_ν-χ_ϕ)²ds , (13) где χ_ϕ = χ_ν cos ϕ - текущее значение кривизны компоновки при повороте ее в скважине на угол ϕ вокруг собственной фиксируемой оси.

Дифференцируя выражение (13) по ϕ , находим зависимость М^I₂ , как функцию от угла поворота
М^I₂ = В χ_ν² l(1 - cos ϕ ) sin ϕ. (14)
Функция (14) - периодическая с амплитудой, достигаемой при ϕ = 120^о и равной:
maxM^I₂ = 1,3 В χ_ν² l . (15)
Соответственно максимальное значение момента М₂ найдем, подставляя (15) в (12):
max M₂= + l + 1,3 χ2ν

l (16)
Области реализации обращения и ориентированного изгиба определяются сравнением величин моментов, вычисляемых по формулам (11) и (16).

В частности, для реализации обращения и исключения таким образом ориентированного изгиба, ведущего к искривлению скважин, необходимо потребовать, чтобы
М₁ ≅ maxM₂ (17)
Подставляя в неравенство (17) значения моментов (11) и (16) и решая его относительно параметра χ_ν , получаем
χ_ν≥ (18) откуда, используя соотношение (7), получаем формулу (4) для начальной кривизны компоновки.

Коэффициент бокового распора определим из условия беспрепятственного спуска компоновки в скважину под действием ее собственного веса. С использованием выражения (8) это условие можно записать в виде
+ ρsin ρcosα (19)
Решая совместно неравенства (18) и (19), приходим к формуле (3). Заменяя далее в формуле (2) параметр ν на ν_*, получаем формулу (5) для определения длины компоновки.

Способ реализован при бурении плановых скважин диаметром 59 мм в Северной экспедиции ПГО "Севзапгеология".

Параметры колонковой трубы размера ⊘ 57 х 4,5 мм определяли при следующих исходных данных:
μ = 0,1 (промывочный раствор на основе полиакриламида);
α = 15^о,
D = 60 мм = 6 см (по расширителю с учетом разработки ствола),
d = 57 мм = 5,7 см,
d_o = 48 мм = 4,8 см - внутренний диаметр колонковой трубы,
ν = 0,5(D - d) = 0,5(6 - 5,7) = 0,15 см,
)+d2o

=0,00785(5,7²-4,8²)+0,0014,8²=
ρ=(γ-γ_ж)(d²-d2o)=(0,00785-0,001)(5,7²-4,8²)=0,05 кГ/см - вес единицы длины компоновки в промывочной жидкости;
B=EI=2,1·10(5,7⁴-4,8⁴)=5,4·10⁷ кГ/см²
(E - модуль упругости, I - осевой момент инерции сечения трубы), К = 0,61,
Р = 1500 кГ, ω = 83,7 с^-1 (800 об/мин); g= 981 см/с².

По формуле (3) вычисляем параметр А и коэффициент распора:
A= + · = 2,38 кГ/см
a ≅ 1+ = 4,68
Таким образом, радиус винтовой линии при искривлении колонковой трубы не должен превышать;
ν_*≅ аν= 4,68˙0,15 = 0,7 см = 7 мм, а величина одностороннего износа, в пределах которого обеспечивается действие упругого распора
δ ≅ ν_* - ν=7 - 1,5 = 5,5 мм
Но поскольку по существующим нормам допустимый износ составляет 2,5 мм = 0,25 см (исходя из прочности трубы), то величину коэффициента распора приняли, исходя из этого значения
a= = ≈ 2,7, которое одновременно удовлетворяет и расчетному значению (2,7 < 4,68).

Далее по формуле (4) определяли начальную кривизну колонковой трубы
χ≥ 2,7 = 4,6·10^-5 см^-1=0,57 мм/м (перевод математической кривизны (см^-1) в трубную ( мм/м ) осуществляется по формуле, приведенной в работе: Алексеев В.Н. Об измерении кривизны бурильных труб. В сб. "Методика и техника разведки", Л., ОНТИ ВИТР, 1978, N 124, с. 26-31), а ее длину определяли по формуле (5)
l=(2Π+4) =964 см= 9,64 м, причем длина средней части
l_k = 0,61 ˙ 9,64 = 5,88 м.

Компоновку искривляли на гидропрессе по известной методике (см.Алексеев В. Н. Определение параметров пространственного искривления бурильных труб, сб. Методика и техника разведки, Д., ОНТИ ВИТР, 1979, N 128, с.53-58).

Для ее калибрования использовали обсадную трубу размером ⊘ 73 х 3,75 мм, внутренний диаметр которой (65,5 мм) удовлетворял расчетному
D_* = d + 2 ν_* = d + 2a ν = 57 + 2 ˙ 2,7˙ 1,5 = = 65,1 мм.

В обсадной трубе искривленную и нагретую колонковую трубу медленно вращали до полного остывания с целью снятия внутренних напряжений. Затем компоновку cпускали в скважину и осуществляли бурение, в процессе которого отмечалась устойчивая ее работа до достижения предельного износа и при изменении режимных параметров в расчетных диапазонах, в то время как компоновка, взятая за базу сравнения и изготовленная по способу прототипа уже при частоте вращения выше 500 об/мин теряла устойчивость обращения, а после непродолжительной эксплуатации и работоспособность, что фиксировалось по возрастанию интенсивности искривления скважины. Помимо отсутствия распора базовой компоновки ее кривизна также существенно отличалась от приведенной выше. В частности, базовую компоновку искривляли в соответствии с кривизной, определяемой по формуле (1) прототипа
+ =
Этот результат по сравнению с кривизной, вычисленной по предлагаемому способу, занижен в 0,57 : 0,23 = 2,5 раза.

Таким образом, применение компоновки с определенной степенью ее распора в скважине, а также учет этого и других факторов, отражающих специфику ее работы в скважине при определении параметров компоновки, повышает качество стабилизации прямолинейности скважин и в целом эффективность способа.

Использование: для стабилизации направления бурения геологоразведочных скважин. Сущность изобретения: определяют зенитный угол скважины, коэффициент трения компоновки о стенки скважины, распределенную массу, изгибную жесткость компоновки, диаметр скважины, радиальный зазор между компоновкой и скважиной. Компоновку искривляют в средней части в форме винтовой линии на длине не менее одного ее шага и сопряженных со средней частью концевых частей компоновки, не имеющих контакта со скважиной. По расчетным формулам определяют коэффициент распора компоновки, величину радиуса винтовой линии оси компоновки в ее средней части, начальную кривизну компоновки и ее длину. В процессе бурения компоновкой обеспечивается устойчивая ее работа во всем диапазоне частот вращения до 800 об/мин. 1 ил.

СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ, включающий определение коэффициента трения компоновки о стенки скважины, распределенной массы и изгибной жесткости компоновки, диаметра скважины и радиального зазора, предельных значений частоты вращения снаряда и нагрузки на забой, начальной кривизны компоновки, искривление средней части компоновки в форме винтовой линии на длине не менее одного ее шага и сопряженных со средней частью концевых частей компоновки, не имеющих контакта со скважиной, в форме винтовой спирали с радиусом, постепенно уменьшающимся от радиуса винтовой линии средней части до нуля в концевых сечениях компоновки, и с удержанием касательных к ее оси в концевых сечениях на оси вращения компоновки в процессе бурения скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, определяют зенитный угол скважины, определяют коэффициент распора компоновки в скважине по зависимости
a=1 + ,
где δ - допустимый износ компоновки;
ν - радиальный зазор между компоновкой и скважиной,
при соблюдении условия
a≅ 1+ ,
где μ - коэффициент трения компоновки о стенки скважины;
ρ - вес единицы длины компоновки в промывочной жидкости;
α - зенитный угол скважины,
причем параметр A определяется по зависимости
A= + ,
где P - осевая нагрузка на компоновку;
B - жесткость компоновки на изгиб;
D - диаметр скважины;
g - ускорение свободного падения;
ω - частота вращения бурового снаряда;
ρ_o - вес единицы длины компоновки с учетом веса промывочной жидкости внутри нее;
K = l_к/l,
где l_к - длина средней части компоновки;
l - длина компоновки,
а величины радиуса винтовой линии оси компоновки в ее средней части, начальной кривизны компоновки и ее длины определяют соответственно по формулам
ν_*= a ν;
κ≥a ;
l=(2π+4),
где ν_* - стрела прогиба компоновки при изготовлении.