технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Труба с отклонителем спускается в скважину. Навинчивается и закрепляется следующая, вторая по счету труба (свеча). Бумажная лента прикладывается к верхнему замку спущенной трубы (свечи), метка 1 совмещается с меткой на замке. На бумажную ленту переносится метка с навинченной трубы. У отметки ставится цифра 2 (рис. 12.6 б). Процесс повторяется до окончания спуска всех труб. Число меток на бумажной ленте должно соответствовать числу спущенных труб (свеч). После навинчивания ведущей трубы бумажная лента прикладывается к замку бурильной трубы так, чтобы последняя метка на ленте совпала с меткой на замке. После этого инструмент проворачивают так, чтобы метка «0» на ленте совпа-

ла с проектным положением отклонителя ϕоткл, отмеченным заранее на неподвижной части ротора. В дальнейшем, как и ранее, выбирается реперное ребро ведущей трубы, переносится его направление на ротор (рис. 12.6 в). Ротор стопорится, бурение продолжается.

При наращивании, после навинчивания и закрепления новой трубы бумажная лента прикладывается к замку. Последняя метка ленты совмещается с меткой на замке спущенной трубы. Метка с замка наращенной трубы переносится на бумажную ленту, и ставится очередной ее номер.

Оценивая точность ориентирования описанными методами, необходимо отметить, что наибольшие погрешности могут быть связаны с переносом меток на ротор, с определением плоскости действия отклонителя, с дискретностью фиксации положений ротора.

Погрешности возникают при переносе меток с труб на ротор из-за люфта между трубой и шаблоном, толщины меток, наносимых мелом и т.д.

В целом суммарную погрешность М при спуске инструмента по меткам при благоприятных условиях (квалифицированные операторы, хорошая видимость) можно подсчитать по эмпирической формуле M = 30 n ,

где n – число спущенных труб (число переносов меток).

Следовательно, прямые методы ориентирования отклонителей желательно проводить на малых глубинах, иначе могут быть значительные ошибки по азимуту. Забойное ориентирование отклонителей можно про-

водить как в условно вертикальных стволах (α < 4-50), так и в наклонных, причем на значительных глубинах (иногда более 3000 м).

Изложенное базируется в основном на управлении траекторией ствола скважины с ее устья. Существуют технологические решения забойного ориентирования в вертикальных скважинах. Оно производится с помощью спускаемых в бурильную колонну инклинометров.

С помощью инклинометров, спускаемых в скважину по окончании бурения определенного интервала, осуществляются замеры зенитного и азимутального углов или непрерывно по всему стволу скважины, или через определенные интервалы глубин (например, через 20–50 м).

Инклинометры могут быть двух типов: магнитометрические и гироскопические.

10

259

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принцип действия приборов первого типа основан на использовании свойств гравитационного и магнитного полей Земли. Чувствительными элементами у них являются отвес и магнитная стрелка (акселерометр и магнитометр). Передача информации может осуществляться по кабелю для многоточечных приборов, либо прочитывается после подъема инклинометра из скважины – для одноточечных приборов. При этом положения магнитной стрелки и лимба-отвеса фиксируются в точке замера часовым механизмом.

Одноточечными инклинометрами (ЗИ, ИПВ) замеры ранее осуществляла буровая бригада, при этом приборы спускают в скважину на стальном оцинкованном тросе. С помощью этих инклинометров бригада может производить и забойное ориентирование отклонителя.

Многоточечными инклинометрами оснащены геофизические партии, обслуживающие буровиков. Эти инклинометры могут быть непрерывного (ИН1-721, Зенит-40У) и точечного действия (КИТ, КИТА, МИР и др.). Приборы непрерывного действия дают информацию в виде кривых линий, точечного – параметры кривизны отдельных точек оси скважины через определенные интервалы глубин (через 10, 20, 50 м).

Магнитометрические инклинометры могут использоваться только в открытых стволах либо в диамагнитных трубах. В обсаженную скважину и внутрь СБТ магнитное поле Земли проникает искажённым, поэтому магнитометрические инклинометры дают произвольные показания азимута.

Этих недостатков лишены гироскопические инклинометры. Принцип действия гироскопа основан на свойствах оси «волчка» сохранять свое положение в пространстве или на применении акселерометров и магнитометров. Их показания не связаны с магнитным полем Земли.

С помощью гироскопических инклинометров можно определять с большой точностью как зенитные, так и азимутальные углы. Однако конструктивно гироскопические инклинометры более сложны и существенно дороже магнитометрических.

В табл. 12.1 приведены характеристики некоторых инклинометров с кабельным каналом связи.

У стандартных инклинометров рамка при близком к вертикали положении корпуса инклинометра устанавливается произвольно, и измерение

азимута теряет смысл из-за больших ошибок в замерах (±450). В связи с этим для замеров в «вертикальных» стволах искусственно создают ориентированный наклон инклинометра или затормаживают рамку прибора. Например, в устройстве ориентирования отклонителя УОО-2 (рис. 12.7) в диамагнитной трубе (АБТ или стальной из сплава 1Х18Н9Т), навинчиваемой на отклонитель, с помощью отклоняющего клина или желоба искусственно создается наклон корпуса инклинометра в плоскости действия отклонителя. В таких условиях (искусственный зенитный угол более 5–70) инклинометр уверенно показывает азимут нахождения отклонителя.

11

260

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Примечания. 1. Погрешности измерения азимута приведены для зенитных углов больше 50°. 2. Инклинометры ИН1-721 и Зенит 40У осуществляют непрерывную регистрацию. 3. Инклинометры ИГ-50 и ИГМ-73 – гироскопические.

Рис. 12.7. Принципиальная схема УОО-2: а – с отклоняющим клином; б – с желобом; 1 – диамагнитная бурильная труба; 2 – втулка;

3 – шарнир; 4 – отклоняющий клин; 5 – вырез втулки 2; 6 – инклинометр; 7 – желоб; 8 – фиксатор; 9 – замок; 10 – метка;

11 – кривой переводник (отклонитель)

12

261

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для обеспечения этого угла внутренний диаметр диамагнитной тру-

бы должен быть не менее Dmin = d + l tg(5 70 ), где d – диаметр корпуса инклинометра); l – длина корпуса инклинометра.

В устройстве «Азимут» (рис. 12.8) для забойного ориентирования отклонителя в «вертикальном» стволе используется модифицированный инклинометр. Модификация инклинометра заключается в том, что на нижнем конце его крепится направляющий шток с пазом и стопорится рамка.

Рис. 12.8. Устройство ориентирования отклонителя «Азимут»:

1 – турбинный отклонитель (ТО); 2 – конусная втулка; 3 – метка плоскости действия ТО; 4 – переводник; 5 – диамагнитная труба; 6 – направляющий шток; 7 – паз; 8 – штифт

Рамка инклинометра затормаживается таким образом, чтобы при направлении паза на «север» стрелка магнитной буссоли попала на разрыв шкалы реохорда (линия 0–3600 на шкале буссоли). Таким образом, инклинометр всегда будет показывать азимут направления паза. Направление паза и плоскость действия отклонителя совмещают перед спуском инструмента в скважину. Поэтому показания инклинометра – азимут установки отклонителя.

Для управления пространственным искривлением скважины необходимо ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту. С этой целью строится так называемый магнитный круг.

13

262

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В зависимости от того, в какой четверти круга (рис. 12.9) находится отклонитель, будут зависеть и параметры искривления скважины на данном участке.

00

II I

III IV

1800

Рис. 12.9. Магнитный круг

Магнитный круг и умение по нему ориентироваться помогают на практике оценить работу отклонителя и с определенной достоверностью предвидеть результаты его работы.

Центр магнитного круга надо мысленно совместить с осью наклонной скважины. Разбив круг на равные четверти, получаем следующее:

Если отклонитель находится в:

I и II четверти – рост величины зенитного угла;

III и IV четверти – падение величины зенитного угла; I и IV четверти – рост азимута;

II и III четверти – уменьшение азимута. Таким образом, при работе отклонителя в:

I четверти (значения по магнитному кругу 271–359о) получаем рост зенитного угла и рост азимута;

II четверти (1–89о) получаем рост зенитного угла и уменьшение ази-

мута;

III четверти (91–179о) получаем падение зенитного угла и уменьшение азимута;

IV четверти (181–269о) получаем падение зенитного угла и увеличение азимута.

Работа отклонителя при значениях:

0о (360о) – рост зенитного угла без изменения азимута; 90о – уменьшение азимута при стабилизации зенитного угла;

180о – уменьшение зенитного угла при стабильном азимуте; 270о – увеличение азимута при стабильном зенитном угле.

14

263

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По полученным при контрольном замере данным строится проложение пробуренной части ствола скважины. Если набор параметров кривизны на данном участке ствола соответствует программе, то бурение продолжается, если же фактическое положение ствола скважины отличается от проектного, необходимо рассчитать новую установку отклонителя на забое.

Ориентирование отклонителя в стволах, где зенитный угол более 5– 70, производится, как правило, с помощью магнитного переводника и магнитометрического инклинометра (рис. 12.10).

2

Рис. 12.10. Определение положения отклонителя в наклонном стволе

спомощью магнитного переводника и инклинометра

смагнитной буссолью.

а– схема расположения инклинометра в КНБК в момент замера:

1– отклонитель; 2 – метка на отклонителе (показывает плоскость искривления отклонителя); 3 – ограничительный переводник; 4 – центратор для инклинометра; 5 – инклинометр; 6 – магнитный переводник; 7 – магнит;

8 – магнитная буссоль инклинометра; 9 – диамагнитная труба; 10 – кабель. б – схема магнитного переводника: 1 – переводник; 2 – диамагнитная втулка; 3 – постоянный магнит

В плоскости действия отклонителя устанавливается постоянный магнит, напряженность магнитного поля которого превышает напряженность магнитного поля Земли в этом месте. Стрелка магнитной буссоли инклинометра устанавливается в плоскости действия этого искусственного маг-

15

264

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нитного поля. При этом она укажет положение отклонителя относительно апсидальной плоскости.

Можно забойное ориентирование проводить и с помощью «ножей», установленных в кривом переводнике в плоскости его действия. В этом случае днище корпуса инклинометра оснащается свинцовой печатью, на которой остается след от «ножей» во время установки инклинометра на них. Угол, образованный между линией 0–1800 шкалы компаса инклинометра и отпечатком «ножей» показывает положение отклонителя относительно апсидальной плоскости.

Известны и другие способы забойного ориентирования отклонителей [1]. С помощью приборов Амбарцумова можно определить угол между установкой отклонителя и апсидальной плоскостью, однако азимут и зенитный угол в этом случае неизвестны. Измерить только величину зенитного угла в апсидальной плоскости позволяет прибор Петросяна АДИКС (аппарат для измерения кривизны скважины). Прибор Шаньгина–Кулигина, так же как прибор Амбарцумова, определяет лишь угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости. Точность этих приборов изменяется с уменьшением величины зенитного угла. Не рекомендуется их применение при зенитных углах, меньших 100.

12.2.2. Неориентируемые компоновки низа бурильной колонны

Наиболее распространенные профили наклонных скважин содержат тангенциальный (прямолинейно-наклонный) участок и участок свободного падения зенитного угла. Они имеют большую протяженность, и от работы компоновки низа бурильной колонны на этих участках зависит возможность попадания точки вскрытия пласта в заданный круг допуска. Если скважина существенно отклонилась от проектной траектории, проводят исправительные работы, т.е. выполняют рейсы с отклонителем для изменения зенитного угла и азимута требуемым образом.

Вращение бурильной колонны ротором способствует уменьшению азимутального искривления. Известен способ управления азимутом скважины при бурении неориентируемой компоновкой, являющейся естественным отклонителем (используется в объединении «Коминефть»).

Для повышения эффективности управления траекторией скважины при бурении с помощью двигателя-отклонителя в компоновку инструмента нужно включать опорно-центрирующие элементы. Расчеты напряженнодеформированного состояния такой системы базируются на методах, разработанных применительно к неориентируемым компоновкам (НК).

При изучении работы компоновок возможно проведение теоретических, экспериментальных и промысловых исследований.

Экспериментальные исследования недостаточно информативны. Хотя и создано несколько экспериментальных установок, практически не-

16

265

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

возможно смоделировать условия скважины, поэтому трудно воспользоваться результатами эксперимента.

Промысловые исследования требуют наличия представительного статистического материала. Они заключаются в оценке работы различных компоновок, а также в установлении закономерностей, которые нельзя рассчитать теоретически, например процесс искривления скважины на участке свободного уменьшения зенитного угла.

Наиболее удобным, дешёвым, информативным является теоретический метод исследования работы неориентируемых компоновок.

Кинематические модели описывают траекторию скважины при бурении заданной компоновкой. На процесс искривления скважины оказывают влияние различные факторы, многие из которых, например взаимодействие долота со стенками скважины, при постоянно меняющихся забойных условиях учесть теоретически невозможно. Поэтому кинематические модели ненадежны и для практического применения малопригодны.

Большинство исследователей сошлись во мнении, что наиболее целесообразно и эффективно использование статической плоской расчетной модели. Доминирующим фактором, влияющим на процесс искривления скважины при работе НК, является боковая отклоняющая сила на долоте. Она появляется в результате изгиба компоновки в наклонной скважине под действием поперечной составляющей ее веса. Продольная составляющая веса (нагрузка на долото) оказывает гораздо меньшее влияние, и ее чаще всего в расчетах не учитывают.

Наиболее часто НК по своему назначению являются стабилизирующими. Вначале полагали, что стабилизация зенитного угла будет происходить при геометрических параметрах компоновки, обеспечивающих равенство нулю боковой реакции на долоте

Условия, при которых производится расчет НК, принято называть критериями оптимизации геометрических параметров компоновки.

В настоящее время общепризнанный критерий оптимизации стаби-

Необходимо отметить, что чем больше условий содержится в критерии оптимизации, тем больше появляется ограничений при проектировании НК. Если учитывать конструктивные особенности, такие как размеры выпускаемых центраторов, длина шпинделя и секций забойного двигателя и т.д., при выполнении условий (12.1) или (12.2) могут оказаться возмож-

17

266

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ными только конструктивно неприемлемые решения. В то же время наличие некоторой реакции на долоте, способствующей росту зенитного угла, весьма желательно для компенсации присутствующих в реальной скважине факторов, вызывающих его падение.

При одинаковых расчётных схемах применяются различные методики расчёта НК. Чаще всего они основаны на аналитических вычислениях. Метод непосредственного интегрирования дифференциального уравнения упругой линии (оси КНБК) широко применяется зарубежными и отечественными исследователями. Общепризнан метод расчёта с использованием уравнений трёх моментов, разработанный в АзИНЕФТЕХИМ. Нагляден и удобен метод начальных параметров (ТюмГНГУ).

Наиболее сложные задачи решаются численными методами. Например, программный комплекс «ANSYS», разработанный на основе метода конечных элементов, применен для расчёта системы: долото – вал турбобура – его корпус – центраторы – стенки скважины (ТюмГНГУ).

В нем используется такой показатель, как параметр устойчивости. Понятие устойчивости КНБК (предложено специалистами ВНИИБТ) основано на изучении влияния различных факторов (Фi) на величину отклоняющей силы на долоте. Такими факторами являются зенитный угол, диаметры скважины, центраторов и т.д., т.е. входные параметры модели, подверженные изменению в реальной скважине.

Количественной мерой показателя устойчивости П(Фi) является отношение Rd/ Фi. Например, если величина П(Dскв) очень мала, реальное значение Dскв знать не требуется и диаметр скважины можно принять равным диаметру долота. Если величины П(Фi) значимые, выбирается НК с лучшим показателем. Выбор тех или иных П(Фi), зависит от типа НК. К примеру, не нужно изучать устойчивость к изменению кривизны скважины, если НК стабилизирующая. Важно подчеркнуть, что компоновка, имеющая низкие числовые значения показателей устойчивости, и в реальной скважине будет показывать более стабильные результаты.

Наиболее важными являются показатели устойчивости компоновок к изменению: зенитного угла, П(α); диаметра скважины, П(Dскв); расположения в радиальном направлении оси компоновки в районе размещения центраторов, П(Dс). В зависимости от величины и знака П(Фi) компоновки могут быть устойчивыми, неустойчивыми и пассивными. Влияние показателя П(α) на траекторию скважины показано на рис. 12.11.

Показатель П(Dскв) имеет важное практическое значение, так как при работе долота обычно происходит увеличение диаметра скважины. Его определение теоретическим путем невозможно.

Центраторы изнашиваются, стенки скважины могут иметь податливость, если её разрез сложен породами невысокой твердости, например, на месторождениях Западной Сибири. Всё это приводит к изменению расположения центратора в скважине, а в расчётной схеме эквивалентно умень-

18

267

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

шению диаметра центратора (Dcкв). Поскольку для конкретной скважины расчетное значение Dcкв неизвестно, остается единственный путь – изучить изменение величины Rd(Dcкв), другими словами, оценить устойчивость компоновки к изменению диаметра центратора. При достаточно малой величине показателя П(Dcкв) нет надобности знать точно его состояние.

траектория

скважины

α

Рис. 12.11. Влияние показателя устойчивости компоновки на траекторию скважины

Кроме показателей устойчивости, есть дополнительные характеристики, по которым можно оценивать качество компоновки. Ими являются выходные, расчётные величины: реакции на долоте и центраторах, прогиб НК, углы поворота её сечений и т.д. Выбор компоновки осуществляется на стадии проектирования, на основе сравнения количественных показателей расчетных характеристик. Нужна проверка всех характеристик НК, определенных как приоритетные, т.е. нельзя брать какуюто одну характеристику и в силу только её высокой оценки рекомендовать КНБК к опробованию (как обычно делается). К примеру, нельзя рекомендовать компоновку, обеспечивающую в расчетном режиме идеальную стабилизацию зенитного угла при любом его значении, если её работа резко изменится при малейшем износе центратора или увеличении диаметра скважины.

Компоновки без опорно-центрирующих элементов. Такие ком-

поновки применяются на участке свободного уменьшения зенитного угла. На процесс самопроизвольного искривления скважины влияют многочисленные факторы: зенитный угол, жесткость компоновки, фрезерующая способность долота, механические свойства породы, режим бурения и т.д. Рассчитать траекторию теоретическим путем невозможно,

19

268