CC BY
72
44 БУРЕНИЕ
УДК 622.24
Турбинно-роторный способ бурения. Возможность применения компоновок, имеющих некоторый угол перекоса
О.В. Филимонов
к.т.н., заведующий группой сертификации, стандартизации и метрологии1 oleg1543@mail.ru
1ООО НПФ «Горизонт», РБ, Октябрьский, Россия
Рассматриваются некоторые положительные и отрицательные аспекты применения турбинно-роторного способа бурения скважин, обосновывается необходимость ограничения угла перекоса применяемых при этом компоновок, предложена технология бурения наиболее опасных участков.
материалы и методы
1. Анализ вписываемости в скважину применяемых гидравлических винтовых забойных двигателей (ВЗД) имеющих некоторый угол перекоса;
2. Расчет статических и динамических напряжений, возникающих в корпусе ВЗД, имеющего некоторый угол перекоса при бурении с вращением бурильной колонны;
3. Расчет допустимой наработки корпуса ВЗД при циклической нагрузке.
Ключевые слова
турбинно-роторный способ бурения, величина угла перекоса КНБК, интенсивность искривления скважины,динамические напряжения изгиба и кручения, допустимое количество циклов, циклическая нагрузка
При строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин, в России традиционно применяется турбинный способ бурения (без вращения бурильной колонны), где в отклоняющих компоновках, как известно, используются гидравлические забойные двигатели — турбобуры и винтовые забойные двигатели с возможностью установки некоторого угла перекоса своей продольной оси. Роторный способ бурения с вращением бурильной колонны сегодня менее распространен, в первую очередь из-за резкого ограничения его применения для направленной проводки скважин.
Основной задачей при бурении скважины является ее проводка в соответствии с заданным профилем в наиболее короткие сроки. При этом, исходя из текущих геологических условий, проектных данных и инкли-нометрических параметров, определяется необходимость использования отклоняющей компоновки с применением забойного двигателя, имеющего определенный угол перекоса или т.н. «гладкую» компоновку без угла перекоса.
После набора необходимых угловых параметров профиля скважины, как правило, бурится прямолинейный участок в заданном направлении без изменения текущего зенитного угла и азимута. До сих пор такая стабилизация ствола скважины по зенитному углу и по азимуту (при бурении забойными двигателями) достигалась сменой компоновки, имеющей угол перекоса, на «гладкую», без него. Если же протяженность прямолинейного участка незначительна или к началу такого участка ресурс забойного двигателя или долота не выработан, то подъем инструмента для смены компоновки приводит к непроизводительным затратам. В этом случае применяется бурение с периодическим проворо-том бурильной колонны, которое позволяет сохранить текущее направление скважины.
Рис. 1 — Компоновка с углом перекоса альфа в искривленной скважине: а) при бурении со скольжением, б) при бурении с вращением; ВЗД — винтовой забойный двигатель; ЗТС — забойная телеметрическая система; СБТ — стальные бурильные трубы
Можно производить бурение и с вращением бурильной колонны, имея компоновку с некоторым углом перекоса и учитывая некоторые ограничения. Факторами, ограничивающими бурение с вращением бурильной колонны, имеющей в составе КНБК забойный двигатель с углом перекоса, являются величина угла перекоса забойного двигателя, имеющаяся интенсивность искривления скважины, нагрузка на долото, а также прочностные свойства горной породы стенки скважины, которая может препятствовать вращению компоновки с углом перекоса [1].
Расположение компоновки, имеющей угол перекоса, при бурении со скольжением, показано на (рис. 1а), при бурении с вращением — на (рис. 1б).
При бурении с вращением без нагрузки на долото участок изгиба забойного двигателя, в зависимости от угла перекоса, может находиться в контакте со стенками скважины и иметь положительный или, чаще всего, отрицательный зазор (натяг). Такой натяг создает дополнительный крутящий момент и в месте скольжения корпуса забойного двигателя со стенками скважины возникает т.н. «скользящая опора». Нагрузка на долото при бурении увеличивает радиальную нагрузку на стенку скважины и, соответственно, момент от трения скользящей опоры о стенку скважины [2]. Имеющаяся интенсивность искривления ствола скважины увеличивает натяг между корпусом забойного двигателя и стенкой скважины. Особенно опасным является положение искривленной части забойного двигателя, обратное искривлению скважины (рис. 1б), при этом корпус двигателя при вращении максимально деформируется в момент положения наибольшего натяга, а долото расширяет стенки скважины на эту величину. Причем преодоление вращающейся КНБК искривленного участка скважины происходит скачкообразно, с ударом, от первоначального набора величины момента, необходимого на преодоление имеющегося натяга, с последующим резким «освобождением» корпуса забойного двигателя.
Были рассмотрены шесть наиболее распространенных винтовых забойных двигателей (ВЗД) с диаметрами по корпусу 172...178 мм, имеющих некоторый угол перекоса, по условию их вписываемости при вращении в искривленной скважине расчетной интенсивности. Диаметр долота взят равным Эй =215,9 мм. Длина долота условно принята равной 300 мм. При этом, коэффициент кавернозности, учитывающий увеличение диаметра скважины, не рассматривался, т.е. считалось, что диаметр скважины равен диаметру долота.
Расчетную интенсивность искривления ствола на 10м рассчитываем по формуле [3]:
L, м — длина нижней части ВЗД от торца долота до места искривления;
L2, м — длина верхней части ВЗД от места искривления до верхнего торца; 5, град — угол перекоса компоновки; в, град — угол наклона нижнего плеча ВЗД с углом
перекоса к оси скважины;
р = —
где
РЭ и ^ м — диаметры долота и корпуса ВЗД соответственно.
Исходя из полученных расчетных данных (см. таб. 1) видно, что при угле перекоса забойного двигателя 1,25 град (1015') и соответствующей для каждого забойного двигателя расчетной интенсивности искривления скважины имеем значительный переходный натяг. Вращение при таком натяге будет способствовать возникновению дополнительных деформаций корпуса забойного двигателя и крутящих моментов, а также выработке дополнительного объема горной породы за счет увеличения диаметра скважины, доходящего до ~20%.
На рисунке 2 показаны величины отрицательных зазоров (натягов) для исследуемых забойных двигателей с различными углами перекоса.
Из рисунка видно, что уже с углом перекоса 1,0 град корпусы забойных двигателей имеют натяг, а для забойных двигателей ДГР-178 и ДВРЗ-176М даже угол перекоса 0,75 град является причиной появления дополнительных деформаций корпуса и крутящих моментов. Силы, возникающие при этом, отрицательно влияют на работоспособность всех элементов КНБК. Особого внимания в этом смысле заслуживает применение в компоновке забойной телеметрической системы (ЗТС), которая имеет определенные ограничения по ударным и вибрационным нагрузкам, циклически создаваемым моментам и деформациям. Поэтому рекомендуется ограничивать угол перекоса гидравлических забойных двигателей, применяемых при бурении с вращением бурильной колонны. На выбор угла перекоса ВЗД, как видно из результатов расчета по табл. 1, влияет диаметр скважины, который по ряду причин может превышать диаметр долота. Величину этого увеличения учитывают коэффициентом кавернозности.
Таким образом, исходя из условий впи-сываемости ВЗД в сечение бурящейся скважины, для указанной группы забойных двигателей с углом перекоса 1,25 град, можно рекомендовать их применение при бурении с вращением для скважин с коэффициентом кавернозности, соответствующим (или более) указанному в таблице 1 проценту увеличения диаметра скважины. Для скважин, имеющих коэффициент кавернозности близкий к единице, угол перекоса должен быть не более 1град, а для ДГР-178 и ДВРЗ-176М — не более 0,75 град (см. рис.2).
При вращении в искривленной скважине КНБК, имеющей в своем составе забойный винтовой двигатель с углом перекоса, корпус двигателя испытывает динамические напряжения изгиба и кручения. Создаваемые нагрузки и
Тип Длина Длина Угол Интенсивность Зазор между Увели-
забойного ВЗД, нижнего перекоса, скважины вращаю- чение
двигателя м плеча до град град/1ом щимся ВЗД и диаметра,
искривления, стенкой сква- %
м жины, мм
ДГ-176М 5,315 1,815 1,25 2,21 -42,37 6,34
Д5-172 5,65 2,9 1,25 2,74 -43,01 9,71
ДР-178 6,034 2,186 1,25 2,30 -65,38 10,45
ДРУ-172РС 6,542 2,706 1,25 2,42 -79,58 14,58
ДГР-178 7,245 2,18 1,25 2,27 -126,60 16,94
ДВРЗ-176М 7 2,385 1,25 2,57 -129,17 19,55
Таб. 1 — Значения зазоров для некоторых ВЗД при вращении в искривленной скважине.
Диаметр долота 215,9мм.
и д а
р Д,
ДГ - 176М ■г Д5-172 ДР-178 ■«■ ДРУ-172РС ДГР-178 - ДВР3-176М З В са
о к ре
е п л
Натяг (зазор), мм уг
Л40 Щ 1» -114 -1М «1 Л Л Л Д Я Й И 0 » 30 «
Рис. 2 — Зависимость величины зазора (натяга) от угла перекоса для некоторых ВЗД
Тип ВЗД
Угол
перекоса, град
Момент изгиба Динамическое
ДГ-176М 1,25 1
0,75
Д5-172 1,25 1
0,75
ДР-178 1,25 1
0,75
ДРУ-172РС 1,25 1
0,75
ДГР-178 1,25 1
0,75
ДВРЗ-176М 1,25 1
0,75
М ,кН*м
изг*
86,01 18,70
77,75
29,64
104,29 46,55
108,79
59,45 10,11 142,33 89,70 37,07 155,13 103,63 52,12
эквивалентное напряжение а , н/мм
экв* ' 2 813,70 176,90
718,81 274,01
986,65 440,41
1029,22
562,46
95,67
1361,80
858,25
354,67
1484,29
991,51
498,69
Запас прочности, п
1,11 5,09
1,25 3,28
0,91 2,04
0,87 1,60 9,41 0,66 1,05 2,54 0,61 0,91 1,80
Таб. 2 — Напряжения корпуса ВЗД с заданным углом перекоса в искривленной скважине
Ьь / \ / \ / \
/ V/ 1 ■
,(7/77
о Г ~
Рис. 3 — Напряжения при циклической нагрузке
где
возникающие при этом напряжения цикличны в соответствии с частотой вращения бурильной колонны [4].
Максимальный изгибающий момент, действующий на корпус ВЗД, равен:
кл
Т —
Коэффициент динамичности при кручении
2-Го Р-&
где
f, м — перемещение корпуса, вызванное деформацией;
EJ, кН*м2 — жесткость забойного двигателя. EJ=4000 кН*м2
Е, Н/м2 — модуль упругости легированной стали. Е=2*1011 Н/м2;
J, м4 — полярный момент инерции;
L, м — длина забойного двигателя с долотом.
Динамическое напряжение изгиба находим по формуле:
где
остизг, н/мм2 — статическое напряжение изгиба, кдизг — коэффициент динамичности при изгибе.
Статическое напряжение при изгибе находим по формуле:
М_
Щ>
где
Мизг, Н*м - момент при изгибе;
Wp, м3 - полярный момент сопротивления.
Коэффициент динамичности при изгибе находим по формуле:
от, Н/мм2 — среднее циклическое напряжение,
Запас прочности определяем по формуле:
где
То, — кинетическая энергия вращения ВЗД; Р, Н — сила, действующая при изгибе;
Кинетическая энергия вращения ВЗД равна:
То-3^
ш,с-1 — частота вращения бурильной колонны.
Динамические напряжения при кручении определяем по формуле:
где
тсткр, Н/мм2 — статическое напряжение при кручении;
кд кр — коэффициент динамичности при кручении.
Статическое напряжение при кручении
определяем по формуле:
Мтр-2
Од
где
Мтр, Н*м — момент трения, создаваемый силой прижатия корпуса ВЗД к стенке скважины; РЭ, м — диаметр применяемого долота.
А£гр=Рц
где
р, коэффициент трения стали о породу, р = 0,35.
с.
Для сталей
2300-
/ 2300 - 60
2300
5ст — деформация корпуса ВЗД при кручении. где
в, Н/мм2 — модуль упругости при сдвиге, в=0,4*Е.
Эквивалентное статическое и динамическое напряжение, действующее на корпус двигателя при изгибе и кручении, определяем по формуле:
2300
'К!
0,974
При этом показателями циклического напряжения являются оа и от (рис. 3), где
о , Н/мм2 — амплитудное циклическое напряжение,
В таб. 3 приведены расчетные допустимые значения количества циклов [N1] создаваемой переменной нагрузки, на корпусы исследуемых ВЗД.
Из таб. 2 и 3 видно, что самым неблагоприятным условием работы является бурение с вращением ВЗД, имеющим угол перекоса 1,25 град. При этом допустимое количество циклов [N1] < 105, а запас прочности лишь у одного из представленных типов ВЗД больше 1,2 (Д5-172). Угол перекоса 1 град. является более приемлемым для заявленных условий (диаметр и интенсивность искривления скважины), однако для забойных двигателей ДГР-178 и ДВРЗ-176М, имеющих запас прочности менее 1,2, недопустим и такой угол. Для этих типов ВЗД бурение с вращением бурильной колонны возможно, если их угол перекоса не будет превышать 0,75град.
Как правило, при сочетании турбинного и роторного способов бурения, последний составляет не более 10% от общего времени наработки, применяемого при этом ВЗД. Таким образом, если межремонтный период ВЗД составляет не более 250 часов, то бурение с вращением бурильной колонны, имеющей ВЗД с некоторым углом перекоса, занимает около 25 часов.
При вращении компоновки с частотой п=б0 об/мин, допустимая наработка [1М]60 в часах определится как
где
от — предел текучести материала корпуса ВЗД.
Для термообработанных хромоникелевых сплавов сталей принимаем. от= 900 Н/мм2.
Результаты расчетов возникающих напряжений для выбранных типов ВЗД приведены в таблице 2.
Из таблицы видно, что лишь у двух типов ВЗД (ДГ-176М, Д5-172) с углом перекоса 1,25 град (1°15') эквивалентное динамическое напряжение оэкв меньше от применяемого материала и лишь у Д5-172 запас прочности более 20% (п=1,25). А для двух типов ВЗД из исследуемых (ДГР-178, ДВРЗ-176М) даже угол перекоса 1 град является критическим, так как возникающие при этом напряжения превышают предел текучести применяемого материала.
Допускаемое количество циклов при циклической нагрузке определяем по формуле [5]:
ГМ1 и 60
где
А, МПа — характеристика материала, А=0,6*105 для аустенитной стали;
В - характеристика материала, В=0,4*ов/1 ; ов/1 , МПа — временное сопротивление материала при заданной температуре, для стали 40ХНМА Момент трения определяем по формуле: при средней температуре эксплуатации 60оС ов/1
=1600 МПа;
С( — поправочный коэффициент, учитывающий температуру эксплуатации 1. Температуру эксплуатации принимаем равной средней температуре эксплуатации забойного оборудования 1 =50°С.
В таб. 3 и на рис. 4 представлена допустимая наработка [1М]60 ВЗД при вращении с бурильной колонной в изогнутой скважине с частотой вращения п=60 об/мин.
Из таб. 3 и рис. 4 видно, что лишь забойный двигатель Д5-172 с углом перекоса 1,25 град имеет допустимую наработку [1М]60>25 часов. А для забойных двигателей ДГР-178 и ДВРЗ-176М можно рекомендовать работу с углом перекоса не более 0,75 град.
Для уменьшения влияния натяга при вращении забойного двигателя с перекосом в искривленной скважине рекомендуется применять некоторые технологические ограничения:
• перед началом вращения необходимо пробурить интервал скважины на длину КНБК с проворотом бурильной колонны на 90 градусов через каждый метр проходки.
• начинать бурение с проработки ствола скважины с вращением бурильного инструмента на высоту бурильной трубы (10.12м).
• после окончания проработки ствола скважины, дойдя до забоя, начать бурение с плавным увеличением нагрузки до 20.30 кН.
• продолжать бурение с минимальной нагрузкой не более 20.30 кН на глубину, равную длине КНБК (долото+забойный двигатель с отклоняющим переводником+забойная телеметрическая система) плюс длина не менее одной бурильной трубы (10.12м).
• дальнейший процесс бурения с вращением бурильного инструмента разрешается производить с нагрузкой на долото согласно плану бурения.
где
где
Угол перекоса ДГ-176М Д5-172 ДР-178 ДРУ-172РС ДГР-178 ДВРЗ-176М
[N] *105 [NW ч [N] *105 [NW ч [N] *105 [NL ч [N] *105 [NL ч [N] *105 [Nb ч [N] *105 [Nb ч
1,25 0,8 22,5 1,0 28,9 0, 6 15,3 0,5 14,1 0,3 8,0 0,2 6,77
1 17 476,3 7,2 198,5 2,8 76,9 1,7 47,1 0,7 20,2 0,5 15,16
0,75 58,6 1628 4,3 118,5 2,2 59,94
Таб. 3 — Допустимое количество циклов и допустимая наработка при циклической нагрузке ВЗД
Бурение турбинно-роторным способом необходимо производить с контролем крутящего момента на роторе.
Итоги
Результаты анализа и расчетов рекомендованы к применению технологической службе предприятия при определении допустимого угла перекоса применяемых
Рис. 4 — Допустимая наработка ВЗД с заданным углом перекоса в искривленной скважине при вращении бурильной колонны
компоновок для турбинно-роторного способа бурения скважин.
Выводы
1. Для применения турбинно-роторного способа бурения с вращением бурильной колонны необходимо ограничивать угол перекоса из условия вписываемости компоновки в профиль скважины с учетом твердости разбуриваемых пород и коэффициента кавернозности.
2. При вращении бурильной колонны, имеющей компоновку с углом перекоса, в искривленном участке скважины необходимо ограничивать частоту вращения и нагрузку на долото до выхода КНБК из этого участка.
3. Турбинно-роторный способ бурения, в зависимости от величины создаваемого натяга компоновкой с углом перекоса, способствует увеличению циклической нагрузки с ударами и вибрацией, влечет за собой дополнительный износ и сокращение срока службы элементов КНБК.
Список используемой литературы
1. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др.; 2007. - 508с, Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр».
2. Калинин А.Г., Кульчицкий В.В. Естественное и искусственное искривление скважин: Учебное пособие для вузов. Москва-Ижевск: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика. Институт компьютерных исследований, 200б. 640 с.
3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие под ред. Калинина А.Г. М.: Недра- Бизнесцентр. 2001. 450 с.
4. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов. Киев: Наукова думка, 1975. 704 с.
5. ГОСТ Р 52857.6-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет на прочность при малоцикловых нагрузках. Москва: Стандартинформ, 2008.
ENGLISH
DRILLING
Turbine and rotary drilling. Possibility of layouts having some misalignment
Authors:
Oleg V. Filimonov — ph.d., head of group certification, standardization and metrology1; oleg1543@mail.ru
UDC 622.24
1Horizon NPF Ltd., October, Russian Federation Abstract
We consider some of the positive and negative aspects of using a turbo-rotor method of drilling wells, the necessity of limiting the angle of tilt used in this layout, the technology of drilling the most dangerous areas.
Materials and methods
1. Analysis of the well vpisyvaemosti used hydraulic screw downhole motors (PDM) with some skew angle;
2. Calculation of statistical and dynamic stresses in the housing PDM having some misalignment when drilling with the drill string rotation;
3. Calculation of allowable housing
developments PDM under cyclic loading. Results
The results of the analysis and calculations are recommended for use technology service company in determining the allowable skew angle configurations used for the turbine and rotary method of drilling wells.
Conclusions
1. To use a turbo-rotor method of drilling with the drill string rotation is necessary to limit the skew angle of the layout in terms vpisyvaemosti well profile with the rock hardness and coefficient of cavernous.
2. By rotating the drill string having a skew
angle from the arrangement in the curved section of the well is necessary to limit speed and WOB to exit this portion of the BHA. 3. Turbine and rotary drilling method,
depending on the size of the layout created tension with the angle of tilt, increases cyclic loading with shock and vibration, entails additional wear and shorten the life of BHA.
Keywords
turbine and rotary drilling method, the amount of skew angle BHA intensity deviated wells, dynamic bending and torsional stress, the maximum number of cycles, the cyclic load
References
1. Kalinin A.G., Levitsky, A.Z., Messer A.G., Soloviev N.V., Prakticheskoe rukovodstvo po tekhnologii bureniya skvazhin
na zhidkie i gazoobraznye poleznye iskopaemye. Spravochnoe posobie [A Practical Guide to drilling technology for liquid and gaseous minerals. A Reference Guide]. Nedra-Biznestsentr, 2001, 450 p.
2. Kalinin A.G., Kulchitskiy V.V. Estestvennoe i iskusstvennoe iskrivlenie skvazhin.
Uchebnoe posobie dlya vuzov [Natural and artificial distortion wells. Textbook for high schools]. Moscow-Izhevsk: NITs "Regular and Chaotic Dynamics", Institute of Computer Studies, 2006, 640 p.
3. Popov A.N., Spivak A.I., Akbulatov T.O. etc. Tekhnologiya bureniya neftyanykh i gazovykh skvazhin. Uchebnik dlya vuzov [The technology of drilling oil and gas wells. Textbook for high schools]. Nedra-Biznestsentr, 2007. 508.
4. Pisarenko G.S., Yakovlev A.P., Matveev V.V. Spravochnikpo soprotivleniyu materialov [Reference materials strength]. Kiev: Dumka, 1975. 704.
5. GOST R 52857.6-2007 Sosudy i apparaty. Normy i metody rascheta na prochnost'. Raschet na prochnost' pri malotsiklovykh nagruzkakh [Vessels and vehicles. Limits and methods of strength calculation. Calculation of the strength in low-cycle loading]. Moscow: Standartinform, 2008.
