CC BY
70
УДК 622.243
РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ОПЫТНЫХ РАБОТ ПО ИЗУЧЕНИЮ МЕХАНИЗМА РАБОТЫ БУРОВЫХ КОМПОНОВОК СО СМЕЩЕННЫМ ЦЕНТРОМ МАСС ПОПЕРЕЧНОГО СЕЧЕНИЯ
Нескоромных Вячеслав Васильевич1,
sovair@bk.ru
Петенёв Павел Геннадьевич1,
pavel-whait@mail.ru
1 Институт горного дела, геологии и геотехнологий Сибирского федерального университета, Россия, 660095, г. Красноярск, пр. им. газеты «Красноярский рабочий», 95.
Актуальность работы: необходимость повышения эффективности бурения геологоразведочных скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе связанных с естественным искривлением скважин.
Цель исследования: разработка методики использования и конструкций буровых компоновок со смещенным центром масс (тяжести) поперечного сечения, позволяющих повысить эффективность бурения геологоразведочных скважин. Методы исследования: аналитические исследования, опытно-конструкторские работы и экспериментальные опытные работы. Результаты. Разработаны теоретические положения, методика применения и конструкции буровых компоновок со смещенным центром тяжести поперечного сечения; проведены производственные испытания различных конструкций буровых компоновок со смещенным центром тяжести поперечного сечения при различных способах бурения.
Выводы. На основе разработанной модели движения буровых компоновок со смещенным центром тяжести поперечного сечения получены аналитические зависимости для расчета величин эксцентриситета оперечного сечения буровых компоновок, обеспечивающие их вращение вокруг оси скважины (вид Ф1), а также длину вовлекаемого в режим вращения Ф1 участка колонны, что позволяет создавать компоновки бурильной колонны, способные работать в более благоприятном режиме и обеспечивать повышение эффективноти бурового процесса. На основе стандартных снарядов со съемным керноприемником типоразмера HQ разработаны и изготовлены трубы со смещенным центром тяжести, которые испытаны на производственных скважинах в составе компоновки, в которой размещено три трубысо смещенным центром тяжести поперечного сечения. Результаты испытаний показали, что в составе высокосбалансированных бурильных колонн снаряда со съемным керноприемником эффективно применение труб со смещенным центром тяжести: достигается снижение интенсивности естественного искривления скважин, снижается вибрация и затраты мощности на работу бурильной колонны.
Ключевые слова:
скважина, бурение, бурильная колонна, компоновка, искривление скважины.
Бурение скважин в твердых и особенно анизотропных горных породах представляет из себя многофакторный процесс со многими влияющими на производственный результат условиями и параметрами.
Для снижения искривления скважин, буримых в анизотропных горных породах, например, созданы различные методики и технические средства [1-10]. Но с точки зрения повышения эффективности бурения, особенно алмазного высокочастотного бурения, данные разработки могут рассматриваться только как методы и средства вспомогательного характера, не влияющие непосредственно на рост производительности и ресурс бурового инструмента, повышение таких показателей, как выход керна и его качество. Исследования процесса алмазного бурения на стенде [11], многочисленные производственные данные указывают, что все основные показатели высокоэффективного бурения связаны с режимом работы бурильной колонны.
Современная технология алмазного бурения геолого-разведочных скважин в твердых породах предусматривает использование статически сбалансированных бурильных колонн с уменьшенными радиальными зазорами между колонной и стен-
кой скважины [11]. Особенно ярко эти свойства технологии бурения проявляются при применении системы алмазного бурения со съемным керноприемником (ССК) в зарубежном исполнении. ССК зарубежных компаний, таких как АНазСорео и БоаН Ьонёуеаг, отличаются высоким качеством изготовления бурильных и колонковых труб (относительно равная толщина стенок, высокопрочная сталь) и высоким уровнем соосности резьбовых соединений, что позволяет характеризовать данные бурильные трубы и колонны, составленные из них, как высоко статически сбалансированные системы. Статическая сбалансированность колонн позволяет реализовать высокопроизводительное алмазное бурение на форсированных режимах, но зачастую лишь при проходке скважин в относительно благоприятных горно-геологических условиях. При сложном геологическом разрезе, в котором может происходить непредвиденное расширение ствола скважины, кавернообразование, искривление скважины в анизотропных и перемежающихся по твердости горных породах, при наклонном положении ствола скважины и др. сложных моментах, эффективность применения высоко сбалансированных бурильных колонн может быть недостаточной, поскольку любые статически сбалан-
сированные колонны оказываются динамически несбалансированными из-за высокой степени деформации под действием осевых и центробежных сил, что обеспечивает появление возмущающих равномерное вращение сил трения, и характер движения колонны становится вибрационным. Подобный режим работы колонны приводит к снижению эффективности бурения, поскольку колонна, по мере снижения жесткости и повышения параметров режима бурения, теряет свои качества канала передачи энергии и разрушающих усилий к забою скважины. Вследствие этого снижается механическая скорость бурения, повышается износ элементов колонны, растут затраты мощности на бурение, становится недостаточным выход керна, возрастает кривизна и снижается технологическая надежность регулирования направления и искривленности стволов скважин. В некоторой степени негативные проявления устраняются использованием различных смазывающих веществ, которые позволяют снизить силы трения в системе «колонна-скважина». Для снижения искривления скважин при бурении статически сбалансированными колоннами целесообразны центрированные колонковые наборы и иные компоновки [12-151.
Рис. 1. Схемы для анализа работы компоновки со смещенным центром тяжести поперечного сечения: w - направление вращения колонны, задаваемое буровым станком; Q - направление качения колонны по стенке скважины
Fig. 1. Schemes for analysis of operation of configuration with the displaced cross section mass center: w is the direction of a column rotation set by the drilling rig; Q is the direction of a column swing on a well wall
Согласно экспериментальным данным [11], наиболее устойчивым видом движения статически сбалансированных колонн на форсированных ре-
жимах является обратная процессия (гипоцикли-ческое движение колонны, которое заключается в качении колонны по стенке скважины в обратную сторону от направления вращения колонны), с которой связаны все основные нежелательные влияния на процесс и показатели бурения.
Решение проблемы повышения показателей буровых работ, связанных с работой колонны, состоит в подборе значений параметров (системы «колонна-скважины», которые снижают вероятность возникновения обратной процессии. С другой стороны, вид движения деформированной буровой компоновки, который бы обеспечивал минимальность кривизны ствола при бурении анизотропных горных пород, - вращение деформированной компоновки вокруг оси скважины (вид движения Ф1) [11].
Один из путей решения проблемы эффективного бурения в сложных горно-геологических условиях - применениебуровых компоновок со смещенным центром масс поперечного сечения (КСМ) [14, 15]. Среди этих разработок есть ряд запатентованных технических средств [16-19].
К настоящему времени накоплен некоторый опыт использования в бурении подобных технических средств [13]. Например, фирма Хр. Рог Drilling использует УБТ типа Woodpecker с боковым смещением центра тяжести. Результаты использования таких УБТ показывают, что происходит рост механической скорости бурения на 24 %, расход долот (не смотря на рост скорости) не увеличивается, сокращается число усталостных поломок соединений труб, вибрация колонны уменьшается. Кроме того, отмечено улучшение качества ствола скважины, что положительно влияет на спуск колонн. Приведенные результаты работ фирмы Хр. Рог Drilling полностью подтверждаются исследованиями, проводимыми специалистами КазИМСа и ИрГТУ при алмазном и бескерновом бурении геологоразведочных скважин [13].
Механизм работы компоновок КСМ предусматривает проявление нового технического свойства динамической стабилизации или самоцентрации, которое состоит в регулировании центробежной силы Fц с одновременным обеспечением вида движения Ф1, что позволяет повысить эффективность бурения [13]. Опыт применения таких компоновок, размещаемых в нижней части бурильной колонны непосредственно над породоразрушающим инструментом [20], показал возможность как снижения искривления скважины, так и повышения таких показателей бурения, как механическая скорость, ресурс бурового инструмента, снижение вибрации и затрат мощности на бурение.
Анализ работы несбалансированных компоновок различного типа выполнялся в следующих работах [11, 12, 16, 20, 21].
При вращении КСМ в скважине с частотой w (рис. 1) усилие Fц направлено из точки вращения колонны через центр тяжести поперечного сече-
ния. В точке контакта со стенкой скважины возникает сила трения под действием которой КСМ занимает такое положение в скважине, при котором получает направленность с отклонением от точки контакта со стенкой скважины, что нехарактерно для бурильных труб с поперечным сечением в виде кольца. Угол Д (рис. 1) вектора определяется в зависимости от направления вращения инструмента и суммы других факторов. При росте например из-за повышения частоты
вращения, достигает величины которая способна создать условия для качения КСМ в направлении О, но качение может происходить лишь как проворот КСМ вокруг продольной оси своей наружной поверхности, поскольку при этом происходит уменьшение расстояния АВ от центра тяжести поперечного сечения компоновки до оси вращения, что не дает роста центробежной силы, т. к. последняя пропорциональна этому расстоянию.
L
L
Рис. 2. Схемы для определения эксцентриситета центра масс буровой компоновки: а) над буровым инструментом; б) в составе бурильной колонны
Fig. 2. Schemes for defining the eccentricity of the mass center of the boring configuration: а) over the boring tool; б) as a part of a boring column
Таким образом, вероятностное повышение центробежной силы, соответственно, силы прижатия компоновки к стенке скважины и силы трения компоновки о стенку скважины, вызванное, например, ростом частоты вращения колонны, приводит только к провороту компоновки на угол ас, после чего устанавливается прежний (до повышения частоты вращения) уровень сил и их соотношение, а потому качения КСМ в скважине не происходит. Расстояние АВ, из геометрических построений (рис. 1), равно:
AB = SEOi, sin рс
а sinace
где & = arctg—-c—-.
(f + cos ace)
В формулах ас изменяется от 0 до 180 градусов, а расстояние АВ, таким образом, от максимального (f+e) уменьшается по мере поворота компоновки и сближения центра тяжести поперечного сечения компоновки (точка А на рис. 1) с центром вращения компоновки (точка В) (при e=f это расстояние равно 0). При этом поворот КСМ происходит на угол, который уменьшает расстояние АВ ровно на столько, насколько это требуется для предотвращения качения компоновки по стенке скважины. В результате практически всегда проявляется свойство КСМ обеспечивать в скважине вид движения Ф^
Для вывода основных зависимостей расчета параметров КСМ рассмотрены действующие силы при бурении, когда нижняя часть колонны имеет равномерно распределенный по длине эксцентриситет центра масс в виде компоновки длиной 1к (рис. 2, а, б). В первом случае компоновка КСМ расположена в нижней части колонны, а во втором - в интервале сжатой зоны с некоторым шагом длиной L.
При вращении КСМ действует центробежная сила (рис. 2, а, б, сечение Б-Б):
(е + f )чУ1к
к=■
2 g
гдеfK - прогиб КСМ в скважине, м; qK - весовая характеристика КСМ, даН/м; а - частота вращения бурильной колонны, с-1; g - ускорение силы тяжести, м/с2.
Вследствие проявляющейся силы трения F^ компоновка проворачивается на угол ас и потому сила ориентирована с некоторым смещением от точки контакта КСМ со стенкой скважины. В направлении точки контакта действует составляющая силы - сила F^F^osa,,. Другая составляющая центробежной силы, которая определяет вид движения КСМ, будет равна: F^F^osa,,.
При вращении в режиме Ф1 на полуволну бурильной колонны оказывает действие также центробежная сила FK и её составляющие Fкп и F":
F = fq^k; F* = cosa; f; = sin а, 2 g
где/ - прогиб бурильных труб в скважине, м; qб-весовая характеристика бурильных труб колонны, даН/м; 1б - длина полуволны изгиба бурильных труб, м; а1 - угол поворота участка колонны под действием центробежной силы и силы трения колонны о скважину, град.
Угол а1 может изменяться от ас до 0 последовательно от КСМ и до п-й полуволны колонны. Число полуволн п, вовлеченных КСМ в режим вращения Фи определяется величиной центробежной силы от вращающейся в скважине КСМ и силами сопротивления движению колонны в скважине. Если угол поворота КСМ равен ас, то для каждой последующей полуволны угол а уменьшается на величину ас/п. Таким образом, для каждой полуволны угол а1 будет равен:
ас0 -1) а = ас---•
п
Выше компоновки КСМ участок колонны не имеет эксцентриситета центра масс и деформирован с числом полуволн изгиба от (¿+1) до п, где 1=1. Общее уравнение равновесия сил для участка колонны, двигающегося в режиме Ф1, вызванного работой КСМ, будет иметь вид:
^+2F: >(^цп+2^+Рк+2р6рм, (1)
п ^ п п '
где Рк, Рб - соответственно результирующие силы прижатия деформированной КСМ и полуволн бурильных труб, работающих в режиме вращения Ф1, к стенке скважины за счет действия осевой нагрузки и силы упругости изогнутого участка колонны, даН; Рм - сила, деформирующая компоновку и стремящаяся вызвать вращение вида Ф2, определяемая соотношением изгибающего момента со стороны забоя скважины Моп и упруго-реактивного момента Мр, даН; /л - коэффициент трения скольжения компоновки и колонны о стенку скважины.
При решении уравнения (1) форма изгиба участков колонны (длина полуволны I) в пределах радиального зазора / принимается синусоидальной, которую можно описать уравнением
,, . пх У = / 51п— •
Силы Рк и Рб определяются через работу этих сил Ар по деформированию компоновки и бурильных труб на величину прогиба в пределах радиального зазора:
A = 0,5P ÍI — I dx = 2,46
p oc J01 dy) '
P j2
oc*/
l
В результате имеем следующие зависимости для расчета сил Рк и Р6:
P = 2,46
P f
oc^ к .
I '
P f p = .
б l 'к
Составляющие сил Рк и Рб, воздействующие на стенку скважины, определяются, соответственно, через углы а1 и ас:
Ркп = PKcosac; р; = PK cos<xv
Усилие прижатия Рм, вызванное опрокидывающим моментом со стороны забоя скважины, определим через уравнение работы момента сил М при деформировании компоновки с длиной полуволны l:
Ам = 0,5Í ——dx
м ' J FT
EJ
M 2l 2 EJ:
P =
[Mp2 ± (Mо2д )]lK
2 EJ/к
где Мр, Моп - реактивный и опрокидывающий моменты, действующие на буровую компоновку со стороны забоя скважины при бурении анизотропной горной породы, даН-м; EJ - жесткость буровой компоновки, даН-м2.
Решение уравнения (1) относительно «е» позволило получить выражение для расчета значения эксцентриситета центра масс буровой компоновки в случае её размещения непосредственно над поро-доразрушающим инструментом: 1
е >-
q6f6l6
l
Чк(sin«о - cosa^
i=i
Ь (cosasin at) +
+ f cosac
lK® ^ lK
+ (Mi ± Mp)g
Ek J Kfy
f £ ^ + , Ьcos«l +
- fK-
(2)
к повышению величины достаточного для эффективной работы компоновки в режиме Ф1 эксцентриситета, а его значения вполне реальны с точки зрения реализации при изготовлении буровых компоновок.
Соответственно, стабильность движения вида Ф1 повышается с ростом эксцентриситета центра масс, веса отдельной КСМ и числа КСМ, распределенных вдоль сжатого участка бурильной колонны с некоторым шагом.
1,2
0,8
О
и
со
0,4
\\ А Н=0,25
\\ А Г ч\ / /и=0,2 v\ ии
\\ V / ц=0,05
\. \\
\ \ W У/
N
__
Зависимость (2) позволяет получить достаточно полную качественную и количественную характеристику влияния суммы всех основных параметров компоновки бурильной колонны, режимов бурения и других факторов на величину достаточного для реализации вида движения Ф1 эксцентриситета центра масс КСМ, а также числа полуволн и, соответственно, длины участка колонны вовлеченного в этот вид движения ведущей их компоновкой. Анализ формулы (2) позволяет ответить на вопросы о влиянии ряда основных факторов на величину эксцентриситета, угол поворота компоновки и другие параметры. В формуле (2), в случае, если бурится изотропная горная порода, Моп=0, а если при этом буровая компоновка над по-родоразрушающим инструментом сохраняет прямолинейность, то и Мр=0.
На рис. 3 приведены зависимости величины эксцентриситета, рассчитанные по формуле (2), от частоты вращения колонны и коэффициента трения колонны о стенку скважин, при Моп=2 даН-м, /к=0,5 мм, компоновки массой 50 кг, длиной 5 м и при бурении колонной ЛБТН-54.
Графики показывают зависимость эксцентриситета от коэффициента трения колонны о стенку скважины и частоты вращения. Рост Моп приводит
0 300 600 900
Частота вращения колонны, мин-1
Рис. 3. Расчетные графические зависимости эксцентриситета буровой компоновки от частотыi вращения колонныI, коэффициента трения колонныi о стенку скважиныI и величины опрокидывающего момента Моп
Fig. 3. Calculated graphic dependences of the boring configuration eccentricity on the column rotation frequency, coefficient of column friction on the well wall and the size of the overturning moment Моп
Влияниеанизотропии горных пород на работу компоновки и вид ее движения велико и существенная доля центро-бежной силы, задаваемой эксцентриситетом попе-речного сечения ком-по-новки, направлена на преодоление фиксирующего действия опрокидывающего момента. Очевидно для надежной работы труб с эксцентриситетом центра масс в режиме Ф! в колонне на удалении от забоя величина эксцентриситета может быть меньше полученных значений (графики на рис. 3), так как в этом случае последнее слагаемое в скобках формулы (2) не должно учитываться. Так, например, при частоте вращения 10-15 с-1 и /л=0,2 будет достаточным для реализации вращения вида Ф1 эксцентриситет, равный 3-4 мм.
Анализ уравнения (2) и расчетных зависимостей эксцентриситета поперечного сечения буровой компоновки позволяет выделить два основных направления совершенствования колонн с КСМ: 1. Трубы со смещенным центром масс используются в нижней части стандартной статически сбалансированной бурильной колонны в качестве буровых наборов для бурения с отбором керна (возможен вариант, реализованный нами в ПГО «Сосновгеология» [13,18] - колонковая труба и установленная над ней толстостенная
0
КСМ) или компоновки для бескернового бурения. Схема такой компоновки дана на рис. 2, а. 2. Трубы со смещенным центром масс устанавливаются по всей длине сжатой зоны бурильной колонны с определенным шагом Ь, причем последний обеспечивает всему сжатому участку колонны режим вращения Ф1 и возрастает от забоя к нулевому сечению по мере уменьшения степени деформированности и роста длины полуволны изгиба. Схема такой компоновки дана на рис. 2, б.
Анализ зависимости (2) показывает, что наиболее активно влияет на достаточную величину эксцентриситета, гарантирующую стабильный вид вращения колонны в режиме Ф1, величина коэффициента внешнего трения колонны о стенку скважины. Учитывая это обстоятельство, для активного снижения коэффициента трения между КСМ и стенкой скважины нами разработана конструкция КСМ с опорами качения, что позволяет снизить коэффициент трения в несколько раз [22].
Опытные работы по испытанию компоновок КСМ выполнены в производственных условиях и заключались в изучении износа поверхности КСМ, отработанных при испытании в ГРЭ-324 ПГО «Со-сновгеология» [13, 18].
При поиске оптимальной конструкции КСМ проводились испытания макетов компоновок, которые отличались величиной эксцентриситета центра масс. Макет КСМ изготавливался из колонковых труб диаметром 57 и 44 мм. Груз массой 9,5 кг (свинец) размещался вдоль компоновки на боковой поверхности внутренней трубы, которая центрировалась в наружной трубе кольцами. Длина компоновки -4,0 м, вес -40 даН. Величина эксцентриситета составила 8 мм (КСМ-8). Компоновка использовалась без центраторов, зазор/к=1-2 мм.
Испытания проводились на плановой скважине при бескерновом бурении.
Горные породы в интервале испытаний - анизотропные трахидациты, дациты, антрезито-базаль-ты УШ-1Х категорий по буримости, подверженные аргиллитизации, карбонатизации и гематиза-ции. Показатель анизотропности по модулю упругости составляет значение от 1,2 до 1,7.
Результаты бурения компоновкой КСМ-8 сопоставлялись с результатами бурения жестким трехгранным стабилизатором 3К длиной 6 м [13,18].
Как следует из полученных данных, в сравнении с компоновкой 3К, снижение интенсивности искривления скважин при бурении компоновками КСМ составило 1,4-1,5 раза, но при этом отмечено повышение механической скорости бурения на 10 % и рост стойкости долот до 30 %.
При анализе работоспособности макета КСМ-8 произведена обработка данных по лентам записи затрат мощности стандартным киловаттметром типа Н-348. Обработка показала существенное снижение уровня затрат мощности и колебательных процессов колонны в скважине при бурении КСМ.
Макет КСМ-1,6 испытан на скважине 6749 ГРЭ-324 ПГО «Сосновгеология» и показал очень высокие результаты. Интенсивность искривления составила 0,95° на 100 м на интервале бурения 110 м (базальт 1Х-Х категории по буримости). При алмазном бурении нижезалегающих пород интенсивность искривления составила 2,9° на 100 м, а при бурении скважины 6747 (параллельный профиль на расстоянии 100 м) алмазным колонковым способом в том же интервале, в котором работала КСМ-1,6 в скважине 6649-4,7? на 100 м.
Аналогичная компоновка испытана в ГРЭ-324 ПГО «Сосновгеология». Здесь за базу сравнения принята компоновка, изготовленная из колонковой трубы диаметром 57 мм без центраторов с долотом ДДА-59. Данной компоновкой пробурен интервал 58,4-223 м (фельзиты, дациты) и получена интенсивность искривления 0,43° на 10 м. Макетом КСМ-1,6 с долотом ДДА-59 пробурен последующий интервал 223-330 м и получена интенсивность искривления 0,075° на 10 м. При бурении использовались равные параметры режима: Рос=20кН, ю=510 мин1.
Анализ экспериментальных материалов показал, что колонны с КСМ работают в скважине с минимальной вибрацией, что и обеспечивает более эффективное бурение. Так, например, для описанного выше случая отмечено снижение интенсивности естественного искривления в 5,7 раза, повышение механической скорости бурения на 14-28 %, увеличение стойкости долот на 41 %. Ресурс самих компоновок возрос в 2,7 раза, а стоимость станко-смены снизилась на 5 %.
Для случая, когда КСМ располагается между бурильными трубами и выполняет роль маховика, организующего вращение деформированной бурильной колонны, величина эксцентриситета может определяться по следующей формуле:
е >
1
дк (мп а - гов а/)
х <
Чб/Л 22 (сова/- в1па,)-
1 п
4,9 г/. сова +/2соа
Минимально допустимые значения эксцентриситета едля реализации компоновкой КСМ вида вращения Ф1 для разных типоразмеров труб при рекомендуемых параметрах нагрузки представлены в табл. 1 и на рис. 4.
Для обеспечения стабильного вида Ф1 при минимальном эксцентриситете центра масс требуется соблюдение следующих условий:
• высокие частоты вращения бурильных колонн;
• минимальная деформированность колонны, что предполагает использование технологий и инструментов, позволяющих эффективно бу-
рить при минимальных Рос, а также использование систем «колонна-скважина» с минимальными радиальными зазорами;
• минимальное значение коэффициента трения между компоновкой, колонной и стенкой скважины;
• снижение изгибающих моментов, воздействующих на торец бурового инструмента и компоновку при бурении анизотропных горных пород со стороны забоя скважины.
Таблица 1. Минимальные необходимые значения эксцентриситета для реализации вращения компоновки по типу ф в зависимости от частоты вращения при рекомендуемой осевой нагрузки
Table 1. Minimum necessary values of the eccentricity for implementation of the configuration rotation in terms ofф depending on rotation frequency at the recommended axial loading
Частота вращения, мин-' Frequency of
Значения эксцентриситета eдля размеров труб, мм Values of eccentricity e for the sizes of pipes, mm
rotation, min-' BQ NQ HQ PQ
400 1,61 1,67 1,51 1,72
600 1,46 1,43 1,30 1,51
800 1,30 1,11 1,12 1,31
1000 1,21 1,0 0,96 1,16
В соответствии с указанными требованиями максимально подходят для эффективного применения КСМ бурильные колонны ССК, используемые при алмазном высокочастотном бурении.
Анализ полученных формул позволяет установить природу сдвига фаз ас между векторами центро-
бежной силы при реализации колонной вращения вида Ф1. Из данных зависимостей следует, что при условии Рц=Рцп коэффициент внешнего трения ¡л=\1%а„, что указывает на то, что сдвиг фаз является результатом действия силы трения, так как полученный тангенс угла ас и есть классическая интерпретация коэффициента трения, а угол а„ таким образом, есть угол трения системы «колонна-скважина».
С целью определения длин участков колонны, вовлеченных в режим обращения (режим, близкий к Ф1), составим новое энергетическое уравнение сил и моментов сил:
t=i
'+У Fв
/ j кн
п
¿=1
¿=1 + У FB
/ j ке
= 1 Рп +УРп +УРп + Р +Ур,
I " / I кн / , кв к / , б I ' 7
\ П П П '
где Р^, Р'кв, Рш, Ри - составляющие центробежной силы, действующей на нижний (расположенный под КСМ) и верхний (расположенный над КСМ) участки бурильной колонны, соответственно, силы возмущающая и прижатия, даН.
В данной формуле есть смысл объединить работы сил Рвн и Ркв с учетом числа полуволн И, вовлеченных в режим вращения Ф1. В этом случае уравнение будет выглядеть иначе:
рцв рбв = ^рцп рбп + Рк +Е Рб 1 М,
2п V 2п п '
где Рбв, Рбп - составляющие центробежной силы, действующей на нижний и верхний участки бурильной колонны, соответственно, силы возмущающая и прижатия, даН.
н
U
о S
If
(U >
и.-5 ч °
w -¡3
rn +3 —
<u о о W
S
<31
и
S
?
(D
m
1,0
400 500 600 700 8100 900 1000
Частота вращения, мин-1 Rotation frequency, min-1
Рис. 4. График зависимости эксцентриситета от частоты вращения колонны:1 - PQ; 2 - BQ; 3 - NQ; 4 - HQ
Fig. 4. Schedule of dependence of eccentricity on the frequency of rotation of a column:1 - PQ; 2 - BQ; 3 - NQ; 4 - HQ
С учетом входящих в данную зависимость выражений путем преобразования можно получить квадратное уравнение следующего вида:
AL2 + BL6 - L6 = 0.
Решение данного уравнения позволяет рассчитать длину вовлекаемого в режим Ф! участка бурильной колонны Ь6=2Ь (рис. 2, б):
В + 7 В2 + 4 АС
где
A =
B =
2 g
+ /
2 g
2 A
(sinaTc - cosaTc/u); Ksin«кс - nosa^) -
/K
"2,46 poc y^ cos aTc/u;
'к
Я = 2,46 Pocf cos aTC/,
где f - прогиб бурильных труб, м; q6 - масса одного метра трубы, кг; а - частота вращения; е - величина эксцентриситета, м; 1б - длина полуволны бурильной трубы, м; 1к - длина КСМ, м; акс, атс -углыпроворота трубы КСМ и бурильных труб под действием сил трения, град; /л - коэффициент трения-скольжения между элементами бурильной колонны и стенками скважины.
Ф! в зависимости от типоразмера труб и при различной частоте вращения снаряда. При этом для каждого значения частоты вращения колонны в расчетах использованы соответствующиеуглыпро-воротакомпоновки (определены экспериментально по схемам износа буровых компоновок) КСМ акс.
Таблица 2. Расчетные данные длины вовлекаемого в вид движения Ф участка бурильной колонны
Table 2. Design values of the length of a boring column site involved in the movement Ф,
Частота вращения, мин-' Frequency of rotation, min ' Типоразмер бурильной колонны Standard size of a boring column
BQ NQ HQ PQ
Параметр L, м Parameter L, m
'000 atc=70° 8,11 7,46 7,22 7,25
800 акс=65° 8,50 7,82 7,60 7,60
600 акс=55° 9,91 9,28 8,81 8,80
400 акс=45° 11,59 10,93 10,29 10,25
Рис. 5. Опытный образец трубы КСМ типоразмера HQ Fig. 5. HQstandard size pipe KSM prototype
Угол проворота участка бурильной колонны атс меняется от максимального значения, равного углу проворота КСМ акс, до нуля, поэтому при расчетах величина этого угла будет равна половине угла акс.
В табл. 2 приведены расчетные данные зависимости длины вовлекаемого участка бурильной колонны в режим вращения Ф! от частоты вращения колонны при заданном угле проворота КСМ и минимально допустимом эксцентриситете при коэффициенте трения ^=0,2.
Исходя из данных расчетов, определены длины вовлекаемых участков колонны в режим движения
Опытные образцы бурильных труб КСМ для бурения ССК изготавливались из стандартных труб HQ. Смещение центра тяжести поперечного сечения обеспечивалось удалением двух лысок вдоль корпуса трубы, расположенных своими осями относительно друг друга под углом в 120° с образованием плоских продольных участков наружной поверхности трубы (рис. 5). Глубина снимаемых лы-сок составила 2,5 мм. Лыскивыполнялись с отступом от резьб на расстояние 125 мм. В центре тру-бына интервале 250 мм лыски не фрезеровались с целью максимального сохранения устойчивости КСМ при бурении. Смещение центра тяжести поперечного сечения в данном случае составило 1,66 мм.
Производственные испытания, проведенные летом 2015 г., трех опытных образцов КСМ, установленных в нижней части бурильной колонны (первая над колонковым набором, вторая через две трубы, т.е. на расстоянии 6 м от первой КСМ, третья КСМ установлена через 9 м, т.е. через три бурильные трубы от второй КСМ), показали рост механической скорости бурения на 10-20 %, уменьшение затрат мощности на вращение на 10 %, значительное снижение уровня вибрации бурильной колонны, а также снижение естественного искривления скважины. Величина естественного искривления по зенитному углу при использовании КСМ в составе сжатой части бурильной колонны снизиласьв 2,9 раза.
На рис. 6 представлены кривые, отражающие изменение зенитного угла на интервалах бурения протяженностью примерно по 300 м на четырех плановых скважинах Попутнинского месторождения.
По азимутальному углу значительных искривлений не наблюдалось, тем не менее азимутальное направление скважин оказалось более выдержанным при бурении снарядом с КСМ (снижение интенсивности искривления наблюдалось в 1,15 раза).
Рис. 6. Результаты инклинометрии по зенитному углу на типовых скважинах Попутнинского месторождения (расстояние между профилями скважин 50 м): 1, 2 -бурение стандартным снарядом HQ; 3, 4 - бурение снарядом HQ с тремя КСМ; 4, 5 - средние значения зенитного угла по двум скважинам
Fig. 6. Results of directional survey on a zenith angle on standard wells of the Poputninskoye field (distance between profiles of wells is 50 m): 1, 2 - drilling with a standard shell HQ; 3, 4 - drilling with HQ shell with three configurations with the displaced cross section mass center; 4,5- average values of a zenith angle on two wells
Таким образом, компоновки КСМ показали свою высокую эффективность как технического средства, улучшающего условия работы буровой колонны посредством изменения характера ее вращения.
Подтверждена возможность изготовления компоновок КСМ с достаточным эксцентриситетом центра масс для основных типоразмеров колонн, используемых при геолого-разведочных работах при бурении скважин с применением комплексов ССК.
Методика определения достаточной величины эксцентриситета для реализации вращения КСМ по типу Ф1, шага установки КСМ в составе бурильной колонныпозволяют, исходя из конкретных технико-технологических параметров, определить нужную конструкцию и места установки компоновок КСМ.
Выводы
1. На основе разработанной модели движения буровых компоновок со смещенным центром тяжести поперечного сечения получены аналитические зависимости для расчета величины эксцентриситета компоновки, обеспечивающие её вращение в режиме Ф1, а также длину вовлекаемого в режим вращения Ф1 участка колонны, что позволяет создавать компоновки бурильной колонны, способные работать в более благоприятном режиме и обеспечивать повышение эффективноти бурового процесса.
2. На основе стандартных бурильных труб для ССК типоразмера HQ разработаны и изготовлены трубы со смещенным центром тяжести, которые испытаны на производственных скважинах в составе компоновки, в которой размещено три трубы КСМ. Результаты испытаний показали, что в составе высокосбалансированных бурильных колонн ССК эффективно применение труб со смещенным центром тяжести: достигается снижение интенсивности естественного искривления скважин, вибрации и затрат мощности на работу бурильной колонны.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bonnar R., Panagapko O.A., Williams G.I. Deep deflection co-reholing // Engineer аnd Mining J. - 1985. - № 8. - P. 26-30.
2. Holbert D.R. New interest in drainhole drilling revives technology // World oil. - 1981. - № 4. - P. 7-10.
3. Williams G.I. Operation experience with wireline technique // Geodrilling. - June, 1986. - № 7. - P. 7-10.
4. Bredley W.B. Formation characteristics have a key effect on hole direction // Oil and gas J. - 1975. - V.73. - № 31. - P.77-80.
5. Steueuung horizontaler Kernbohrungen grosser lange im Salzgestein / G. Boning, H. Iezierski, W. Pitz, M. Sohlocbaoch// Erzmetall. - 1984. - №5. - P. 8-11.
6. Holbert D.R. How rotary speed affect bits trajectory // Drilling Contractor. - July, 1986. -№ 7. - P. 92-94.
7. Riley L., Swarts H., Anderson M. Large diameter bi-center bits and drilling casts // Petroleum Engineer International. - 1990, August. - № 8. - P. 25-30.
8. Нескоромных В.В. Результаты экспериментальных исследований буримости анизотропной горной породы // Известия вузов «Геология и разведка». - 2013. - № 6. - С. 79-84.
9. Нескоромных В.В. Анализ процесса разрушения анизотропной горной породы шарошечными долотами // Инженер-нефтяник. - 2014. - №3. - С. 5-11.
10. Лесин В.С., Рычков Е.И. Исследование трения в анизотропных горных породах //Сб. конференции «Проблемы геологии и освоения недр». - Томск: Изд-во ТПУ 2014. - С. 346-347.
11. Повышение эффективности колонкового алмазного бурения / Б.И. Воздвиженский, Г.А. Воробьев, Л.К. Горшков и др. - М.: Недра, 1990. - 208 с.
12. Современные методы и технологии по управлению траекториями геологоразведочных скважин / Ю.С. Костин, Ю.Г. Со-ловов, Р.Б. Закиев и др. - Чита: ООО «Издательский дом «Ресурсы Забайкалья»», 2004. - 352 с.
13. Нескоромных В.В. Направленное бурение и основы керноме-трии. - М.: Инфра-М, 2016. - 336 с.
14. Нескоромных В.В. Оптимизация в геологоразведочном производстве. - М.: Инфра-М, 2015. - 199 с.
15. Уржумов А.И. Снижение интенсивности искривления скважин при бурении ССК-59 // Разведка и охрана недр. - 1982. -№8. - С. 28-31.
16. Буглов Н.А. Оптимизация параметров колонковых снарядов для алмазного бурения направленных геологоразведочных скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук. - М., 1988. - 22 с.
17. Компоновка низа бурильной колонны / Б.А. Новожилов, Г.П. Новиков, Г.А. Воробьев и др.: авторское свидетельство СССР № 1680939; заявл. 10.10.89; опубл. 30.09.91, Бюл. № 36. - 3 с.
18. Страбыкин И.Н., Нескоромных В.В. Колонна бурильных труб для высокочастотного бурения: авторское свидетельство СССР № 1406332; заявл.18.04.85; опубл. 30.06.88, Бюл. № 24. - 3 с.
19. Meinel H., Link J., Bodenberger E., Lademann M. Kernrohre fur richtungsstabiles Bohren. Patent DDR, no. 260629 А3, 1988.
20. Нескоромных В.В., Страбыкин И.Н. Анализ работы несбалансированной компоновки бурового снаряда // Известия вузов «Геология и разведка». - 1988. - № 10. - С. 79-84.
21. Бобылев Ф.А. К вопросу изучения работы неуравновешенной компоновки бурового снаряда на математической модели// Технический прогресс в разведочном бурении. - Алма-Ата: КазИМС, 1980. - С. 34-37.
22. Компоновка бурильной колонны: пат. РФ № 2078194; заявл. 21.07.93; опубл. 27.04.97, бюл. № 12. - 5 с.
Поступила 11.04.2016 г.
Информация об авторах
Нескоромных В.В., доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой технологии и техники разведки Института горного дела, геологии и геотехнологий Сибирского федерального университета.
Петенёв П.Г., старший преподаватель кафедры технологии и техники разведки Института горного дела, геологии и геотехнологий Сибирского федерального университета.
UDC 622.243
RESULTS OF THEORETICAL AND SKILLED WORKS ON STUDYING THE MECHANISM OF OPERATION OF BORING CONFIGURATIONS WITH A DISPLACED CROSS SECTION MASS CENTER
Vyacheslav V. Neskoromnykh1,
E-mail: sovair@bk.ru
Pavel G. Petenev1,
E-mail: pavel-whait@mail.ru
1 Siberian Federal University, 95, «Krasnoyarskiy rabochy» newspaper Avenue, Krasnoyarsk, 660095, Russia.
Relevance of the research is the necessity to increase the efficiency of drilling prospecting wells in difficult mining-and-geological conditions, including those connected with a natural curvature of wells.
The aim of the research is to develop a technique of using and designs of boring configurations with the displaced cross section mass
center which allow increasing the efficiency of drilling the prospecting wells.
Research methods: analytical researches, developmental works and experimental skilled works.
Results. The authors have developed the theoretical regulations, a technique of application and a design of boring configurations with the displaced cross section mass center and carried out the production tests of various designs of boring configurations of with the displaced cross section mass center when drilling.
Conclusions. Based on the developed model of movement of boring configurations with the displaced center of gravity of cross section the authors obtained the analytical dependences for calculating the sizes of eccentricity of boring configuration cross section providing their rotation round a well axis (0j type), as well as the length of the column part involved in the rotation mode that allows developing the configurations of a boring column capable of operating in more favorable mode and providing the increase of boring efficiency. Based on standard shells with the removable core receiver of a standard size of HQ the pipes with the displaced cross section mass center were developed and produced. They were tested on production wells as a part of configuration in which three pipes with the displaced cross section mass center were placed. The results of the tests showed that it is efficient to apply the pipes with the displaced cross section mass center as a part of the high-balanced boring columns as the decrease in intensity of natural curvature of wells is reached, vibration and costs of power for boring column operation decrease.
Key words:
well, drilling, boring column, configuration, well curvature.
REFERENCES
1. Bonnar R., Panagapko O.A., Williams G.I. Deep deflection co-reholing. Engineer and Mining J., 1985, no. 8, pp. 26-30.
2. Holbert D.R. New interest in drainhole drilling revives technology. World oil, 1981, no. 4, pp. 7-10.
3. Williams G.I. Operation experience with wireline technique. Geo-drilling, June, 1986, no. 7, pp. 7-10.
4. Bredley W.B. Formation characteristics have a key effect on hole direction. Oil and gas J, 1975, vol. 73, no. 31, pp. 77-80.
5. Boning G., Iezierski H., Pitz W., Sohlocbaoch M. Steueuung horizontaler Kernbohrungen grosser lange im Salzgestein. Erzmetal, 1984, no. 5, pp. 8-11.
6. Holbert D.R. How rotary speed affect bits trajectory. Drilling Contractor, July, 1986, no. 7, pp. 92-94.
7. Riley L., Swarts H., Anderson M. Large diameter bi-center bits and drilling casts. Petroleum Engineer International, 1990, August, no. 8, pp. 25-30.
8. Neskoromnykh V.V. Results of pilot studies of drilling capacity of anisotropic rock. Izvestiya vuzov. Geologiyairazvedka, 2013, no. 6, pp. 79-84. In Rus.
9. Neskoromnykh V.V. Analysis of anisotropic rock destruction with roller bits. Inzhener-neftyanik, 2014, no. 3, pp. 5-11. In Rus.
10. Lesin V.S., Ritschkov E.I. Issledovanie treniya v anizotropnoy gornoy porode [Research of friction in anisotropic rocks]. Sb. Konferentzii. Problemy geologii i osvoeniya nedr [Proc. of the conference. Problems of geology and subsoil exploration]. Tomsk, TPU Publ. house, 2014. pp. 346-347.
11. Vozdvizhensky B.I., Vorobev G.A., Gorshkov L.K. Povyschenie ef-fektivnosti kolonkovogo almaznogo bureniya [Increase of efficiency of diamond core drilling]. Moscow, Nedra Publ., 1990. 208 p.
12. Kostin Yu.S., Solovov Yu.G., Zakiev R.B. Sovremennye metody i tekhnologii po upravleniyu traektoriyami geologorazvedochnykh skvazhin [Modern methods and technologies on management of trajectories of prospecting wells]. Chita, Resursy Zabaykaliya Publ. house, 2004. 352 p.
13. Neskoromnykh V.V. Napravlennoe burenie i osnovy kernometrii [Directed drilling and bases of core orient]. Moscow, INFRA-M Publ., 2016. 336 p.
14. Neskoromnykh V.V. Optimizatsiya v geologorazvedotchnom pro-izvodstve [Optimization in prospecting production]. Moscow, INFRA-M Publ., 2016. 199 p.
15. Urzhumov A.I. Snizhenie intensivnosti iskrivleniya skvazhin pri burenii SSK-59 [Decrease in intensity of wells curvature when drilling SSK-59]. Razvedka i okhrana nedr, 1982, no. 8, pp. 28-31.
16. Buglov N.A. Optimizatsiya parametrov kolonkovykh snaryadov dlya almaznogo bureniya napravlennykh skvazhin. Avtoreferat Dis. Kand. nauk [Optimization of parameters the core equipment for core drilling of the directed wells. Cand. Diss. Abstract.]. Moscow, 1988. 22 p.
17. Novozhilov B.A., Novikov G.P., Vorobev G.A. Komponovka niza burilnoy kolonny [Configuration of a bottom of a boring column]. Author certificate, USSR, no. 1680939, 1991.
18. Strabikin I.N., Neskoromnykh V.V. Kolonna burilnykh trub dlya vysokotchastotnogo bureniya [Column of boring pipes for high-frequency drilling].Author certificate, USSR, no. 1406332, 1988.
19. Meinel H., Link J., Bodenberger E., Lademann M. Kernrohre fur richtungsstabiles Bohren. Patent DDR, no. 260629 A3, 1988.
20. Neskoromnykh V.V., Strabikin I.N. Analiz raboty nesbalansiro-vannoy komponovki burovogo snaryada [Analysis of operation of unbalanced configuration of a boring shell]. Izvestiyavuzov. Geo-logiyairazvedka, 1988, no. 10, pp. 79-84.
21. Bobilev F.A. K voprosu izutcheniya raboty neuravnoveshennoy komponovki burovogo snaryada na matematitscheskoy modeli
[On the issue of studying the operation of unbalanced configuration of a boring shell on a mathematical model].Tekhnitschesky progress v razvedochnom burenii [Technical advance in exploration drilling]. Alma-Ata, KazIMS Publ., 1980. pp. 34-37.
22. Neskoromnykh V.V. Komponovka burilnoy kolonny [Configuration of a boring column].Patent RF, no. 2078194, 1997.
Received: 11 April 2016.
Information about the authors
Vyacheslav V. Neskoromnykh, Dr. Sc., professor, head of the department, Siberian Federal University. Pavel G. Petenev, senior teacher, Siberian Federal University.
