CC BY
18БУРЕНИЕ
УДК 622.24
А.Г. Губайдуллин1, e-mail: [email protected]; А.И. Могучев1, e-mail: [email protected]; А.Е. Тихонов1, e-mail: [email protected]; И.С. Копейкин1, e-mail: [email protected]
1 Кафедра «Технологические машины и оборудование», Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).
Влияние отклоняющей силы на работу шарошечного долота при бурении наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин
В условиях бурения наклонных и горизонтальных профилей скважин шарошечные долота оказались менее востребованными, чем долота режуще-скалывающего действия (долота PDC), которые оказались в более выгодном положении, однако шарошечные долота сохранят свою нишу для определенных горно-геологических условий бурения. Существующие методики проектирования шарошечных долот основываются на исходных данных, базирующихся на бурении вертикальных скважин. В условиях наклонно-направленного бурения при наборе кривизны работа шарошечного долота отличается от проектной. Возрастание отклоняющих усилий ведет к осложнению работы опоры и вооружения шарошки, снижает долговечность и увеличивает износ как опоры, так и вооружения шарошечного долота. Экспериментально рассмотрена работа шарошечного долота в условиях набора кривизны при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Обоснована необходимость уточнения методики расчета опоры шарошечного долота для условий бурения участков набора кривизны ствола скважины. Экспериментально, путем численного моделирования методом конечных элементов доказана ошибочность суждения о расчете ресурса работы опоры шарошечного долота по замковому подшипнику как наиболее нагруженному в процессе бурения. Установлено, что для условий интервала набора кривизны большой роликовый радиальный подшипник опоры шарошечного долота находится в более тяжелых условиях работы по сравнению с шариковым замковым подшипником. Показана возможность изменения распределения нагрузки в подшипниках опоры шарошечного долота путем модернизации конструкции опоры, а также соблюдения технологических параметров бурения (компоновка низа бурильной колонны, зенитный угол, нагрузка), не допускающих превышения допустимых значений напряжений в породоразрушающем инструменте.
Ключевые слова: шарошечное долото, наклонно-направленная скважина, горизонтальная скважина, участок набора кривизны, опора долота, подшипник.
A.G. Gubaidullin1, e-mail: [email protected]; A.I. Moguchev1, e-mail: [email protected]; A.E. Tikhonov1, e-mail: [email protected]; I.S. Kopeikin1, e-mail: [email protected]
1 Chair «Technological machines and equipment», Federal state budgetary educational institution of the higher education Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia).
Influence of the rejecting force on operation of the roller cone drill bit while drilling of deviated and horizontal oil and gas wells
Now drilling of oil and gas wells in the most part is carried out with the directed profile. In drilling conditions of inclined and horizontal profiles of wells, roller cone bits were less demanded, than PDC bits, which appeared in more advantageous position.
The existing techniques of design of cone bits is based on the basic data, which are based on drilling of vertical wells. In the conditions of inclined directional drilling at drift angle buildup, operation of the cone bit differs from the design work. Increase of the rejecting efforts conducts to complication of work of a support and cutting structure, reduces durability and increases wear as support, and cutting structure of the cone bit.
Operation of the roller cone bit is experimentally considered in the conditions of drift angle buildup at construction of the deviated and horizontal wells. Need of specification of a method of calculation of a support of the cone bit is proved for drilling conditions of drift angle buildup of a wellbore. Experimentally, by numerical modeling, based on finite element method the
20
№ 2 февраль 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
judgment inaccuracy about calculation of a resource of work of a support of the roller cone bit is proved for the big roller bearing as the most loaded in drilling process. It is established, for drift angle buildup drilling interval conditions the big roller radial bearing of roller cone drill bit bearing is in more severe conditions of work in comparison with the ball lock-up bearing. Possibility of change of distribution of loading in roller cone bit support bearings is shown by modernization of a design of support, and also observance of the technology drilling parameters (a bottomhole assembly, an inclination angle, loading) which are not allowing exceeding of admissible values of stresses in the rock breaking tool.
Keywords: roller cone bit, deviated well, horizontal well, drift angle buildup, bit support, bearing.
В настоящее время бурение нефтегазовых скважин в своей большей части осуществляется с наклонно-направленным профилем. В условиях бурения наклонных и горизонтальных профилей скважин шарошечные долота оказались менее востребованными, чем долота режуще-скалывающего действия (долота PDC), которые оказались в более выгодном положении. Так, в 2010 г. доля шарошечных долот в общем объеме проходки долот при бурении в России составила 20%. К 2020 г., по мнению экспертов, на российском рынке буровых долот доля долот PDC увеличится до 95%, а оставшиеся 5% будут приходиться на шарошечные долота [1, 2]. Одной из причин вытеснения с рынка шарошечных долот при всех преимуществах последних перед долотами РйС является неприспособленность к условиям бурения наклонных и горизонтальных профилей [3]. Опора является слабым элементом в конструкции шарошечного долота и в большинстве случаев определяет время отработки долота. Поэтому изучение условий работы опоры долота, определение реальных усилий, действующих в условиях проводки скважин с различной траекторией, послужит уточнению методики расчета шарошечных долот [4].
Трудность определения режима работы опор заключается в постоянном его изменении во времени в зависимости от целого ряда факторов, не поддающихся учету, а именно: неоднородности разбуриваемых горных пород, вибрационной нагрузки, непостоянства крутящего момента и т.д. [5].
Методика проектирования шарошечных долот основывается на исходных данных, базирующихся на бурении вертикальных скважин. В условиях наклонно-направленного бурения при наборе кривизны работа шарошечного долота отличается от проектной. Возрастание отклоняющих усилий ведет к осложнению работы опоры и вооружения шарошки, снижает долговечность и увеличивает износ как опоры,так и вооружения.
Для определения эквивалентных напряжений в подшипниках опоры наиболее распространенного шарошечного долота диаметром 215,9 мм в условиях строительства эксплуатационных скважин в Западной Сибири принимали следующие условия: глубина скважины Н=1800 м; диаметр бурильных труб dбт=114 мм; удельный вес бурильных труб qбт=22,3 кг/м; толщина стенки 6=9 мм; турбобур 3ТСШ1-195 L=25,7 м; q=4325 кг; число оборотов долота п=350-400 об./мин.;
Рис. 1. Схема распределения усилий в шарошке Fig. 1. Scheme of the forces distribution in roller cutter
Ссылка для цитирования (for references):
Губайдуллин А.Г., Могучев А.И., Тихонов А.Е., Копейкин И.С. Влияние отклоняющей силы на работу шарошечного долота при бурении наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 2. С. 20-24.
GubaiduLLin A.G., Moguchev A.I., Tikhonov A.E., Kopeikin I.S. Influence of the rejecting force on operation of the roller cone drill bit while drilling of deviated and horizontal oil and gas weLLs (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 20-24.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 2 february 2016
21
БУРЕНИЕ
ОС JJ
il
% rf
к <U
S ">
U. VI
С (U ? £
I 1Л
01 с m m s m
Si <T|
200
180
160
140
120
20
40
60
80
100
Зенитный угол, градусы Zenith angle, degree
Рис. 2. Эквивалентные напряжения в замковом подшипнике в зависимости от зенитного угла в наклонно-направленной скважине
Fig. 2. Equivalent stresses in the lock bearing depending on the zenith angle in a directional well
плотность бурового раствора р =1150 кг/м3; вращающий момент Мв =2000-2200 Н.м.
Классическая теория определения максимальных напряжений в опоре шарошечных долот [6] предполагает расчет по напряжениям наиболее нагруженного подшипника опоры -замкового, воспринимающего осевую нагрузку на долото, осевую нагрузку, отжимающую шарошку от стенки скважины вдоль оси цапфы, а также воспринимающего часть радиальной нагрузки от реакции забоя, возникающей от взаимодействия вооружения с забоем скважины. Как видно из схемы
(рис. 1), в результате действия осевой нагрузки от забоя возникают силы реакции, которые распределяются по подшипникам опоры шарошки [6]. Рассчитаем максимальные нагрузки, действующие на замковый подшипник, и возникающие при этом напряжения. Условно принимаем, что вся приложенная на шарошечное долото нагрузка распределяется равномерно по подшипникам опоры.
Проекции осевой и отклоняющей сил на цапфу при работе шарошечного долота в условиях набора кривизны определяли в соответствии с рисунком 1 по формулам [6]:
к 450
1. X О) г 400
% к о. га С S га ш г> О. 350 300
с Л] с 250
<и s X 1Л 1/1 <11 а; +J 200
X s 4-» U 150
X <и ч га =1 et 0 с +-» С 0J га i 2 100 50
со m > 0
s m Y з О" о
m LU
500 850 1200 1500 1800 2100 2400 2700 3000
Отклоняющая сила, H Deviating force, H
' шарикоподшипник ball bearing
роликоподшипник roller bearing
упорный подшипник скольжения thrust ball bearing
Рис. 3. Эквивалентные напряжения в подшипниках 215,9 мм шарошечного долота при осевой нагрузке 30 тыс. Н, крутящем моменте 2100 Нм при изменении отклоняющей силы Fig. 3. Equivalent stresses in the 215.9 mm bearings of roller-cutter bit at the axial load of 30,000 N, torque of 2,100 Nm, when changing the deviating force
c_Cp sin Y
3 ' c _C0cosy
У 3 '
N _lysine
N = N-cos 0,
y 2
(1) (2)
(3)
(4)
где С0 - осевая нагрузка, создаваемая усилием подачи бурового станка; N2 -отклоняющая сила на долоте (реакция на долоте); 0 - зенитный угол. Отклоняющая сила на долоте определяется из расчетов компоновок низа бурильной колонны для набора кривизны [7].
Максимальное контактное напряжение в подшипниках опоры от действия суммарной нагрузки определяли по известной методике [6]. Эквивалентные напряжения в замковом подшипнике с ростом зенитного угла показаны на рисунке 2.
Классическая методика расчета шарошечных долот не в полной мере учитывает особенности расчета с учетом набора кривизны. С целью проверки данной методики нами в программном обеспечении на основе метода конечных элементов были проведены численные расчеты напряженно-деформированного состояния 215,9 мм стандартного шарошечного долота в условиях наклонно-направленного бурения, основанные на методе конечных элементов.
При расчетах свойства материала лапы задавали согласно свойствам долотной стали. Для описания пластического поведения материала в свойствах дополнительно задается закон билинейного кинематического упрочнения. Расчеты выполнялись при значении сходимости 20%.
Результаты расчетов, выполненных по известным классическим методикам, являются некорректными. Как видно из результатов численных экспериментов, влияние отклоняющей силы при бурении участков набора кривизны при строительстве наклонно-направленных скважин оказывает существенное влияние на работу подшипников опоры и долота в целом.
Как следует из проведенных опытов, оценивать работоспособность опоры
22
№ 2 февраль 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
по работе замкового шарикового подшипника в условиях бурения наклонно-направленного ствола скважины не совсем корректно. На рисунке 3 показана графическая зависимость интенсивности увеличения эквивалентных напряжений в подшипниках опоры шарошечного долота с ростом значения отклоняющей силы при наборе кривизны ствола скважины. Оценивая максимальные напряжения в рабочих элементах подшипников, можно говорить о существенно лучших условиях работы замкового подшипника по сравнению с роликовым. Торцы роликов имеют кратное превышение (в 2-3 раза) допустимого значения напряжения, что является усугубляющим фактором работы шарошечного долота при наклонно-направленном бурении. Хотя замковый шариковый подшипник (рис. 4) и воспринимает два вида нагрузки (радиальную от нагрузки на долото и осевую отжимающую нагрузку по оси цапфы), геометрия рабочих элементов подшипника оказывается в более приспособленных условиях к наклонно-направленному бурению скважин, нежели рабочие элементы роликового подшипника (рис. 5). Также имеет незначительный запас прочности малый подшипник скольжения опоры (рис. 6). Рабочие напряжения торцевой части вкладышей, аналогично роликам, могут превышать допустимые значения напряжений. Беговые дорожки подшипников лапы шарошечного долота в условиях наклонно-направленного бурения являются существенными концентраторами напряжений. Наиболее ощутимую нагрузку на лапы шарошечного долота создает крутящий момент, передаваемый через ниппельную резьбовую часть долота. На беговых дорожках подшипников опоры наблюдается превышение рабочего напряжения в 2-3 раза по сравнению с основным распределением напряжения по телу лапы. Таким образом, для обеспечения надежной работы шарошечных долот в условиях набора кривизны, снижения контактных напряжений в подшипниковом узле шарошечного долота и повышения коэффициента запаса прочности нами предлагаются следующие мероприятия:
Рис. 4. Эквивалентные напряжения в шарикоподшипнике 215,9 мм шарошечного долота при осевой нагрузке 100 тыс. Н, отклоняющей силе 1500 Н, крутящем моменте 2100 Нм Fig. 4. Equivalent stresses in the 215.9 mm ball bearing of roller-cutter bit at the axial load of 100,000 N, deviating force of 1,500 N, and torque of 2,100 Nm
Рис. 5. Эквивалентные напряжения в роликоподшипнике 215,9 мм шарошечного долота при осевой нагрузке 100 тыс. Н, отклоняющей силе 1500 Н, крутящем моменте 2100 Нм Fig. 5. Equivalent stresses in the 215.9 mm roller bearing of roller-cutter bit at the axial load of 100,000 N, deviating force of 1,500 N, and torque of 2,100 Nm
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 2 february 2016
23
БУРЕНИЕ
1) изменение схемы расстановки подшипников опоры. Большой роликовый подшипник необходимо заменить на шариковый. Разработка этого варианта повышения надежности требует пересмотра конструкции опоры в направлении или изменения роликового подшипника на шариковый с сохранением имеющегося замкового подшипника, или переноса замкового подшипника на место роликового с существенным увеличением его размеров, что благоприятно отразится на работе шарошечного долота [8];
2) обеспечение проведения бурения участка набора кривизны скважины с помощью имеющихся шарошечных долот при условии соблюдения технологических параметров бурения (компоновка низа бурильной колонны, зенитный угол, нагрузка), не допускающих превышения допустимых значений напряжений в породоразрушающем инструменте.
Литература:
1. Пономарева Л. Лучшие друзья нефтяников - алмазы. PDC-долота все более востребованы на российских месторождениях // Нефть и газ Евразия. 2012. № 10. С. 20-29.
2. Лорд Р. Изготовление буровых долот в соответствии с активностью компаний-операторов // Нефтегазовые технологии. 2007. № 3. С. 33-40.
3. Попов А.Н., Могучев А.И., Попов М.А. Деформирование стенок наклонной скважины и его влияние на работу и изнашивание буровых долот // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. № 3. С. 6-13.
4. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учебник для вузов. М.: Недра, 1998. 440 с.
5. Симонов В.В., Выскребцов В.Г. Работа шарошечных долот и их совершенствование. М.: Недра, 1975. 240 с.
6. Жидовцев Н.А., Кершенбаум В.Я. Долговечность буровых долот. М.: Недра, 1992. 266 с.
7. Гречин Е.Г., Овчинников В.П., Будько А.В. Теория и практика работы компоновок низа бурильной колонны. Тюмень: Изд-во ТГНГУ, 2008. 276 с.
8. Губайдуллин А.Г., Тихонов А.Е. Долото шарошечное с усовершенствованной конструкцией вооружения и опоры для условий наклонно-направленного бурения // XV Международная молодежная научная конференция «СЕВЕРГЕ0ЭК0ТЕХ-2014»: материалы конференции: В 5 ч. Ч. 3. Ухта: Изд-во УГТУ, 2014. С. 68-72.
References:
1. Ponomareva L. Luchshie druz'ja neftjanikov - almazy. PDC-dolota vse bolee vostrebovany na rossijskih mestorozhdenijah [The best friends of oil industry workers - diamonds. PDC bits are more and more demanded on the Russian fields]. Neft' i gaz Evrazija = Oil and Gas Eurasia, 2012, No. 10. P. 20-29.
2. Lord River. Izgotovlenie burovyh dolot v sootvetstvii s aktivnost'ju kompanij-operatorov [Production of drilling bits according to activity of the companies operators]. Neftegazovye tehnologii = Oil and gas technologies, 2007, No. 3. P. 33-40.
3. Popov A.N., Moguchev A.I., Popov M.A. Deformirovanie stenok naklonnoj skvazhiny i ego vlijanie na rabotu i iznashivanie burovyh dolot [Deformation of walls of an inclined well and its influence on work and wear of drilling bits]. Stroitel'stvo neftjanyh igazovyh skvazhin na sushe i na more = Construction of oil and gas wells by land and by sea, 2008, No. 3. P. 6-13.
4. Kalinin A.G., Levitsky A.Z., Nikitin B.A. Tehnologija burenija razvedochnyh skvazhin na neft' igaz: Uchebnik dlja vuzov [Drilling technology of exploratory wells on oil and gas: The textbook for higher education institutions]. Moscow, Nedra Publ., 1998. 440 pp.
5. Simonov V.V., Vyskrebtsov V.G. Rabota sharoshechnyh dolot i ih sovershenstvovanie [Operation of cone bits and their improvement]. Moscow, Nedra Publ., 1975. 240 pp.
6. Zhidovtsev, N.A, Kershenbaum, V.Y. Endurance of drilling bits [Text]. M.: Subsoil, 1992. 266 p.
7. Grechin E.G., Ovchinnikov V.P., Budko A.V. Dolgovechnost' burovyh dolot [Theory and practice of work of a bottomhole assembly]. Tyumen, Publishing house of TGNGU, 2008. 276 pp.
8. Gubaidulin A.G., Tikhonov A.E. Doloto sharoshechnoe s usovershenstvovannoj konstrukciej vooruzhenija i opory dlja uslovijnaklonno-napravlennogo burenija [The cone bit with an advanced design of arms and a support for conditions of inclined directional drilling]. XV Mezhdunarodnaja molodezhnaja nauchnaja konferencija «SEVERGE0JeK0TEH-2014»: materialy konferencii [The XV International youth scientific conference «SEVERGE0EK0TEH-2014»: conference materials]. In 5 vol., Vol. 3. Ukhta, UGTU, 2014. P. 68-72.
Рис. 6. Эквивалентные напряжения в подшипнике скольжения 215,9 мм шарошечного долота при осевой нагрузке 100 тыс. Н, отклоняющей силе 1500 Н, крутящем моменте 2100 Нм Fig. 6. Equivalent stresses in the 215.9 mm friction bearing of roller-cutter bit at the axial load of 100,000 N, deviating force of 1,500 N, and torque of 2,100 Nm
24
№ 2 февраль 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
