CC BY
17SELECTING THE DEVIATION DEVICE FOR HEART SQUARES
Kuliyeva A.
PhD, Dean of the Mangistau Humanitarian Technical University, Aktau, Republic of Kazakhstan
Kuliyev M.
Doctoral student of the Caspian State University of technology and engineering them. Sh. Esenov ВЫБОР ОТКЛОНЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА ДЛЯ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
Кулиева А.Ю.
Доктор философии по технике, декан Мангистауского гуманитарно-технического университета,
г. Актау, Республика Казахстан Кулиев М.Ю.
Докторант Каспийского государственного университета технологии и инжиниринга им. Ш.Есенова
Abstract
One of the main tasks in the construction of directional wells is the optimal choice of the deflecting device for bending the well.
Currently, the most effective way is to use a downhole motor with a bend in combination with a telemetry system for wiring of directional and horizontal wells.
In this article, the question of determining the minimum permissible radius of curvature of the wellbore, depending on the diameter of the bottomhole motor and the rate of the set of curvature, as well as the geometric dimensions of the assembly of the bottom of the drill string (BHA) is considered.
The article also describes the technical characteristics of turbine diverter of different diameters for drilling directional wells, and gives recommendations on their effective application.
Аннотация
Одной из основных задач при строительстве наклонно - направленных скважин является оптимальный выбор отклоняющего устройства для искривления скважины.
В настоящее время наиболее эффективным способом является применение забойного двигателя с изгибом в комплексе с телеметрической системой для проводки наклонно - направленных и горизонтальных скважин.
В данной статье рассмотрен вопрос об определении минимально допустимого радиуса кривизны ствола скважины в зависимости от диаметра забойного двигателя и темпа набора кривизны, а также геометрических размеров компоновки низа бурильной колонны (КНБК).
В статье также изложены технические характеристики турбинных отклонителей разных диаметров для бурения наклонно - направленных скважин, даны рекомендации по их эффективному применению.
Keywords: curvature, deflector, downhole motor, drill pipe, load, bit.
Ключевые слова: искривление, отклонитель, забойный двигатель, бурильная труба, нагрузка, долото.
При расчете минимально допустимого радиуса Ed
искривления бурильных труб следует выбирать две Rmin =-1 \рм\ (1)
расчетные схемы. Первую - когда ствол скважины 2\ГТ —Тр \
представляет собой плавную пространственную где dн - наружный диаметр трубы, см; Е - мо-
кривую, и вторую - когда принимается, что ствол дуль упругости, кгс/см2;
состоит из отдельных ^тьщ сопрягаемых в тот- тт - предел текучести, кгс/см2; тр - напряже-
ках перелома. Принимаем первую схему, так как в Т P
г „ ние растяжения, кгс/см2. основном ствол скважины представляет собой
Напряжения растяжения равны
плавную кривую. В особых случаях следует расчет
производить по второй схеме. Т = P |кгс / см2 I п)
1 !Ir y/wiu in w uu'm't nafinmui блтиuuvtuiv um\'f> / L J
для верхней части скважины.
где Р - максимальная растягивающая нагрузка,
Наиболее опасное сечение в колонне буриль- действующая на колонну в точке изгиба ствола, кгс; ных труб тавю^ в котором действуют одновре- F - площадь поперечного сечения трубы, см2. менно растягивающая сила и изгибающий момент. Максимальная растягивающая нагрузка скла-Эго сечение расположено на интервале сопряжения дывается из веса в жидкости бурильной колонны, верхнего вертикального участка профиля с участ- расположенной ниже точки изгиба ствола, сил треком набора зенитного угла. В этом случае мини- ния, зависящих от конфигурации ствола, и вели-
мально допустимый радиус искривления опреде- чины коэффициента трения металла труб о породу. лится так: [1, с.85] . ...
Подставляя Тр в формулу (1), получим
= EdHF min 2(tt F - P)
[см\
(3)
2. Исходя из условий работы бурильных труб для нижней части скважины.
Минимально допустимый радиус искривления нижних интервалов ствола с учетом возможной концентрации местных напряжений в мелкой резьбе равен
Ейн¥
=
2Тг
-а*
[см\
б(Р - d)
где I - длина забойного двигателя или, как принято называть, нижнего плеча отклонителя, см;
Б, d - диаметры соответственно долота и забойного двигателя, см.
Для забойного двигателя диаметром 172 мм и длиной 8,5м при бурении долотом 215,9 мм, Rmln= 286,5м, что соответствует интенсивности искривления 2° на 10м.
Наличие боковой отклоняющей силы ухудшает условия работы долота, вызывает усиленный износ опор шарошек и потерю диаметра. Поэтому
желательно, чтобы искривление ствола происходило за счет асимметрического разрушения забоя без фрезерования стенок скважины.
Обратимся к формуле для определения интенсивности искривления [2]
da ~df
f
в +
Р-а 2L
+ f
Fn
\
Fn
(5)
(4)
где ак - коэффициент концентрации местных напряжений.
Во всех этих зависимостях не учитывается, что колонна бурильных труб имеет утолщения в виде замков, хотя их наличие изменяет распределение напряжения по длине труб.
В буровых предприятиях нефтяного региона Западного Казахстана используют компоновку низа бурильных колонн (КНБК) состоящая из забойного двигателя и утяжеленных бурильных труб (УБТ). Угол кривизны забойного двигателя выбирается в пределах 1-2°.
Величина отклоняющей силы на долоте зависит от угла перекоса и жесткости забойного двигателя и УБТ, разности диаметров долота и забойного двигателя. Под действием отклоняющей силы происходит фрезерование стенки скважины и искривление ствола. По мере увеличения зенитного угла растет составляющая веса забойного двигателя, действие которой направлено в сторону, противоположную отклоняющей силе. Кроме того, при определенном значении интенсивности искривления корпус забойного двигателя может касаться верхней стенки скважины. Дальнейшим увеличением угла перекоса оси забойного двигателя невозможно увеличить интенсивность искривления, так как упругая сила передается на стенку скважины через корпус забойного двигателя.
Минимальный радиус кривизны для КНБК зависит от ее геометрических размеров и равен
12
= —-ч [см] (5)
V * ОС у
Предложим, Fот = 0. При этом для забойного двигателя нормальной длины (несекционных) деформация корпуса незначительна, поэтому величиной угла поворота оси долота также можно пренебречь, т.е. в = 0. Получим выражение для определения интенсивности искривления за счет асимметричного разрушения забоя
da d
Р - d L2 ,
(6)
Сравнение формул (1) и (2) показывает, что интенсивность искривления за счет асимметричного разрушения забоя в 6 раз ниже, чем максимально возможная при наличии отклоняющей силы. Так, при D = 0,172м; d = 0,2159 м; L = 8,5 м интенсивность искривления равна 2° на 10 м.
Из формулы (1) видно, что интенсивность искривления обратно пропорционально квадрату длины забойного двигателя. Уменьшение последней приводит также к снижению отрицательного действия нормальной составляющей веса забойного двигателя.
Наиболее эффективное отклоняющее устройство - турбинный отклонитель, который состоит из шпинделя длиной 2 - 2,5 м и турбинной секции, соединенных через кривой переводник. Вращающий момент турбобура передается на вал шпинделя через шарнирное устройство.
При проектировании турбинных отклонителей стремятся к тому, чтобы он вписывался в ствол скважины, не создавая отклоняющей силы. Для этого геометрические размеры отклонителя должны определятся по следующим формулам: [3]
L = 23,9
1 ' V
d - d
(7)
/2 = 2,83^ у = 57,3
(2/i +/2 )(D - d)
2/2
где 1\ - длина нижнего плеча шпинделя - отклонителя; 12 - длина верхнего плеча (турбинной секции); у - угол перекоса оси кривого переводника; /\о - интенсивность искривления ствола, градус/10 м.
Параметры турбинных отклонителей, обеспечивающих искривление ствола с интенсивностью от 0,5 до 2°/10 м за счет асимметричного разрушения забоя, приведены в таблице 1.
10
Таблица 1.
Расчетные параметры турбинных отклонений_
Диаметр, мм Интенсивность искривления ствола i 10, градус/10 м li, м Ъ, М Угол перекоса у, градус
долота турбинный отклонитель
190 172 0,5 4,8 13,6 0,5
1,0 3,4 9,5 0,7
1,5 2,9 8,2 0,9
2,0 2,4 6,8 1,0
215.9 195 0,5 4,7 13,3 0,6
1,0 3,3 9,3 0,8
1,5 2,7 7,6 1,0
2,0 2,3 6,5 1,1
295.3 240 0,5 7,9 22,4 1,0
1,0 5,6 15,8 1,4
1,5 4,9 13,8 1,6
2,0 4,0 11,3 1,9
В таблице 2 и 3 приведены основные размеры и техническая характеристика турбинных отклони-телей.
Таблица 2.
Основные данные отклонителя
Шифр от- клони-теля Рекомен-ду-емый диаметр долота, мм Длина отклони-теля, мм Масса, кг Длина нижнего плеча отклонителя, мм Присоединительные резьбы по ГОСТ 5286-75
к долоту (муфта) к бурильным трубам (муфта)
ТО - 172 190 10160 1560 2000 3 - 121 3 - 147
ТО - 195 214 9580 1687 2020 3 - 121 3 - 147
ТО - 240 269 - 295 10600 1531 2350 3 - 147 3 - 171
Таблица 3.
Расчетные характеристики турбинных отклонителей при работе на жидкости плотностью 1,0 г/см3
Шифр от-клони-теля Расход жидкости, л/с Наибольшая мощность турбины отклони-теля, кВт Крутящий момент при наибольшей мощности, Нм Частота вращения вала, об/мин Перепад давления при наибольшей мощности, МПа
ТО - 195 25 32,0 543 575 2,48
28 44,5 676 645 3,12
ТО - 240 50 196,0 2700 705 5,8
55 261,3 3305 770 7,0
ТО - 172 24 88,3 1280 670 7,3
26 110,4 1500 715 8,6
В турбинных отклонителях обычно используют высокомоментные турбины, но при этом по мощности они значительно уступают многосекционным турбобурам. Для устранения данного, предназначен шпиндель - отклонитель ШО-1-195.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Калинин А.Г., Кульчинский В.В. Естественное и искусственное искривление скважин.// М., Издательство: "РХД" , 2006, 640 с.
2. Кулиев Ю.М. Разработка методики коррекции траектории оси ствола наклонных скважин, отклоняющихся от проектных направлений.// Ал-маты, 1996., с.5
3. Кулиев Ю.М., Алимжанов М.Т., Божанов Е.Т.// К вопросу проводки наклонно - направленных скважин с применением шпиндель - отклони-теля (ШО-1-195).//Нефтяное хозяйство, Москва, 1998, № 6, с.4.
