Способ регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин

 

Изобретение относится к области строительства скважин и предназначается для повышения эффективности процесса бурения глубоких скважин и предотвращения аварий, связанных с поломками бурильных труб и долот. Техническим результатом является повышение эффективности бурения, а также предотвращение поломок утяжеленных бурильных труб и долот. Для этого способ включает создание нагрузки на долото за счет разгрузки части веса утяжеленных бурильных труб и поддержание заданной нагрузки в процессе углубления скважины с учетом поправки на зависание веса растянутой части бурильной колонны. При этом в процессе бурения контролируют крутящий момент и угол закручивания колонны на роторе, уровень продольных и крутильных колебаний ведущей трубы, а также реакцию забоя, и, исходя из этого, задают нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области строительства скважин и предназначается для повышения эффективности процесса бурения глубоких скважин и предотвращения аварий, связанных с поломкой бурильных труб и долот.

Известный способ регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин [1], принятый за аналог, состоит в том, что в момент контакта долота с забоем скважины осуществляют разгрузку части веса утяжеленных бурильных труб (УБТ) для создания планируемой нагрузки на долото и затем в процессе углубления долота заданную нагрузку поддерживают по индикатору веса бурильной колонны на крюке.

К недостаткам данного способа относятся:

1) недогрузка долота вследствие зависания части веса бурильной колонны на стенках скважины (причем недогрузка долота тем больше, чем больше глубина скважины);

2) неравномерность нагрузки, передаваемой на долото, вследствие деформации нижней сжатой части бурильной колонны;

3) возможность поломки УБТ при бурении в перемежающихся по твердости породах при уширении ствола скважины;

4) крутильные колебания низа бурильной колонны, нарушающие нормальный режим работы долота на забое скважины.

Наиболее близким по сути технического исполнения к предлагаемому является способ контроля нагрузки на долото при бурении глубоких скважин [2]. Существо этого способа, взятого за прототип, состоит в том, что учитывают зависание бурильной колонны на стенках скважины и вносят поправки в изменение веса на крюке при задании нагрузки на долото.

К недостатку прототипа относится, прежде всего, то, что указанный способ учитывает только коррекцию нагрузки за счет зависания растянутой части бурильной колонны, тогда как основная доля потери нагрузки (иногда полное ее зависание) связана со сжатой частью низа колонны. Другие недостатки повторяются и перечислены выше в критике аналога (п.п.2, 3, 4).

Техническим результатом предлагаемого способа является повышение эффективности бурения путем более полного доведения нагрузки на долото за счет снижения зависания сжатой части бурильной колонны на стенках скважины, а также предотвращение поломок утяжеленных бурильных труб и долот.

Необходимый технический результат достигается тем, что в известном способе регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин, включающем создание нагрузки на долото за счет разгрузки части веса утяжеленных бурильных труб (УБТ) и поддержание заданной нагрузки в процессе углубления скважины с учетом поправки на зависание веса растянутой части бурильной колонны, в процессе бурения контролируют крутящий момент и угол закручивания колонны на роторе, уровень продольных и крутильных колебаний ведущей трубы, а также реакцию забоя и, исходя из этого, задают нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента. При бурении в перемежающихся по твердости породах нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента задают, исходя из постоянства крутящего момента на роторе, который поддерживают равным М=М_к+M_q, где М_к - момент, затрачиваемый на вращение бурильной колонны, M_q - момент, затрачиваемый на вращение долота. При этом контролируют угол закручивания бурильной колонны на роторе и поддерживают его в пределах от ϕ₀ до ϕ₀+180, где ϕ₀ - угол закручивания до потери устойчивости сжатой части бурильной колонны, а темп подачи бурильного инструмента осуществляют с частотой, равной частоте вращения бурильной колонны, и в противофазе ее продольных колебаний, фиксируемых на ведущей трубе. При уширении ствола скважины вслед за долотом нагрузку на долото ограничивают, исходя из прочности резьбовых соединений утяжеленных бурильных труб на изгиб.

Обоснование предлагаемого способа регулирования нагрузки на долото.

Основным критерием эффективного разрушения горных пород при бурении глубоких скважин является доведение и поддержание стабильной нагрузки на долото. Особенное значение это имеет при роторном способе бурения вследствие сложной динамики работы бурильной колонны.

Как показано в работах [3, 4, 5 и др.], под действием осевой нагрузки, центробежных сил и скручивающего момента сжатая часть бурильной колонны принимает форму спирали, закрученной с переменным шагом. Влияние отдельных видов действующих нагрузок на потерю устойчивости става УБТ определяется системой уравнений

где EJ - жесткость УБТ,

Р - вес единицы длины УБТ,

l - длина УБТ,

l_кр - критическая длина УБТ от действия осевой нагрузки,

W_кр - критическая угловая скорость УБТ,

М_кр - критический момент пары сил, действующих на УБТ.

Формула Гринхилла связывает критическую величину крутящего момента и сжимающей нагрузки для невесомого стержня

где М - крутящий момент,

Р - продольная сжимающая нагрузка.

Здесь при известной продольной силе можно определить крутящий момент, соответствующий потере устойчивости става УБТ, а при известном крутящем моменте определяется критическая продольная сила.

Анализ решений уравнения Гринхилла с учетом действия сжимающих сил, центробежных сил и крутящего момента для реальных условий бурения глубоких скважин показывает, что сжатая часть бурильной колонны практически всегда теряет устойчивость. Аналогичный вывод был сделан академиком А.Н.Динником в 1923 году при решении задачи об устойчивости тяжелого стержня при совместном воздействии растягивающих сил и крутящего момента.

Кинематически потеря устойчивости низа бурильной колонны в роторном бурении происходит следующим образом: в момент касания забоя став УБТ под действием центробежной силы от вращения получает прогиб первого или второго порядка; за счет трения полуволн о стенки скважины возникает тормозной момент и пара сил, приводящих к скручиванию УБТ в спираль. Причем при правом вращении спираль имеет левую свивку. Поскольку тормозной момент трения спирали о стенки скважины больше, чем вращающий момент, то вращение става УБТ происходит не вокруг оси скважины, а вокруг собственной спирально изогнутой оси. Количество витков спирали УБТ можно определить по углу закручивания колонны на роторе, который обычно называют пружиной(свободная отдача ротора после остановки его вращения). Для определения силы трения забойной спирали о стенки скважины можно использовать формулу Эйлера для тормозных устройств с гибкой связью

T_тр=N·e^fϕ

где Т_тр - сила трения изогнутых в спираль УБТ о стенки скважин,

N - сила прижатия УБТ к стенкам скважины,

f - коэффициент трения,

ϕ - суммарный угол обхвата УБТ по линии контакта со стенками скважины, рад.

Недогрузка долота в процессе бурения обусловлена силами трения УБТ о стенки скважины и деформацией забойной спирали (ее сжатием).

Рассмотрим передачу нагрузки на долото в условиях спиральной свивки става УБТ. Развертка спиральной линии контакта УБТ со стенками скважины и разложение сил от веса УБТ показано на фиг.1.

G=p·sinα; N=p·cosα;

ΔG=G_o-G=P(1-sinα),

где

α - угол наклона УБТ к оси скважины,

Р - вес единицы длины УБТ,

G_o - нагрузка на долото без потери устойчивости става УБТ,

G - нагрузка, передаваемая на долото после потери устойчивости става УБТ,

ΔG - недогрузка долота,

N - нормальная нагрузка на стенки скважины.

Отсюда T_тр=p·cosα·e^fϕ

Из формулы видно, что потеря нагрузки, передаваемой на долото, тем больше, чем меньше шаг свивки забойной спирали.

Модельные опыты показывают, что после образования первого полувитка забойной спирали вся последующая нагрузка, передаваемая сверху, уходит на деформацию следующего полувитка, т.е. на сжатие спирали, в результате чего увеличивается зависание осевой нагрузки. Следует, однако, учитывать, что в это время долото углубляется, реакция забоя падает и спираль раскручивается. При соответствующем темпе подачи нагрузки сверху можно обеспечить баланс сжатия и растяжения забойной спирали для поддержания стабильной нагрузки на долото. Контроль за моментом на роторе позволяет это сделать.

M_к=M_р.к.+М_с.к.; M_р.к. ≈ const,

где

М_р.к. - момент, возникающий от трения в растянутой части бурильной колонны,

М_с.к. - момент, возникающий от трения в сжатой части бурильной колонны.

При бурении в разрезе перемежающихся по твердости пород нагрузка в обязательном порядке должна контролироваться по моменту на роторе. Это обусловлено тем, что реакция забоя меняется: во время выхода долота из более твердых пород в менее твердые она снижается, уменьшается давление УБТ на стенки скважины и, следовательно, падает момент трения и, наоборот, при выходе долота из менее твердых пород в более твердые. Если в мягких породах имеет место разрушение и осыпание стенок скважины, идущие вслед за долотом, то в момент встречи твердых пропластков пород возможна перегрузка става УБТ и его слом. Для предотвращения этого необходимо снижать нагрузку.

В качестве примера аварийности, связанной с поломкой УБТ из-за перегрузки, можно привести бурение скважины №333 на пл. Веселая (ПГО “Оренбурггеология”), где в интервале 3411-4173 м при нагрузке на долото (диам. 295,3 мм) 12-16 тс (по индикатору веса) имели место 26 случаев слома верхних утяжеленных бурильных труб. Причина поломки труб состояла в том, что ствол скважины вслед за долотом формировался в диаметре 430 мм и верхняя часть УБТ подвергалась знакопеременной нагрузке с частотой, равной частоте подачи инструмента при бурении. Количество витков забойной спирали составляло 1,5-2.

Другой характерный пример. При бурении Кольской сверхглубокой скважины на глубине 8500-9500 м забойная спираль имела 5-6 витков и создавала при частоте вращения ротора 2 об/мин момент, равный 1400-2000 кгм. Однако при этом нагрузка на долото не превышала 4 тc и поэтому аварий с трубами не было.

Эксперименты по определению зависания нагрузки проводились при бурении скважины №5 пл. Усино-Кушорская (ПГО “Ухтанефтегазгеология”). Полностью зависающей считалась такая нагрузка (по мере ее увеличения от 0 до mах), при которой выработка долота на забое отсутствовала. Бурение производилось ротором на глубине 2800 м с частотой вращения 70 об/мин. Разгрузка веса бурильной колонны для создания нагрузки на долото составляла 14 тс (вес УБТ – 16 тс). Компановка низа бурильной колонны была следующая: долото 190, 5 ТКЗ, УБТП-152-120 м, СБТ 144×10, УБТ 147×11, СБТ 140×9.

Рейсы 1, 2, 3

Нагрузка на долото (по индикатору веса) - G=14 тc,

Зависание нагрузки - ΔG=9-10 тс,

Фактическая нагрузка на долото - Gg=4-5 тс,

Проходка на долото - h=6-9 м,

Механическая скорость бурения - Vмех=0,2-0,3 м/час,

Износ долота – ВоП₁До.

Рейсы 4,5 Рейсы 6,7

Выбросили 37 м УБТ Выбросили 50 м УБТ

G = 14 тс G = 14 тс

ΔG = 5-6 тс ΔG = 2 тс

G_g = 8-9 тс G_g = 12 тс

h = 11-12 м h = 18-20 м

V_мех = 0,8-0,9 м/час V_мех = 1,2 м/час

Износ долота В₁П¹Д₁ Износ долота В₁П₁Д₁

Данные эксперименты наглядно показали, что УБТ, имеющие большую жесткость, при закручивании в спираль создают большое распорное усилие на стенки скважины, нежели стальные бурильные трубы (СБТ), и поэтому замена части УБТ на СБТ привела к снижению зависания нагрузки и повышению эффективности работы долота.

“Плавающая” нагрузка на долото обусловлена не только и не столько дискретным характером передачи ее сверху (сжатием и разжатием забойной спирали), но еще тем, что при вращении става УБТ вокруг собственной спирально изогнутой оси имеет место перекатывание труб по стенкам скважины в сторону, обратную направлению вращения. Последнее вызывает появление крутильных колебаний низа бурильной колонны с частотой, пропорциональной скорости вращения.

В свою очередь, крутильные колебания порождают продольные колебания колонны, доходящие до ротора. Амплитуда крутильных и генерируемых ими продольных колебаний может усиливаться, приближаясь к частоте свободных крутильных колебаний бурильной колонны (условие резонанса). На фиг.2 приведена запись продольных колебаний ведущей квадратной трубы в процессе бурения на глубине 3210 м, полученная от датчика веса. Здесь видно, что при нагружении долота от 0 до 14 те при частоте вращения ротора n=80 об/мин размах колебаний достигает 2-2,5 тс с частотой ν=54 1/мин. При увеличении числа оборотов ротора до 100 об/мин частота крутильных колебаний низа колонны вступает в резонансную область, и размах колебаний ведущей трубы возрастает до 8-9 тс. При снижении числа ротора до 62 об/мин уровень колебаний снижается. Это однозначно свидетельствует о том, что источником низкочастотных колебаний является забойная спираль, а не долото, как считают некоторые исследователи [6, 7, 8], т.к. условия работы долота (кроме числа оборотов) в данном случае оставались неизменными.

При бурении скважины №43 Астраханская (ПГО “Нижневолжскгеология”) также было проверено влияние частоты подачи инструмента в пределах заданной нагрузки на темп углубления скважины, что отражено на фиг.3.

Пример реализации предлагаемого способа регулирования нагрузки на долото.

Скважина бурится на глубине 2940 м долотами №10 диаметром 295,3 мм с плановой нагрузкой G=20×10 кгс. Для создания нагрузки используется наддолотный комплект УБТ-178 длиной 200 м. При роторном способе бурения в результате потери устойчивости низа бурильной колонны приращение момента на роторе составляет М=260 кгм. При этом угол закручивания бурильной колонны на роторе составляет ϕ=380°. Из этого следует, что при разгрузке веса бурильной колонны (по индикатору веса) С_инд.=18·10³ кгс став УБТ закручен в спираль, имеющую 1,5 витка. Расчетная потеря нагрузки вследствие зависания спирали УБТ на стенках скважины G=8·10³ кгс, следовательно, нагрузка, передаваемая на долото, равна G_инд-G=12·10³ кгс.

В процессе бурения момент на роторе при неизменном числе оборотов периодически изменяется в большую или меньшую сторону. Рост момента свидетельствует о закрутке спирали УБТ при встрече долотом более твердых пород, а снижение – переход в более мягкие породы. Исходя из этого режим нагружения долота по индикатору веса наверху должен задаваться с учетом моментной характеристики бурильной колонны при ее вращении в скважине. В противном случае неизбежно зависание нагрузки на стенках скважины. При закручивании первого полувитка УБТ зависание нагрузки резко прогрессирует, иногда вплоть до полного зависания вышерасположенной массы УБТ. Отсюда возникают три негативных момента:

1) долото работает в режиме малой нагрузки, недостаточной для эффективного разрушения породы;

2) усиливается амплитуда крутильных колебаний низа бурильной колонны, что приводит к нестабильности нагрузки на долоте (режим “плавающей” нагрузки);

3) появляется возможность слома УБТ, если диаметр ствола скважины уширяется вслед за долотом.

Прирост крутящего момента на роторе в процессе повышения нагрузки на долото (по индикатору веса) может служить мерой недогрузки долота вследствие зависания части веса УБТ на стенках скважины. Пока зависания УБТ нет (ϕ<ϕ₀+l80°),

М=М_к+М_g,

но как только закрутка става УБТ достигает одного полувитка ϕ>ϕ₀+l80°), начинается его зависание на стенках скважины, сопровождающееся возрастанием крутящего момента на роторе.

М=М_к+М_g+ΔМ,

где М_к - момент, затрачиваемый на вращение колонны при бурении;

М_g - момент, затрачиваемый на вращение долота при бурении;

ΔМ - прирост момента за счет трения спирали УБТ о стенки скважины.

На фиг.4 показана зависимость крутящего момента на роторе от нагрузки, создаваемой на долото №10, при частоте вращения n=80 об/мин. Кривая А показывает, что в номинальном стволе скважины (когда диаметр ствола соответствует диаметру долота) следует ограничить нагрузку, передаваемую на долото в пределах 18 тc (ϕ=240°). В стволе скважины увеличенного диаметра (кривая Б), когда прироста момента с увеличением нагрузки нет, спираль УБТ вращается не вокруг собственной оси, а вокруг оси скважины. При этом зависание УБТ на стенках скважины отсутствует, потерь нагрузки нет, но при больших нагрузках на долото возникает опасность поломки УБТ и, следовательно, необходимо также ограничивать нагрузку - в данном случае до 14 тс. Естественно, что как в первом, так и во втором случае будет иметь место некоторое снижение механической скорости проходки и проходки на долото. Однако эти потери оправданы по сравнению с потерями на ликвидацию аварии.

Источники информации

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению, т. 2. - М.: Недра, 1985, с. 3-4.

2. Авторское свидетельство “Способ контроля нагрузки на долото при роторном бурении глубоких скважин”, SU 1209835, E 21 B 45/00.

3. Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. - М.: Недра, 1971.

4. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. - М.: Недра, 1979.

5. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении. - М.: Гостоптехиздат, 1960.

6. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. - М.: Недра, 1975.

7. Юнин Е.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента. - М.: Недра, 1983.

8. Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М., Федоров А.Ф. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. - М.: Недра, 1977.

Формула изобретения

1. Способ регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин, включающий создание нагрузки на долото за счет разгрузки части веса утяжеленных бурильных труб (УБТ) и поддержание заданной нагрузки в процессе углубления скважины с учетом поправки на зависание веса растянутой части бурильной колонны, отличающийся тем, что в процессе бурения контролируют крутящий момент и угол закручивания колонны на роторе, уровень продольных и крутильных колебаний ведущей трубы, а также реакцию забоя и, исходя из этого, задают нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при бурении в перемежающихся по твердости породах нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента задают, исходя из постоянства крутящего момента на роторе, который поддерживают равным М = Мк + Мg,

где Мк - момент, затрачиваемый на вращение бурильной колонны;

Мg - момент, затрачиваемый на вращение долота.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что контролируют угол закручивания бурильной колонны на роторе и поддерживают его в пределах от ϕ₀ до ϕ₀+l80°, где ϕ₀ - угол закручивания до потери устойчивости сжатой части бурильной колонны.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что темп подачи бурильного инструмента осуществляют с частотой, равной частоте вращения бурильной колонны, и в противофазе ее продольных колебаний, фиксируемых на ведущей трубе.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при уширении ствола скважины вслед за долотом нагрузку на долото ограничивают, исходя из условия прочности резьбовых соединений утяжеленных бурильных труб на изгиб.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 20.11.2008

Извещение опубликовано: 20.11.2008        БИ: 32/2008