Естественное и искусственное искривление скважин
(Лекция 15)
Общие сведения
Опыт проводки скважин показывает, что ось любой из них, в том числе и забуренной строго вертикально, в той или иной степени отклоняется от прямой линии. Это нарушение прямолинейности ствола скважины называется ее искривлением.
Анализ и обобщение материала по искривлению скважин, пройденных в различных горно-геологических условиях и на разные глубины, позволили выявить наиболее распространенные факторы, вызывающие искривления. В настоящее время под искривлением скважины стали понимать только самопроизвольное (под воздействием различных факторов) нарушение прямолинейности ствола. Преднамеренное изменение направления оси скважины с целью управления траекторией ствола относится к наклонно направленному бурению. Иными словами, наклонно направленное бурение - это проводка скважины в заданном направлении по заранее предусмотренной спроектированной траектории (профилю).
Самопроизвольное искривление ствола скважины - нежелательное явление, и поэтому стараются различными способами его предупредить или уменьшить. Напротив, при наклонно направленном бурении искусственно искривляют ствол скважины в предусмотренном интервале и контролируют направление скважины по мере ее углубления, чтобы достичь заданного пункта в массиве горных пород.
Хотя сложный механизм искривления скважины еще не исследован полностью, большинство специалистов сходится на том, что главная причина искривления скважины заключается в перекосе наддолот- ной части бурильной колонны в стволе (рис. 9.1) и неоднородности свойств разбуриваемых пород.
Угол перекоса снаряда между двумя опорно-центрирующими элементами по отношению к оси ствола скважины можно определить по формуле
где Dc - диаметр скважины; </„ - диаметр опорно-центрирующих элементов; I - расстояние между элементами.
Если рассматривается перекос снаряда между долотом и опорно-центрирующим элементом, то формула переписывается в виде
Перекос нижней части компоновки (φпер) возникает в связи с имеющимся зазором между компоновкой и стенками скважины - так называемым технологическим зазором. На величину зазора влияет диаметр породораз- рушающего инструмента и интенсивность его фрезерующего воздействия на стенки скважины, устойчивость горных пород против эрозионного воздействия потока промывочной жидкости, конструкция породоразру- шающего инструмента и компоновки низа бурильной колонны. Диаметр скважины Dc может увеличиваться по сравнению с наружным диаметром долота вследствие фрезерующего воздействия долота на стенки скважины. С увеличением зазора тенденция к искривлению скважины усиливается.
Кроме перекоса наддолотной компоновки на угол (рпов за счет ее деформации под действием осевой нагрузки, изгибающего момента, передаваемого от расположенных выше УБТ, и других сил. Он вызывается потерей устойчивости низа бурильной колонны под действием приложенных нагрузок. Наибольшее значение угла поворота нижнего конца компоновки, следовательно, можно определить как сумму рассмотренных выше углов:
Чтобы подойти к распределению действующих на низ бурильной колонны сил, сначала рассмотрим нагрузки, приложенные к компоновке низа в вертикальной скважине.
Если не рассматривать действие кратковременных динамических усилий, то низ бурильной колонны в вертикальной скважине находится под действием двух нагрузок: продольной осевой нагрузки сжатия
от веса расположенной выше сжатой части УБТ и собственного веса наддолотного участка УБТ, а также крутящего момента, передаваемого долоту.
Соосность низа бурильной колонны и скважины в силу разных причин (первоначальный изгиб самой компоновки, действие центробежных сил) нарушается и, кроме того, появляется прогиб нижней части УБТ. Это приводит к изменению направления действия продольного усилия и появлению новых сил на контакте компоновки со стенками ствола скважины. Схема нагружения труб усложняется, и ее можно представить в виде, изображенном на рис. 9.1.
На нижнюю наддолотную часть компоновки действуют следующие нагрузки:
F0 - осевая составляющая всех вышележащих сжатых УБТ; Мв - изгибающий момент, передаваемый от вышележащих изогнутых УБТ и приложенный к верхнему концу наддолотной компоновки; Fi, F2 - боковые силы (силы реакции стенки скважины на компоновку в местах контакта); Мн - изгибающий момент в нижней части компоновки, возникающий на долоте вследствие асимметричного разрушения горной породы на забое; Р3 - реакция забоя скважины, которую в общем случае можно представить в виде двух сил: осевой составляющей Р и боковой силы F6; Мкр - крутящий момент, передаваемый на долото; Fu - центробежная сила.
Действие центробежной силы Fa зависит от характера вращения, т.е. от положения оси, вокруг которой происходит вращение. Наддо- лотная часть компоновки может вращаться либо вокруг собственной оси, и в этом случае центробежная сила будет оказывать минимальное влияние на нагружение компоновки, либо вокруг оси скважины, и тогда ее величина может достигать больших значений. Она зависит от удельной массы, величины прогиба и частоты вращения.
В общем виде даже в вертикальном стволе картина нагружения наддолотной части компоновки получается довольно сложной и аналитическое исследование ее работы становится чрезвычайно громоздким и трудно выполнимым. Для упрощения задачи в теоретической постановке ограничиваются рассмотрением воздействия лишь наиболее существенных нагрузок и некоторыми пренебрегают.
Изменение момента Ми, возникающего на долоте из-за неравномерного разбуривания контакта двух различных пород на забое скважины, исследовалось аналитически А.С. Станишевским, А.Г. Калининым, И.В. Потаниным и др. Были построены теоретические графики изменения изгибающего момента М„ тах в зависимости от проникновения долота в глубь крепкой породы при различных значениях к (к = ЕА / ЕВ, где ЕА, ЕВ - модуль продольной упругости верхней и подстилающей горных пород; ЕА < ЕВ) (рис. 9.2).
Рис. 9.2. Распределение изгибающего момента М„ по диаметру долота при различных значениях к. Диаметр долота, мм: а - 93; б -190,5
Момент Мн зависит от диаметра долота (иа рис. 9.2 он приведен для двух диаметров долот).
Как показали аналитические исследования, крутящий момент не оказывает существенного влияния на изгиб компоновки, поэтому им обычно пренебрегают.
Для участка низа компоновки (см. рис. 9.1) при 0 < jc < / уравнение моментов в некотором сечении будет иметь вид
где Р3 - реакция забоя; Мт - момент центробежных сил на участке л:; F6 - боковая сила действующая на долото со стороны забоя и стенки скважины.
В полное уравнение входит ряд членов, величины которых не поддаются точному аналитическому выражению, поэтому для облегчения решения задачи нередко принимают упрощенную схему нагру-
жения низа компоновки. Например, принимают, что , где
q - вес 1м компоновки; / - длина надцолотной компоновки, т.е. расстояние от долота до нижнего опорноцентрирующего элемента (крутящий момент МКр и момент центробежных сил не учитывают, смещение долота от оси скважины также не учитывают). Тогда уравнение записывается в упрощенном виде
Введем обозначение и перепишем
уравнение (9.4) в виде
Решение данного уравнения записывается следующим образом;
Потеря устойчивости низа компоновки на длине / происходит при n = π / l, так как при этом достигается критическое значение силы, действительно, при
n = π / l
Для определения постоянных интегрирования с1 и с2 рассмотрим граничные условия
x = 0, y = 0
Из рассмотрения решения (9.6) по первому граничному условию следует, что с2 = 0, а по второму условию
Тогда уравнение изогнутой оси наддолотной части компоновки можно переписать в виде
По первой производной у' при х = 0 можно подойти иначе для случая, когда прогиб не достигает f. Для этого постоянную интегрирования следует отыскивать из граничного условия х = l, у = 0. В этом случае из (9.6) получаем
и уравнение (9.6) окончательно примет вид
или
Угол поворота по первой производной
Суммарный угол поворота наддолотной части компоновки будет определяться в этом случае с учетом перекоса:
Приведенный выше теоретический анализ является приблизительным, поскольку не учитывает действия многих факторов: динамического характера нагрузок, фактического состояния ствола скважины, переменчивость его диаметра и т.д. Поэтому для решения практических задач большое значение имеют анализ фактических данных по искривлению скважин в том или ином районе и статистическая обработка получаемой информации.
Независимо от того, является ли искривление скважины, потерявшей прямолинейность, всегда сопряжено с определенными трудностями.
Можно выделить следующие отрицательные последствия искривления скважины: повышенный износ бурильных труб; увеличение затрат времени на спуско-подъемные операции и повышение опасности прихватов; значительные трудности при спуске обсадной колонны в скважину, а иногда и невозможность спустить ее до намеченной глубины; повышение опасности смятия обсадных колонн в интервале резкого перегиба оси ствола скважины; формирование желобов, т.е. образование в стенках скважины дополнительного ствола неполного профиля под воздействием бурильной колонны; сложность проведения ловильных работ (например, соединение с оборванной частью бурильной колонны); увеличение протяженности скважины по сравнению с прямолинейной, пробуренной на ту же глубину; необходимость проведения дополнительных работ (выправление ствола, перебуривание отдельных интервалов, проведение контрольных замеров кривизны и т.д.); ошибки в определении позиции залежи, измерении мощности пласта, в подсчете запасов; повышение затрат на бурение 1 м скважины. Иногда искривление скважины настолько усложняет весь процесс ее дальнейшего углубления, что становится невозможным достичь проектной глубины. Кроме того, искривление скважин может привести к существенному нарушению сетки разработки месторождения и повлиять на показатели его эксплуатации.
Предотвращение отрицательных последствий искривления скважины возможно только при постоянном контроле за пространственным положением скважины в массиве горных пород. Направление оси скважины в любой ее точке может быть охарактеризовано двумя углами: зенитным в, который измеряется между направлением оси скважины OA в рассматриваемой точке и вертикалью ОО1,; азимутальным а, измеряемым в горизонтальной плоскости по ходу часовой стрелки между проекцией оси скважины ОВ на эту плоскость и заданным направлением ON (рис. 9.3).
В зависимости от принятого начала отсчета различают азимуты истинный, магнитный и условный. В буровой практике чаще пользуются магнитным или условным азимутом.
Искривленная скважина графически может быть представлена на профиле и инклинограмме. Профилем скважины называется проекция оси скважины на вертикальную плоскость. Под инклинограммой понимается проекция оси скважины на горизонтальную плоскость в принятом масштабе.
Вертикальная плоскость, в которой находится ось скважины или касательная к ней в данной точке, называется апсидаль- ной. Если азимутальный угол остается постоянным для всех интервалов, т.е. если ось скважины располагается в одной и той же апсидальной плоскости, искривление скважины принято называть плоским. Если же азимутальный угол также претерпевает изменение, происходит пространственное искривление и в этом случае искривление характеризуется общим углом р. Его величину определяют по формуле
где θ1 и θ2 — зенитные углы соответственно в начале и в конце интервала; Δа - изменение азимута на протяжении интервала.
Весьма важными характеристиками ствола скважины в искривленной его части являются показатели интенсивности искривления: математического понятия кривизны, которое относит ее к точке, в практике бурения пользуются усредненной кривизной, которая определяется как отношение приращения угла искривления скважины на каком-то интервале к его протяженности: k=Δβ / Δl (Δβ - приращение угла, рад; Δl - протяженность интервала, м).
Интенсивность искривления - это величина, характеризующая относительное изменение искривления скважины на некотором интервале (градус/м).
При оценке допустимых пределов отклонения ствола скважины от заданной траектории исходят из того, что на любом участке общий угол искривления не должен отличаться от проектного более чем на 15 %, а зенитный угол на конечной отметке не должен отклоняться от проектного более чем на ± 3°. В практике бурения скважин на нефтяных и газовых месторождениях в интервале продуктивного объекта искривление скважины лимитируется кругом допустимого отклонения. В таких случаях задается радиус круга отклонения.
В качестве основных рассматриваются следующие геометрические характеристики искривленной (наклонно направленной) скважины: H0 - протяженность скважины вдоль оси; Нв - глубина скважины; Δh=H0-HB-удлинение скважины вследствие ее искривления; А - отклонение забоя скважины, т.е. смещение забоя скважины от вертикали, проходящей через устье.
При проектировании наклонно направленной скважины задаётся глубина скважины Нв, отклонение забоя А и азимут.
Предупреждение искривления скважины
Как было показано выше, бурение искривленной скважины сопряжено со многими трудностями, и поэтому своевременное принятие мер по предупреждению искривления имеет очень большое значение для обеспечения высокой эффективности буровых работ.
В разрешении этой проблемы по мере накопления фактического материала большое значение имело выявление основных факторов, приводящих к искривлению скважин, и установление закономерностей их искривления.
Все факторы, обусловливающие искривление скважин, систематизированы и разделены на три группы: геологические, технологические и технические.
Геологические факторы связаны с особенностями строения массива горных пород, в котором проводится скважина. По характеру воздействия на направление скважин они могут быть распределенными, т.е. действующими на значительном интервале, или локальными. Локальные факторы (например, попадание скважины на очень твердое включение или в карстовую пустоту) оказывают лишь кратковременное, но вместе с тем нередко очень сильное воздействие на забойный инструмент и могут вызвать резкий перегиб ствола скважины. Их проявление носит случайный характер.
Для выявления закономерностей больше значение имеют факторы, действующие систематически на некотором интервале. Их появление связано с особенностями формирования горных пород, развитием тектонических процессов и метаморфизмом. К числу систематических факторов, прежде всего следует отнести анизотропию горных пород, пластовые формы залегания и наличие в породах густоразвитой тре- щиноватости (кливаж) и кавернозности.
Анизотропия горных пород проявляется в различии их физико- механических свойств по разным направлениям. Она связана со слоистостью, сланцеватостью, трещиноватостью горных пород. Обычно высокой анизотропностью отличаются метаморфизованные породы (табл. 9.1).
Таблица 9.1
Анизотропность горных пород по временному сопротивлению сжатию
Анизотропность горных пород обусловливает их различную буримость в разных направлениях. Особенно рельефно это различие выражено у тонкослоистых пород; в направлении, перпендикулярном к напластованию, буримость всегда выше, чем вдоль напластования. Соотношение буримостей можно охарактеризовать буровым индексом анизотропии горных пород
где υ11, υ1- скорость проходки в направлении, перпендикулярном к напластованию; υ11 - скорость проходки в направлении, параллельном напластованию.
Величина индекса анизотропии может колебаться в широких пределах:
n = 1,0 - 0,5.
Пластовое залегание горных пород приводит к тому, что всякий раз, когда скважина пересекает плоскость напластования, породораз- рушающий инструмент работает на забое с неоднородной буримостью. Установлено, что при бурении в толщах осадочных горных пород ствол скважины может либо выполаживаться и стремиться к направлению, перпендикулярному к напластованию, либо выкручиваться, т.е. как бы отражаться от плоскости напластования. Некоторые исследователи предполагают, что последующее направление искривления скважины зависит от угла встречи скважины с контактом пластов, и предлагают ввести понятие критического угла. Если фактический угол встречи меньше критического, искривление скважины происходит по падению. По данным Г.С. Юзбашева и B.C. Федорова, значение критического угла встречи равно 24°.
Развитая система ориентированных трещин в горной породе также приводит к ее анизотропии, так как каждая трещина может рассматриваться как включение с нулевой прочностью.
При проектировании траектории скважины и разработке технологии бурения необходимо учитывать влияние геологических факторов и механизм искривления скважин. Интенсивность искривления скважин
под воздействием геологических факторов в тех или иных условиях исследуют путем статистической обработки данных по пробуренным скважинам. Иногда при правильном учете геологических факторов удается провести скважину в заданном направлении без использования специальных средств.
Действие технологических факторов определяется способом бурения и технологическим режимом. При вращательном бурении основными факторами, влияющими на искривление скважин, являются нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота вращения, расход промывочной жидкости и ее параметры.
Если низ бурильной колонны рассматривать как стержень с шарнирным закреплением внизу, то должна существовать критическая нагрузка на верхнем конце, цосле превышения, которой стержень теряет устойчивость и претерпевает продольный изгиб. Для стержня критическая нагрузка может быть вычислена по формуле Эйлера
где I - осевой момент инерции; l - длина стержня; к - коэффициент, зависящий от характера закрепления концов.
Так как продольная сила, действующая на компоновку, определяется ее собственным весом, принято половину веса стержня прикладывать к ее верхнему концу. Тогда в формулу вместо Ркр можно подставить qlKр/2 и переписать выражение для
Величина коэффициент к зависит от условий закрепления концов компоновки и подбора решения уравнения равновесия.
Для коэффициента к2 разные авторы приводят различные значения. А.Е. Сароян для стержня с обоими опертыми концами или для стержня с верхним защемленным концом и нижним опертым дает одно и то же значение к2 = 1,94, что, как отмечает автор, совпадает со значением, полученным А. Лубинским.
С повышением частоты вращения бурильной колонны возрастает роль центробежных сил, и продольный прогиб может происходить при
меньших осевых нагрузках. С ростом частоты вращения длины /кр уменьшается. Кроме того, при повышенных частотах может усиливаться боковая вибрация долота и в соответствующих условиях - его фрезерующее воздействие на стенки ствола.
Роль расхода промывочной жидкости и ее параметров как фактора, вызывающего искривление скважины, выражается в разрушении стенок скважины, размыве их или растворении, в связи, с чем значительно увеличиваются радиальные зазоры между УБТ и стволом и создаются благоприятные условия для более интенсивного перекоса призабойной сжатой части бурильной колонны в стволе.
Вместе с тем правильный подбор технологического режима бурения, обеспечивающего высокие скорости проходки ствола скважины, способствует борьбе с искривлением, поскольку позволяет сократить продолжительность действия некоторых факторов (например, предотвратить разрушение стенок скважины и сохранить зазоры близкими к номинальным).
В практике буровых работ известны случаи, когда при постоянном контроле направления ствола скважину углубляют на оптимальном режиме, хотя повышенные нагрузки на долото угрожают возрастанием искривления, и в случае необходимости в дальнейшем корректируют траекторию ствола.
Технические факторы в основном связаны с нарушением соосности инструмента и скважины по техническим причинам; среди них выделяют следующие: несоосность ротора или шпинделя станка и вышки; использование искривленного инструмента или инструмента с эксцентрично нарезанной соединительной резьбой, отсутствие центрирующих устройств при расширении ствола скважины, использование УБТ малого диаметра или полное отсутствие УБТ и т.д. Подмечено также, что при правом вращении шарошечные долота имеют тенденцию отклонять ствол скважины влево от направления восстания пластов, а лопастные - вправо.
Борьба с самопроизвольным искривлением скважин состоит в проведении комплекса мероприятий, которые направлены на устранение большинства технических факторов, регулирование технологических факторов и снижение влияния геологических. В комплексе мероприятий можно выделить следующие: использование УБТ, соответствующих диаметру скважины; применение квадратных и спиральных. УБТ, позволяющих уменьшить зазоры между стенками скважины и утяжеленным низом; контроль качества нарезки соединительных резьб; контроль состояния бурильных труб (износа и искривления) и своевременная выбраковка труб, не годных для дальнейшего применения; при выполнении монтажных работ строгий контроль за правиль
ностью установки ротора и направления; правильный подбор расхода промывочной жидкости и ее свойств, обеспечивающих стабильность ствола скважины; снижение осевой нагрузки на долото при бурении в крайне неблагоприятных геологических условиях.
Большое внимание в разработке мероприятий по предупреждению самопроизвольного искривления скважины уделяется правильному подбору конструкции низа бурильной колонны. Колонна бурильных труб, как отмечалось выше, является довольно гибким звеном, подверженным различного рода деформациям, и стабилизация его в стволе скважины представляет практически неразрешимую задачу. Речь может идти о стабилизации нижней наддолотной части бурильной колонны. Практический опыт показывает, что правильно разработанная конструкция утяжеленного низа бурильных труб с учетом конкретных геологических условий бурения, диаметра скважины, нагрузки на долото, искривления ее ствола и допустимых пределов отклонения от заданной траектории скважины позволяет значительно уменьшить влияние различных факторов на прямолинейность ствола скважины. С увеличением поперечных размеров компоновок низа бурильной колонны (КНБК) и приближением их к диаметру скважины, с повышением жесткости КНБК и их соосности со стволом интенсивность искривления, как правило, падает.
Эффективность работы КНБК определяется правильностью подбора длины УБТ, конфигурацией ствола скважины и устойчивостью стенок скважины, величиной зазоров между стенками скважины и элементами КНБК, местоположением опорно-центрирующих элементов и стабилизаторов и эффективностью их опоры о стенки скважины, жесткостью КНБК. Как показывают исследования, опорно- центрирующие элементы выполняют свою роль, если зазор на сторону не превышает 1,5 - 2,0 мм.
Повышение жесткости и прямолинейности КНБК достигается правильным подбором размера утяжеленных бурильных труб по диаметру скважины, включением в конструкцию КНБК опорно-центрирующих элементов (центраторов и калибраторов) и стабилизаторов.
В практике бурения глубоких скважин находят применение различные по конструктивному исполнению компоновки. Их разновидности для роторного бурения приведены на рис. 9.4 и для турбинного - на рис. 9.5.
Несмотря на большое разнообразие конструктивных схем КНБК можно выделить три типовые конструкции, основанные на принципах отвеса (или маятника), жесткого центрирования КНБК в стволе скважины, гироскопического эффекта.
Рис. 9.4. Компоновки для роторного бурения: 1 - долото; 2 - УБТ; 3 - бурильные трубы; 4 - центратор; 5 - калибратор; 6 - стабилизатор (квадратные УБТ); 7 - наддолотный утяжелитель
Рис. 9.5. Компоновки для турбинного бурения: 1 - долото; 2 - турбобур; 3 - УБТ; 4 - бурильные трубы; 5 - центратор; 6 - калибратор; 7 - наддолотный маховик; 8 - центратор на ниппеле турбобура; 9 - межсекционный центратор; 10 - шарнирный центратор; 11 - турбобур-стабилизатор
Принцип отвеса реализуется в КНБК с максимально приближенным к долоту центом тяжести. Это достигается за счет использования УБТ максимально возможного наружного диаметра и соответственно
максимального веса 1 м. В этом случае при отклонении оси КНБК от вертикали возникает составляющая веса, стремящаяся вернуть КНБК в вертикальное положение. При сравнительной простоте конструкции КНБК этого типа эффективны в слабоустойчивых породах, где использование опорно-центрирующих элементов из-за значительных зазоров не дает эффекта. К недостаткам КНБК по принципу отвеса следует отнести то, что в ряде случаев составляющей веса недостаточно для полной компенсации, приложенной к долоту отклоняющей силы, вследствие чего ствол скважины претерпевает искривление, и, кроме того, для усиления эффекта отвеса порой приходится снижать нагрузку на долото, что неблагоприятно сказывается на показателях бурения.
Последнего недостатка лишена КНБК, построенная на принципе жесткого центрирования. Ее конструкция включает УБТ спиральные и квадратные, опорно-центрирующие элементы и стабилизаторы, которые в общей сложности позволяют при достаточно высоких продольных нагрузках сжатия сохранять прямолинейность КНБК и ее соосность со стволом скважины. Этот тип КНБК - высокоэффективное средство предупреждения искривления в устойчивых породах средней твердости и твердых и неприменим при проходке пород слабосвязанных, подверженных интенсивному размыву, слабоустойчивых в стенках скважины и кавернозных.
Третья принципиальная схема (принцип гироскопа) реализуется при турбинном бурении, когда к вращающему с большой скоростью валу турбобура над долотом подсоединяют секцию утяжеленных бурильных труб длиной 12 - 15 м. Маховой момент вращающейся массы препятствует повороту оси вращения и тем самым способствует сохранению прямолинейности скважины. На практике последняя схема не получила широкого применения из-за повышения опасности прихвата инструмента шламом, накапливающимся в местах изменения размеров зазора.
Проектирование конструкции КНБК сводится к выбору УБТ, соответствующих по диаметру и конфигурации условиям бурения, подбору опорно-центрирующих элементов, обеспечивающих достаточный ресурс работы в данных условиях, и определению местоположения их в КНБК, позволяющего сохранить прямолинейность низа бурильной колонны. При расчете КНБК определяют оптимальную длину секции УБТ между опорно-центрирующими элементами. Она зависит от нагрузки на долото, зазора между УБТ и стенкой скважины, зенитного угла, при роторном бурении - от расстояния между долотом и нижним центрирующим элементом, а также от частоты вращения инструмента.
Если искривление скважины превысило допустимые пределы, для ее выправления применяют технические средства наклонно направленного бурения.