Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование методов проектирования и работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование методов проектирования и работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны"
На правах рукописи
ГРЕЧИН ЕВГЕНИЙ ГЛЕБОВИЧ
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И РАБОТЫ НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
7 0 ; •"<-),
Тюмень - 2009
003473627
Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)
Научный консультант - доктор технических наук, профессор
Овчинников Василий Павлович
Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор
Бастриков Сергей Николаевич
- доктор технических наук Ишбаев Гиният Гарифуллович
- доктор физико-математических наук, профессор Кутрунов Владимир Николаевич
Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно-
исследовательского и проектного института нефти Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть»)
Защита состоится 25 июня 2009 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.
Автореферат разослан 25 мая 2009 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета, доктор технических наук, профессор
Г.П. Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В современных сложных экономических условиях ещё более актуальными стали вопросы, связанные с сокращением затрат на строительство скважин. На нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири добывается две трети российской нефти и более 90 % газа; разрабатываются они с помощью наклонных и горизонтальных скважин. Профили тех и других содержат протяжённые по длине тангенциальные участки, бурение которых осуществляется по двум технологиям. Первая, традиционная, основана на применении неориентируемых компоновок (НК). Вторая технология предусматривает бурение комбинированным способом всей скважины компоновкой, содержащей винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО), управляемый с помощью телесистемы. Из присущих ей недостатков, одним из главных является высокая стоимость телеметрических комплексов (более 1 млн. долларов), обычно, зарубежного производства.
Многие буровые предприятия идут на дополнительные затраты, связанные с эксплуатацией дорогостоящих систем, и применяют данную технологию при бурении всех скважин, включая простые, с грёх-четырёхинтервальным профилем, по причине отсутствия до настоящего времени НК, обеспечивающих выполнение проектных профилей скважин. Исследование и разработка таких компоновок является актуальной, нерешенной проблемой, необходимо закрепить за ними приоритет в части бурения тангенциальных, или близких к ним, участков наклонных и любых других скважин. При бурении горизонтальных участков в пласте также имеются перспективы использования НК, включающих, например, гидравлические центраторы, или самоориентирующисся отклонители, в сочетании с простыми средствами контроля за параметрами скважины.
Цель работы
Сокращение времени бурения и уменьшение затрат при строительстве нефтяных и газовых скважин за счёт применения неориентируемых
компоновок взамен дорогостоящих технологий. Время бурения сокращается вследствие уменьшения числа замеров параметров траектории скважины и отсутствия необходимости ориентирования отклонителя; затраты - за счёт отказа от применения телеметрических комплексов на участках работы НК и уменьшения износа долот и забойных двигателей.
Основные задачи исследований
1. Обобщение и анализ исследований в области неориентируемых компоновок, обоснование расчетной схемы и аналитической модели НК, разработка методов их расчёта.
2. Расчет и проектирование компоновок на основе применения новых принципов выбора критерия оптимизации их геометрических параметров.
3. Разработка системы расчётных характеристик НК (СРХ), позволяющей производить оценку их качества на стадии проектирования, и прогнозировать ожидаемый уровень стабильности показателей работы компоновки.
4. Исследование работы типовой стабилизирующей компоновки, применяемой на месторождениях Западной Сибири, и её усовершенствование.
5. Разработка научно-обоснованных проектных решений, по всем типам НК, представляющим интерес применительно к условиям бурения в Западной Сибири.
6. Промысловые исследования и проверка разработанных принципов создания эффективных неориентируемых компоновок и разработка рекомендаций к их промышленному внедрению.
Научная новизна диссертационной работы:
- выполнено научное обоснование возможности применения детерминированной расчетной модели НК на основе использования системы показателей устойчивости (СПУ), формируемой по входным параметрам модели;
- разработана система расчётных характеристик (СРХ), формируемая по входным и выходным параметрам модели НК, позволяющая прогнозировать качество компоновок на стадии их расчёта; на её основе предложена новая концепция проектирования компоновок низа бурильной колонны;
разработан новый принцип выбора критерия оптимизации геометрических параметров НК, в соответствии с которым введена их классификация, включающая три группы компоновок: 1) НКС стабилизирующие; 2) НКА - допускающие асимметричное разрушение забоя; 3) НКФ - рассчитанные из условия фрезерования стенки скважины;
- разработан метод начальных параметров применительно к расчётам НК (решена задача расчёта многопролётной неразрезной балки с опорами, расположенными в разных уровнях и неизвестной длиной крайнего пролёта);
- выполненный (впервые) расчёт системы "вал-корпус" турбобура в составе неориентируемой компоновки с применением программного комплекса «ANSYS» позволил уточнить получаемые результаты, исследовать влияние износа радиальных опор турбобура на работу компоновки, включить в рассмотрение новую расчётную характеристику качества НК - сближение вала с корпусом турбобура, связанную с разной формой изгиба их осей;
- разработан новый метод исследования НК, работающих с использованием механизма фрезерования стенки скважины - метод возможных поперечных перемещений долота;
- введено понятие о критическом диаметре калибратора;
- получило дальнейшее развитие с широким приложением ко всем типам НК понятие о показателях устойчивости КНБК, введённое впервые специалистами ВНИИБТ A.C. Повалихиным и A.C. Огановым;
- статистическими методами установлена возможность существования однородных (в отношении показателей работы НК) месторождений, позволяющая их объединение в представительную выборку, что облегчает изучение работы и создание новых типов неориентируемых компоновок.
Практическая ценность и реализация
Содержание и структура работы подчинены идее её максимального приближения к промысловой практике, которой она и была инициирована. Предложенный новый метод проектирования компоновок позволяет на расчетной стадии оценить их качество, включая ожидаемый уровень
стабильности показателей работы. На базе этого метода разработаны рекомендации, полнота представления которых даёт возможность выбора наиболее эффективных НК на данном месторождении с учётом технических возможностей предприятия.
Выполнен анализ промысловых данных, разработаны компьютерные программы и проведены теоретические исследования, результатом которых явились рекомендации по созданию и применению следующих видов НК.
1. Компоновка - типовая: шарошечное долото диаметром 215,9 мм, калибратор, ниппельный центратор СТК, турбобур диаметром 195 мм; может содержать переводник. Даны рекомендации по диаметрам калибратора и центратора в зависимости от расстояния между ними и долотом.
2. НК с долотами PDC, турбобуром Т1-195 и ниппельным СТК. Размеры долот: 214,3; 215,9; 220,7; 222,3 мм. Рекомендованы оптимальные сочетания диаметров калибратора и центратора и расстояний между ними и долотом.
3. Стабилизирующая компоновка с центратором, расположенным между шпинделем и нижней секцией турбобура.
4. Компоновка с долотом диаметром 295,3 мм, турбобуром диаметром 240 мм и с одним, или двумя, передвижными центраторами 3-ЦДП.
5. Компоновка: долото шарошечное или PDC, турбобур диаметром 195 мм, два центратора, нижний - стандартного размера в верхней части шпинделя, верхний - плавающий, уменьшенного размера, расположен в конце средней секции.
6. Компоновки с ВЗД и передвижными центраторами.
При использовании разработанных компоновок сокращается время работы телеметрических комплексов, уменьшается износ долот, калибраторов, забойных двигателей. Рекомендации используются при бурении наклонных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» и буровых организациях ООО «Бургаз».
Апробация результатов исследований
Результаты исследований докладывались и обсуждались на: семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2005 - 2008 гг.); региональной
научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа (Тюмень, 2005 г.); XIII и XIV Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (Тюмень, 2004 г., 2006 г); Международной конференции, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2006 г.); научно-технических советах ООО «Бургаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Центр горизонтального бурения » (2006 - 2008 гг.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 32 печатных работах, в том числе в 2-х монографиях, учебном пособии с грифом У МО НГО, 19 статьях (из них 11 изданий, рекомендованных ВАК РФ), 6 материалах конференций, получено три патента РФ и одно авторское свидетельство.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 264 страницах машинописного текста, содержит 78 таблиц, 98 рисунков. Состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 172 наименований, 3 приложений.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследования, их научная новизна и практическая ценность.
По назначению, особенностям конструкции, критерию оптимизации приняты следующие обозначения НК'. НКК - неориентируемая компоновка с калибратором, предназначенная для увеличения зенитного угла; НК-СТК -типовая стабилизирующая компоновка с полноразмерным наддолотным калибратором и ниппельным центратором; ОНКС, ДНКС - одно-двухцентраторная стабилизирующая компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте и угла между осями долота и скважины; ОНКА, ДНКА - одно-двухцентраторная компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте, обеспечивающая возможность асимметричного разрушения забоя; ОНКФ,
ДНКФ одно-двухцентраторная компоновка, не ограничивающая реакцию и угол на долоте, допускающая фрезерование стенок скважины. Перечисленные НК рассматривались в сочетании с долотами диаметром 215,9; 295,3 мм (шарошечные); 214,3; 215,9; 220,7; 222,3 мм (долота PDC) и забойными двигателями: турбобурами, диаметром 195, 240-мм, и винтовым забойным двигателем (ВЗД) Д-172.
В первом разделе рассмотрено состояние вопросов расчета и проектирования неориентируемых компоновок низа бурильной колонны и современные тенденции направленного бурения в Западной Сибири.
По результатам обобщения многочисленных исследований в области проектирования компоновок низа бурильной колонны для бурения наклонных и горизонтальных участков ствола скважины установлено следующее.
Кинематические модели, не могут с достаточной точностью описать искривление скважины ввиду многообразия воздействующих на этот процесс факторов, не поддающихся количественной оценке применительно к реальной скважине (А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, Б.З. Султанов).
Чем меньше угол между осями долота и скважины, тем меньшее влияние оказывает осевая нагрузка на напряжённо-деформированное состояние низа бурильной колонны. По расчётам Л.Я. Сушона, П.В. Емельянова, Р.Т. Муллагалиева при отсутствии кривизны скважины у компоновки с одним центратором различия в результатах расчётов с учётом и без учёта осевой нагрузки отсутствуют. Осевую нагрузку не вводят в расчётную схему М.П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков, С.А. Оганов, И.З. Гасанов, С.М. Джалалов и др., включают её в рассмотрение в качестве объекта исследования Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов. Исследователи ВНИИБТ K.M. Солодкий, А.Ф. Федоров, A.C. Повалихин, В.В. Прохоренко и др., А.Г. Калинин (МГРИ)) также вводят осевую нагрузку в исходные уравнения.
Общепризнанный, наиболее часто применяемый критерий оптимизации
стабилизирующих НК, включает два условия: равенство нулю боковой реакции на долоте и угла между осями долота и скважины
Rd = 0, Ugd = 0. (1)
Данный критерий был впервые предложен Л.Ф. Федоровым, K.M. Солодким, А.Г. Калининым, A.C. Повалихиным взамен критерию, содержащему только условие Rd = О (К. Mülheim, ранние работы М.П. Гулизаде, Л.Я. Сушона, Л.Я. Кауфмана и др.). В результате, выполнению этих условий соответствуют компоновки со значительным расстоянием между долотом и первым центратором, которое может превышать суммарную длину шпинделя, долота и калибратора, особенно, при малых значениях зенитного угла. У компоновок с одним центратором существует только одно сочетание его диаметра с расстоянием от долота. Аналитическая модель требует строгого выполнения условий (1) и не даёт решений даже в тех случаях, когда величины Rd, Ugd весьма близки к нулю и соответствуют компоновкам высокого качества. Условия (1) применены O.K. Мамедбековым, В.Н. Самедовым одновременно к долоту и калибратору. Реализовать НК в этом случае затруднительно.
Чем больше условий содержится в критерии, тем больше появляется ограничений при проектировании НК, если учитывать конструктивные особенности, такие, как размеры выпускаемых центраторов, длина шпинделя и секций ЗД и т.д. В то же время существуют расчетные характеристики, оказывающие более сильное влияние на работу НК, чем, например, наличие незначительного по величине угла между осями долота и скважины.
A.C. Повалихын и A.C. Огаиов (ВНИИБТ) ввели понятие устойчивости КНБК, основанное на изучении влияния различных факторов на величину отклоняющей силы. Такими факторами являются зенитный угол, диаметры скважины, центраторов и т.д., т.е. входные параметры модели, подверженные изменению в реальной скважине. Были введены количественные оценки показателей устойчивости, и в явной форме высказана мысль о возможности учёта реальных условий скважины расчётным путём, с помощью показателей устойчивости (A.C. Повалихин).
Экспериментальные исследования (установки кафедр бурения АзИНЕФТЕХИМ, МИНХ и ГП и др.) недостаточно информативны. Они дают
мало новых сведений о работе НК, а только в той или иной степени подтверждают теоретические представления. Практически невозможно смоделировать условия скважины, поэтому трудно воспользоваться результатами эксперимента. Наиболее удобным, дешёвым, информативным является теоретический метод исследования неориентируемых компоновок.
При одинаковых расчётных схемах возможны разные методики расчёта. Отечественные и зарубежные (особенно) исследователи часто применяют метод непосредственного интегрирования дифференциального уравнения упругой линии - оси КНБК (N.P. Callas, R.L. Callas, В.Н. Walker Е.И., Г. Вудс, А. Лубинский, Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов и др.). Эффективна реализация решения в безразмерной форме с использованием теории подобия (А.Ф. Федоров, K.M. Солодкий, А.Г. Калинин, A.C. Повалихин).
Общепризнан метод расчёта с использованием уравнений трёх моментов (ЗМ). Особенностью задачи является разновысотность опор (центраторов). Решение впервые было опубликовано С.П. Тимошенко, предложившим ввести в уравнения поправки, учитывающие равенство углов поворота сечений балки на шарнирах (опорах), находящихся в разных уровнях. Данный метод применительно к КНБК разработан и широко используется Азербайджанской школой (АзИНЕФТЕХИМ), возглавляемой М.П. Гулизаде.
Предложено решение, основанное на отыскании минимума потенциальной энергии упругой системы (В.В. Михарев, В.Ф. Буслаев и др.). Условие равновесия, заложенное в любом методе расчёта, возможно только при минимуме потенциальной энергии, и различий в результатах быть не должно.
Наиболее важными являются вопросы проектирования компоновок, так как они представляют собой конечный результат разработки. В фундаментальной работе А.Г. Калинина, Б.А. Никитина, K.M. Солодкого, Б.З. Султанова (Справочник) есть материалы, содержащие общие принципы проектирования НК и ряд рекомендаций, но их недостаточно для непосредственного практического применения к конкретным компоновкам, и в них не учитывалась устойчивость компоновок на проектной траектории.
Недостатком НК считается невозможность изменения в течение рейса азимутального искривления скважины. Исследование наката долота привело O.K. Мамедбекова к выводу, что вращение бурильной колонны ротором может нейтрализовать это явление и уменьшить азимутальное искривление. В «ПечорНИПИнефти» разработан способ управления азимутом скважины с помощью НК, являющейся естественным отклонителем (В.Ф. Буслаев и др.). Метод используется в объединении «Коминефть» с 1975 года.
В данной работе под новым методом проектирования, отработанным и готовым к применению, имеется в виду наличие следующих разделов:
1) расчётная схема и расчётная модель НК;
2) разработанная система расчётных характеристик (СРХ), определяющих качество НК на стадии проектирования;
3) наличие рекомендаций по геометрическим параметрам всех основных видов и типоразмеров НК (здесь, применительно к Западной Сибири), разработанных с использованием СРХ и обеспечивающих выполнение технологических задач с учётом технических возможностей реализации;
4) необходимы рекомендации по коррекции параметров НК, если они понадобятся, после опробования опытных образцов;
5) должны быть приложены программы по всем этапам расчёта на случай, если с помощью интерполяции не удаётся подобрать требуемую компоновку.
В такой постановке вопросы проектирования НК не рассматривались. Обычно приводятся исходные уравнения со ссылками на имеющиеся пакеты программ и отдельные примеры расчётов. На наш взгляд, в данное время важно расширить объём информации по НК, которая может быть доступна производственникам и пригодна к непосредственному применению.
В разделе также представлены результаты патентного поиска по конструкциям гидравлических центраторов и самоориентирующихся отклонителей. Достоинством данных устройств является то, что во время спуско-подъёмных операций они находятся в транспортном положении, и их опорные элементы не выходят за габариты корпуса, что улучшает проходимость компоновки в скважине. Это особенно важно при бурении
пологих и горизонтальных скважин, где крайне нежелательно применение обычных центраторов.
Направленное бурение в Западной Сибири в настоящее время характеризуется широким распространением комбинированного способа бурения с использованием ВЗДО и телеметрических систем, преимущественно зарубежного производства (фирм «Halliburton», «Schlumberger» и др.). Отечественные системы (например, ЗИС-4) менее надежны. Специалисты ПО «Коминефть» и «Коминефтегеофизика» отмечают проблематичность применения зарубежных телесистем в связи с высокой ценой и стоимостью услуг, а также необходимостью перевооружения отечественного бурового комплекса, к которому они не приспособлены. Исследованиями С.И. Грачёва установлены причины быстрого износа зарубежных телесистем с гидравлическим каналом связи, которые при бурении пологих и горизонтальных скважин являются элементом с низкой надёжностью.
При вращении ВЗДО (т.е. искривленной КНБК) сокращается срок службы двигателя-отклонителя и долота из-за резко возрастающих динамических нагрузок на долото и радиальные опоры двигателя. А.С. Повалихин и O.K. Рогачев провели исследования процесса управления двигателем-отклонителем. При большой длине бурильной колонны её угол закручивания может достигать нескольких оборотов. Положение ВЗДО неустойчиво, угол отклонения от заданного положения может превышать 60°, образуются локальные искривления и уступы в стенке скважины, траектория скважины состоит из выпуклых и вогнутых дуг. На горизонтальном участке может произойти «выпучивание» бурильной колонны и её заклинивание. Ориентируемый отклонитель - возможный источник аварий и осложнений. Вывод авторов: телесистемы с гидравлическим каналом связи (например, «Sperry Sun») в этих условиях неэффективны из-за низкой скорости передачи информации с забоя, при бурении в пласте малой мощности нужно максимально сокращать управление ВЗДО с помощью бурильной колонны. Несмотря на отмеченные недостатки, многие буровые предприятия в Западной Сибири применяют данную технологию при бурении наклонно-направленных скважин трёх-четырёх интервального профиля. Сложившуюся ситуацию
объяснил С.Н. Бастриков: «снижение вложений в отечественную науку ведёт к необходимости приобретать зарубежные технические средства, технологии, материалы, единой технической политики нет, каждая компания идёт своим путём, промысловая информация, как правило, закрыта». В.И. Миракян, В.Р. Иоанесян и др. отмечают отсутствие у технологических служб буровых предприятий четкой концепции применения технических средств контроля.
В Западной Сибири пробурены тысячи наклонных скважин с применением НК. Они просты, имеют низкую стоимость, в ряде случаев могут обеспечить более высокие ТЭП за счёт сокращения времени бурения и затрат на долота и забойные двигатели. По данным С.Н. Бастрикова в некоторых УБР в 1985 г. число скважин, не попавших в круг допуска, не превысило 3 %. Этот результат в значительной степени был достигнут, благодаря высокой квалификации исполнителей. Расчёты и рекомендации по стабилизирующим компоновкам приведены в инструкции, вышедшей в 1986 году, которая явилась результатом интенсивных и успешных исследований в области наклонного бурения, проводимых под руководством Л.Я. Сушона, представителя Азербайджанской школы М.П. Гулизаде. К сожалению, в последующий период работы по НК существенно сократились, и не были исправлены неточности в интерпретации некоторых результатов, содержащихся в инструкции. В итоге, компоновка НК-СТК не могла составить конкуренцию новой технологии направленного бурения. Возможности создания надёжных неориентируемых компоновок есть, но они на сегодня не реализованы, качество НК может быть значительно повышено за счёт применения новых принципов их проектирования.
Во втором разделе приводится анализ методов расчёта КНБК. Принятое расположение системы координат: ось «у» направлена вверх; ось скважины «х» расположена горизонтально. Поэтому возрастанию зенитного угла соответствует отрицательный знак реакции на долоте, т.е. она направлена вниз, со стороны верхней стенки скважины.
Первый метод - интегрирование дифференциального уравнения упругой линии. Расчёт дан в среде «Maple». Решение содержит тригонометрические
функции; метод громоздок, для подбора параметров НК неудобен.
Второй метод - ЗМ (с использованием уравнений трёх моментов). На нём построена теория расчёта НК, разработанная под руководством М.П. Гулизаде. В данной работе метод ЗМ применялся в среде «МаЛСАБ» в качестве дублирующего варианта расчёта.
Третий - метод конечных разностей. Численный метод, требующий знания дифференциального уравнения. Применён (впервые) для оценки роли осевой нагрузки; для расчёта НК оказался неудобным ввиду громоздкости.
Четвёртый - метод конечных элементов (МКЭ). Численный метод, не требующий знания дифференциального уравнения. Применён (впервые) в программном комплексе «А^УБ» для расчёта системы вал-корпус турбобура в составе НК. Для более полного представления о возможностях «ЛЫБУБ» приведены рисунки 1, 2. Метод позволил уточнить расчёты, изучить влияние износа радиальных опор турбобура на работу НК, исследовать форму осей вала и корпуса.
шпиндель п
т т
т т т т т т т
т т т т т К]
- радиальные опоры -
сА * кУрпус'турбобур'а к АА А А А А А А А А А А дА АА А А АА/У
стенка скважины
корпус турбобура
Рисунок 1 - Расчётная схема компоновки с ниппельным центратором
Рисунок 2 - Форма осей вала (верхняя линия) и корпуса турбобура
Пятый - метод начальных параметров (МНП). Строгий аналитический метод, применён (впервые) к расчётам многопролётной статически неопределимой балки с опорами, расположенными в разных уровнях и неизвестной длиной крайнего пролёта (НК всех типов). МНП прост, нагляден, компактен (при числе центраторов не более трёх), с его помощью легко запрограммировать графический вывод прогибов и углов поворота сечений
НК, а также задать граничные условия на центраторах непосредственно, в виде координаты «у», а не углами, как в ЗМ. Метод реализован в среде «Maple». Поскольку он является основным в данной работе, ниже он приведён подробнее.
Расчётная схема МНП для НК с тремя центраторами показана на рисунке 3. Начало координат расположено не в центре долота, как обычно, а в точке контакта забойного двигателя (ЗД) с нижней стенкой скважины, что позволяет упростить реализацию граничных условий.
Уравнения МНП для точек НК, соответствующих центраторам и долоту имеют вид
£7 • (Ос, - О/ / 2) = йс2 ■ 4 / 6 + Лс, • (¿, + 1г)' / 6 + Ко-(Ь + Ьг + ^У/б-д-^ + Ь.+Ь,}4/24 , (2)
£/ - (Ос, -0/)/2 = /?с, -¿5 / 6 + + ¿т)1 /6-с/-(Л + £,)4 /24, (3)
= (4)
Е! • (Ш- £>/)/2 = Ко■ (£ + ¿, + ¿2 + ¿3)' /6+ Яс, ■ (¿, + ¿, + Л,)' /6 +
Лс,+£2)'/6 + Дс,-£;/6-1?(£ + /.| + £2 + /,1)4/24. (5)
Система уравнений (2 - 5) дополняется уравнениями статики IМа = Ло-(£ + + /., + /.,)+ Яс, + Лс,+ ¿2)+
-ь ¿2 ч- = ^ -(/.-»- + £, + £,)2/2 = 0, (6)
1Г = Ло + йс, + Лс2 + + = + А + ^ + = (7)
где Е1 - жёсткость забойного двигателя на изгиб, Н м2; Ос1,1)1, Эс, - диаметры, соответственно, долота, турбобура, центраторов, м; Кс, - реакции на долоте
и центраторах, Н; Ro - реакция в точке контакта турбобура со стенкой скважины, Н; L, Li, L2, L3 - размеры, м (рисунок 3).
«Maple», - одна из самых мощных символьных программ, не требующая начальных приближений, приводит 6 решений системы (2 - 7), и только одно из них соответствует условиям задачи. В работе приведены методики и программы для расчёта и графического вывода поперечных сил, изгибающих моментов и перемещений (прогибов, углов поворота сечений) НК любого типа.
Для исследования НК, работающих с фрезерованием стенки скважины боковой поверхностью долота, разработан метод возможных перемещений долота. На рисунке 4 линия 3 - ось НК, соответствующая расчетной схеме, т.е. условию Dcn, = Dd, при котором расчётная величина Rd принимает нереально высокие значения. Линия 4 - ось НК при Rd = 0 и DCKB > Dd.
v 5
1 (dl-d/)/2 hd ** 4, ^
г- ^ к (Dd-Dl)/2 ■ 1 (Dk-Dt)/2 2 X
<-L->
Рисунок 4 - Схема, поясняющая метод возможных перемещений долота
Величина возможного перемещения долота показывает, при
каком диаметре скважины (точка 5), или углублении долота в стенку скважины, исчезает реакция на долоте. Она определяет запас упругой деформации, от которого зависит стабильность процесса фрезерования, и, кроме того, позволяет оценить верхнюю границу реального диаметра скважины в зоне забоя при работе долота.
В разделе впервые рассмотрена обычно игнорируемая проблема использования детерминированной модели (ДМ). В строгой постановке расчётная модель НК - стохастическая, так как содержит входные параметры, являющиеся случайными величинами (например, диаметры скважины и центраторов, зенитный угол и т.д.). Даже, если бы были известны
статистические характеристики, описывающие эти параметры (что нереально), их включение в математическую модель сделало бы её чрезвычайно громоздкой и непригодной для практического использования. Поэтому применительно к НК прибегают к детерминированной модели, т.е. ведут расчеты при конкретных, фиксированных значениях параметров расчетной схемы, отличающихся от реальных. Обоснований для такой замены моделей никогда не приводится.
Идея обоснования ДМ состоит в исследовании показателей устойчивости, рассчитываемых при неоднократном применении ДМ. Факторами (Ф,), устойчивость к изменению которых исследуется, являются те параметры расчетной схемы, которые в реальной скважине могут принимать иные значения: зенитный угол, диаметр скважины, диаметры центраторов (износ, податливость стенок скважины) и их расположение. Количественной мерой показателя устойчивости П(Ф,) является отношение ARd/ДФ, (A.C. Повалихин). Например, если величина n(DCKB) очень мала, реальное значение DCKB знать не требуется, и по данному параметру применение ДМ обосновано. Если величины П(Ф0 значимые, выбирается НК с лучшим показателем, и на контроль за фактором Ф, обращается особое внимание. Выбор тех, или иных П(Ф,), зависит от типа НК. К примеру, не нужно изучать устойчивость к изменению кривизны скважины, если НК стабилизирующая. Важно подчеркнуть, что компоновка, имеющая низкие числовые значения показателей устойчивости, и в реальной скважине будет показывать более стабильные результаты.
Предлагаемый подход к проектированию компоновок основан на применении системы их расчётных характеристик (СРХ); технологическая служба буровой организации определяет приоритетные из них для решения конкретной задачи; далее на основании расчетов, с учётом технических возможностей, выбираются параметры НК, обладающей лучшими характеристиками. Система СРХ - более широкое понятие, чем СПУ, так как последняя формируется только на основе входных параметров модели и является составной частью СРХ, в которую могут входить дополнительные характеристики. Ими являются выходные, расчётные величины: реакции на
долоте и центраторах, прогиб НК, углы поворота её сечений, возможное перемещение долота и т.д. Выбор компоновки осуществляется на стадии проектирования, на основе сравнения количественных показателей расчетных характеристик. Нужна проверка всех характеристик НК, определенных как приоритетные, т.е. нельзя брать какую-то одну характеристику и в силу только её высокой оценки рекомендовать КНБК к опробованию (как обычно делается). К примеру, нельзя рекомендовать компоновку, обеспечивающую в расчетном режиме идеальную стабилизацию зенитного угла при любом его значении, если её работа резко изменится при малейшем износе центратора или увеличении диаметра скважины.
В состав СПУ входят показатели устойчивости компоновок к изменению: зенитного угла, П(а); диаметра скважины, n(DCKB); расположения в радиальном направлении оси компоновки в районе размещения центраторов, П(Бс); расположения центраторов, а также положения равнодействующей реакции на первом центраторе, П(Ь); кривизны скважины, П(к).
В зависимости от величины и знака П(а) компоновки могут быть устойчивыми, неустойчивыми и пассивными (A.C. Повалихин, A.C. Оганов). Влияние данного показателя на траекторию скважины показано на рисунке 5 (терминология несколько расширена).
Рисунок 5 - Влияние показателя устойчивости компоновки на траекторию скважины
Показатель iJ(DmJ имеет важное практическое значение, так как при работе долота происходит увеличение диаметра скважины. Его определение возможно только косвенным путём, например, методом возможных перемещений долота, позволяющим на основании промысловых данных и расчета дать ориентировочную оценку диаметра скважины в зоне разрушаемого забоя.
Показатель устойчивости Tl(Dc). Центраторы изнашиваются, стенки скважины могут иметь податливость, если её разрез сложен породами невысокой твердости, например, на месторождениях Западной Сибири. Всё это приводит к изменению расположения центратора в скважине, а в расчётной схеме эквивалентно уменьшению диаметра центратора (Dc). Поскольку для конкретной скважины расчетное значение Dc неизвестно, остается единственный путь - изучить изменение величины Rd(Dc), другими словами, оценить устойчивость компоновки к изменению диаметра центратора. При достаточно малой величине показателя n(Dc) нет надобности знать точно его состояние.
По другим показателям устойчивости сведения приведены в тексте работы. Кроме того, описаны и другие расчётные характеристики: прогиб компоновки между центраторами двухцентраторных НК, величина и направление реакций на долоте и центраторах и т.д.
В третьем разделе представлены результаты исследований работы компоновок с калибратором, предназначенных для увеличения зенитного угла (НКК). Приведены программы расчёта методами МНП в среде «Maple» и ЗМ в «MathCAD». Типичный вид зависимостей Rd(Dk, Li, а) показан на рисунке 6 (Dk - диаметр калибратора). С приближением калибратора к долоту (особенно, полноразмерного) Rd резко возрастает до нереальных значений и не несёт полезной информации, т.к. имеет место полное несоответствие с практикой бурения. Из рис. 6 видно, что НКК с близким расположением калибратора имеет неудовлетворительные показатели n(Dk) и П(Ь) (кривые Rd расходятся).
Рисунок 6 - Реакции на долоте и калибраторе при зенитном угле 30 град: долото диаметром 215,9 мм; забойный двигатель - 195 мм
Отчётливо видно положительное влияние удаления калибратора в зону 1,2 - 1,4 м и далее от долота; НКК с расположением калибратора непосредственно над долотом может дать изменение зенитного угла с любым знаком (промысловая практика). Чтобы увязать теорию с практикой, привлечён разработанный метод возможных перемещений долота (ВПД). Приведены методика расчёта Ьс1 (численная мера ВПД), программа и результаты. Пример: у распространённой компоновки с Бк = 215 - 215.9 мм и Ь = 0,6 м при углублении долота в стенку на 1 - 1,5 мм полностью исчезает отклоняющая сила. Даже, если не учитывать дискретность взаимодействия шарошки или лопасти РБС с верхней стенкой скважины, этой величины недостаточно. Из рассмотрения исключена несоосность долота и скважины, приводящая к росту зенитного угла. При отсутствии в НК калибратора несоосность ещё больше, а компоновка работает на падение угла. Следовательно, рассмотрение отклоняющей силы в качестве доминирующего фактора правомерно. Рисунок 7 поможет объяснить промысловые результаты применения НКК.
Для получения высокой интенсивности увеличения зенитного угла (не менее 0,6 град/10 м) применяются НКК с винтовым забойным двигателем Д-172. При их исследовании методом ВПД с учётом кривизны скважины (приведены методика и программа) оказалось, что ВПД данной НК в несколько раз выше. Так, при калибраторе минимально применяемого диаметра 213 мм
Расстояние до калибратора, м
—-О— Rd, Dk=215,9 мы - О - Rk. Dk=215.9 мм
—X— Rd. Dk=215 мм - 'X - Rk, Dk=215 мм
—О—Rd, Dk=214 мм - О - Rk, Dk-214 мм
6 Rd, Dk=213,5 мм ■ Л - Rk, Dk=213,5 мм
величина ВПД больше, чем у НКК со калибратором.
Расстояние до калибратора, м -О— Ок=213 мм —С"—Ок=214 мм —й— Ок=215мм —С^Ок=215,9 мм
-мм турбобуром и полноразмерным
Рисунок 7 - Возможные перемещения долота при зенитном угле 30 град: долото диаметром 215,9 мм; забойный двигатель - 195 мм
Причинами увеличения ВПД являются большее искривление оси нижней части НК и различие в положении уровней центров долота и калибратора при Эк < 215,9 мм. На рисунке 8 показаны величины ВПД у компоновок с турбобуром диаметром 195 мм и ВЗД Д-172 (отмечены верхними индексами).
Рисунок 8 - Углы поворота оси НК на калибраторе и долоте при Ок < Бс!
При исследовании показателей устойчивости компоновок НКК любых типоразмеров выявилось, что все показатели имеют высокие числовые значения, еще более ухудшающиеся с приближением калибратора к долоту и увеличением его диаметра.
В четвёртом разделе представлены результаты исследования самых распространённых в Западной Сибири НК - с калибратором и ниппельным
центратором СТК. Для выяснения роли калибратора выполнены расчёты НК с двумя опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ) - калибратором и центратором. На рисунке 9 жирными отрезками на нулевой линии для каждого центратора показан диапазон значений Эк, внутри которого центратор и калибратор вместе выполняют функцию ОЦЭ. Для 214-мм центратора границы диапазона Ок| - Бк?; если Бк > Бк2, центратор не работает, а при Бк < Ок[ не работает калибратор. Он и не должен выполнять функцию ОЦЭ, следовательно, Бк| - это критический диаметр калибратора, и должно выполняться условие Бк < Оккр. На основании приведённых расчётных данных составлена таблица 1.
-1. ИО; 1X214
--2. Ж; 0С214
- - - -3. Я!С; 0С214
-4. И} 1X213
--5. (Ж; ОС213
- - - -6. ТО; 0С213
-7. И} 0С212
--8. ЯК; 0С212
- - - -9. РС; ОС212
-10. И} 1X211
--11. И<; йС211
- - - -12. ГЧС, [ЭС211
-13. ИЗ; 1X210
—Ж—14. Ж; 1X210
Диаметр калибратора, мм . - _ . 15 РС ОС2Ю
Рисунок 9 - К определению критического диаметра калибратора
Таблица 1 - Величины критического диаметра калибратора, рассчитанные с учётом изгиба компоновки
Диаметр центратора, мм 210 211 212 213 214
Критический диаметр калибратора, мм 213 213,5 214 214,5 215,1
Упрощенный способ определения Оккр, без учёта деформации компоновки, показан на рисунке 10 (Пат. 2 291 267 РФ). Критический диаметр калибратора определяется по формуле
£>*„=Дс + Ль+1 ' , (8)
где Ь], Ъ2 - размеры, показанные на рисунке 10. Оказалось, что величины Оккр, рассчитанные по формуле (9), и приведённые в табл. 1 приблизительно одинаковы.
Рисунок 10 - Схема к расчёту критического диаметра калибратора
Многие скважины, особенно, горизонтальные, имеют более сложную конструкцию с тангенциальным участком, перекрываемым колоннами диаметром 245 и 168 мм. Под 245-мм колонну применяются долото 295,3 мм с турбобуром диаметром 240 мм. Значения Оккр данной компоновки в варианте с одним передвижным центратором приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Величины критического диаметра калибратора, рассчитанные по формуле (9)
Диаметр передвижного центратора 285 мм
и, м 0,7 0.9 1,1
Ьг, м 1,3 2,3 3,3 1,3 2,3 3,3 1,3 2,3 3,3
Ок№, мм 291,7 292,9 293,5 291,1 292,4 293,1 290,6 292,0 292,7
Диаметр центратора 290 мм
м 0,7 0,9 1,1
Ьз, м 1,3 1 2,3 3,3 1,3 2,3 3,3 1,3 2,3 3,3
Оккр, мм 293,4 | 294,1 294,4 293,1 293,8 294,2 292,9 293,6 294,0
При соблюдении условия Эк < Оккр компоновка НК-СТК имеет расчётную схему одноцентраторной НК. Типичный вид зависимости Яс1(Бс, Ь|, а) показан на рисунке 11, из которого видно, что при близком расположении центратора нагрузки перераспределяются, решения становятся неустойчивыми.
Компоновки, оптимизированные по критерию полной стабилизации зенитного угла (ОНКС). У данных НК критерий оптимизации включает оба
условия (1), выполняемые при единственном диаметре центратора, не зависящем от зенитного угла. При 01 = 240 мм он равен 289,15 мм; при = 195, мм, Ос = 213,6 мм. В интервале угла а = 20 - 80° необходимое расстояние до центратора Ь = 7,11 - 5,45 (0<1 = 295,3 мм) и Ь = 4.87 - 3,74 (Ос! = 215,9 мм).
Расстояние до центратора, м —о— И; [)с=213 мм - -о- - Рс; СК-213 мм
-ВД Ос=212 мм - -Д- - Р!с; Ос=212 мм
о ГО; [)с=211 мм - -о- . (?с; СЭс=211 мм —X— И; Рс=210 мм - -х- - Ис; 0с=210мм
Рисунок 11 - Реакции на долоте и центраторе: компоновка - долото диаметром 215,9 мм, забойный двигатель диаметром 195 мм, зенитный угол 30°
Таким образом, базовое расположение центратора у ОНКС при = 215,9 и = 195 мм, - между шпинделем и нижней секцией (или выше, при малых значениях зенитного утла), а при Ос1 = 295,3 и 01 = 240 мм - на указанном расстоянии в расчёте на применение передвижного центратора. Ввиду значительного расстояния до центратора и условия 1^(1 = 0 можно использовать полноразмерный калибратор. Показатели устойчивости ОНКС соответствуют компоновкам высокого качества.
В 80-е годы СИБНИИНП рекомендовал компоновку с ниппельным центратором (НК-СТК). Результаты расчётов, на основании которых даны рекомендации, показаны на рисунке 12 пунктирными линиями. Выполненные нами расчёты ОНК без калибратора показаны сплошными линиями. Нет сомнения, что рассчитаны одинаковые компоновки, т.е. без калибратора (по диаметру 295,3 совпадение более полное). В инструкции рекомендуется полноразмерный калибратор, диаметр которого больше критического; следовательно, СТК размером 212 (214) мм не работает. Значит, НК-СТК - это
рассмотренная выше компоновка НКК с калибратором, расположенным непосредственно над долотом.
15 13 11 9 7 5 3 1
-1 "3
-5 I— 0,5
3,5
Рисунок 12
компоновки
Результаты расчета долотом
диаметром 215,9 мм
Расстояние до центратора, м ■ 1. Ос=212мм, СИБНИИНП ■ о -2. [)с=214мм, СИБНИИНП -3, Рс=212мм, авторы -X—4 Ос=214мм, авторы
Геометрические параметры компоновок ОНКС с долотами РОС приведены в таблице 3. Диаметр центратора не зависит от зенитного угла и имеет размеры, близкие к стандартным, только для долот диаметром 214,3 и 215,9 мм; его расположение - в основном над шпинделем. Похожие результаты получены при расчёте ОНКС с долотами РОС и ВЗД Д-172.
Таблица 3 - Размеры компоновок ОНКС с долотами РОС
Зенитный угол, град Диаметр долота РБС, мм Диаметр центратора, мм Расстояние между долотом и центратором, м
20 222,3 219,3 5,20
220,7 217,8 5,13
215,9 213,6 4,87
214,3 212,2 4,78
60 222,3 219,3 4,13
220,7 217,8 4,07
215,9 213,6 3,86
214,3 212,2 3,79
Выполненные расчёты показали, что возможна реализация следующих типоразмеров ОНКС:
1) долото диаметром 295,3 мм; турбобур диаметром 240 мм; передвижной центратор 3-ЦДП 290, установленный на расчётном расстоянии от долота;
2) долото PDC диаметром 215,9 и 214,3 мм с забойным двигателем диаметром 195 мм и центратором,, установленным в верхней части шпинделя;
3) долото PDC диаметром 220,7 и 215,9 мм в сочетании с двигателем Д-172 (178) и передвижными центраторами.
Критерий оптимизации ОНКС накладывает жесткие, иногда невыполнимые, требования по диаметру и расположению центратора; его износ или податливость стенок скважины могут привести к снижению зенитного угла, что следует из расчётов величины IT(Dc). Для расширения возможностей проектирования НК целесообразен переход от условий (1, 2) к критерию, определяющему компоновку ОНКА
Rd= 0, Ugd > 0. (9)
При условии (9) произвольному значению Dc соответствует определённое L (и наоборот). При каждом Dc «Maple» даёт по два решения L„ и LB (рисунок 13). Решения при нижнем значении LH находятся в зоне неустойчивой работы НК. Представляющие интерес ОНКА с центраторами 210 - 214 мм, установленными на расстоянии 3 - 4 м от долота, находятся в зоне, выделенной прямоугольником.
-й—Dc=212 мм
-о—Dc=211 мм
—X— Dc=210 мм
- Dc=208 мм
2.5 3,5
Расстояние до центратора, м
Рисунок 13 - Реакции на долоте у компоновок ОНКА: долото диаметром 215,9 мм; зенитный угол 30 град
Условие (10) выполняется только в точках Ц. У НК этой группы угол несоосности долота и скважины составляет 0,004 - 0,05°. Следовательно, отказ от условия и§(1 = 0, дав возможность применить центраторы любого диаметра, фактически позволил реализовать критерий полной стабилизации. В данном
случае ограничение (1^(1 = 0) - чисто математическое, и его применение неоправданно. Для внесения поправок в работу компоновки можно подкорректировать Ос или 1_, войдя в зону, выделенную прямоугольником. Этим будет привлечён механизм фрезерования стенки скважины. В работе приводится таблица значений Ьв для ОНКА с центраторами 209 - 214 мм при а = 20 - 80°.
Показатели устойчивости ОНКА. По отношению к изменению зенитного угла данные НК можно характеризовать как устойчивые, весьма близкие к ОНКС. По диаметру скважины: при Ос = 210 мм и а = 20 - 60" показатель устойчивости П(Оскв) изменяется, соответственно, в пределах 0,089 -0,18 кН/мм; при Ос = 212 мм составляет 0,061 - 0,12 кН/мм. По центратору: показатель П(Ос) при тех же данных меняется, соответственно, в пределах 0,17 - 0,34 и 0,12 - 0,23 кН/мм.
Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами РОС. Производственников (ОАО «Сургутнефтегаз») заинтересовал вариант ОНК с использованием высокопроизводительных алмазных долот РОС в сочетании с турбобуром Т1-195, имеющим повышенный крутящий момент. Критерий оптимизации ОНКС не позволяет создать компоновки с долотами 222,3 и 220,7 мм (см. табл. 3), а в компоновках ОНКА могут быть применены центраторы стандартных размеров (таблица 4, как и другие таблицы, приводится в сокращенном виде).
Таблица 4 - Размеры компоновок ОНКА с долотами PDC
Зенитный угол, Диаметр долота Диаметр Расстояние от долота до
град РОС, мм центратора, мм середины центратора, м
222,3 212 -
20 214 4,0
220,7 212 3,4
214 4,3
20 214,3 212 4,7
214 5,1
222,3 214 3,2
220,7 212 2,7
60 214 3,4
214,3 212 3,8
214 4,0
Если вариантов ОНКА недостаточно, или нужно изменить компоновку после её опробования, потребуется привлечение механизма фрезерования, т.е. переход к компоновкам ОНКФ (таблица 5), критерий оптимизации которых предусматривает полный отказ от условий (1,2).
Таблица 5 - Геометрические параметры ОНКФ с долотами PDC
Диаметр долота PDC, мм Диаметр центратора, мм Расстояние от долота до середины центратора, м Ожидаемый эффект
222,3 214 2-3 стабилизация
212 - падение зенитного угла
220,7 214 1,5-3 стабилизация или незначительное увеличение зенитного угла при Ь=2 - 2,5 м
212 2,5-3 незначительное падение угла
215,9 214 2,5 (2)-4 малоинтенсивное увеличение угла или стабилизация при удалении центратора до 4 м
212 2,5 (2)-4 то же
214,3 212 2-4 то же
210 2-4 тоже
Приведённые рекомендации могут быть применены при условии, если диаметр калибратора меньше критического значения и соответствует данным таблицы 6, в которой L| - длина долота с калибратором без переводника (0,7 м) и с переводником (1 м); п - полноразмерный калибратор; прочерк -нерекомендуемое расположение центратора.
Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами диаметром 295,3 мм. На тангенциальных участках скважин применяются компоновки с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами 292,290 и 185 мм.
Таблица 6 - Размеры калибратора компоновок ОНКФ с долотами PDC
Диаметр долота, мм Диаметр центратора, мм L], м Расстояние между торцом долота и серединой центратора,м
1,5 2 2,5 3 3,5 4
1 2 3 4 5 6 7 8 9
220,7 214 0,7 п п п п - -
1,0 215,5 п п п - -
212 0,7 п п п ц - -
Продолжение таблицы 6
1 2 3 4 5 6 7 8 9
220,7 212 1,0 214 гт п п - -
215,9 214 0.7 - - 215,3 215,4 215,5 215.5
214 1,0 - - 215,1 215,2 215,3 215,4
212 0,7 - - 214.7 214,9 215.1 215.2
1,0 - - 214,2 214.5 214,7 214,4
214,3 214 0,7 - 213,4 213,6 213,7 213.Х 213,9
1.0 - 213,0 213.3 213,5 213.6 213.7
212 0,7 - 212.6 213.0 213,2 213.4 213,5
1,0 - 212.0 212.4 212,8 213.0 213.2
Критерий оптимизации компоновок ОНКЛ требует следующего расположения центраторов: 1) центратор диаметром 290 мм; при зенитном угле 20 - 60° распложен на расстоянии 7,2 - 5,7 м от долота, соответственно; 2) центратор диаметром 285 мм; при зенитном угле 20 - 60" расположен на расстоянии 6,6 - 5,3 м от долота.
По расчётам, при переходе к компоновке ОНКФ, позволяющей с целью предотвращения снижения зенитного угла создать запас отклоняющей силы на долоте, требуемое расстояние между долотом и центратором составит 5 - 6 м.
Исследования показателей устойчивости компоновок ОНКА и ОНКФ разных типоразмеров позволили установить, что они улучшаются с уменьшением зенитного утла, возрастанием диаметра центратора и расстояния между ним и долотом. Например, значение показателя П(Оскв) у наиболее удобной для производственников компоновки с долотом РОС 220,3 мм и ниппельным центратором (П(Оскв) = 0,9) делает её весьма ненадёжной. В работе приведены геометрические параметры компоновок ОНКА на базе ВЗД Д-172 в сочетании с долотами РОС. Их реализация возможна при всех размерах долот и любом значении зенитного угла с высоким качеством расчётных характеристик.
Маятниковые НК требуют дополнительной проверки величины прогиба направляющего участка. Например, при удалении центратора диаметром 212 мм на 10 м от долота прогиб компоновки близок к предельному (рисунок 14).
Рисунок 14 - Форма оси компоновки при зенитном угле 60°
В пятом разделе представлены результаты исследований двухцентраторных компоновок (ДНК). Мнение специалистов и опыт бурения наклонных скважин в Западной Сибири показывают, что одноцентраторные компоновки не могут дать надежных результатов по стабилизации зенитного угла и азимута скважины. ДНК обладают способностью свести к минимуму факторы, вызывающие изменение азимута.
Для устранения недостатков, присущих комбинированной технологии бурения с управляемым ВЗДО, компоновка также должна включать два центратора (В.В. Прохоренко). Ввиду возрастания числа геометрических параметров у ДНК их подбор опытным путем невозможен. Обычно руководствуются техническими возможностями, опираясь на имеющиеся представления о работе компоновок с одним центратором. У автора нет сведений ни об одном случае успешного подбора производственниками двухцентраторной компоновки, хотя таких попыток делалось немало. В данной работе ставится целью максимально возможное изучение на стадии проектирования всех характеристик, влияющих на качество компоновки, путём постановки многостороннего математического эксперимента.
Критерий оптимизации ОНКС реализуется при единственном сочетании параметров Ос, Ь|, а. Подобное свойство есть и у двухцентраторных стабилизирующих компоновок ДНКС: для заданных значений зенитного угла и диаметра первого центратора существует определенное расстояние между ним
и долотом, при котором выполняются оба условия оптимизации; для любого сочетания a, Dcj, L| можно подобрать пару значений DC2, L2. Это важное теоретическое положение было использовано для разработки подробно описанной в работе методики расчета (применялись МНП в «Maple» и ЗМ в «MathCad»). Как по первому, так и по второму центраторам при расчётах на входе в программу можно задавать их диаметры, получая на выходе расстояния Li, L2. Это удобно, если можно реализовать любые Li. L2 с помощью передвижных центраторов. При конструктивных ограничениях по их расположению нужно задаться расстояниями L|. L2 и получить на выходе их требуемые диаметры.
В качестве базового принят вариант ДНКС, включающий долото и турбобур диаметрами 215,9 и 195 мм, соответственно. Диаметры центраторов: Dei =210-214 и Dc2 = 200-212 мм, зенитный угол 20-60°. Размеры некоторых компоновок приведены в таблице 7.
Таблица 7 - Расчетные геометрические параметры стабилизирующих
компоновок ДНКС при зенитном угле 40 град
Dei = 214 мм; Li = 3,95 м
DC2, ММ 212 210 208 206 204 202 200
L2, м 11,55 11,35 11,10 10,80 10,50 10,10 9,60
Do = 212 мм; Li = 4,75 м
1-2, М 13,65 13,52 13,40 13,25 13,05 12,85 12,65
Общий характер зависимости реакции на долоте от геометрических параметров НК показан на рисунке 15. При определённых Ос,, Ь,, а для каждого Вс2 наблюдается по два значения Ь2 (нижнее и верхнее, Ь„ и Ь„), при которых выполняются условия (1, 2). С уменьшением Ь; кривые расходятся, т.е. показатели устойчивости ухудшаются. В зоне решений Ьн реакция на втором центраторе начинает резко снижаться до полной разгрузки, а на первом центраторе она возрастает, и компоновка превращается в одноцентраторную. Включение второго центратора в компоновку усиливает тенденцию к снижению зенитного угла. При его установке на расстоянии 6 - 10 м от
первого, реакция направлена со стороны нижней стенки скважины. И только при значительном удалении центратора и уменьшении его диаметра произойдёт смена знака реакции. При близком расположении центраторов между ними не создастся достаточный прогиб компоновки, способствующий её удержанию в апсидальной плоскости. Следовательно, практический интерес представляют только компоновки с расстоянием между центраторами в окрестностях значений Ьв.
О 1.М. Рс2=212мм . -2. га1, Е)с2-212мм
— О— 3. Яс2, Е)с2=212 мм -й-4. И, С)с2=206 мм
- -д. - 5. Ргс1, йс2=206 мм
— Д— 6. Р(с2, С3с2=206 мм —X—7. га, 0с2=200 мм
- -Х- -8. га1, йс2=200 мм —х— 9. гаг, с>с2=200 мм
6 8 10 12 14
Расстояние между центраторами, м
Рисунок 15 Зависимости реакций на долоте и центраторах от геометрических параметров компоновки
Применение критерия полной стабилизации привело к ограничению возможностей проектирования. Диаметр первого центратора должен быть не менее 213 - 214 мм, и располагаться он может только на переходе шпиндель -нижняя секция турбобура, или выше. Если оба центратора располагать с учётом его конструкции, приняв приблизительно Ь| = 4 м, Ь2 = 14 м, будет трудно реализовать какую-либо компоновку.
Результаты расчета перемещений показали, что только у компоновок с диаметром первого центратора не менее 213- 214 мм в точке максимального прогиба обеспечивается зазор между забойным двигателем и стенкой скважины. Это пример использования расчётной характеристики НК для оценки её качества на стадии проектирования: ДНКС с диаметром первого центратора менее 213 мм отвергаются из-за недопустимой величины прогиба.
Величина показателя П(а) ДНКС позволяет отнести их к пассивным компоновкам. Знак величин n(DCKB), FI(DC|) соответствует уменьшению отклоняющей силы, способствующей увеличению зенитного угла (Rd+). Изменение диаметра Dc2 может явиться частичной компенсацией последствий изменения величин DChB и Dcj. Численные значения всех показателей устойчивости ДНКС соответствуют высокому качеству компоновок.
Более широкие возможности конструирования компоновок появляются при использовании ВЗД Д-172 в сочетании с долотами диаметром 215,9 мм. В конструкции ДНК с Д-172 должен быть предусмотрен дополнительный -элемент (например, УБТ или секция Д-172) для размещения второго центратора. Геометрические параметры компоновок приведены в таблице 8.
Таблица 8 - Стабилизирующие компоновки ДНКС с двигателем Д-172
Dei = 214 мм; Lt = 3,95 м; а-20°
DC2, ММ 212 200 190
1-2, м 12,2 11,0 8,7
Dei = 214 мм; L, = 3,12 м; а=60°
L2, М 9,6 8,7 6,6
DCI=212MM; L = 4,72 м; а = 20°
Li, м 14,1 13,3 12,4
DCI=212MM; L ,= 3,75 м; а = 60°
L2, м 11,2 10,6 9,8
Во всех вариантах ДНКС ближним к долоту является передвижной центратор диаметром 214 или 212 мм. Второй центратор в расчетах принят как передвижным (212 мм), так и с произвольными диаметрами 200 и 190 мм.
Величины показателей устойчивости соответствуют высокому качеству компоновок ДНКС с ВЗД (таблица 9), а прогиб между центраторами находится в пределах, обеспечивающих отсутствие контакта ЗД со стенкой скважины.
Таблица 9 - Показатели устойчивости компоновок ДНКС с Д-172
Диаметр первого центратора, мм Диаметр второго центратора, мм Показатели устойчивости. кИ/мм
n(DCK„) fl(Dci) ll(Dci)
212 212 0.026 0,037 -0,017
200 0,028 0,039 -0,019
Исследовались также следующие виды ДНКС: долото диаметром 295,3 мм с турбобуром ТСШ-240 и передвижными центраторами 290 / 285 мм; долота PDC всех размеров с турбобуром Т1-195 и ВЗД Д-172. Возможности создания ДНКС приведённых типоразмеров весьма ограничены, исключение составляет НК с долотом 214,3 мм в сочетании с ВЗД и передвижными центраторами, реализуемую при любом значении зенитного угла.
Компоновки ДНКА с критерием оптимизации, содержащим одно условие (Rd = 0), имеют преимущество перед стабилизирующими НК, состоящее в том, что их легче приспособить к конструкции турбобура или другого ЗД, например, рассчитать на использование первого центратора (СТК) на ниппеле шпинделя или над шпинделем, а второго в требуемом месте между секциями. В отличие от ДНКС величины Dei, L| можно задавать независимо друг от друга.
При диаметре долота 215,9 мм и турбобура - 195 мм компоновки ДНКА могут быть созданы на базе двух основных вариантов: 1) первый центратор СТК на ниппеле шпинделя, второй - между нижней и средней секциями турбобура; 2) первый центратор над шпинделем, второй - между средней и верхней секциями турбобура.
Число вариантов ДНКА существенно больше, чем ДНКС, в чем легко убедиться, сравнивая данные таблиц 7, 10 (приводятся фрагменты таблиц, содержащихся в тексте работы).
Таблица 10 - Геометрические параметры компоновок ДНКА
Диаметр первого центратора 212 мм
Deo, мм 210 208 206 204 202
2 L2, м 9,3 8,9 8,4 7,8 6,8
4 11,9 11,7 11,5 11,2 10,9
Исследования величины прогиба ДНКА между центраторами показало необходимость такой проверки, особенно, при увеличении зенитного угла, расстояния между центраторами и уменьшении их диаметра. Существенное отличие геометрических параметров ДНКА от соответствующих параметров ДНКС (например, приближение первого центратора к долоту)
приводит к ухудшению показателей устойчивости.
Подробно исследованы компоновки ДНКА и ДНКФ с забойным двигателем Д-172, которые могут быть как стабилизирующими, так и предназначенными для набора зенитного угла. Из рисунка 16 видна возможность активного регулирования отклоняющей силы на долоте путем подбора диаметра и места расположения центраторов. Параметры компоновки соответствуют критерию ДНКА только при Я(1 = 0; их выбор на произвольных точках линий ЯсЦЬг, ГЭ1) означает переход к компоновкам ДНКФ.
-1. [Эс1=212 мм; СЮ2=212
мм
-д- -3. С1с1=212 мм; С)с2=190
6 8 10
Расстояние между центраторами, м
мм; СС2=212 мм
—X—5. й:1=214 мм; Эс2=200 мм
6. С>с1=214 мм; 0с2=190
Рисунок 16 - Зависимости реакций на долоте у ДНКФ с двигателем Д-172: Эс,=214 мм, Ь,= 2 м (сплошные линии); БС|=212 мм, Ь|= 3 м (пунктирные линии); зенитный угол 40°
С увеличением зенитного угла отклоняющая сила 11(1+, возрастает. Чем меньше диаметр второго центратора, тем больше отклоняющая сила, а по первому центратору зависимость обратная. Приближение первого центратора к долоту способствует увеличению отклоняющей силы.
В дополнение к приведённым графическим зависимостям, служащим для выбора компоновок ДНКФ, в работе приводится таблица с точными решениями по расстоянию между центраторами и углу между осями долота и скважины при Яс1 = 0, т.е. по компоновкам ДНКА.
Привлекая механизм фрезерования, нетрудно подобрать компоновку ДНКФ с ВЗД, обеспечивающую требуемую интенсивность увеличения зенитного угла, не меньшую, чем могут дать одноцентраторные компоновки, но обладающую возможностью лучше стабилизировать азимут скважины. Такая возможность существует при использовании любых центраторов
передвижных, выпускаемых промышленностью, а также уменьшенного диаметра. Также можно избежать недопустимого прогиба компоновки и обеспечить требуемый уровень показателей устойчивости.
Пример компоновок ДНКА с 295,3- мм долотом, 240- мм турбобуром и передвижными центраторами, имеющими размеры 292, 290 и 185 мм, приведен в таблице 11. При увеличении зенитного угла расстояние между центраторами уменьшается, а при удалении первого центратора от долота оно увеличивается. Возможны многочисленные, легко реализуемые варианты исполнения ДНКА, предназначенных для одной цели. Руководствуясь традиционным подходом к проектированию НК, можно ограничиться выполненным расчётом, поскольку критерий оптимизации реализован, и принять любой из вариантов. Но представленные в таблице комионовки далеко не равноценны, и нужно выбрать ту из них, которая имеет более высокое качество расчётных характеристик.
Таблица 11 - Геометрические параметры ДНКА с долотом диаметром
295,3 мм и передвижными центраторами
Расстояние до
первого центратора, м 2 3 4 5 6
Диаметры Расстояние между центраторами, м
центраторов, мм Зенитный угол 20 градусов
290 и 285 14,3 14.2 15,0 16,4 18,2
зенитный угол 60 градусов
290 и 285 11,2 11,7 13,1 15,0 17,1
Из таблицы 12 следует, что применение компоновок с близким расположением первого центратора недопустимо ввиду больших числовых значений показателей устойчивости П(Оскв), П(Ос|). Чем дальше от долота находится первый центратор, тем выше качество компоновки.
Компоновка с диаметрами долота и ЗД равными, соответственно, 215,9 и 195 мм выше рассматривалась, как базовая, на ней изучались основные закономерности работы НК. В связи с внедрением высокопроизводительных алмазных долот РОС, имеющих расширенную гамму по диаметру, и
отсутствием передвижных центраторов для ЗД диаметром 195 мм целесообразно проектирование ДНК, исходя из расположения центраторов.
Таблица 12 - Показатели устойчивости ДНКА с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами
Диаметр долота 295,3 мм; центраторов - 290 и 285 мм; зенитный угол 40 градусов
Расстояние до первого центратора.м Расстояние между центраторами, м Показатели устойчивости, к11/мм
П(а), кН/град п(ак„) П(Ос,) 11(0с:)
2 12,1 -0,10 0,71 0.87 -0.21
4 13,6 - 0,03 0.13 0.14 - 0.09
6 16,8 - 0,02 0.02 0.04 - 0.06
Из изложенных выше теоретических основ работы ДНКЛ следует, что есть два технически возможных варианта их исполнения. Первый: нижний центратор располагается в ниппельной части шпинделя; верхний между нижней и средней секциями турбобура. Второй вариант: нижний центратор находится в верхней части шпинделя, верхний - между средней и верхней секциями. Соответственно этому, для анализа приняты следующие расстояния от долота до центратора (Ь,) и между центраторами (Ьт): вариант 1 - = 1,5 м; Ь2 = 10 м; вариант 2 - Ь, = 4 м; Ь2 = 14 м. Для производственников более приемлем первый вариант компоновки, но возможности сё реализации ограничены. Кроме того, показатели устойчивости Пфскв), П(Пс), П(Ос2) (здесь не приводятся) имеют весьма высокие числовые значения, что может привести к нестабильной работе компоновки.
По второму варианту ДНКА с расположением первого центратора над шпинделем при зенитном угле 20° возможны следующие компоновки: долото диаметром 222,3 мм с центраторами 212/210 и 210 / 205 мм; долото диаметром 220,7 мм с центраторами 212 / 212.6 и 210 / 208 мм. При 215,9 и 214,3-мм долотах и стандартных диаметрах первого центратора, а также при зенитном угле 40 - 60 град вариантов компоновок нет. Показатели устойчивости приведенных компоновок, определяющие их качество, стали на порядок лучше по сравнению с НК, содержащими ниппельный центратор, но число их
вариантов ограничено. Целесообразно расширение возможностей данных НК путём произвольного назначения диаметра центраторов при заданном их расположении. Это означает переход к условиям ИЛ Ф 0, Ц^ё Ф 0, т.е. привлечение механизма фрезерования.
Выполнены расчёты реакций на долоте и центраторах при всех размерах долот РОС и зенитном угле 20 - 60°. Оба центратора приняты со стандартными диаметрами. Величина 11(1 возрастает с увеличением зенитного угла, но она не превышает - 1,5 кН. На центраторах при а = 40 - 60° реакция доходит до 10 -16 кН, и их рабочая поверхность должна быть, по возможности, увеличена.
Все показатели устойчивости соответствуют высокой оценке качества компоновки ДНКФ с удалённым от долота нижним центратором (таблица 13).
Таблица 13 - Показатели устойчивости компоновок ДНКФ
Зенитный угол, град Диаметр первого центратора, мм Диаметр второго центратора, мм Показатели устойчивости
П(а), кН/град П(Осв„), кН/мм ЩЭс,), кН/мм П(Ос2), кН/мм
Диаметр долота РОС 220,7 мм
20 214 212 -0,032 0,055 0,075 -0,030
60 214 212 -0,015 0,055 0,075 -0,035
Полученные положительные результаты еще не позволяют на стадии проектирования сделать заключение по качеству НК. Расчеты показали, что зазор между корпусом турбобура и стенкой скважины у всех компоновок наблюдается только при малых значениях зенитного угла (20 - 25°). Возможность увеличения зенитного угла связана с уменьшением расстояния между центраторами с целью снижения прогиба НК, а это, в свою очередь, требует уменьшения диаметра второго центратора для поддержания необходимой реакции на долоте, и, в результате, зазор между ЗД и стенкой скважины сокращается. Задача создания компоновки, способной работать при больших значениях зенитного угла, как видим, весьма противоречива.
Есть сведения о так называемых «плавающих» центраторах, изготавливаемых в цехе, которые крепятся на корпусе турбобура в требуемом
месте с помощью сварки. В применяемом на практике варианте центратор -ребристый, изнашиваясь, он требует замены, что делает конструкцию малоприемлемой. Большой диаметр не позволяет существенно увеличить его длину, так как это приведёт к ухудшению проходимости компоновки и очистки ствола скважины. В рассматриваемом нами случае конструкция предельно упрощается, так как второй центратор имеет уменьшенный диаметр и может быть изготовлен без ребер.
Результаты выполненных расчётов показали, что при расстоянии между центраторами 11 - 12м для всех размеров долот РОС существуют варианты компоновок, способных работать при зенитном угле 40 - 60 град.
Из анализа расчётных данных по компоновкам ДНКФ с нижним центратором, расположенным в верхней части шпинделя можно сделать вывод, что они стабилизирующие, так как наблюдается незначительная реакция ЯсН-. При их расчёте были сняты условия Кс1 = 0,= 0. Такие решения не могли быть получены при рассмотрении компоновки ДНКА и, тем более, ДНКС. Следовательно, удалось прийти к теоретически идеальным стабилизирующим компоновкам, обойдя оба условия общепринятого критерия оптимизации.
В шестом разделе приведены результаты промысловых исследований работы неориентируемых компоновок. Анализ промысловых данных по скважинам, пробуренным на месторождениях Уренгойской группы, показал, что компоновка с близким расположением калибратора работает нестабильно, что связано с неудовлетворительным уровнем показателей устойчивости.
Результатом теоретических и промысловых исследований явились рекомендации по применению данных НК, учитывающие: диаметр калибратора; его расположение, определяемое длиной переводника; фрезерующую способность долота.
Выполненные теоретические исследования типовой компоновки НК-СТК имеют следствием то, что наличие или отсутствие центратора не должно сказываться на их работе. Такое заключение требует статистического обоснования.
Для анализа было сформировано 7 выборок (групп инклинометрических данных) по разным месторождениям. Число рейсов - 168, из которых 70 было выполнено с калибратором, остальные - с калибратором и СТК. Статистические оценки, выполненные с помощью неиараметрического критерия Вилкоксона, показали, что на всех месторождениях результаты применения компоновок с СТК и бесцентраторных (и те и другие с калибратором) статистически значимых различий не имеют. Следовательно, центратор функцию ОЦЭ не выполняет и на процесс формирования профиля скважины не влияет.
Статистический анализ также позволил сделать вывод о возможности объединения месторождений в группы. Например, исследованные месторождения можно разделить на две группы. В первую входят Уренгойское и Песцовое месторождения, во вторую - Заполярное (ЗГКМ) и Таб - Яхинская, Ен - Яхинская площади. Внутри каждой группы любые выборки при любых сочетаниях КНБК (с центраторами и без них) однородны, а все межгрупповые пары выборок являются неоднородными. Однородность групп данных дает право на их объединение в одну представительную выборку.
Ранее теоретическим путём было показано, что у типовой компоновки с СТК диаметр калибратора не должен превышать критического значения. Компоновки НК-СТК с уменьшенным диаметром калибратора опробовались в ОАО «Сургутнефтегаз» и ООО « Буровая компания «Евразия». Средние значения интенсивности увеличения зенитного угла остаются примерно такими же, как при использовании типовой компоновки, но статистические характеристики улучшились. Примерно в два раза уменьшилось среднеквадратическое отклонение и сузился доверительный интервал среднего выборки. Отождествляя эти характеристики со стабильностью, можно сказать, что, благодаря применению калибратора диаметром, не превышающим критическое значение, стабильность работы компоновки возросла в два раза.
На нефтяных месторождениях «Ноябрьскнефтегаза», имеется опыт применения компоновок, включающих: долото диаметром 215,9 мм,
полноразмерный калибратор, турбобур ЗТСШ-195, ниппельный СТК (214 мм) и СТК диаметром 212 мм (плавающий), расположенный на расстоянии 3 - 7 м от долота. Наиболее часто это расстояние составляет 4 м. По такому же принципу производится сборка компоновки с 295,3-мм дологом и центраторами диаметром 290 и 285 мм. В работе показано, что данная компоновка является одноцентраторной, так как критический диаметр калибратора для 214-мм СТК превышен, и по диаметру и расположению второго центратора относится к типу ОНКА. От такой НК можно ожидать более высокого уровня стабильности работы по сравнению с рассмотренной выше НК с ниппельным центратором.
Компоновки ОНКА применялись на месторождениях: Спорышевском, Суторминском, Карамовском и др. Скважины, наклонные и горизонтальные, построены в 2005, 2006 годах. В анализе использованы имеющиеся сведения по 39 рейсам. По стабильности работы компоновка ОНКА превосходит улучшенный вариант типовой компоновки НК-СТК, отношение доверительных интервалов составило 0,1 : 0,17.
Выполнен анализ производственного опыта применения НК с тремя центраторами на Уренгойском месторождении. Параметры компоновки: долото диаметром 215,9 мм, калибратор полноразмерный, центратор СТК диаметром 212 мм, турбобур А7П5; два центратора одинакового диаметра - по 210 мм.
Показано, что компоновка является двухцентраторной, и ни при каком сочетании диаметров центраторов невозможно получить стабилизацию зенитного угла. Согласно расчётам вероятным результатом применения спроектированной производственниками компоновки является малоинтенсивное уменьшение зенитного угла. Рассмотренной компоновкой было выполнено 29 рейсов. По сравнению с типовой компоновкой (41 рейс на том же месторождении в одинаковый период) стабилизация зенитного угла несколько улучшилась, и увеличился разброс данных. Увеличение расстояния до первого центратора уменьшенного диаметра и наличие второго центратора, слишком близко расположенного к первому, приводят к появлению реакции на
долоте со стороны нижней стенки скважины, и процесс сё фрезерования становится доминирующим. Ввиду частого изменения механических свойств горной породы из-за перемежаемости пластов и других условий реакция на долоте постоянно меняется, что приводит к нестабильности работы компоновки.
Основные положения диссертационной работы подтверждены промысловой практикой, что дает основания рекомендовать разработанные компоновки к широкому промышленному внедрению.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Разработан метод проектирования неориентируемых компоновок, основанный на использовании системы расчётных характеристик, позволяющей произвести оценку качества создаваемой компоновки и прогнозировать надёжность результатов её применения.
2. Разработаны новые методы расчёта компоновок, позволяющие оперативно решать задачи оптимизации параметров компоновок, а также выполнять углублённые исследования (с применением комплекса МКЭ «А^УБ»).
3. Установлено, что общепринятый критерий оптимизации, содержащий условия полной стабилизации зенитного угла, ограничивает конструктивные возможности создания компоновок; во многих случаях целесообразен переход к одному условию - отсутствию отклоняющей силы, т.е. к соответствующей ему компоновке НКА.
4. Наиболее эффективными компоновками (НКФ) являются те, которые спроектированы из условия полного отказа от условий стабилизации. При этом отклоняющая сила и угол на долоте близки к нулю и соответствуют стабилизирующим компоновкам высокого качества, так как содержат механизм компенсации тенденции к падению зенитного угла, присущей всем компоновкам, включая те, которые спроектированы по критерию полной
стабилизации зенитного угла.
5. Разработан метод возможных перемещений долота, позволяющий исследовать работу компоновок, рассчитанных на использование механизма фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота.
6. Установлены и исследованы причины ненадёжной работы стабилизирующей компоновки (с СТК), широко применяющейся в Западной Сибири; предложен простой способ её модификации, позволивший улучшить стабильность работы компоновки.
7. Проведены исследования одно-двухцентраторных компоновок с выдачей рекомендаций по их геометрическим параметрам; при этом применены критерии оптимизации, соответствующие компоновкам ИКС, НКА, НКФ; рекомендации относятся ко всем типам и размерам компоновок, представляющим интерес для Западной Сибири: с долотами шарошечными и РБС всех размеров, турбобурами диаметром 195 и 240 мм, винтовыми забойными двигателями Д-172; выполнена проверка качества расчётных характеристик рекомендуемых компоновок.
8. Сопоставление теоретических исследований с промысловыми данными позволило сделать вывод о том, что прогнозировать надёжную работу компоновок по расчётным данным можно только при проектировании стабилизирующих компоновок, без активного использования механизма фрезерования.
9. Основные положения диссертационной работы подтверждены промысловыми исследованиями.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
а) монографии
1. Гречин Е.Г. Методы расчета неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, В.Г. Долгов. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. - 120 с.
2. Гречин Е.Г. Теория и практика работы неориентируемых компоновок
низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, A.B. Будько. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2008. - 176 с.
б) учебное пособие с грифом УМО НГО
3. Гречин Е.Г. Расчеты неориентируемых компоновок для бурения наклонных и горизонтальных скважин: Учеб. пособие для вузов / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, В.Г. Долгов; Рец.: каф. бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского гос. нефтегазового ун-та, д-р техн. наук, профессор С.И. Грачёв, д-р техн. наук, профессор С.Н. Бастриков. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. - 121 с.
в) научные статьи
4. Гречин Е.Г. Анализ работы неориентируемых компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. - 2005. - № 4. -С. 40 - 42.
5. Гречин Е.Г. Анализ работы стабилизирующих компоновок на скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. - 2005. - № 5. - С. 29 - 31.
6. Гречин Е.Г. Расчет неориентируемых компоновок для бурения наклонных скважин методом начальных параметров / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - Т. 2. -С. 43 - 46.
7. Гречин Е.Г. Анализ промысловых данных по применению наддолотных калибраторов для безориентированного управления зенитным углом скважины / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - Т. 2. - С. 39 - 42.
8. Гречин Е.Г. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных о работе компоновок на месторождениях Уренгойской группы / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев и др. //
Бурение и нефть. - 2006. - № 7/8. - С. 14 - 15.
9. Гречин Е.Г. Оптимизация геометрических параметров стабилизирующей компоновки с двумя центраторами / Е.Г. Гречин, И.Ю. Крюков, В.П. Овчинников, A.B. Будько, Л.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 14 - 18.
10. Гречин Е.Г. Применение метода конечных разностей для исследования работы бурильной колонны в наклонной скважине / Е.Г. Гречин, И.Ю. Крюков, В.П. Овчинников, A.JI. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. -С. 19-22.
11. Гречин Е.Г. Исследование роли центраторов в типовых компоновках методами математической статистики / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев, A.B. Будько, A.JI. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 23 - 26.
12. Гречин Е.Г. Анализ результатов испытаний компоновки с тремя центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, A.B. Будько, A.JT. Каменский, С.Г. Атрасев // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 79-83.
13. Гречин Е.Г. О перспективах разработки многоцентраторных компоновок / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, A.B. Будько, В.Е. Тер-Саакова, A.JI. Каменский, // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 75 - 79.
14. Гречин Е.Г. Анализ результатов работы КНБК методами математической статистики / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, A.B. Будько, С.Г. Атрасев, A.JI. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. -С. 84-88.
15. Гречин Е.Г. Рекомендации по изменению геометрических параметров
типовых стабилизирующих компоновок, применяемых на месторождениях Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. - 2007. -№2.- С. 14- 16.
16. Гречин Е.Г. Проектирование двухцентраторных компоновок для малоинтенсивного увеличения зенитного угла при бурении наклонных и горизонтальных скважин / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. -2007.- №4,- С. 13- 16.
17. Гречин Е.Г. Расчет двухцентраторных компоновок с учетом условий бурения скважин в Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 4. -С. 4-7.
18. Гречин Е.Г. Исследование работы неориентируемых компоновок методом возможных перемещений долота / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефть и газ. - 2007. - № 5. - С. 30 - 36.
19. Гречин Е.Г. Расчет системы вал - корпус турбобура в составе неориентируемой КНБК с использованием программного комплекса МКЭ «ANSYS» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007. №11. С. 24- 29.
20. Гречин Е.Г. Устойчивость неориентируемых компоновок низа бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - www.ogbus.ru. - Уфа.: УГНТУ. - 13.04.2007. -С. 1 - 13.
21. Гречин Е.Г. Расчеты компоновок с винтовым забойным двигателем и двумя передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - www.ogbus.ru. - Уфа.: УГНТУ. -29.12.2007. -С.1 - 10.
22. Гречин Е.Г. Неориентируемые компоновки с винтовым забойным
двигателем и передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П.
Овчинников // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. - С. 46 - 48.
23. Гречин Е.Г. Метод проектирования неориентируемых компоновок на основе использования их расчетных характеристик // Строительство нефтяных
и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 3. - С. 14 - 20.
24. Гречин Е.Г. Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 6. -С. 8-13.
г) патенты на изобретение
25. Пат. 2 291 267 РФ, С1 Е 21 В 7/08. Компоновка низа бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). -№ 2005117762/03; Заявлено 08.06.2005; Опубл. 10.01.2007, Бюл. № 1.
26. Пат. 2 298 630 РФ, С2 Е 21 В 7/08, Е 21 В 17/10. Калибратор конический в компоновке бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). - № 2005119074/03; Заявлено 20.06.2005; Опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.
27. Пат. 2333343 РФ, С1 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников (Россия). - № 2007108177/03; Заявлено 05.03.2007; Опубл. 10.09.2008. Бюл. №25.
Соискатель Е.Г. Гречин
Формат 60x84/16. Бумага Ballet.
Отпечатано на RISO. Усл. печ. л. 3,0. Уч.-изд. л. 1,96. Тираж 100. Заказ 77.
Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук». 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.
Содержание диссертации, доктора технических наук, Гречин, Евгений Глебович
ВВЕДЕНИЕ.
1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСОВ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.
1.1 Расчетные модели процесса искривления скважины и компоновки низа бурильной колонны.
1.2 О проектировании компоновок, их усовершенствовании и конструкциях центраторов.
1.3 Состояние направленного бурения в Западной Сибири.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.
2 АНАЛИЗ МЕТОДОВ РАСЧЁТА И СИСТЕМА РАСЧЁТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК.
2.1 Методика расчета компоновок с использованием дифференциального уравнения упругой линии.
2.2 Пример расчета компоновки в программе «МаШСАЕ)».
2.3 Влияние осевой нагрузки на длину направляющего и отклоняющую силу на долоте.
2.4 Влияние кривизны оси скважины на отклоняющую силу на долоте.
2.5 Методика расчета компоновок с использованием уравнений трёх моментов.
2.6 Метод начальных параметров.
2.7 Метод конечных разностей.
2.8 Метод конечных элементов.
2.9 Эпюры поперечных сил и изгибающих моментов.
2.10 Метод возможных перемещений долота.
2.11 Расчетные характеристики неориентируемых компоновок.
2.11.1 Детерминированные математические модели расчёта НК.
2.11.2 О системе расчетных характеристик.
2.11.3 Устойчивость неориентируемых компоновок.
2.11.4 Направление и величина реакций на центраторах.
2.11.5 Возможное поперечное перемещение долота.
2.11.6 Сближение вала и корпуса верхней секции турбобура.
2.11.7 Сближение вала с корпусом турбобура, связанное с несогласованным расположением центраторов и радиальных опор.
2.11.8 Прогиб направляющего участка КНБК.
2.11.9 Прогиб компоновки между центраторами.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.
3. ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ КОМПОНОВОК С КАЛИБРАТОРОМ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА.
3.1 Расчет компоновки с помощью уравнений трех моментов.
3.2 Расчет методом начальных параметров в «Maple».
3.3 Реакции на долоте и калибраторе.
3.4 Расчет компоновки с учетом кривизны оси скважины.
3.5 Применение метода возможных перемещений долота.
3.6 Компоновка с забойным двигателем уменьшенного диаметра.
3.7 Применение метода возможных перемещений долота с учетом кривизны скважины.
3.8 Показатели устойчивости компоновок с калибратором/.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.
4 ИССЛЕДОВАНИЕ ОДНОЦЕНТРАТОРНЫХ КОМПОНОВОК.
4.1 Критический диаметр калибратора.
4.2 О форме калибратора.
4.3 Прогибы и углы поворота оси КНБК.
4.4 Стабилизирующие компоновки ОНКС.
4.4.1 Расчет геометрических параметров.
4.4.2 Устойчивость компоновок ОНКС.
4.5 Анализ основных положений инструкции СИБНИИНП.
4.6 Компоновки ОНКА и ОНКФ.
4.6.1 Расчеты ОНКА.
4.6.2 Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами PDC.
4.6.3 Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами диаметром 295,3 мм.
4.6.4 Компоновки ОНКА с долотами PDC и двигателем Д-172.
4.6.5 Устойчивость ОНКА.
4.6.6 Маятниковые компоновки.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.
5 РАЗРАБОТКА ДВУХЦЕНТРАТОРНЫХ КОМПОНОВОК.
5.1 Компоновки, спроектированные по критерию полной стабилизации зенитного угла.
5.1.1 Расчеты ДНКС.
5.1.2 Устойчивость компоновок ДНКС к изменению зенитного угла.
5.1.3 Реакции на долоте и центраторах.
5.1.4 О стабилизации азимута скважины с использованием ■ компоновок ДНКС. Показатели устойчивости ДНКС.
5.1.5 Компоновка с винтовым забойным двигателем.
5.1.6 Компоновки ДНКС с долотами диаметром 295,3 мм и долотами PDC.
5.2 Компоновки, спроектированные по критерию равенства нулю реакции на долоте.
5.2.1 Преимущества компоновок ДНКА.
5.2.2 Геометрические параметры ДНКА.
5.2.3 Устойчивость компоновок ДНКА к изменению зенитного угла.
5.2.4 Устойчивость ДНКА к изменению диаметров скважины и центраторов.
5.2.5 Реакции на долоте и центраторах.
5.2.6 Возможности стабилизации азимута скважины с помощью компоновок ДНКА.
5.2.7 Компоновки ДНКА и ДНКФ с забойным двигателем Д-172.
5.2.8 Геометрические параметры компоновок ДНКА с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами.
5.3 Проектирование компоновок ДНКА с долотами PDC, исходя из расположения центраторов.
5.4 Проектирование компоновок ДНКФ с долотами PDC, исходя из расположения центраторов'.
5.5 Проектирование ДНКФ с плавающим верхним центратором.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5.
6 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.
6.1 Работа компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений.
6.2 Анализ промысловых данных о работе стабилизирующих НК.
6.3 Работа стабилизирующей компоновки с ниппельным СТК и калибратором уменьшенного диаметра.
6.4 Исследование работы неориентируемых компоновок с «плавающими» центраторами.
6.5 Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 6.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование методов проектирования и работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны"
Актуальность проблемы
В современных сложных экономических условиях ещё более актуальными стали вопросы, связанные с сокращением затрат на строительство скважин. На нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири добывается две трети российской нефти и более 90 % газа; разрабатываются они с помощью наклонных и горизонтальных скважин. Профили тех и других содержат протяжённые по длине тангенциальные участки, бурение которых осуществляется по двум технологиям. Первая, традиционная, основана на применении неориенти-руемых компоновок (НК). Вторая технология предусматривает бурение комбинированным способом всей скважины компоновкой, содержащей винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО), управляемый с помощью телесистемы. Из присущих ей недостатков, одним из главных является высокая стоимость телеметрических комплексов (более 1 млн. долларов), обычно, зарубежного производства.
Многие буровые предприятия идут на дополнительные затраты, связанные с эксплуатацией дорогостоящих систем, и применяют данную технологию при бурении всех скважин, включая простые, с трёх-четырёхинтервальным профилем, по причине отсутствия до настоящего времени НК, обеспечивающих выполнение проектных профилей скважин. Исследование и разработка таких компоновок является актуальной, нерешенной проблемой, необходимо закрепить за ними приоритет в части бурения тангенциальных, или близких к ним, участков наклонных и любых других скважин. При бурении горизонтальных участков в пласте также имеются перспективы использования НК, включающих, например, гидравлические центраторы, или самоориентирующиеся отклонители, в сочетании с простыми средствами контроля за параметрами скважины.
Цель работы
Сокращение времени бурения и уменьшение затрат при строительстве нефтяных и газовых скважин за счёт применения неориентируемых компоновок взамен дорогостоящих технологий. Время бурения сокращается вследствие уменьшения числа замеров параметров траектории скважины и отсутствия необходимости ориентирования отклонителя; затраты — за счёт отказа от применения телеметрических комплексов на участках работы НК и уменьшения износа долот и забойных двигателей.
Основные задачи исследований
1. Обобщение и анализ исследований в области неориентируемых компоновок, обоснование расчетной схемы и аналитической модели НК, разработка методов их расчёта.
2. Расчет и проектирование компоновок на основе применения новых принципов выбора критерия оптимизации их геометрических параметров.
3. Разработка системы расчётных характеристик НК (СРХ), позволяющей производить оценку их качества на стадии проектирования, и прогнозировать ожидаемый уровень стабильности показателей работы компоновки.
4. Исследование работы типовой стабилизирующей компоновки, применяемой на месторождениях Западной Сибири, и её усовершенствование.
5. Разработка научно-обоснованных проектных решений, по всем типам НК, представляющим интерес применительно к условиям бурения в Западной Сибири.
6. Промысловые исследования и проверка разработанных принципов создания эффективных неориентируемых компоновок и разработка, рекомендаций к их промышленному внедрению.
Научная новизна диссертационной работы: выполнено научное обоснование возможности применения детерминированной расчетной модели НК на основе использования системы показателей устойчивости (СПУ), формируемой по входным параметрам модели;
- разработана система расчётных характеристик (СРХ), формируемая по входным и выходным параметрам модели НК, позволяющая прогнозировать качество компоновок на стадии их расчёта; на её основе предложена новая концепция проектирования компоновок низа бурильной колонны;
- разработан новый принцип выбора критерия оптимизации геометрических параметров НК, в соответствии с которым введена их классификация, включающая три группы компоновок: 1) НКС — стабилизирующие; 2) НКА -допускающие асимметричное разрушение забоя; 3) НКФ - рассчитанные из условия фрезерования стенки скважины;
- разработан метод начальных параметров применительно к расчётам НК (решена задача расчёта многопролётной неразрезной балки с опорами, расположенными в разных уровнях и неизвестной длиной крайнего пролёта);
- выполненный (впервые) расчёт системы вал-корпус турбобура в составе неориентируемой компоновки с применением программного комплекса «ANSYS» позволил уточнить получаемые результаты, исследовать влияние износа радиальных опор турбобура на работу компоновки, включить в рассмотрение новую расчётную характеристику качества НК — сближение вала с корпусом турбобура, связанную с разной формой изгиба их осей;
- разработан новый метод исследования НК, работающих с использованием механизма фрезерования- стенки скважины — метод возможных поперечных перемещений долота;
- введено понятие о критическом диаметре калибратора;
- получило дальнейшее развитие с широким приложением ко всем типам НК понятие о показателях устойчивости КНБК, введённое впервые специалистами ВНИИБТ A.C. Повалихиным и A.C. Огановым;
- статистическими методами установлена возможность существования однородных (в отношении показателей работы НК) месторождений, позволяюi щая их объединение в представительную выборку, что облегчает изучение работы и создание новых типов неориентируемых компоновок.
Практическая ценность и реализация
Содержание и структура работы подчинены идее её максимального приближения к промысловой практике, которой она и была инициирована. Предложенный новый метод проектирования компоновок позволяет на расчетной стадии оценить их качество, включая ожидаемый уровень стабильности показателей работы. На базе этого метода разработаны рекомендации, полнота представления которых даёт возможность выбора наиболее эффективных НК на данном месторождении с учётом технических возможностей предприятия.
Выполнен анализ промысловых данных, разработаны компьютерные программы и проведены теоретические исследования, результатом которых явились рекомендации по созданию и применению следующих видов НК.
1. Компоновка - типовая: шарошечное долото диаметром 215,9 мм, калибратор, ниппельный центратор СТК, турбобур диаметром 195 мм; может содержать переводник. Даны рекомендации по диаметрам калибратора и центратора в зависимости от расстояния между ними и долотом.
2. НК с долотами PDC, турбобуром Т1-195 и ниппельным СТК. Размеры долот: 214,3; 215,9; 220,7; 222,3 мм. Рекомендованы оптимальные сочетания диаметров калибратора и центратора и расстояний между ними и долотом.
3. Стабилизирующая компоновка с центратором, расположенным между шпинделем и нижней секцией турбобура.
4. Компоновка с долотом диаметром 295,3 мм, турбобуром диаметром 240 мм и с одним, или двумя, передвижными центраторами 3-ЦДП.
5. Компоновка: долото шарошечное или PDC, турбобур диаметром 195 мм, два центратора, нижний - стандартного размера в верхней части шпинделя, верхний — плавающий, уменьшенного размера, расположен в конце средней секции.
6. Компоновки с ВЗД и передвижными центраторами.
При использовании разработанных компоновок сокращается время работы телеметрических комплексов, уменьшается износ долот, калибраторов, забойных двигателей. Рекомендации используются при бурении наклонных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» и буровых организациях ООО «Бургаз».
Принятые обозначения
Исследования выполнены по сравнительно узкому кругу вопросов, поэтому неизбежны неудобства, связанные с многократным повторением одних и тех же названий. С целью краткости изложения введен ряд сокращений.
В работе часто встречаются термины: «компоновка», «КНБК». Полное их содержание включает перечень всех элементов, которыми с целью обеспечения нужной траектории скважины оснащена нижняя часть бурильной колонны, с указанием их размеров и расположения, начиная от долота, до точки контакта забойного двигателя со стенкой скважины, находящейся выше верхнего центратора. Обычно достаточно указать основные элементы КНБК.
По назначению, особенностям конструкции, критерию оптимизации приняты следующие обозначения ПК:
НКК — неориентируемая компоновка с калибратором, предназначенная для увеличения зенитного угла;
НК-СТК - типовая стабилизирующая компоновка с полноразмерным наддолотным калибратором и ниппельным центратором;
ОНКС, ДНКС - одно-двухцентраторная стабилизирующая компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте и угла между осями долота и скважины;
ОНКА, ДНКА — одно-двухцентраторная компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте, обеспечивающая возможность асимметричного разрушения забоя;
ОНКФ, ДНКФ - одно-двухцентраторная компоновка, не ограничивающая реакцию и угол на долоте, допускающая фрезерование стенок скважины.
Перечисленные НК рассматривались в сочетании с долотами диаметром 215,9; 295,3 мм (шарошечные); 214,3; 215,9; 220,7; 222,3 мм (долота РБС) и забойными двигателями: турбобурами, диаметром 195,240-мм, и винтовым забойным двигателем (ВЗД) Д-172.
В связи с частым обращением к компьютерным программам приняты такие обозначения, как 11(3,11к, Ыс - реакции на долоте, калибраторе, центраторе, соответственно; а также Dd, Dk, Dc, Dt — диаметры этих же элементов и забойного двигателя. Другие обозначения, примененные в работе:
СРХ — система расчётных характеристик;
СПУ - система показателей устойчивости;
П(Ф) - показатель устойчивости компоновки к изменению фактора Ф;
ЗД - забойный двигатель;
ВЗД - винтовой забойный двигатель;
ВЗДО — винтовой забойный двигатель-отклонитель;
ОЦЭ - опорно-центрирующий элемент;
ЗМ — метод раскрытия статической неопределимости многопролётных балок с использованием уравнений трёх моментов;
МНП — метод начальных параметров;
Rd+ — реакция на долоте со стороны верхней стенки скважины, соответствующая увеличению зенитного угла; имеет знак минус;
Ugd — угол между осями долота и скважины; в принятой системе координат он определяется непосредственно при решении системы уравнений методами интегрирования дифференциального уравнения упругой линии и МНП, а при использовании метода ЗМ он состоит из угла Р — перекоса нижнего плеча компоновки и 0 - угла поворота относительно него оси долота, вызванного изгибом компоновки:
О компьютерных программах и принятой системе координат
Поскольку расчеты компоновок проводятся в основном аналитическими методами, предпочтение отдано одной из самых мощных систем символьной математики - «Maple». Расчёты дублировались: в «Maple» применялся МНП, в «MathCAD» - ЗМ. Для расчёта сложной системы, вал — корпус турбобура, применён сертифицированный в России программный комплекс «ANSYS», базирующийся на методе конечных элементов.
Разработка учебного пособия [1] (см. также [2]) сделала целесообразным применение системы координат с традиционным направлением осей: ось «у» направлена вверх, «х» расположена горизонтально, как принято в учебных курсах. Это облегчает составление уравнений, применение правил знаков, граничных условий и т.д. Положительная реакция направлена со стороны нижней стенки скважины, а реакция Rd+ имеет знак минус.
Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Гречин, Евгений Глебович
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Разработан метод проектирования неориентируемых компоновок, позволяющий на расчетной стадии произвести оценку качества создаваемой компоновки и прогнозировать надёжность результатов её применения.
2. Дано обоснование применения детерминированной расчетной модели посредством неоднократного её применения и использования при этом системы показателей устойчивости.
3. Для оценки качества компоновки предложена система расчётных характеристик, формируемая из входных и выходных параметров модели.
4. Разработаны новые методы расчёта компоновок, позволяющие оперативно решать задачи оптимизации параметров компоновок, а также выполнять углублённые исследования (с применением комплекса МКЭ «ANSYS»), не проводившиеся ранее по причине ограниченных возможностей аналитических методов.
5. Установлено, что общепринятый критерий оптимизации, содержащий условия полной стабилизации зенитного угла, ограничивает конструктивные возможности создания компоновок; в большинстве случаев целесообразен переход к одному условию оптимизации - отсутствию отклоняющей силы, т.е. к соответствующей ему компоновке НКА; в ряде случаев наиболее эффективные компоновки (НКФ) могут быть созданы только при полном отказе от условий полной стабилизации. При этом отклоняющая сила и угол на долоте могут быть близкими к нулю и соответствовать стабилизирующим компоновкам высокого качества, так как содержат механизм компенсации тенденции к падению зенитного угла, присущей всем компоновкам, включая те, которые спроектированы по критерию полной стабилизации зенитного угла.
6. Разработан метод возможных перемещений долота, позволяющий объяснить и описать работу компоновок, работающих с использованием механизма фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота.
7. Установлены и исследованы причины ненадёжной работы основной стабилизирующей компоновки (с СТК), применявшейся многие годы в Западной Сибири; предложен простой способ её модификации, позволивший улучшить стабильность работы компоновки.
8. Проведены исследования одно-двухцентраторных компоновок с выдачей рекомендаций по их геометрическим параметрам; при этом применены критерии оптимизации, соответствующие компоновкам НКС, НКА, НКФ; рекомендации относятся ко всем типам и размерам компоновок, представляющим интерес для Западной Сибири: с долотами шарошечными и РБС всех размеров, турбобурами диаметром 195 и 240 мм, винтовыми забойными двигателями Д-172; выполнена проверка качества расчётных характеристик рекомендуемых компоновок.
9. Сопоставление теоретических исследований с промысловыми данными позволило сделать вывод о том, что прогнозировать надёжную работу компоновок по расчётным данным можно только при проектировании стабилизирующих компоновок, без активного использования механизма фрезерования.
10. Основные положения диссертационной работы подтверждены промысловыми исследованиями.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Гречин, Евгений Глебович, Тюмень
1. Гречин Е.Г. Теория и практика работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, А.В. Будько. Тюмень: ООО ИПЦ «Экспресс», 2008. - 176 с.
2. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. — М.: «Недра», 1969. 190 с.
3. Иоанесян Р.А. Основы теории и техники турбинного бурения. — М.: «Гостоптехиздат», 1953.—281 с.
4. Вудс Г. Искривление скважин при бурении / Г. Вудс, А. Лубинский. — М.: «Гостоптехиздат», I960. — 161 с.
5. Callas N.P. Computer helps fine tune drilling assemblies for precise, low cost control at hole course // Drilling. 1984. - v. 45. - № 6. - P. 68-69.
6. Callas N.P. Boundary value problem is solved / N.P. Callas, R.L. Callas // Oil and Gas J. -1980. v. 78. - № 50. - P. 62-66.
7. Прохоренко В.В. Неориентируемые компоновки низа бурильной колонны для бурения скважин // Бурение и нефть. 2002. - № 7. - С. 28 - 29.
8. Ишемгужин Е.И. К расчету низа бурильной колонны при турбинном бурении / Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов // Нефтяное хозяйство. — 1970. № 7. -С. 11-16.
9. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. -М.: «Недра», 1991. 208 с.
10. Султанов Б.З. Работа бурильной колонны в скважине / Б.З. Султанов, Е.И. Ишемгужин, Н.Х. Шаммасов, В.Н. Сорокин. М.: «Недра», 1973. - 216 с.
11. Walker В.Н. Three dimensional force and deflection analysis of a variable cross section drill string / B.H. Walker, M.B. Fridman // J. of Pressure Vessel Technology. 1977. - P. 367-375.
12. Birades M. Static and dynamic three- dimensional bottomhole assembly computer models // SPE Drill. Eng. 1988. - № 2. - P. 160 - 166.
13. Иоанесян Ю.Р. Оптимальные стабилизирующие компоновки с двумя опорно-центрирующими элементами / Ю.Р. Иоанесян, В.В. Прохоренко. -М.: ВНИИБТ, 1987. 14 е.: Деп. в ВНИИОЭНГ 15.09.87, № 1462 - нг 87.
14. Мамедбеков O.K. Влияние реактивного момента турбобура на изменение азимута наклонных скважин // Нефть и газ. 1981. - № 11. - С. 19-22.
15. Мамедбеков O.K. Теоретическое исследование наката долота в стволе наклонной скважины//Нефть и газ. — 1989. — № 11.-С. 21— 26.
16. Гулизаде М.П. Регулирование азимутального искривления при бурении наклонно направленных скважин с применением неориентируемых КНБК / М.П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков // Обзорная информ. Сер. Строительство скважин. 1989. - 55 с.
17. Мамедбеков O.K. Исследование характера искривления наклонных скважин при бурении неориентируемыми забойными компоновками // Азерб. нефтяное хозяйство. 1985. - № 11. — С. 27 - 31.
18. Сесюнин H.A. Влияние диаметра калибратора на азимутальное искривление скважины / H.A. Сесюнин, A.C. Утробин, A.B. Банных // Бурение. -1982. № 2. - С. 8 - 9.
19. Сесюнин H.A. Пространственный изгиб КНБК с центраторами и отклонение скважины по азимуту // Нефть и газ. — 1986. № 5. — С. 19 - 22.
20. Мамедбеков O.K. Регулирование азимута при бурении наклонных скважин // Азерб. нефтяное хозяйство. 1987. - № 5. - С. 58 — 61.
21. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, Б.З. Султанов. -М.: Недра, 1997.-648 с.
22. Солодкий K.M. Принцип выбора стабилизирующих компоновок с заданными оптимальными параметрами / K.M. Солодкий, А.Ф. Федоров, A.C. Повалихин и др. // Нефтяное хозяйство. 1984. — № 9. — С. 15 — 17.
23. Федоров А.Ф. Метод оптимизации параметров компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных скважин / А.Ф. Федоров, K.M. Солодкий, А.Г. Калинин, A.C. Повалихин // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 11. - С. 11— 12.
24. Mülheim К. Behavior of multiple stabilizer bottom hole assemblies // Oil and Gas J. 1979. - № 1. - P. 59-64.
25. Гулизаде М.П. К расчёту компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентированного управления зенитным углом / М.П. Гулизаде, Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов, Л.Я. Кауфман, // Нефть и газ . 1974. - № 1. -С. 13-16.
26. Ишемгужин Е.И. Определение сил, действующих на компоновку долото — секционный турбобур с центратором при бурении наклонно-направленных скважин / Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов // Бурение. 1974. — №4.-С. 14-16.
27. Сушон Л.Я. Разработка и испытание компоновок для стабилизации зенитного угла / Л.Я. Сушон, М.П. Гулизаде, Л.Я. Кауфман и др. // Нефтяное хозяйство. 1974. - № 10. - С. 14-16.
28. Калинин А.Г. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн / А.Г. Калинин, A.C. Повалихин, K.M. Солодкий, Б.А. Никитин. -М.: «Недра», 1995.
29. Мамедбеков O.K. Разработка забойных компоновок с калибратором для стабилизации параметров искривления ствола наклонной скважины
30. O.K. Мамедбеков, B.H. Самедов // Нефть и газ. 1988. - № 2. - С. 22 - 26.
31. Гречин Е.Г. Проектирование двухцентраторных компоновок для малоинтенсивного увеличения зенитного угла при бурении наклонных и горизонтальных скважин / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. 2007. - №4 . - С. 13-16.
32. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. М.: «Недра», 1979.-231 с.
33. Кондратенко Л.А. Влияние прогиба колонны труб на динамику забойных гидромашин при стендовых испытаниях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003. - № 3. - С. 6 — 10.
34. Оганов С.А. Исследование сил, действующих на центраторы, устанавливаемые на корпусе турбобура: / С.А. Оганов, С.М. Джалалов, И.З. Гасанов // Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1977. - Вып. 16. - С. 2327.
35. Гасанов И.З. Расчет неориентируемой компоновки низа бурильной колонны с большим количеством опорных элементов / И.З. Гасанов, Г.С. Оганов // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988. - № 2. - С. 22 - 26.
36. Гасанов И.З. Разработка КНБК с тремя центраторами для стабилизации зенитного угла и азимута ствола наклонной скважины // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1985. - С. 22-29.
37. Гулизаде М.П. Разработка забойных компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных скважин / М.П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков // Нефть и газ. 1985. -№ 6.-С. 17-22.
38. Гулизаде М.П. Закономерности искривления наклонных скважини критерий стабилизации угла наклона / М.П. Гулизаде, Л.Я. Кауфман, Л.Я. Сушон // Нефтяное хозяйство. 1972. - № 3.
39. Сушон Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири / Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов, Р.Т. Муллагалиев. М.: «Недра», 1998.- 124 с.
40. Mülheim К.К. The effect of bottom-hole assembly dynamics on the trajectory of a bit / K.K. Mülheim, M.C. Apostol // IPT. v. 33. - № 12. - P. 66 - 72.
41. Повалихин A.C. Устойчивость стабилизирующих КНБК с оптимальными размерами на проектной траектории // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. - № 5. - С. 29 - 33.
42. Оганов A.C. Новые решения в проектировании компоновок низа бурильной колонны / A.C. Оганов, A.C. Повалихин, З.Ш. Бадреев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. - № 4/5. - С. 11, 12, 16.
43. Методика расчёта интенсивности искривления ствола наклонной скважины. Тюмень: Гипротюменнефтегаз, АзИНЕФТЕХИМ, 1974. - 59 с.
44. Григорян H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. М.: «Недра», 1974. - 240 с.
45. Белоруссов В.О. Прогнозирование и расчет естественного искривления скважин / В.О. Белоруссов, Т.М. Боднарук. М.: «Недра», 1988. — 174 с.
46. Мамедбеков O.K. Исследование закономерностей изменения азимута наклонной скважины при бурении компоновкой с центратором // Нефть и газ. -1984.-№7.-С. 27-30.
47. Стефурак Р.И. Построение статистической модели процесса формирования траектории скважины / Р.И. Стефурак, A.C. Овсянников, М.Н.
48. Яворский, В.Ю. Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2001. № 7. - С. 10 - 13.
49. Сулакшин С.С. Направленное бурение. — М.: «Недра», 1987. — 272 с.
50. Суханов В.Б. Результаты промышленных испытаний КНБК с передвижным центратором / В.Б. Суханов, И.И. Барабашкин, A.C. Повалихин, А.Н. Сорокин // Нефтяное хозяйство. — 1990. — № 4. — С. 15-17.
51. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на месторождениях Западной Сибири / М.Н. Сафиуллин, П.В. Емельянов, С.Н. Бастриков. Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с.
52. Гречин Е.Г. Анализ работы неориентируемых компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. — 2005. № 4. - С. 40 -42.
53. Гречин Е.Г. Исследование работы неориентируемых компоновок методом возможных перемещений долота / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефть и газ. 2007. - № 5. - С. 30 - 36.
54. Зарубин B.C. Математическое моделирование в технике: Учеб. пособие для вузов; Рец.: профессор A.B. Манжиров, профессор В.Ф. Формалев. — М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003. 495 с.
55. Повалихин A.C. Выбор КНБК для проводки наклонных прямолинейных интервалов профиля скважины в сложных горно-геологических условиях //
56. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 12. - С. 4-6.
57. Шахбазбеков К.Б. К экспериментальному исследованию статики низа бурильной колонны в наклонной скважине / К.Б. Шахбазбеков, Л.Я. Сушон, A.A. Арутюнов // Нефть и газ. 1972. - № 11. - С. 35 - 38.
58. Арутюнов A.A. Механизм работы КНБК с двумя центраторами в наклонной скважине / A.A. Арутюнов, Л.Я. Кауфман, Л.Я. Сушон // Нефть и газ. -1976.-№4.-С. 29-30.
59. Мамедбеков O.K. Экспериментальное исследование наката долота в стволе наклонной скважины / O.K. Мамедбеков, В.Н. Самедов // Азерб. нефтяное хозяйство. 1987. - № 10. - С. 21 - 24.
60. Рзазаде С.А. К вопросу влияния параметров искривления наклонных скважин на показатели работы долота // Нефть и газ. 1991. — № 2. - С. 25 -28.
61. Кузнецов В.А. К вопросу изучения влияния режимных параметров бурения на интенсивность искривления скважин / В. А. Кузнецов, И.Я. Вайсбург // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. -Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989. С. 75 - 78.
62. Тимошенко С.П. Сопротивление материалов. М.: «Наука», 1965. -Т. 1.-365 с.
63. Тимошенко С.П. Сопротивление материалов. — М.: «Наука», 1965. —1. Т. 2.-481 с.
64. Мамедбеков O.K. Определение числа опорно-центрирующих элементов для регулирования искривления ствола наклонной скважины // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989.-С. 39-43.
65. Михарев В.В. Строительство кустовых направленных скважин: Монография / В.В. Михарев, В.Ф. Буслаев, Н.М. Уляшева, Ю.Л. Логачев. -Ухта: «Региональный Дом печати», 2004. — 228 с.
66. Гречин Е.Г. Расчет системы вал корпус турбобура в составе неори-ентируемой КНБК с использованием программного комплекса МКЭ «ANSYS» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. — № 11.-С. 24- 29.
67. Прохоренко В.В. Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. № 6. - С. 10 — 14.
68. Оганов A.C. Программное обеспечение технологического процесса строительства горизонтальных и наклонных скважин / A.C. Оганов, A.C. Повалихин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1994.-№3.- С. 15.
69. Прохоренко В.В. Отклоняющие и стабилизирующие турбинные КНБК для бурения направленных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 1. — С. 21-23.
70. Калинин А.Г. Искривление скважин. М.: «Недра», 1974. - 304 с.
71. МалюгаА.Г. Малогабаритный забойный сбросной инклинометр ЗИ-48 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003.-№ 10.-С. 22-25.
72. Воевидко И.В. Разработка устройства для измерения зенитного угла скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2003. № 7. - С. 8 - 10
73. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. М.: «Недра», 1987. - 216 с.
74. Мамедбеков O.K. Регулирование пространственного искривления наклонных скважин неориентируемыми забойными компоновками // Азерб. нефтяное хозяйство. — 1986. — № 3. — С. 27 — 30.
75. Буслаев В.Ф. Техника и технология безориентированного управления траекторией наклонно-направленных скважин // Сб. науч. тр. Печорнипинефть. -Ухта, 1997.-С. 17-20.
76. Кейн С.А. Современные методы проектирования и управления траекториями горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. - № 4. — С. 10 - 13.
77. Задорожный С.И. О стабилизации зенитного угла и азимута при бурении наклонно направленных скважин турбинными компоновками // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 8. - С. 19 - 21.
78. Кауфман Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в процессе углубления забоя / Л.Я. Кауфман, В.А. Минчук, Э.С. Сакович, А.Т. Касимов // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989. - С. 21 - 25.
79. A.c. 1058340 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор для бурильной колонны / A.A. Цыбин, A.A. Гайворонский, В.И. Ванифатьев, С.С. Янкулев (СССР), Иштван Жока, Золтан Тот, Ласло Мадор (ВНР). № 2771598/22-03; Заявлено 28.05.79.
80. A.c. 2039199 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Гидравлический центратор / H.A. Петров, A.B. Кореняко Г.Г. (СССР). № 93007874/03; Заявлено 02.11.93; Опубл. 09.07.95.
81. Пат. 2165002 РФ, С1 7 Е21В 17/10. Центратор / А.Ш. Янтурин (Россия). -№ 99117034/03; Заявлено 30.07.1999; Опубл. 10.04.2001.
82. A.c. 1599520 СССР, МКИ Е21В 17/10. Центратор бурильногоинструмента / JI.H. Литвинов, В.И.' Злобин, Б.Н. Сизов, В.Г. Григулецкий (СССР). -№ 4352556/24-03; Заявлено 29.12.87; Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.
83. A.c. 1208171 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор бурильного инструмента / И.А. Плетников (СССР). .№ 3698391/22-03; Заявлено 06.02.84; Опубл. 30.01.86, Бюл. № 4.
84. A.c. 985235 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Самоориентирующийся забойный отклонитель / Г.Г. Семак, И.О. Гринкевич (СССР). № 3252035/22-03; Заявлено 02.03.81; Опубл. 30.12.82, Бюл. № 48.
85. A.c. 1011851 СССР, МКИ Е 21- В 7/08. Самоориентирующееся устройство для наклонных скважин / М.П. Гулизаде, К.Б. Шахбазбеков, Х.Н. Исхати, С.И. Эюбов (СССР). № 2871196/22-03; Заявлено 16.01.80; Опубл. 15.04.83, Бюл. № 14.
86. A.c. 1013624 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Устройство для направленного бурения / В.Г. Ясов, Н.О. Гринкевич, Г.Г. Семак (СССР). № 3359454/22-03; Заявлено 04.12.81; Опубл. 23.04.83, Бюл. № 15.
87. A.c. 1184917 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Устройство для бурения наклонных скважин / М.П. Гулизаде, Б.М. Халимбеков, O.K. Мамедбеков (СССР). -№ 3733514/22-03; Заявлено 26.04.84; Опубл. 15.10.85, Бюл. № 38.
88. A.c. 927948 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Устройство для бурения наклонных скважин / М.П. Гулизаде, Б.М. Халимбеков, O.K. Мамедбеков (СССР). -№ 2780143/22-03; Заявлено 15.10.79; Опубл. 15.05.82, Бюл. № 18. .
89. A.c. 673720 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Самоориентирующийся забойный отклонитель / Л.Я. Сушон, П.Н. Григорьев, М.П. Гулизаде, А.Г. Калинин, Л.Я. Кауфман, П.В. Емельянов (СССР). № 1977192/22-03; Заявлено 14.12.73; Опубл. 15.07.79, Бюл. № 26.
90. Повалихин A.C. Управление двигателем-отклонителем и телеметрическое сопровождение направленного бурения / A.C. Повалихин, O.K. Рогачев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. — № 3. - С. 6-9.
91. A.c. 751957 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор / В.А. Каплун, И.К.
92. Князев, Л.Д. Богомазов, Е.В. Гурьянов, М.И. Ремизов (СССР). № 2682325/2203; Заявлено 04.11.78; Опубл. 30.07.80, Бюл. № 28.
93. Янтурин P.A. О целесообразности перехода на новое поколение опор-но-центрирующих элементов (ОЦЭ) КНБК / P.A. Янтурин, А:Ш. Янтурин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. № 6. — С. 31-36.
94. A.c. 922266 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор / В.Е. Михайлов, А.Д. Кадочкин, Ю.И. Савенков (СССР). № 2969210/22-03; Заявлено 01.08.80; Опубл. 23.04.82, Бюл. № 15.
95. A.c. 1239255 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор забойного двигателя / М.Т. Гусман, И.И. Барабашкин, А.Г. Новиков, А.Н. Сорокин (СССР). -№ 3755701/22-03; Заявлено 20.06.84; Опубл. 23.06.86, Бюл. № 23.
96. Пат. 2106469 РФ, Cl 7 Е 21 В 17/10. Виброгаситель-центратор бурильного инструмента / Р.Р. Сафиуллин (Россия). № 96109688/03; Заявлено 12.05.1996; Опубл.10.03.1998.
97. Пат. 2088742 РФ, Cl 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор бурильного инструмента / В.Д. Поташников, Д.В. Поташников (Россия). № 95104142/03; Заявлено 22.03.1995; 0публ.27.08.1997. Бюл. № 24.
98. Поташников В.Д. Центраторы «ТОБУС» для компоновок низа бурильной колонны / В.Д. Поташников, Э.С. Санкович, Н.В. Шенгур // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1997. — № 12. — С. 14-17.
99. Поташников В.Д. Упругие центраторы ТОБУС для направленного бурения скважин / В.Д. Поташников, Э.С. Сакович // Нефтяное хозяйство. — 1998.-№ 1.-С. 28-30.
100. Поташников В.Д. Технология направленного бурения наклонных стволов с наддолотным упругим центратором / В.Д. Поташников, Р.Х. Ибрагимов, A.C. Добросмыслов, C.B. Ануфриев // Бурение и нефть. 2003. — № 5. — С. 44-46.
101. Пат. 2333343 РФ, Cl 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор /
102. Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников (Россия). № 2007108177/03; Заявлено 05.03.2007; Опубл. 10.09.2008. Бюл. № 25.
103. Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. — М.: «ВНИИОЭНГ», 2000. 351 с.
104. Прохоренко В.В. Технология бурения горизонтальных и боковых стволов двигателем-отклонителем // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — №11.— С. 2 — 4.
105. Грачёв С.И. Теоретические и прикладные основы строительства пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных нефтяных месторождениях: Дис . д-ра техн. наук: 05.15.10.-Тюмень, 2000 . — 316 с.
106. Повалихин A.C. Вопросы проводки тангенциального интервала субгоризонтальной скважины / A.C. Повалихин, Ф.Ф. Ахмадишин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 2. - С. 14 — 16.
107. Повалихин A.C. Направленная проводка скважины забойным двига-телем-отклонителем — альтернативные решения — 55 лет ВНИИБТ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. — № 11. - С. 3 - 5.
108. Барский И.Л. Продольный изгиб бурильной колонны и выбор траектории бурения горизонтального ствола / И.Л. Барский, A.C. Повалихин, В.Г. Глушич, A.B. Козлов // Бурение. 2001. - № 6. - С. 14 - 17.
109. Барский И.Л. Устойчивость бурильной колонны при бурении горизонтальных скважин и оперативное управление траекторией ствола / И.Л.
110. Барский, A.C. Повалихин, A.M. Гусман, В.Г. Глушич // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003. — № 4. — С. 2-5.
111. Близнюков В.Ю. Основные направления развития технологии бурения в период до 2010 года // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. — № 1. — С. 3 — 6.
112. Балденко Д.Ф. Управляемая компоновка для наклонно направленного и горизонтального бурения / Д.Ф. Балденко, Т.Н. Чернова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999. — № 11/12. — С. 21 — 24.
113. Овчинников В.П. Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Севера Тюменской области /
114. B.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.JI. Каменский // Бурение и нефть. 2006. -№ 11.-С. 15-17.
115. Бастриков С.Н. Строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири: Монография. — Тюмень: «Вектор Бук», 2000. 252 с.
116. Миракян В.И. Новые разработки в области контроля и управления наклонно-направленным бурением / В.И. Миракян, В.Р. Иоанесян, В.Н. Щукин, Е.Я. Лапига // Бурение. 2002. - № 1. С. 8 - 12.
117. Сафиуллин М.Н. Опыт бурения наклонно-направленных скважин с малоинтенсивным набором кривизны / М.Н. Сафиуллин, А.П. Захарченко, В.В. Кульчицкий // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. — 1984. — № 10.1. C. 24-27.
118. Оганов A.C. Искривляющие оптимальные КНБК для горизонтального бурения / A.C. Оганов, A.C. Повалихин, K.M. Солодкий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. - № 1. — С. 13-16.
119. Кирьянов Д.В. Самоучитель Mathcad 11. СПб.: «БХВ-Петербург», 2003. - 588 с.
120. Дарков А. В. Сопротивление материалов / А. В. Дарков, Г.С. Шпиро. М.: «Высшая школа», 1989. - 624 с.
121. Прохоров Г.В. Математический пакет Maple V Release 4 / Г.В. Прохоров, В.В. Колбеев, К.И. Желнов, М.А. Леденев. — Калуга: «Облиздат», 1998. 200 с.
122. Аль-Эзеридж Х.А. Определение жесткости турбобура // Нефть и газ. 1968. - № 3. - С. 29 - 30.
123. Каплун А.Б. ANS YS в руках инженера / А.Б. Каплун, Е.М. Морозов, М.А. Олферьева. М.: «Едиториал УРСС», 2003. - 272 с.
124. Чигарев A.B. ANSYS для инженеров / A.B. Чигареву A.C. Кравчук,
125. A.Ф. Смалюк. М.: «Машиностроение-1», 2004. - 512 с.
126. Шумова З.И. Справочник по турбобурам / З.И. Шумова, И.В. Собкина. -М.: «Недра», 1970. 192 с.
127. Гусман М.Т. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров / М.Т. Гусман, Б.Г. Любимов, Г.М. Никитин и др. М.: «Недра», 1976. - 368 с.
128. Гречин Е.Г. Метод проектирования неориентируемых компоновок на основе использования их расчетных характеристик // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. — № 3. - С. 14 - 20.
129. Шацов Н.И. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.И. Шацов,
130. B.C. Федоров, С.М. Кулиев. М.: «Гостопттехиздат», 1961.
131. Гулизаде М.П. Методика определения размеров центратора с учетом требований искривления ствола скважины и предотвращения желобообразования / М.П.Гулизаде, С.А.Оганов, И.З.Гасанов, С.М.Джалалов // Нефть и газ. -1978.-№4.-С. 21-24.
132. Оганов С.А. К определению бокового усилия на долоте при проводке наклонных скважин турбобуром с центратором при учете податливости грунта / С.А. Оганов, H.A. Марабаев, С.М. Чудновский и др. // Нефть и газ. -1978.-№3.-С. 31-35.
133. Оганов С.А. Исследование КНБК с двумя центраторами / С.А. Оганов, И.С. Цыбульский // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1985. - С. 9 - 14.
134. Воевидко И.В. Метод проектирования неориентированных компоновок низа бурильной колонны / И.И. Чудык, О.М. Лев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 11. - С. 17 — 19.
135. Абиян X.JI. Турбобур для бурения горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999. -№ 11/12.-С. 42- 44.
136. Абиян X.JI. Совершенствование конструкции современных турбобуров // Бурение и нефть. 2002. - № 7. - С. 24 - 26.
137. Пат. 2 291 267 РФ, Cl Е 21 В 7/08. Компоновка низа бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). -№ 2005117762/03; Заявлено 08.06.2005; Опубл. 10.01.2007, Бюл. № 1.
138. Самедов В.Н. Основные причины характерного износа лопастей калибратора при бурении наклонных скважин // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989. - С. 69 - 71.
139. Белоруссов В.О. Исследование износа центраторов и наддолотных калибраторов на стенде-буровой / В.О. Белоруссов, Г.И.Дранкер // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 1. - С. 16 - 19.
140. Пат. 2 298 630 РФ, С2 Е 21 В 7/08, Е 21 В 17/10. Калибратор конический в компоновке бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). № 2005119074/03; Заявлено 20.06.2005; Опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.
141. Волгабурмаш. Буровые долота / ОАО «Волгабурмаш. Самара: 2007. - 46 с.
142. Каталог продукции. ВНИИБТ-Буровой инструмент / Группа компаний «Интегра». — Пермь: 2008. — 38 с.
143. Янтурин P.A. О проектировании КНБК для безориентированного управления траекторией ствола наклонных и горизонтальных скважин / P.A. Янтурин, А.Ш. Янтурин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. - № 9. - С. 5 - 9.
144. Прохоренко В.В. Искривление ствола скважины при бурении двига-телями-отклонителями с двумя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 12. С. 4 - 6.
145. Прохоренко В.В. Отклоняющие КНБК для бурения направленных скважин комбинированным способом // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 5. — С. 5 — 11.
146. Емельянов П.В. Компоновки с центраторами эффективное средство управления искривлением наклонных скважин // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: СибНИИНП, 1989. - С. 3 - 10.
147. Гречин Е.Г. Расчет двухцентраторных компоновок с учетом условий бурения скважин в Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. — № 4.1. С.4-7.
148. Гречин Е.Г. Устойчивость неориентируемых компоновок низа бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». www.ogbus.ru. - Уфа.: УГНТУ. - 13.04.2007. - С.1 - 13.
149. Гречин Е.Г. Неориентируемые компоновки с винтовым забойным двигателем и передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 2. - С. 46 - 48.
150. Воевидко И.В. Разработка пассивных неориентируемых компоновок низа бурильной колонны (КНБК) // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Междунар. науч.- технич. конф. г. Тюмень 12.11.2003. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2003. - С. 68 - 70.
151. Методы расчёта неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, В.Г. Долгов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - 120 с.
152. Гречин Е.Г. Анализ опыта применения неориентируемых компоновок, включающих забойный двигатель уменьшенного диаметра / Е.Г. Гречин,
153. B.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - Т. 2. —1. C. 35-38.
154. Гречин Е.Г. Анализ работы стабилизирующих компоновок наскважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. М. - 2005. - №5. - С. 29-31.
155. Гречин Е.Г. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных о работе компоновок на месторождениях Уренгойской группы / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев и др. // Бурение и нефть. М. - 2006. - № 7/8. - С. 14 - 15.
156. Большев JI.H. Таблицы математической статистики / JT.H. Болыпев, Н.В. Смирнов. -М.: «Наука», 1965.-474 с.
157. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. — М.: «Высшая школа», 2005. — 480 с.
158. Макарова Н.В. Статистика в Excel / H.B. Макарова, В.Я. Трофимец. -М.: «Финансы и статистика», 2002. 266 с.
159. Панов К.Е. Разработка и совершенствование технических средств и технологий для бурения наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2006. - 112 с.
160. Фрыз И.М. Компоновки и устройства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин / И.М. Фрыз, В.Ю. Близнюков, Н.И. Фрыз // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. - №8/9.-С. 5-7.
161. Гречин Е.Г., Овчинников В.П. Рекомендации по изменению геометрических параметров типовых стабилизирующих компоновок, применяемых на месторождениях Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. М. - 2007. - № 2 . - С. 14 - 16.
162. Гречин Е.Г. Анализ результатов испытаний компоновки с тремя центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, A.B. Будько, A.J1. Каменский, С.Г.
163. Атрасев // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 79 - 83.
164. Гречин Е.Г. Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. - № 6. -С. 8-13.
-
Гречин, Евгений Глебович
-
доктора технических наук
-
Тюмень, 2009
-
ВАК 25.00.15
- Разработка и совершенствование технических средств и технологий для бурения наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин
- Повышение эффективности процесса бурения глубоких скважин роторным способом посредством управления динамикой бурильной колонны
- Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали
- Управление динамикой бурильной колонны в направленных скважинах
- Разработка многосекционных компоновок низа бурильной колонны для проводки наклонных интервалов скважины
