Искривление скважины турбинными отклонителями.

Наибольшее применение при искусственном отклонении скважин от вертикали получили забойные гидравлические двигате­ли, в которых в качестве привода используются турбинные секции. В качестве специального инструмента для регулирования направления бурения отечественной промышленностью серийно выпускаются турбинные отклонители и шпиндели-отклонители.

В ряде случаев для отклонения скважины используют серийные турбобуры или забойные винтовые двигатели, спус­каемые в скважину на кривом переводнике. Отклоняющая способность такого инструмента определяется жесткостью бу­рильных труб, размещенных выше кривого переводника, и боковой фрезерующей способностью шарошечного долота. Отклоняющая сила также зависит от геометрических размеров забойного двигателя. При использовании шпинделей - отклонителей, в которых перекос осей достигается в узле сочленения турбинной секции со шпинделем, отклоняющая способность определяется теми же факторами. Опыт показывает, что от­клоняющая сила в этом случае ввиду большей жесткости турбинной секции будет несколько выше.

Анализ работы отклонителей в стволе скважины и расчет оптимальных параметров отклонителей различных типов проводится на основе программного обеспечения процесса проек­тирования и проводки наклонных и горизонтальных скважин.

Приближенно отклоняющую силу на долоте для откло­няющей системы с искривленным переводником в соответствии с результатами исследований Р.А. Иоанесяна и М.П. Гулизаде можно определить по формуле

F_от = 2EI sin²(d -a _т) / 3 а L_т

где El - жесткость бурильных труб, размещенных над турбобуром; а — смещение бурильных труб при их деформации в стволе скважины,

a = D – (d_т + d_б) / 2

L_т - длина турбобура с долотом; D, d_т , d_б, - диаметры соответственно долота, турбобура и бурильных труб; d - угол перекоса осей резьб кривого переводни­ка; a _т - угол перекоса турбобура в сква­жине.

Формула показывает, что для увеличения отклоняющей силы необхо­димо в первую очередь повысить жест­кость труб и использовать переводники с большими углами перекоса осей резьб. Поэтому в практике буровых работ над турбобуром с кривым переводником обычно устанавливают утяжеленные бу­рильные трубы.

Угол перекоса осей резьб кривого

переводника, градус ..........…………………….................... 1 2 3

Отклоняющие силы для труб над турбобуром, кН:

168-мм бурильных ...........................……………………….. 0,7 3 7

203-мм утяжеленных бурильных .………………………...... 4 10 40

Спуск в скважину отклоняющих компоновок при использовании кривого переводника с большими углами перекоса затрудняется из-за зависания бурильного инструмента. Поэтому при проектировании компоновок необходимо учитывать фактический диаметр скважины, который определяется физико-механическими свойствами горных пород. Геометрические размеры турбобура также существенно влияют на отклоняю­щую силу и, следовательно, на интенсивность отклонения скважины от первоначального положения оси ствола. Поэтому с целью увеличения действия отклонителя необходимо использовать турбобуры минимальной длины. Однако укороченные турбобуры обладают недостаточными энергетическими параметрами, так как при их конструировании ограничивается число рабочих ступеней в турбинной секции. Наиболее перспективно использование шпинделей-отклонителей, так как в этом случае число рабочих ступеней в турбинных секциях сохраняется.

Возникновение отклоняющей силы в ходе бурения специальными компоновками часто затрудняет запуск турбобура. Особенно это проявляется при отклонении скважины в креп­ких породах, так как обычно в таких условиях диаметр скважины минимально отличается от диаметра долота. Запуск турбобура при приподнятом инструменте над забоем возможен при условии

Мэф-М_п > Мтр,

где Мэф - вращающий эффективный момент турбинных сек­ций при устойчивой работе турбобура; Мп - момент сил трения скольжения в осевой опоре (пяте) турбобура; Мтр - момент сил трения, возникающих в результате прижатия долота к стенке скважины и препятствующих вращению ротора турбобура.

Момент сил сопротивления в осевой опоре определяется по формуле

Мп = Рп rп mп

где Рп - осевое усилие в опоре, обусловленное гидравличе­скими нагрузками на пяту и силами веса вращающихся деталей турбобура; rп - средний расчетный радиус трения в осе­вой опоре; mп - коэффициент трения скольжения на трущихся поверхностях осевой опоры. Коэффициент трения в осевой опоре исследован достаточно подробно и зависит от нагрузки на пяту, количества и качества промывочной жидкости, частоты вращения трущихся поверхностей.

Для запуска турбинного отклонителя наиболее благоприя­тен случай, когда момент сопротивления в осевой опоре от­сутствует, т.е. Рп = Рд.

Равенство осевой нагрузки на долото гидравлическим нагрузкам в осевой опоре может вызвать значительное увеличе­ние сил сопротивления на долоте. Поэтому второе условие благоприятного запуска — оптимальное соотношение моментов сил сопротивления вращению долота моментам сил сопротив­ления в осевой опоре турбобура, так как снижение осевой на­грузки ведет к снижению сил сопротивления вращению долота и в то же время - к увеличению моментов сил сопротивления в осевой опоре турбобура. Наиболее рациональным для запуска турбобура является расхаживание отклоняющего ин­струмента в осевом направлении в скважине. Вращение отклоняющей компоновки после ориентирования направления действия отклонителя в заданном направлении не допускается.

Условие запуска турбобура улучшается при использовании в шпинделе-отклонителе опор качения. В этом случае сниже­ние коэффициента трения качения приводит к уменьшению момента сил сопротивления в осевой опоре и, следовательно, увеличивает эффективный вращающий момент на валу турбобура, необходимый для преодоления момента сил сопротивления вращению долота. Исходя из этого условия шпиндели-отклонители рекомендуется оснащать опорами качения.

Расчеты профиля.

ТАНГЕНЦИАЛЬНЫЕ ВИДЫ ПРОФИЛЯ

Профиль 1 (рис.8.1.1,а) включает вертикальный участок, уча­сток начального искривления и тангенциальный участок.

Исходными данными для расчета такого профиля являют­ся параметры Н, А, Нв, R₁.

Уравнения проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси:

Нв + R ₁ sin a₁ + L COSa₁ = Н;

R₁ (1 - COSa₁ ) + L sin a₁ = А

В системе уравнений две неизвестные величи­ны — L и a₁

Значение зенитного угла a₁, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине Н, получается в результате решения системы уравнений и может быть выражено формулой

a₁ = агссоs { [R ₁(R ₁ – А) + Н₀ Н₀² + А² – 2А R ₁ ] / (R ₁ – А)² + Н₀² }

где H₀ = Н - Нв.

Зная a₁, можно определить L

Профиль 2 (рис.8.1.1,6) включает вертикальный участок, участок начального искривления, участок малоинтенсивного увеличения зенитного угла и тангенциальный участок.

Рис. 8.1.1. Тангенциальные виды профиля наклонно направленной скважины

Исходными данными для расчета профиля являются параметры Н, А, Н_В, R₁, R₂, .

Требуется определить и L.

Решение находится так же, как и для профиля 1, из системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси.

Зенитный угол ствола скважины в конце второго участка профиля рассчитывается по формуле:

, (8.1)

где Т=(A-B)cos ; B=R₁(1-cos )+(H-H_B-R_1sin )tg ;

.

Зная зенитные углы в конце искривленных участков, а также их радиусы кривизны, можно определить вертикальную и горизонтальную проекции каждого участка профиля и длину тангенциального участка (табл. 8.1).

Формулы для определения проекций участков профиля

Таблица 8.1

Вид участка профиля	Проекция участка	Длина участка
горизонтальная	вертикальная
Вертикальный	0	НВ	НВ
Участок начального искривления	R(1-cos )	Rsin	R/57,29578
Малоинтенсивное увеличение зенитного угла	R(cos 2-cos 1)	R(sin 2-sin 1)	( 2- 1)R/57,29578
Малоинтенсивное уменьшение зенитного угла	R(cos 2-cos 1)	R(sin 1-sin 2)	( 1- 2)R/57,29578
Тангенциальный участок (известна длина участка)	Lsin L	Lcos L	L
Тангенциальный участок (известна его вертикальная проекция НТ)	НТtg L	HT	HT/cos L

ПРИМЕЧАНИЕ. , ₁, ₂ – зенитные углы соответственно в конце участка начального искривления, в начале и конце искривленного участка; _L – зенитный угол тангенциального участка; R – радиус кривизны участка профиля; L– длина тангенциального участка профиля.