Уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления

В наклонных скважинах с большими зенитными углами и горизонтальных скважинах фактические значения могут оказался больше, чем было принято при составлении проекта бурения. Это может быть следствием влияния таких факторов, как:

• Плохой вынос шлама

• Сильная извилистость ствола скважины •

• Неудачная конструкция компоновки низа бурильной колонны

• Применение долот и центраторов, изношенных по диаметру

• Наличие толстой фильтрационной корки на стенках

• Неудовлетворительное состояние ствола скважины, например сужение ствола.

Если при бурении возникают затяжки или наблюдается чрезмерно большой крутящий момент, то нужно учесть перечисленные факторы и устранить их влияние прежде, чем принимать решения о вводе смазочной добавки в буровой раствор.

Для расчета величины крутящего момента, сил натяжения, величины коэффициента трения на стадии проектирования скважины используют компьютерные программы, учитывающие состав компоновки низа бурильной колонны. На буровой сравнивают проектные и фактические величины крутящего момента и сил натяжения. Отклонения фактических значений от проектных может свидетельствовать о возникновении осложнений. Накопление данных о величине крутящего момента в процессе разработки месторождения может способствовать существенному снижению затрат на ликвидацию прихватов и на бурение в целом.

Смазочные свойства

Трудности, обусловленные большим крутящим моментом ц силами натяжения, особенно велики в наклонных скважинах с большими зенитными углами и в горизонтальных скважинах. Бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и имеет большую площадь контакта с породой и обсадной колонной. В таких условиях применение смазывающей жидкости может дать существенные преимущества при условии, если другие свойства бурового раствора оптимальны и применяется хорошая технология бурения.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе (РУО) принимают коэффициент трения в пределах 0,14-0,22; при использовании растворов на водной основе для (РВО) - в пределах 0,20-0,40. В обсаженном стволе для РУО коэффициент трения примерно равен 0,18, а для РВО - 0,25, в зависимости от типа раствора. Значения коэффициента трения в промысловых буровых растворах колеблется в довольно широких пределах. Диапазоны значения для РУО и РВО могут перекрываться, в зависимости от состава раствора и вида используемой компьютерной программы.

Программы для расчета крутящего момента и сил натяжения не следует использовать отдельно одну от другой. Следует подчеркнуть необходимость использования производственного опыта. Если при бурении предыдущих наклонных скважин с большим зенитным углом потребовалось применение смазочных добавок, а все остальные компоненты бурения были оптимизированы, то использование смазочных добавок следует заложить в проекты будущих скважин. При таких обстоятельствах приоритет следует отдавать производственному опыту.

Там, где это возможно, анализ, проводимый по окончании бурения, должен включать расчет значений коэффициента трения по фактической величине нагрузки на крюк и крутящего момента, зарегистрированного в процессе бурения. Полученные значения коэффициента трения можно затем использовать при проектировании следующей скважины.

Рис. 1.2. Результаты экспериментов по износу

В лабораторных условиях была проведена оценка смазочных свойств растворов на нефтяной и водной основе при разной их плотности и разной концентрации смазочных до­бавок. При проведении опытов гладкий бурильный замок диаметром 165 мм был прижат к внутренней поверхности обсадной трубы диаметром 244 мм и вращался. Усилие приложения менялось в пределах 4-8 кН, что соответствует контактному усилию, действующему на участке набора зенитного угла 3°/30 м. Частота вращения замка составляла 112 об/мин. Установку заполняли различными буровыми растворами.

Ссылка: Влияние состава буровых растворов на износ и работоспособность обсадных труб и бурильных замков. Дж. М. Бол Коримклийке. Лаборатории фирмы Shell E&P Laboratories. Статья 13457 Общества Инженеров-Нефтянников и Международной Ассоциации Буровых Подрядчиков.

При испытании в среде неутяжеленных буровых растворов разницы в смазочной способности у различных, имеющихся на рынке, смазочных добавок не обнаружено. До некоторой степени они все уменьшают износ обсадных труб (Рис. 1.3).

Рис. 1.3. Результаты экспериментов над обсадкой

Уменьшение износа от ввода смазочных добавок в растворы с плотностью более 1500 кг/м - обнаружено не было (Рис. 1.4).

Ввод в раствор стеклянных шариков или дизельного топлива не изменило смазочных свойств. Размер стеклянных шариков не позволял им проникать между бурильным замком и обсадной трубой. Дизельное топливо не образует смазочной пленки на поверхности стали.

Ввод соли и полимера привел к некоторому уменьшению крутящего момента и износа, но влияние их было меньше, чем от ввода стандартных добавок. Влияния ввода смазочных добавок на износ при испытаниях в среде утяжеленных растворов не обнаружено.

Наибольшее влияние на износ оказал тип утяжелителя (рис. 1.3).

Рис. 1.4. Коэффициент трения как функция плотности бурового раствора и концентрации смазывающего материала

Рис. 1.5 Смазки, снижающие коэффициент трения при бурении скважины.

Подобные эксперименты были проведены с 28 различными смазочными добавками. Проделано 800 опытов для двенадцати факторных матриц. Были использованы стальной замок с гладкой поверхностью, замок с наплавкой твердого сплава и модель центратора. Испытания проводили только в растворах на водной основе. Лишь одна комбинация: смазочные добавки высокого давления + ПАВ + полимеры обеспечила понижение коэффициента трения до уровня, характерного для растворов на нефтяной основе. Три добавки: стеклянные шарики, сульфированное таловое масло с жирными кислотами плюс амин и модифицированные жирные кислоты не оказали никакого влияния на величину коэффициента трения. Первые две добавки дали столь незначительное снижение коэффициента трения, что лучшего, результата можно добиться другими средствами, т.е. совершенствованием формы профиля скважины, компоновкой низа бурильной колонны, изменением плотности бурового раствора (Рис. 1.5).

Ссылка: Передовая технология лабораторных измерений коэффициента трения в среде бурового раствора. М. С. Кигли. Фирма Mobil R&D Corporation. Статья: 19537 Общества Инженеров-Нефтяников