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.

 

Рисунок 1-4. 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 3⁰/30 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 Е&Р 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. 1-4).

 

Рисунок 1-5. Результаты экспериментов над обсадкой

Уменьшение износа от ввода смазочных добавок в растворы с плотностью более 1500 кг/м - обнаружено не было (Рис.1-6).

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. 1-5)

Рисунок 1-6. Коэффициент трения как функция плотности бурового раствора и

концентрации смазывающего материала

 

Рисунок 1-7. 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 аминь 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. 1-7).

 

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

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: