Баклинг эффект в бурении это


Комбинированные бурильные колонны для проходки горизонтальных участков и боковых стволов малого диаметра с применением алюминиевых труб

Combined drilling strings to drill horizontal sections and offshoots of small diameter with using of aluminum pipes

V. Basovich, I. Buyanovskiy, «Aquatic-Drilling pipes» LLC, V. Sapunzhi, «Drilling pipes» LLC

При бурении горизонтальных скважин и боковых стволов малого диаметра основными ограничениями являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны, преодоление которых вызывает возникновение в трубах повышенных сжимающих усилий и крутящих моментов в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту. В статье показано, что использование комбинированных бурильных колонн, включающих алюминиевые бурильные трубы, дает возможность удлинить горизонтальные участки скважин и снизить вероятность осложнений при их проводке.

The article shows that using of combined drilling strings (including aluminum drill pipes) allows to increase length of wells’ horizontal parts and to decrease complication probability during their drilling.

Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК), преодоление которых вызывает в трубах повышенные сжимающие усилия и крутящие моменты в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту. Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости сначала в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали – так называемый «баклинг». Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «БК – стенки скважины», что приводит к подклинке инструмента в скважине. Наиболее часто «баклинг» наблюдается при бурении в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК при корректировке пространственного положения ствола скважины. При бурении с вращением инструмента «баклинг» проявляется также в формах колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной змейки, планетарно обкатывающейся вокруг оси скважины. Установлено [1], что квадрат критической нагрузки, приводящей к «баклингу» в горизонтальном стволе, прямо зависит от распределенного веса труб в буровом растворе и изгибной жесткости сечения тела трубы. Следует особо отметить, что, чем короче бурильная труба и чем меньше расстояние между замками и протектором, тем выше ее продольная устойчивость. Проведенные компанией ЗАО «Акватик» теоретические и экспериментальные исследования [2] показали, что критические силы синусоидального и спирального «баклинга» для оснащенных протектором бурильных труб длиной 9,3 и 12,2 м, соответственно, на 25 – 50% выше, чем у таких же труб, не имеющих протектора. Одним из радикальных методов повышения эффективности бурения и увеличения протяженности горизонтальных участков скважин является применение так называемых комбинированных компоновок БК, в состав которых в нижней части колонны включены секции легкосплавных бурильных труб повышенной надежности (ЛБТПН). К основным свойствам, отличающим алюминиевые бурильные трубы от стальных (СБТ), относятся небольшой вес, высокий коэффициент плавучести в буровом растворе, коррозионная стойкость в агрессивных средах (сероводород и углекислый газ), более высокая по сравнению с СБТ гибкость, облегчающая вписываемость труб в сильно искривленные участки ствола и т. п. Замена на горизонтальных участках ствола СБТ на ЛБТПН, собственный вес которых в буровом растворе более чем в три раза меньше, приводит, соответственно, к снижению прижимающих нагрузок, а следовательно, сил и моментов трения, а также напряженно-деформированного состояния всей БК. Однако ограничением для алюминиевых труб могут явиться критические силы «баклинга», которые у СБТ при близких габаритных размерах выше, чем у ЛБТПН, за счет большей жесткости, т.е. эффективность замены СБТ на ЛБТПН, в том числе для увеличения длины бурения горизонтальных участков ствола, зависит, в конечном счете, от соотношения весовых параметров и критических сил «баклинга» для сопоставляемых труб. Благодаря достигнутым высоким эксплуатационным характеристикам ЛБТПН (ЛБТВК) получили широкое распространение при бурении скважин роторным и комбинированным способами практически во всех нефтяных компаниях страны. Для бурения горизонтальных стволов диаметром 120,6 – 132,0 мм ООО «Акватик – Бурильные трубы» разработаны и рекомендуются к применению алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 90х9П; а для стволов диаметром 139,7 – 152,4 мм следует использовать ЛБТПН 103х11П и ЛБТПН 103х11С. Изготовление таких труб осуществляется в ООО «Бурильные трубы» и ОАО «Серовский механический завод». Для повышения продольной устойчивости, лучшего центрирования в горизонтальном стволе скважины, а также с целью долговременной защиты основного тела трубы от абразивного износа ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П снабжены протекторами, расположенными в средней части трубы. Бурильная труба ЛБТПН 103х11С имеет сплошное спиральное оребрение наружной поверхности, что способствует не только повышению продольной устойчивости трубы, но и обеспечивает лучшее центрирование и более качественную очистку «лежачей» стенки ствола горизонтальной скважины от выбуренного шлама. Конструкция этих труб приведена на рис. 1 и 2; а номинальные геометрические размеры, весовые параметры и основные прочностные характеристики – в табл. 1.

Рис.1. Конструкция алюминиевых бурильных труб ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П

Рис. 2. Конструкция алюминиевой бурильной трубы ЛБТПН 103х11С

Табл. 1

Для оценки эффективности применения алюминиевых бурильных труб малого диаметра в сравнении с СБТ близких типоразмеров на рис. 3 представлены графики максимальной осевой нагрузки, которую можно довести до долота при горизонтальном участке ствола без риска потери БК продольной устойчивости в форме синусоиды, в зависимости от длины участка, при бурении в режиме «слайдинга», т. е. без вращения БК.

Рис. 3. Максимальная нагрузка на долото в зависимости от длины горизонтального ствола

При расчетах коэффициент трения в паре «труба – стенка скважины» принимался равным 0,35; плотность бурового раствора – 1200 кг/м3; диаметры ствола считались равными:
  • 120,6 мм, при БК, составленной из СБТ марки ТБВ 73х9 и ЛБТПН 90х9П;
  • 152,4 мм, при БК, составленной из СБТ марки ТБПВ 89х11 и ЛБТПН 103х11П(С).
Графики на рис. 3 не претендуют на высокую количественную точность результатов, но позволяют провести сравнительный качественный анализ бурения горизонтальных стволов малого диаметра в режиме «слайдинга» с использованием стальных и легкосплавных БК. В частности, как видно из рис. 3, применение ЛБТПН позволяет увеличить протяженность стволов по сравнению с использованием для этих целей СБТ близких типоразмеров. Например, долотом 152,4 мм с помощью стальной БК, составленной из труб ТБПВ 89х11, с нагрузкой на долото 4 тн можно пробурить ствол длиной около 1150 м, тогда как алюминиевыми трубами ЛБТПН 103х11П при той же нагрузке длину ствола можно увеличить до 1580 м, т. е. увеличить в 1,37 раза. Еще больший эффект следует ожидать от спиральных алюминиевых труб ЛБТПН 103х11С, позволяющих удлинить ствол до 2400 м. Как показывают дополнительные расчеты, аналогичные принципиальные результаты сравнения стальных и алюминиевых бурильных труб имеют место для роторного бурения, а также в растворах другой плотности и для других значений фактора трения БК. Для оценки общей эффективности применения ЛБТПН 103х11П в составе БК в качестве примера ниже рассмотрены данные сравнительных расчетов напряженно-деформированного состояния БК при бурении долотом PDC-152,4 мм нижнего горизонтального интервала ствола из-под башмака колонны 177,8 мм, спущенной на глубину 3380 м в типовой скважине ЗСФ ООО «БКЕ». Расчеты выполнены ООО «Акватик – Бурильные трубы» с помощью специализированной компьютерной программы 3-DDTН (Drill-Drag-Torque-Hydraulic) При расчетах были приняты следующие исходные данные: метод бурения – турбинно-роторный; плотность бурового раствора – 1370 кг/м3; нагрузка на долото – 70 кН; частота вращения БК – 120 об/мин; производительность буровых насосов – 15 л/сек. Стальная компоновка БК укомплектована бурильными трубами ТБПН 89х9,35-«Л» общей длиной 4088 м + 87 м КНБК, включающая долото, забойный двигатель, телесистему, УБТ, ясс. В составе комбинированной компоновки применены алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 103х11П из сплава Д16Т общей длиной 3800 м + 288 м ТБПН 89х9,35 + 87 м аналогичной КНБК. Основные результаты сравнительных расчетов приведены в табл. 2.

Табл. 2. Сравнительные расчеты напряженно-деформированного состояния БК

Как следует из табл. 2, при бурении нижнего интервала ствола долотом диаметром 152,4 мм, использование легкосплавных бурильных труб ЛБТПН-103х11П из алюминиевого сплава Д16Т в составе комбинированной компоновки БК, в сравнении со стальной компоновкой, обеспечивает увеличение запаса прочности, снижение основных параметров напряженно-деформированного состояния БК и дает возможность удлинить горизонтальный участок скважины. Эффективность применения ЛБТПН 90х9П в составе БК была убедительно доказана при бурении боковых стволов в весьма сложных геологических условиях Приобского месторождения. По материалам ООО «Катобьнефть» [3], вертикальная глубина залегания продуктивных пластов на этом месторождении превышает 2700 м. Для бурения применяется СБТ в габарите 73 и 89 мм. Из-за опасности нефтегазопроявлений бурение нижних интервалов проводится на утяжеленных буровых растворах плотностью до 1600 кг/м3. S-образный типовой профиль скважин, представленный на рис. 4, содержит по меньшей мере 2 участка с высокой интенсивностью искривления, достигающей 5 град/10 м.

Рис. 4. Типовой профиль основного ствола и бокового отвода скважин Приобского месторождения

Совокупность таких условий бурения привела к тому, что при стальной БК параметры режима оказались чрезвычайно напряженными, в том числе:
  • момент на приводе вращения БК >1100кг*м;
  • суммарное усилие на подъем инструмента с учетом возникавших затяжек в 40 тн, доходит до 160 тн;
  • давление на выкиде буровых насосов >18 МПа.
Как следствие имели место осложнения с бурильными трубами и другие технологические осложнения, ликвидация которых затягивает и удорожает строительство скважин. Установкой в нижней части БК секции ЛБТПН 90х9П из сплава 1953Т1 длиной всего 800 м, по существу, были решены главные проблемы бурения данных скважин; ситуация, по свидетельству буровиков, резко изменилась к лучшему: на 25 – 30% снизились нагрузки при подъеме БК и крутящий момент на роторе; практически исчезли затяжки, снизилось давление на выкиде буровых насосов за счет того, что проходное сечение ЛБТПН 90х9П больше, чем у СБТ. Отсутствие затяжек при применении алюминиевых труб связано с большей гибкостью ЛБТПН по сравнению с СБТ и, следовательно, лучшей вписываемостью в сильно искривленные участки ствола. Это свойство позволило не только снизить динамические напряжения поперечного изгиба БК в условиях высоких пространственных искривлений ствола скважины, но и избежать подклинки инструмента при поступательном и вращательном движении инструмента, которые в условиях стальной БК ранее ошибочно диагностировались как затяжки, вызванные дифференциальным прихватом при тяжелом растворе. Сравнительные расчеты напряженно-деформированного состояния стальной и комбинированной (с включением ЛБТПН) БК, выполненные по исходным данным ООО «Катобьнефть», подтвердили полученные в промысловых условиях результаты. При этом также было показано, что увеличение длины секции ЛБТПН 90х9П в составе БК могло бы привести к более существенному снижению напряженного состояния бурильной колонны. Таким образом, использование комбинированных БК, включающих ЛБТПН, при бурении горизонтальных участков скважин и боковых стволов малого диаметра, обладая целым рядом технико-технологических преимуществ, в сравнении с колоннами из СБТ, дает возможность удлинить горизонтальные участки скважин и снизить вероятность осложнений при их проводке.

  1. Kuru, E., Martinez, A., and Miska, S., 1999, «The Buckling Behavior of Pipes and Its Influence on the Axial Force Transfer in Directional Wells», Proceedings, SPE/IADC Drilling Conference, Paper No. SPE/IADC 52840, Amsterdam, Holland.
  2. V.Tikhonov, A. Safronov «Analiysis of Postbuckling Drillstring Vibrations in Rotary Drilling of ERD Wells». OMAE 2009 – 79086. May 31 - June 5, 2009, Honolulu, Hawaii.
  3. А. Дворников Применение легкосплавных бурильных труб ЛБТПН 90х9П в сложных геологических условиях бурения боковых стволов на Приобском месторождении // Нефтегаз. 2011. №2.

  1. Kuru, E., Martinez, A., and Miska, S., 1999, “The Buckling Behavior of Pipes and Its Influence on the Axial Force Transfer in Directional Wells”, Proceedings, SPE/IADC Drilling Conference, Paper No. SPE/IADC 52840, Amsterdam, Holland.
  2. V.Tikhonov, A. Safronov. “Analiysis of Postbuckling Drillstring Vibrations in Rotary Drilling of ERD Wells”. OMAE 2009 -79086. May 31 - June 5, 2009, Honolulu, Hawaii.
  3. А.Dvornikov «Using of easily alloyed drilling pipes LBTPN 90х9P in complicated geological conditions of offshoot drilling at Priobskoe field». «NefteGas» magazine, issue №2, 2011

Комментировать этот материал »

Авторизация

burneft.ru

Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояние скважины.

Выбрать аппарату­ру для контроля и регистрации параметров режима бурения, показате­лей работы долот, параметров режима работы буровых насосов, для опе­ративного контроля зенитных и азимутальных углов ствола скважины и положения плоскости симметрии отклонителя в процессе бурения наклонно-направленных скважин, для дефектоскопии бурильных труб и замков, для контроля состояния скважины (своевременного обнаружения начи­нающихся осложнений); пояснить мотивы выбора конкретных видов аппа­ратуры.

Выбрать аппаратуру для контроля и регистрации пара­метров режима бурения, показателей работы долот, параметров режима работы буровых насосов; аппаратуру для оперативного контроля зенит­ного и азимутального углов и положения плоскости симметрии отклони­теля при бурении наклонно-направленных скважин; аппаратуру для изме­рения и – по возможности – регистрации свойств промывочной жидкости; аппаратуру для контроля состояния скважины (своевременного обнару­жения начинающихся осложне-ний); пояснить мотивы выбора конкретных видов аппара­туры; сформулировать задачи исследования зон осложнений.

Выбрать аппаратуру для контроля свойств промывочной жидкости и - по возможности – регистра­цииих (включая содержание твердой фазы), для контроля качества очистки в очистной системе, для контроля качества реагентов, приго­товляемых на буровой, и количества реагентов, вводимых в промывочную жидкость при обработке; пояснить мотивы выбора; разработать способ контроля за соблюдением рецептуры химической обработки и способ контроля эффективности обработки; регламентировать частоту контроля свойств промывочной жидкости в период бурения.

3. УНИРС.

Это спе­циальный вопрос, подлежащий углубленной проработке выпускной квалификационной работы и являющийся важнейшей составной частью последнего. Тема разрабатывается индивидуально с руководителем работы с учетом реальных условий месторождения (площади), проблем, которые возникают при строительстве скважин на этом месторождении, а также научных интересов самого обучающегося. УНИРС может выполняться по материалам, со­бранным в период практик, по материалам лабораторных исследований, выполненных студентом самостоятельно, либо по материалам научно-исследовательской работы. В качестве УНИРС может быть представлено решение обучающегося нестандартной теоретической задачи, либо обобщение литературных материалов по вопросу, пред­ставляющему интерес для того бурового предприятия, где обучающийся проходил преддипломную практику, и т.д. Научные направления кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» приведены в таблице 3.

Таблица 3.

№ п/п Ф.И.О. преподавателя Должность преподавателя Научное направление
1. Хузина Лилия Булатовна Д.т.н., доцент кафедры БНГС Динамика бурильного инструмента; повышение эффективности бурения наклонных и горизонтальных скважин с использованием виброусилителей, способствующих снижению коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины.
2. Хузин Ринат Раисович Д.т.н., доцент кафедры БНГС Буровые растворы для первичного вскрытия продуктивного пласта; технология заканчивания скважин; техника и технология крепления эксплуатационных колонн.
3. Абдрахманов Габдрашит Султанович Д.т.н., профессор кафедры БНГС Контроль технологических процессов в бурении; крепление скважин экспандируемыми трубами

Перечень актуальных тем для написания выпускной квалификационной работы по разделам: Бурение. Текущий, капитальный ремонт скважин.

1. Эффект баклинга в бурении и пути его преодоления.

2. Анализ эффективности применения ТБТ (толстостенные бурильные трубы) вместо УБТ (утяжеленные бурильные трубы) при бурении ГС (горизонтальная скважина).

3. Технология подготовки ствола скважины, в том числе и боковых горизонтальных стволов к спуску набухающих пакеров.

4. Технология исследования горизонтальных скважин с целью определения притока и состава флюида с применением гибкой трубы с запасованным забелем и пакерных систем.

5. Технология селективной большеобъёмной ОПЗ на основе вязкоупругих самоотклоняющихся составов.

6. Технология пенокислотной ОПЗ в карбонатных коллекторах.

7. Технология поинтервальной большеобъёмной ОПЗ в карбонатных коллекторах скважин с необсаженным горизонтальным окончанием.

8. Технология водоизоляционных работ с применением нефтеводонабухающих пакеров.

9. Технология изоляции заколонной циркуляции с вырезанием участка обсадной колонны и установкой набухающего пакера.

10. Технология восстановления скважины с БС путём ликвидации существующего бокового ствола с удалением верхней части хвостовика.

11. Исследование эффективности опытно-промышленных работ по внедрению новых технологи в области бурения и ремонта скважин в ПАО «Татнефть» (ГС, МЗС, БГС, БС и ГС с МГРП).

12. Низкая успешность работ по ликвидации заколонных перетоков.

13. Временная блокировка пласта, нарушений перед внедрением «хвостовика» или дополнительной колонны малого диаметра.

14. Снижение приёмистости интервалов с катастрофическим уходом жидкости (удельная приёмистость более 4м3/Па∙час).

15. Производство ОПЗ после ранее проведённых работ по ликвидации заколонного перетока (щадящие технологии).

16. Обработки горизонтального ствола скважины (точность, снижение влияния сил гравитации).

17. Обработки скважин с малой приёмистостью (нет возможности глубокого проникновения кислоты в пласт).

18. Ликвидация внутрискважинных осложнений в скважинах со 102 и 114мм колоннами (нет инструмента).

19. Промывочные жидкости с изменяемыми реологическими свойствами.

20. Строительство горизонтальных скважин на Девон.

21. Заканчивание скважины в два этапа.

22. Бурение скважин долотами PDC.

23. ОЛКС для ликвидации поглощений при бурении скважин.

24. Бурение скважин с применением верхнего привода.

25. Строительство скважин малого диаметра.

26. Бурение горизонтальных участков скважин на месторождениях ПАО «Танефть».

27. Уменьшение прихватоопасности в наклонно-направленных скважинах.

28. Техника и технология бурения с отбором керна.

29. Применением профильного перекрывателя для ликвидации катастрофических поглощений.

30. Промывочные жидкости, применяемые при бурении боковых стволов.

31. Бурение скважин с большой протяженностью горизонтального ствола.

32. Бурение боковых и боковых горизонтальных стволов.

33. Применение новых типов полимерных буровых растворов.

34. Процессорное и проектное управление в строительстве скважин.

Содержание УНИРС отражается в задании выпускной квалификационной работы в профилирующем разделе

4. Безопасность и экологичность работы

Безопасность труда

- Проанализировать условия труда при бурении проектной скважины: охарактеризовать техническую оснащенность труда; дать эргономическую оценку основным буровым машинам и механизмам, расположению их на рабочей площадке, пультам и органам управления; охарактеризовать с точки зрения охраны труда технологические особен­ности бурения скважин на данной площади (осложнения и аварии, связан­ные с ними; спуско-подъемные опера-ции, сборка и разборка компоновки низа бурильной колонны на буровой); охарактеризовать санитарно-гигиенические условия труда (метеорологические условия; наличие вредных веществ и их воздействие на работающих; шум и вибрации, генерируемые на буровой; уровень освещенности основных рабочих мест; возможность поражения работающих электрическим током.

- Проанализировать существующую организацию безопасности труда при бурении скважин, обратив особое внимание на организационные, со­циально-психологические, технические, технологические и санитарно-гигиенические мероприятия, которые осуществляются в данном предприя­тии для улучшения условий и безопасности труда.

- Разработать, с учетом результатов выполненного выше анализа, комплекс мероприятий по созданию здоровых и безопасных условий труда при бурении проектной скважины. Акцент при этом следует делать на обеспечение безопасности труда в связи с предлагаемыми в дипломной работе технологическими и техническими решениями, которые ранее в работе предприятии не осуществлялись.

Промышленная безопасность обеспечивается по 2 направлениям:

1) обеспечение безопасности технических систем и технологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин;

2) обеспечение комфортных условий труда рабочих и служащих.

Безопасность в технической системе технологических процессов обеспечивается выполнением комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий.

Проводят следующие организационные мероприятия:

- планирование мероприятий по охране труда

- учет и расследование несчастных случаев

- организация обучения, инструктирования, проверки знаний и аттестации по охране труда.

- разработка и утверждение правил охраны труда и ТБ

- проведение медосмотров.

В комплекс инженерно-технических мероприятий входит:

- обеспечение пожаро- и взрывобезопасности при проведении буровых работ.

- обеспечение электробезопасности

- защита работников от токсических выбросов

- действие виброакустических факторов

- обеспечение безопасности эксплуатации герметических систем, находящихся под давлением.

- защита рабочих от механического травмирования.

Обеспечение комфортных условий труда:

1) обеспечение оптимальных параметров освещения буровой и бытовых помещений;

2) создание комфортных климатических условий бытовых помещений. Безопасность труда и промышленная безопасность при бурении скважины

Промышленная безопасность

Выбрать способ при­готовления промывочной жидкости для бурения куста скважин и оборудо­вание для этой цели; пояснить мотивы выбора способа, оборудования ипроизводительности этого оборудования; выбрать оборудование для очистки промывочной жидкости от частиц выбуренных пород и для регулиро­вания содержания твердой фазы, пояснить мотивы выбора оборудования и его производительности; выбрать оборудование и приспособления для приготовления химических реагентов и равномерного ввода их в промы­вочную жидкость при обработке последней; выбрать емкости для хране­ния промывочной жидкости и реагентов и обосновать выбор объема этих емкостей; выбрать способ и оборудование для регенерации утяжелителей; выбрать оборудование для дегазации промывочной жидкости и обосновать выбор производительности его. Разработать схему размещения выбранно­го оборудования, способ ввода порошкообразных и жидких реагентов (как в циркулирующую в скважине, так и в свежеприготовленную промывочную жидкость), обеспечивающий равномерное распределениеих в объеме жид­кости при минимальных потерях. Разработать мероприятия по предотвращению загрязнения окружающей среды и опасности отравления персонала в процессе строительства куста скважин как промывочной жидкостью и реагентами для ее обработки, так и агрессивными компонентами, поступающими в нее из разбуриваемых пород; выбрать способ нейтрализации агрессивных компонентов. Разработать способ утилизации или захороне­ния промывочной жидкости и выбуренной породы по окончании бурения ку­ста скважин, обеспечивающий соблюдение законов об экологической безопасности о природной среды.

Экологическая безопасность

Экологическая безопасность в районе действия буровых работ проводится путем:

- совершенствования технологических процессов строительства скважин – использование спецтехнологий нейтрализации и утилизации отходов.

Первое направление природоохранных технологий включает:

- разработка и внедрение комплекса мероприятий по предотвращению выбросов нефти, газа и пластовой воды.

- осуществление технических и технологических мероприятий по ограничению масштаба возможного загрязнения.

По второму направлению природоохранных технологий проводятся:

- очистка и утилизация сточных вод и растворов, химреагентов;

- защита от нефтяных загрязнений;

- гидроизоляцию и ликвидацию шламовых амбаров и химреагентов;

- защита атмосферы от газовых выбросов;

- рекультивация земель;

- защита питьевой воды от засолонения.

Безопасность труда и промышленная безопасность при бурении скважины

Согласно закону РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [3] и РД 03-616-03 к категории опасных относятся объекты, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются и уничтожаются опасные вещества (воспламеняющиеся, окисляющиеся, горючие, взрывчатые и токсичные).

Нефть является жидким токсичным природным продуктом, обладающим высокой испаряемостью и повышенной пожаро- и взрывоопасностью. По химическому составу нефть представляет сложную природную смесь углеводородов (89÷90,5%), примеси присутствуют в виде азотосодержащих органических соединений, асфальтенов, смол, сульфидов, свободной серы, в очень небольших количествах присутствует хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций.

Попутный нефтяной газ является смесью углеводородов, обладающей повышенной пожаро- и взрывоопасностью.

Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела.

Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния.

На человека нефть и газ оказывают наркотическое действие с изменениями крови и кроветворных органов, углеводороды поступают в организм человека через дыхательные пути. Первым признаком при отравлении парами углеводородов являются период возбуждения, характеризующийся беспричинной веселостью, затем наступает головная боль, сонливость, головокружение, тошнота. При тяжелых отравлениях наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания, появляется желтушная окраска белой оболочки глаз.

Характеристика вредных веществ приведена в таблице 2.

Таблица 2 – Характеристика вредных веществ, обращающихся на объекте

Вредные вещества Нефть Газ
Плотность при 200С 907 кг/м3 1,155 кг/м3
Молекулярная масса 210 г/моль 31,39 г/моль
Летальная концентрация 40000 мг/м3 40000 мг/м3
Пороговая концентрация 30000 мг/м3 30000 мг/м3
Температура вспышки, 0С -21 -21
Величина ПДК в воздухе рабочей зоны 10 мг/м3 10 мг/м3
Величина ПДК в атмосферном воздухе 5 мг/м3 - максимальная разовая, 1,5 мг/м3 5 мг/м3 - максимальная разовая, 1,5 мг/м3
Величина ПДК сероводорода в смеси с углеводородами в воздухе рабочей зоны 3 мг/м3 3 мг/м3

Таблица 3 – Тип анализируемых объектов и признаки опасности

Наименование объектов Признак опасности Тип объекта в границах земельного отвода Опасное вещество
Скважина 2.1 - получение, использование, хранение, транспортировка опасного вещества; 2.2-использование оборудование под давлением более 0,07 МПа 3.2 – объекты с опасными веществами в количестве, меньше предельного, установленного ФЗ Нефть - горючая жидкость
Выкидные трубопроводы 2.1 - получение, использование, хранение, транспортировка опасного вещества 3.2 – объекты с опасными веществами в количестве, меньше предельного, установленного ФЗ
Газопровод 2.1 - получение, использование, хранение, транспортировка опасного вещества 3.2 – объекты с опасными веществами в количестве, меньше предельного, установленного ФЗ Газ - горючее вещество

- Проанализировать организацию безопасности труда при заканчивании сква­жин в данном буровом предприятии, обратив особое внимание при этом на организационные, социально-психологические, технические, технологи­ческие и санитарно-гигиенические мероприятия которые осуществляются в данном предприятии для улучшения условий и безопасности труда.

- Разработать с учетом результатов выполненных выше анализов ком­плекс мероприятий по созданию безопасных условий труда при заканчивании проектной скважины. Акцент при этом следует делать на мероприятиях, связанных с реализацией новых технологических и тех­нических решений, которые предложены в дипломной работе, но пока не применяются в данном предприятии. Необходимо также обратить внимание на соблюдение требований современных нормативных документов по безопасноститруда; разработать мероприятия по обеспечению взрывопожаробезопасности при выполнении работ по заканчиванию проектной скважины.

Анализы и рекомендации в этом разделе работы должны быть подкреп­лены соответствующими инженерными расчетами.

Безопасность труда и промышленная безопасность при креплении скважины

- Проанализировать условия труда при креплении верти­кальных (наклонных - в зависимости от темы проекта) скважин: охарактеризовать техническую оснащенность труда; дать эргономи­ческую оценку технике, применяемой при креплении скважин, расположе­нию ее и удобству обслуживания на рабочих местах, пультам и органам управления; охарактеризовать, с точки зрения охраны труда, технологи­ческие особенности крепления скважины в данном районе (основные опас­ности при подготовке скважины к спуску обсадной колонны, при сборке низа ее и установке элементов технологической оснастки, при спуске и расхаживании обсадной колонны, при подготовке цементиро­вочной техники, затаривании тампонажных материалов в процессе цемен­тирования и в период ОЗЦ, при заключительных работах после цементиро­вания), санитар-но-гигиенические условия труда (шум и вибрации, гене­рируемые оборудованием при креплении скважин; уровень освещенности основных рабочих мест; возможность поражения электрическим током; степень запыленности и загазованности при цементировочных работах; вредные вещества, используемые при креплении скважин).

- Сделать анализ организации труда при креплении скважин в данном буровом предприятии; отразить организационные, социально-психологические, технические, технологические и санитарно-гигиениче­ские мероприятия, которые осуществляются в данном предприятии для улучшения условий и безопасности труда.

- Разработать с учетом результатов выполненных выше анализов ком­плекс мероприятий по созданию безопасных условий труда при креплении проектной скважины, сделав акцент на мероприятия, свя­занные с реализацией новых технологических и технических решений, ко­торые предложены в дипломнойработе, но пока не применяются в данном предприятии. Необходимо также обратить внимание на соблюдение требо­ваний современных нормативных документов по безопасности труда при крепле­нии скважин; разработать мероприятия по обеспечению взрывопожаробезопасности в процессе крепления проектной скважины.

5. Экономическая оценка работы.

Обосновать продолжительность ведения работ, стоимость работ, организацию их проведения; определить экономическую эффективность мероприятий, предлагаемый в магистерской диссертационной работе. Всё это должно быть связано с темой выпускной квалификационной работы конкретными технологическими и техническими решениями, сделанными в работе.

Заключение.

Взаключении суммируются теоретические и практические выводы и предложения, которые были сделаны в результате исследования. Они должны быть краткими и четкими, дающими полное представление о содержании, значимости, обоснованности и эффективности разработок.

Список использованных источников.

Приложения.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Перспективы применения алюминиевых бурильных труб при бурении горизонтальных скважин большой протяженности

Prospects aluminum drill pipe application while drilling horizontal wells great length

V. BASOVICH, I. BUYANOVSKIY, «Akvatik-Drill Pipes» LLC I. PETUNKIN, «Drill Pipes» LLC

Рассматриваются преимущества применения алюминиевых бурильных труб в составе комбинированных колонн при бурении горизонтальных скважин большой протяженности.

The advantages of aluminum drill pipes instead of steel when drilling horizontal wells great length are discussed.

Объемы бурения скважин с протяженным горизонтальным участком с каждым годом увеличиваются как в отечественной, так и зарубежной практике бурения. В 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» в составе консорциума проекта «Сахалин-1» успешно завершили бурение самой протяженной в мире горизонтальной скважины (ГСБП) 0-14 [1], пробуренной в направлении крайней юго-восточной оконечности месторождения «Чайво» с буровой платформы «Орлан». Скважина имеет длину по стволу, равную 13 500 м, и горизонтальный участок ствола – 12 033 м.

Как показывает промысловый опыт проводки ГСБП, основными ограничениями при бурении таких скважин являются:

  • сложности при доведении осевой нагрузки и вращающего момента до породоразрушающего инструмента в процессе преодоления сил сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК) и при потере ее продольной устойчивости;
  • проблемы очистки горизонтального ствола от выбуренной породы (шлама);
  • прогрессирующий износ замков и тела бурильных труб (БТ);
  • проблемы подвода гидравлической энергии к забойному двигателю и обеспечения необходимых параметров промывки скважины (расхода и давления).

Анализ отечественных и зарубежных технологий, а также технических средств, применяемых для проводки ГСБП, позволяет сделать вывод о том, что рациональная компоновка бурильной колонны (БК) и эксплуатационные характеристики бурильных труб являются определяющими факторами, влияющими на эффективность бурения таких скважин. Применение комбинированных БК с включением легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) позволяет при бурении ГСБП не только существенно снизить нагрузки на подъемную часть буровой установки, но и увеличить протяженность горизонтального ствола (ГС) таких скважин [2].

Повышенная надежность ЛБТ при знакопеременных нагрузках позволяет эффективно выполнять технологические операции с вращением инструмента и проводить аварийные работы по ликвидации прихвата силовыми методами.

Основные требования к конструкции ЛБТ оговорены в международном стандарте ISO-15546:2007 «Бурильные трубы из алюминиевых сплавов для неф­тяной и газовой промышленности», который введен в действие с 2007 г., и ГОСТ 23786-79 «Трубы бурильные из алюминиевых сплавов». ЛБТ состоит из алюминиевой трубы и привинченных по ее концам элементов стального замка. Для соединения алюминиевой трубы с замком применена правая малоконусная трапециедальная резьба типа ТТ с коническим стабилизирующим пояском и упором по торцу. Гарантированные радиальные натяги по резьбе стабилизирующему пояску и упор в торец в этом соединении обеспечиваются за счет применения «температурного» способа сборки замков с трубами по специальной технологии. Конический стабилизирующий поясок в соединении частично разгружает резьбу от знакопеременных изгибающих напряжений и, тем самым, увеличивает усталостную прочность и надежность трубного соединения. Благодаря такой конструкции достигается повышенная надежность всех сопряжений ЛБТ при знакопеременных нагрузках, что позволяет эффективно выполнять технологические операции с вращением инструмента и проводить аварийные работы по ликвидации прихвата силовыми методами. Трубные заготовки ЛБТ изготавливаются методом горячего прессования из коррозионно-стойких высокопрочных алюминиевых сплавов Д16Т или 1953Т1. Они имеют утолщенную внутреннюю высадку законцовок, на которых нарезается трубная резьба ТТ. Со стороны муфты у трубы есть удлиненное внутреннее утолщение для возможности безопасной работы в клиновом захвате или спайдере. В базовом исполнении ЛБТ (рис. 1) номинальный наружный диаметр трубных заготовок постоянен. Кроме того, могут быть поставлены алюминиевые бурильные трубы следующих модификаций: – в протекторном исполнении ЛБТ-П (рис. 2), предназначенном для защиты от износа основного тела трубы, повышения продольной устойчивости БК, а также ее лучшего центрирования в стволе скважины;

– со спиральным оребрением наружной поверхности ЛБТ-С (рис. 3) – для улучшения очистки ствола от выбуренной породы и повышения продольной устойчивости при бурении ГСБП. Основная часть наружной поверхности трубы выполнена с утолщением за счет наружного спирального оребрения правого направления.

Основные преимущества алюминиевых БТ достигаются благодаря приведенным в табл. 1 специфическим физико-механическим свойствам алюминиевых сплавов Д16Т или 1953Т1. В процессе бурения ГСБП практически вся БК находится под действием сжимающих усилий, тогда как при проводке вертикальных и наклонных скважин с небольшими зенитными углами основная часть БК является растянутой. Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости, которая проявляется при бурении в режиме «слайдинга», т. е. без вращения бурильного инст­румента, в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали – так называемый баклинг, соответственно, I или II рода. При бурении с вращением БК и действии сочетания нагрузок, сжимающих продольных и центробежных поперечных, те же формы «баклинга» реализуются в виде колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной спиральной «змейки», планетарно обкатывающейся вокруг собственной оси и оси скважины. Повышенные силы и моменты сопротивления в ГСБП формируются нагрузкой, прижимающей элементы БК к стенке скважины, и, при отсутствии «баклинга», зависят, в первую очередь, от собственного веса колонны с учетом ее облегчения в буровом растворе. Опасность возникновения «баклинга» выше для невращающейся БК, поскольку при вращении продольные силы сопротивления существенно ниже.

Анализ отечественных и зарубежных технологий, а также технических средств, применяемых для проводки горизонтальной скважины, позволяет сделать вывод о том, что рациональная компоновка бурильной колонны и эксплуатационные характеристики бурильных труб являются определяющими факторами, влияющими на эффективность бурения таких скважин.

Наличие протекторного утолщения на алюминиевых бурильных трубах, так же как и снижение расстояния между замками и протектором, заметно увеличивает продольную устойчивость трубы. Расчеты показывают, что оребрение наружной поверхности алюминиевой трубы способствует увеличению ее продольной устойчивости, за счет повышения жесткости, а сокращение длины усиливает этот эффект. Так как критерием начала «баклинга» является потеря БК продольной устойчивости в форме синусоиды, то в практике бурения обычно должно соблюдаться условие, чтобы допустимая действующая сжимающая нагрузка в различных сечениях БК была меньше критической нагрузки синусоидального «баклинга», при превышении которой сила контакта БК со стенками скважины резко возрастает. Потеря устойчивости БК в ГС зависит от жесткости и веса труб в жидкости, а также от обобщенного радиального зазора между БК и стенкой скважины.

Согласно современным представлениям, БТ на горизонтальном участке ствола могут потерять продольную устойчивость в форме синусоиды при действии критической сжимающей нагрузки Ркр, величина которой оценивается [3, 4] по формуле:

(1) где: Е – модуль Юнга материала трубы; I – осевой момент инерции по сечению основного тела трубы; w – вес погонного метра трубы в буровом растворе; δ – обобщенный радиальный зазор между стенками скважины и БТ; КL – коэффициент длины трубы, учитывающий расстояние между опорными сечениями БТ.

ЛБТ, оснащенные протектором и имеющие спиральное оребрение наружной поверхности, позволяют при бурении в режиме «слайдинга» с одной и той же осевой нагрузкой на долото увеличить максимально достижимую по условиям сохранения продольной устойчивости БК максимальную длину ГС.

Теоретические исследования, выполненные компанией ЗАО «Акватик», показали, что для практической оценки возможности возникновения «баклинга» в сжатых БТ значение КL, в зависимости от рабочей длины трубы и наличия протектора может изменяться в диапазоне: 1,0≤КL ≤1,5. В табл. 2, в качестве примера приведены расчетные значения критических сил синусоидального «баклинга» для наиболее применяемых для проводки ГСБП алюминиевых бурильных труб типоразмера ЛБТ 147х13 рабочей длиной 12 м, в том числе в протекторном (П) исполнении, а также ЛБТ 147х11С длиной 9,3 м со спиральным оребрением наружной поверхности. Там же для сравнения приведены критические усилия синусоидального «баклинга» для стальных труб (СБТ) близких типоразмеров. Все расчеты выполнены применительно к бурению ГС долотом ∅215,9 мм при плотности бурового раствора, равной 1200 кг/м3.

Опытная партия ЛБТ 103х11С была изготовлена и испытана в ОАО «Татнефть» при бурении ГС и показала хороший результат по выносу шлама. Повышенный вынос шлама, в совокупности со стабильным крутящим моментом, подтвердили эффективность применения ЛБТ 103х11С для улучшения очистки ствола от выбуренной породы.

ЛБТ 147х13, у которых модуль Юнга и погонный вес в растворе ниже, чем у работающих в тех же условиях СБТ близких типоразмеров, могут потерять продольную устойчивость при меньших значениях критических сжимающих нагрузок. Введение протектора повышает на 50% их сопротивление продольному изгибу, а спиральное оребрение еще больше увеличивает эффект, позволяя довести продольную устойчивость этих труб до уровня, несколько превосходящего СБТ 127х9,19. Однако основной эффект от включения ЛБТ в состав комбинированной компоновки БК при бурении ГСБП заключается в снижении сопротивлений при перемещении и вращении БК в ГС, что достаточно убедительно проиллюстрировано приведенным ниже примером.

При бурении ГС с осевой нагрузкой на долото Gд в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК, максимальная протяженность ствола Lмах, которая может быть достигнута без потери БТ продольной устойчивости, определяется по формуле:

Lмах ≤(Ркр– Gд)/( ƒ w), (2) где ƒ – обобщенный коэффициент сопротивления перемещению БК в стволе.

На рис. 4 представлены рассчитанные с помощью формулы (2) зависимости максимальной длины Lмах от нагрузки Gд на долото ∅215,9 мм, которые могут быть достигнуты в режиме «слайдинга» без потери БК продольной устойчивости с использованием БТ, представленных в табл. 2. При расчетах обобщенный коэффициент сопротивления (трения) в открытом стволе принимался равным ƒ=0,25.

Как следует из графиков на рис. 4, с помощью ЛБТ, как оснащенных протектором, так и имеющих спиральное оребрение наружной поверхности, можно при бурении в режиме «слайдинга» с одной и той же осевой нагрузкой на долото ∅215,9 мм увеличить максимально достижимую по условиям сохранения продольной устойчивости БК максимальную длину ГС. Из приведенных графиков также видно, что при малых проектных длинах ГС применение СБТ позволяет подводить к долоту более высокие осевые нагрузки. Однако по мере удлинения ГС это преимущество переходит к алюминиевым БТ. Физическое объяснение полученным соотношениям заключается в том, что у ЛБТ, более легких, чем СБТ близких типоразмеров, по мере углубления скважины медленнее растут потери на сопротивление перемещению, что позволяет сохранить ресурс сжимающего усилия для поддержания необходимой нагрузки на долото. Проблемы эффективной очистки ГСБП от выбуренной породы инициируются интенсивным накоплением шлама на «лежачей» стенке горизонтальной скважины, что может привести к появлению «желобообразных» выработок и, соответственно, к резкому повышению коэффициента сопротивления (трения) движению и вращению БК, вплоть до ее зависания в стволе и невозможности дальнейшего выполнения бурения или СПО.

Согласно рекомендациям [5], ключевыми факторами эффективной очистки ГСБП являются частота вращения БК, расход и реологические параметры бурового раствора, конфигурация наружной поверхности БТ, а также применение технологии обратной проработки пробуренного ствола, которая предполагает спуск и подъем вращающейся БК с одновременной циркуляцией бурового раствора.

Можно считать установленным, что оптимальная частота в наибольшей степени зависит от параметра P-HAR (Pipe-Hole-Area-Ratio), равного отношению площадей сечений ствола скважины и БТ: P-HAR=(Dh/Dp)2, (3) где: Dh , Dp – соответственно диаметры ствола скважины и БТ. Оптимальную частоту Nопт вращения БК при бурении ГС рекомендуется выбирать в зависимости от параметра P-HAR по правилу: Если P-HAR > 6,5, то Nопт =150-180 об/мин, Если 3,25 < P-HAR < 6,5, то Nопт =120-150 об/мин; Если P-HAR < 3,25, то Nопт =90-120 об/мин. Эффективность очистки ствола может быть увеличена и при использовании турбулизаторов потока бурового раствора в эксцентричном кольцевом зазоре ГС, например, в виде БТ со спиральным оребрением наружной поверхности [6] или разработанного компанией VAM Drilling так называемого Hydro­cleanTM [7]. Принцип действия HydrocleanTM или наружного оребрения БТ заключается в том, что шлам, поднятый вращающимися вместе с БК лопастями с «лежачей» стенки ГС, попадает в зону движущегося турбулентного потока бурового раствора и выносится на некоторое расстояние, после чего либо подхватывается потоком, созданным следующим турбулизатором, либо оседает на стенку скважины. Для каждого типоразмера БТ существует минимально необходимый для удовлетворительной очистки ГС расход промывочной жидкости Qmin, зависящий от конфигурации затрубного эксцентричного кольцевого пространства, реологических параметров бурового раствора, характеристик плавучести шлама, частоты вращения труб, а также наличия и параметров оребрения наружной поверхности. Опытная партия ЛБТ 103х11С, представленная на рис. 5, была изготовлена и испытана в ОАО «Татнефть» при бурении ГС и показала хороший результат по выносу шлама. Повышенный вынос шлама, в совокупности со стабильным крутящим моментом, подтвердили эффективность применения ЛБТ 103х11С для улучшения очистки ствола от выбуренной породы.

Прогрессирующий износ наружной поверхности опорных элементов БТ (замков, протектора и тела БТ) в процессе бурения ГСБП и СПО носит абразивный характер и обусловлен действием прижимающих усилий, приложенных к БК со стороны стенок скважины. Эти усилия в ГС зависят, в первую очередь, от веса БТ в буровом растворе, а также от осевой нагрузки на долото, центробежных сил при вращении БК, эксцентрично расположенной в ГС, «баклинга» и других факторов. Оценка интенсивности износа поверхности опорных элементов БТ, которая, согласно общепринятым представлениям, пропорциональна мощности, затрачиваемой на трение, может быть выполнена по формуле:

И=Ки Т ƒ V, (4) где: И – интенсивность износа поверхности опорного элемента БТ, измеряемая как скорость потери наружного диметра, объема или массы изнашивающейся детали; T – нормальное усилие, прижимающее опорный элемент БТ к стенке скважины; ƒ – обобщенный коэффициент трения на изнашиваемой поверхности; V – линейная скорость скольжения опорного элемента БТ относительно стенки скважины при поступательном и вращательном движениях БК; Ки – размерный коэффициент, характеризующий сопротивление материала замка или трубы абразивному изнашиванию. Пренебрегая центробежными силами и «баклингом», прижимающие усилия T, с учетом облегчения БТ в буровом растворе, для СБТ, ЛБТ и ЛБТ-П на горизонтальном участке скважины, могут быть определены как: T СБТ=1/2 qсбтLтр (1– ρж/ ρст) – для СБТ, с 2-мя опорами по замкам; TАl=1/2 qАlLтр (1– ρж/ ρэкв) – для ЛБТ, с 2-мя опорами по замкам; (5) TАl=1/3 qАlLтр (1– ρж/ ρэкв) – для ЛБТ-П, с 2-мя опорами по замкам и одной опорой по протекторному утолщению в середине трубы. В формулах (5) использованы следующие обозначения: qсбт, qAl – вес в воздухе, соответственно, 1 м СБТ или ЛБТ; Lтр – рабочая длина БТ; ρст,ρэкв,ρж– плотность стали, эквивалентная плотность алюминиевой трубы в сборе со стальным замком и плотность бурового раствора соответственно. Соотношения (4) и (5) позволяют произвести сравнительную оценку относительной интенсивности износа замков и тела трубы для стальных и алюминиевых БТ, имеющих равную рабочую длину и работающих в одинаковых геолого-технологических условиях бурения прямолинейного горизонтального участка ствола.

В качестве примера на рис. 6 приведены рассчитанные по формулам (4) и (5) графики относительной интенсивности износа замков для ЛБТ 147х13(П), СБТ127х9.19 и СБТ 137,9х9,17 в зависимости от плотности бурового раствора при бурении ГСБП. Из анализа графиков на рис. 6 следует:

– наименьшей интенсивностью износа зам­ков обладают оснащенные протектором ЛБТ 147х13П, сильнее других подвержены износу зам­ки СБТ 139,7х9,17, самых тяжелых из сравниваемых БТ;

– в связи с более высоким облегчением легкосплавных труб по сравнению со стальными, по мере роста плотности бурового раствора, интенсивность износа замков ЛБТ относительно СБТ падает. Например, если при плотности раствора 1000 кг/м3 износ замков ЛБТ 147х13П относительно СБТ 139,7х9,17 составляет 34,8%, то в растворе с плотностью 1600 кг/м3 этот параметр снижается до 27,5%;

– износ замков, как следует из табл. 2, ЛБТ 147х13 относительно ЛБТ 147х13П сохраняется практически неизменным, так как плавучесть алюминиевых БТ слабо зависит от плотности бурового раствора. Что касается ЛБТ 147х13С, то наличие в этих трубах спирального оребрения, увеличивая опорную поверхность в ГС, способствует еще большей разгрузке замков от прижимающих усилий, снижая тем самым интенсивность их абразивного износа. Необходимо также отметить, что наиболее уязвимым опорным элементом бурильных труб ЛБТ 147х13П является протектор, поскольку сопротивляемость алюминиевых сплавов абразивному изнашиванию уступает стали. Ниже приведены результаты выполненных с помощью программы 3-DDTВH расчетов по оценке эффективности применения ЛБТ 147x13П из сплава 1953Т1 в составе комбинированной БК в сравнении со стальной компоновкой по проекту компании Exxon Mobil, составленной из СБТ– 5,5”x21.90#(139,7х9,17) из стали группы прочности G-105, при роторном бурении долотом PDC-∅215,9 мм под эксплуатационную колонну ЭК-168,3 мм ГСБП №277 на месторождении «Одопту-Море» (о. Сахалин). Исходные данные для выполнения сравнительных расчетов приняты по материалам, предоставленным ООО «РН-Бурение». Расчетный профиль ствола приведен на рис. 7, полная длина ствола составляет 8117 м, глубина по вертикали – 1486 м, отход по горизонтали – 7480 м. При расчетах коэффициенты трения во взаимодействующих парах принимались равными: 0,20 – в обсаженной части ствола; 0,25 – в открытом стволе.

Основные расчетные параметры режима роторного бурения на проектной отметке 8117 м: частота вращения БК – 120 об/мин; нагрузка на долото – 120 кН; плотность бурового раствора – 1280 кг/м3; расход бурового раствора – 31,8 л/сек.

КНБК для сравниваемых вариантов компоновок БК принималась одинаковой и включала долото, роторную управляемую систему, калибратор, телесистему для визуального и инст­рументального контроля пространственного положения ствола, немагнитные бурильные трубы, немагнитные УБТ, буровой гидромеханический ясс, переводники. Общая длина КНБК была принята равной 102 м, полная масса 95,5 кН. Компоновка стальной БК (вариант S): КНБК + СБТ-139,7х9,17 из стали G-105, длиной – 8015 м.

Компоновка комбинированной БК (вариант А-7000):

КНБК+ЛБТ -147х13П алюминиевого из сплава 1953Т1 длиной 7000 м+СБТ-139,7х9,17 из стали G-105 длиной 1015 м. Компоновка А-7000 составлена из условия возможности максимального облегчения БК с целью достижения существенного снижения ее напряженного состояния и эксплуатационных нагрузок на буровую установку. В табл. 3 и на рис. 8 и 9 представлены некоторые результаты расчетов основных параметров сравниваемых компоновок БК при бурении ГСБП №277.

На рис. 8 представлены диаграммы, иллюстрирующие изменение усилия на крюке при спуске сравниваемых компоновок БК на проектную отметку 8117 м.

При одной и той же нагрузке на крюке, по комбинированной компоновке бурильного инструмента, с включением ЛБТ, можно довести до прихваченной КНБК более высокое растягивающее усилие, чем по стальной БК.

На рис. 9 приведено сравнение растягивающих усилий, которые могут быть доведены до КНБК, прихваченной на проектной отметке 8117 м по стальной или комбинированной компоновкам БК. Из табл. 3 видно, что включение в состав комбинированной БК секции алюминиевых труб ЛБТ 147х13П_1953Т1 длиной 7000 м вместо СБТ-139,7х9,17 из стали G-105 при бурении на проектной отметке 8117 м могло бы привести к двукратному снижению общего веса БК в буровом растворе. За счет такого облегчения и соответственного снижения сопротивлений вращению и перемещению бурильного инструмента, в 1,7 раза сократился бы крутящий момент на приводе ротора и нагрузка на крюке при подъеме БК. При этом на 50 – 75% увеличился бы минимальный запас прочности всей БК. Применение алюминиевых БТ вместо СБТ за счет некоторого увеличения проходного сечения позволило бы уменьшить давление на стояке на 6,4 МПа. Как следует из рис. 8 и табл. 3, спуск комбинированной БК без вращения возможен до глубины 4742 м, стальной – до 5941 м. Вращение обеспечивает для обеих компоновок беспрепятственный спуск бурильного инст­румента до проектной отметки, однако для проворота стальной БК требуется приложить в 2 раза более высокий крутящий момент, чем для комбинированной колонны.

Как видно на рис. 9, при одной и той же нагрузке на крюке по комбинированной БК до прихваченной на проектной отметке КНБК можно довести более высокое растягивающее усилие. Например, при усилии на крюке 2000 кН по комбинированной БК до КНБК доводится 1000 кН, а по стальной – 630 кН. Это важное технологическое преимущество, обусловленное применением алюминиевых БТ, становится особенно актуальным не только при ликвидации прихвата силовым методом, но и при необходимости выполнения обратных проработок ствола при бурении ГСБП.

1. Проект «Сахалин-1» установил новый мировой рекорд по бурению самой длинной скважины. Пресс-релиз НК «Роснефть» от 15.04.2015 г. 2. Файн Г.М., Штамбург В.Ф., Данелянц С.М. Нефтяные трубы из легких сплавов. М.: Недра, 1990. 3. Wu, J and Juvkam–Wold H.C. Coiled tubing buckling impli­cation in drilling and completing horizontal wells, SPE Drilling and completion. March. 1995. 4. Басович В.С. и др. Проектирование бурильных колонн с применением алюминиевых труб для бурения ГС с большим удалением от вертикали // Технология ТЭК. 2002. №7. 5. Extended reach engineering design and implementation course, K&M Technology group, 2011. Houston. USA. 6. Басович В.С. и др. Перспективы применения легкосплавных бурильных труб с наружным спиральным оребрением для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов // Бурение и нефть. 2014. №5.

7. Hydroclean, Каталог компании «VAM Drilling», [Электронный ресурс] URL: httр://www.vamdrilling.com. (дата обращения: 10.05.2015).

1. The «Sakhalin-1» project has set a new world record for drilling the longest well. Press release NK Rosneft dd. 15.04.2015. 2. Fain G.M., Stambyrg V.F., Danilyants S.M. Oil pipes from light alloy. M.: Nedra, 1990. 3. Wu, J and Juvkam–Wold H.C Coiled tubing buckling implication in drilling and completing horizontal wells, SPE Drilling and completion. March. 1995. 4. Basovich V.S., etc. Design of drill strings using aluminum pipe for drilling the GW with a large distance from the vertical // TEK Technology. 2002. No.7. 5. Extended reach engineering design and implementation course, K&M Technology group, 2011. Houston. USA. 6. Basovich V.S., etc. Prospects of light alloy drill pipes application with outer helical fins for horizontal wells and sidetracks drilling // Drilling and oil. 2014. No.5.

7. Hydroclean Company`s Catalog «VAM Drilling», [Electronic resource] URL: httр://www.vamdrilling.com (date of access: 10.05.2015).

Комментарии посетителей сайта

Комментировать этот материал »

Авторизация

burneft.ru

УДК Особенности бурения скважин сложной траектории. Д.А. Миронов (институт «ТатНИПИнефть») - PDF

1 УДК Особенности бурения скважин сложной траектории. Д.А. Миронов (институт «ТатНИПИнефть») При бурении скв. 8534мзс механическая скорость проходки в интервале м уменьшилась до 1-1,5 м/ч вместо 15 м/ч, которая была в предыдущем интервале, т.е. скорость уменьшилась в 10 раз при неизменных условиях и параметрах бурения новое долото, исправный забойный двигатель и работоспособные буровые насосы. В результате всестороннего рассмотрения и анализа ситуации отделом бурения ТатНИПИнефть были проведены расчеты в программном комплексе TADPRO, разработанном Pegasus Vertex, Inc. (США). Для построения траектории ствола скважины были использованы фактические данные инклинометрии, которые представлены на рис. 1 и в табл. 1. Из рис. 1 видно, что интервал м, являясь участком перегиба, способствует возникновению баклингэффекта. Были рассчитаны 3 компоновки низа бурильной колонны (КНБК), которые отличались наличием и расположением утяжеленных бурильных труб (УБТ). КНБК представлены на рис. 2. КНБК1, представленная на рис. 2 а, состоит из долота диаметром 215,9 мм + винтового забойного двигателя (ВЗД) + телесистемы + стальных бурильных труб (СБТ) диаметром 127 мм длиной 1138 м. Результаты расчета БК без УБТ представлены на рис. 3 и 4. Кривая осевого нагружения КНБК пересекает кривую синусоидального баклинг-эффекта на глубине 620 и 670 м. Это означает, что в интервале м возможен синусоидальный баклингэффект. В КНБК2 типичная КНБК, представленная на рис. 2 б, и в которой УБТ расположено выше точки перегиба траектории и состоит из долота диаметром 215,9 мм + ВЗД + телесистемы + СБТ диаметром 127 мм длиной 685 м + УБТ диаметром 178 мм длиной 100 м + СБТ диаметром 127 мм длиной 352 м. 1

2 а) вид в разрезе б) вид сверху в) вид в 3D Рис. 1. Траектория ствола скв. 8534мзс 2

3 Таблица 1 Параметры траектории скв. 8534МЗС Глубина Зенитный Глубина Зенитный Азимут, град (ствол), м угол, град (ствол), м угол, град Азимут, град ,0 0,00 0,00 760,0 16,73 103,76 20,0 0,51 197,30 780,0 18,73 101,84 40,0 0,55 133,61 800,0 19,39 100,42 60,0 0,84 203,79 820,0 19,32 99,49 80,0 1,17 77,28 840,0 21,02 100,23 100,0 1,66 204,25 860,0 24,42 103,09 120,0 4,78 248,38 880,0 28,18 104,47 140,0 7,98 269,74 900,0 30,69 101,93 160,0 11,20 284,03 920,0 32,93 105,73 180,0 15,10 277,50 940,0 34,27 107,09 200,0 18,98 276,83 950,0 36,17 107,82 220,0 21,13 269,12 957,0 37,41 107,59 240,0 23,94 279,32 966,0 37,80 106,30 260,0 27,13 279,15 979,0 40,30 104,70 280,0 31,53 277,28 991,0 42,60 103,50 300,0 34,55 272, ,0 43,50 100,50 320,0 37,21 271, ,0 44,20 96,90 340,0 39,25 274, ,0 46,50 96,90 360,0 38,61 274, ,0 50,00 96,90 380,0 37,74 273, ,0 53,60 95,90 400,0 37,54 271, ,0 57,70 93,50 420,0 34,75 270, ,0 61,20 91,50 440,0 32,25 267, ,0 63,50 89,50 460,0 30,66 265, ,0 64,70 90,50 480,0 27,80 261, ,0 65,00 91,00 500,0 24,77 261, ,0 66,40 92,50 520,0 21,43 260, ,0 67,70 93,50 540,0 17,57 260, ,0 70,30 95,00 560,0 14,73 260, ,0 71,30 85,00 580,0 11,89 261,75 600,0 8,61 257,72 620,0 5,36 259,93 640,0 2,01 265,32 660,0 0,58 247,15 680,0 3,82 92,95 700,0 7,44 99,06 720,0 10,68 98,58 740,0 13,87 99,07 3

4 а) без УБТ б) УБТ на расстоянии 685 м от долота Рис. 2. Исследуемые КНБК в) УБТ на расстоянии 300 м от долота Результаты расчета КНБК2 с расположением УБТ на расстоянии 685 м от долота представлены на рис. 5 и 6. Кривая осевого нагружения КНБК2 также пересекает кривую синусоидального баклинг-эффекта на глубине 620 и 670 м. Это означает, что в интервале м также возможен синусоидальный баклинг-эффект. В КНБК3, изображенной на рис. 2 в, УБТ расположены ниже точки перегиба и КНБК3 состоит из долота диаметром 215,9 мм + ВЗД + телесистемы + СБТ диаметром 127 мм длиной 300 м + УБТ диаметром 178 мм длиной 100 м + СБТ диаметром 127 мм длиной 737 м. Результаты расчета КНБК3 представлены на рис. 7 и 8. Кривая осевого нагружения КНБК3 не пересекает кривую синусоидального баклинг-эффекта, что означает его отсутствие. 4

5 Расчеты на баклинг для бурильной колонны скв. 8534мзс с осевой нагрузкой на долото 10 т показали, что при расположении УБТ над точкой перегиба траектории ствола (рис. 2б, 5, 6) и даже без УБТ (рис. 2а, 3, 4) бурильная колонна прижимается к стенке скважины, возникает эффект зависания, снижается механическая скорость бурения. Если УБТ расположить ближе к забою (рис. 2в, 7, 8), то зависание исключается, т.к. выше УБТ бурильная колонна будет растянута. 5

6 Рис. 3. График баклинг-эффекта с КНБК1 на скв. 8534мзс без применения УБТ в бурильной колонне 6

7 Рис. 4. 3D изображение баклинг-эффекта (выделено желтым цветом) с КНБК1 на скв. 8534мзс без применения УБТ в бурильной колонне 7

8 Рис. 5. График баклинг-эффекта с КНБК2 на скв. 8534мзс с установкой УБТ на расстоянии 685 м от забоя выше точки перегиба 8

9 Рис. 6. 3D изображение баклинг-эффекта (выделено желтым цветом) с КНБК2 на скв. 8534мзс с установкой УБТ на расстоянии 685 м от забоя выше точки перегиба 9

10 Рис. 7. График баклинг-эффекта с КНБК3 на скв. 8534мзс с установкой УБТ на расстоянии 300 м от забоя ниже точки перегиба 10

11 Рис. 8. 3D изображение баклинг-эффекта с КНБК3 на скв. 8534мзс с установкой УБТ на расстоянии 300 м от забоя ниже точки перегиба 11

12 В отделе бурения ТатНИПИнефть при разработке проектной траектории скв. 8203б с горизонтальным окончанием ствола решалась следующая задача. Сложность траектории заключалась в том, что на кусту слева и справа от проектной скв. 8203б пробурены скв , 18842, которые расположены близко и ограничивают пространство для траектории скв. 8203б для ее попадания в геологические цели продуктивного пласта. Были разработаны три варианта траектории с максимальной интенсивностью изменения зенитного угла 3 /10 м, 2 /10 м, 1,5 /10 м, которые представлены в табл. 2. С целью выбора оптимальной траектории проведены расчеты в программном комплексе TADPRO, разработанном Pegasus Vertex, Inc. (США). Графические отображения ствола скважины представлены на рис. 9, 10, 11. Рассчетные крутящие моменты для выбранных траекторий, представлены на рис. 12. Максимальные расчетные крутящие моменты сведены в табл

13 Таблица 2 Параметры траектории скважины 8203б с различной интенсивностью искривления зенитного угла 3 /10 м 2º/10 м 1,5º/10 м MD (m) Inc ( ) Azi ( ) MD (m) Inc ( ) Azi ( ) MD (m) Inc ( ) Azi ( ) ,93 23, ,86 23, ,78 23, ,65 10,8 23, ,8 23, ,8 23, ,56 10,8 23, ,57 23, ,08 23, ,59 23, ,1 23, ,61 23, , ,12 23, ,18 594,05 39,74 23, , ,85 23, , ,34 23, ,99 24, ,83 23, ,99 24, ,32 24, ,99 24, ,81 24, ,99 24, ,31 25, ,99 24, ,8 26, ,99 24, ,31 28, ,99 24, ,86 37, ,03 33,99 24, ,9 179, ,54 83, , ,31 195, ,17 83, , ,8 198, ,79 83, ,01 24, ,3 199,85 985,56 14,05 83, , ,81 200, ,2 87, ,02 25, ,31 200, ,11 107, ,02 25, ,82 201, ,73 131, ,03 26, ,33 201,43 13

14 Окончание таблицы 2 3 /10 м 2º/10 м 1,5º/10 м MD (m) Inc ( ) Azi ( ) MD (m) Inc ( ) Azi ( ) MD (m) Inc ( ) Azi ( ) ,2 154, ,04 27, ,84 201, , ,06 29, ,35 201, ,53 180, ,09 32, ,86 201, ,45 187, ,18 42, ,37 201, ,59 192, ,07 112, ,88 202, ,86 196, ,19 182, ,39 202, ,21 199, ,09 192, ,9 202, ,62 201, ,06 195, ,41 202, ,06 203, ,04 197, ,92 202, ,53 204, ,03 198, ,43 202, ,02 206, ,02 199, ,94 202, ,53 207, ,02 199, ,84 86,07 202, ,05 208, ,01 200, ,3 203, ,58 209, ,01 200, , , ,11 210, ,01 200, , ,65 211, , , ,19 212, , , ,73 84,05 213, , , ,75 213, , , , ,38 213, ,99 201, , , ,99 201, , ,99 201, , ,99 201, , ,98 201, , , ,98 201, ,98 202, ,98 202, ,98 202, ,97 202, ,97 202, ,97 202, ,97 202, ,97 202, ,17 85,4 202, ,85 203, ,61 204, , , , , , , , ,1 14

15 TVD (m) а) вид в разрезе б) вид сверху в) вид в 3D Рис. 9. Траектория скв. 8203б с интенсивностью изменения зенитного угла 3 /10 м 15

16 TVD (m) а) вид в разрезе б) вид сверху в) вид в 3D Рис. 10. Траектория скв. 8203б с интенсивностью изменения зенитного угла 2 /10 м 16

17 TVD (m) а) вид в разрезе б) вид сверху в) вид в 3D Рис. 11. Траектория скв.8203б с интенсивностью изменения зенитного угла 1,5 /10 м 17

18 а) 3 /10 м б) 2 /10 м в) 1,5 /10 м Рис. 12. Распределение крутящего момента по БК при различной максимальной интенсивности изменения зенитного угла 18

19 Таблица 3 Максимальные крутящие моменты выбранных траекторий Темп изменения кривизны, /10 м Длина ствола, м Момент вращения, Н м , Указанный пример показывает, что проектная траектория с темпом изменения кривизны 3 /10 м создает условия для эффективного бурения скв. 8203б за счет прямолинейности траектории, которую исполнить инженеру наклонного бурения проще; меньшего момента вращения бурильной колонны, что позволит вращать бурильную колонну для удаления выбуренной породы из скважины; короткой длины ствола по сравнению с траекторией с темпом изменения кривизны 1,5 /10 м. Дополнительно исключаются инициативы по переносу геологической цели - это точка входа в продуктивный пласт, которая защищена геологическим моделированием. Следует отдельно отметить, что темп 3 /10 м на практике достигается. Это проверено и на винтовых забойных двигателях (ВЗД) с углом перекоса переводника долото PDC. Главное условие для достижения планового темпа это короткое нижнее плечо ВЗД. 19

docplayer.ru


Смотрите также