Баклинг эффект в бурении


1. Инженерный пакет «Drilling Office» (do)

1.1 Состав и предназначение пакета

Пакет Drilling Office позволяет сформировать непротиворечивые варианты технико-технологической части проекта на будущую или уже строящуюся скважину в соответствии с концептуальным техническим обликом объекта проектирования, определенным при помощи программы OspreyRisk. Пакет включает в себя несколько специализированных модулей, интегрированных друг с другом посредством общей базы данныхSISGeoFrame. Применительно к структуре проектирования, принятой в отечественной практике бурения, пакетDOреализует следующие расчеты:

- оптимизацию траекторий стволов и положений устьев скважин;

- обоснование и расчет конструкции скважины;

- компоновку бурильной колонны и оценку ее прочности, а также обоснование типа и расчет параметров КНБК для различных интервалов бурения;

- разработку реолого-гидравлической программы бурения;

- разработку программы цементирования скважины.

С точки зрения авторов пакета, указанные задачи разбиты по следующим функциональным группам:

- базовые задачи планирования(Basic Planning), к которым причисляются сбор общей информации о скважине (модульDataBrowser), интерпретация результатов ГТИ (модульSurveyEditor), разработка КНБК (модульBHAEditor);

- задачи, связанные с траекториями скважин(WellPlacement), включая расчет профилей (модульWellDesign), анализ сближения стволов (модульCloseApproach), графическую визуализацию траекторий скважин и плана куста (модульDrillViz);

- задачи, относящиеся к технологии бурения(Drillability), включая оптимизацию промывки скважины (модульHydraulics) и режима работы бурильной колонны (модульDrillSAFE);

- задачи расчета обсадных колонн и обоснования конструкции скважины(WellConstruction), решение которых обеспечивает модульTDAS;

- задачи цементирования скважин, решаемые программойCemCADE.

Все продукты глобальной системы проектирования и сопровождения строительства скважин SIS(SchlumbergerInformationSolutions), в том числе инженерный пакетDO, работают на основе данных, предоставляемых базой данных GeoFrame. В базе данных GeoFrame хранится информация о геологическом разрезе месторождения, свойствах горных пород и строении земной коры, модель разработки месторождения, результаты интерпретации ГИС, различные отчеты по бурению скважин, что позволяет осуществлять на ее основе интегрированную работу разных групп специалистов над одним проектом. Ввиду большого объема информации, работа с данными, хранящимися в GeoFrame, ведется посредством различных СУБД, наиболее крупной из которых являетсяFinder– система управления данными добывающего предприятия. Системой меньшего масштаба, предназначенной для супервайзинга бурения, являетсяOspreyReports– средство захвата актуальных данных бурения и представления его ключевых показателей. Если имеется необходимость в детальном анализе скважинных данных во взаимосвязи с соседними или ранее пробуренными скважинами, используется система анализа качества бурения –DrillDB. Все приложения инженерного пакетаDOработают с данными конкретной скважины, что обеспечивается структурой GeoFrame, содержащей такие разделы как месторождение, куст, скважина, забой, цель бурения. Создание и редактирование перечисленных разделов для использования вDOобеспечивается модулемDataBrowser, являющимся частью этого инженерного пакета. Данный модуль позволяет выбирать систему координат, используемую для представления скважин конкретного месторождения, а также актуальный план забоя.

1.2 Модуль – WellDesign

Назначение модуля – проектирование траекторий скважин и боковых стволов.

Траектории проектируются автоматически с использованием инструмента ATD(AutomaticTrajectoryDesign), окно которого показано на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Задание контрольных точек траектории скважины

До начала расчетов с применением ATDдолжны быть заданы: 1)начальная точка построения траектории (StartPoint); 2) длина участка стабилизации параметров кривизны (Kick-OffDeltaMD), начинающегося с начальной точки; 3) цели бурения (ControlPoints); 4) максимальная интенсивность искривления по зенитному углу (DefaultDLS). Целей бурения может быть задано несколько – траектория будет строиться так, чтобы проходить через все из них при минимальной искривленности ствола.

После выполнения расчетов, запускаемых кнопкой (рис.1.1), полученная траектория отображается в главном окне модуля в табличном виде, как показано на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Таблица результатов расчета траектории скважины

Строки таблицы результатов расчета соответствуют контрольным точкам траектории, обозначения которых выводятся в столбце «Comment». Для каждой из контрольных точек рассчитываются следующие параметры: глубина по инструменту (MD), зенитный угол (INCL), азимут (Azim), глубина по вертикали (TVD), истинный отход от устья (VSEC), составляющая истинного отхода в направлении на север (NS), составляющая истинного отхода в направлении на восток (EW), допустимая интенсивность искривления по зенитному углу (DLS), угол относительного разворота по азимуту (TF), фактическая интенсивность искривления по зенитному углу (BR), фактическая интенсивность искривления по азимуту (TR), приращение ствольной глубины на участке (MD). При этом все контрольные точки и действующие ограничения выделяются специальными маркерами, что облегчает анализ данных. Здесь же имеется возможность задания технических средств инклинометрических измерений, обозначения которых появляются в столбце «SurveyTool» таблицы параметров профиля.

Кроме того, результаты расчетов траектории скважины выводятся в виде стандартных графиков профиля и плана скважины, показанных на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 – Графики профиля и плана скважины, построенные модулем Well Design

Анализируя графики, легко оценить качество полученной траектории – попадание в цели, минимальность длины интервала работы отклонителем, минимальное искривление ствола в интервале установки насосного оборудования. Например, из графика плана скважины на рисунке 1.3 видно, что для прохождения скважины через обе цели, ствол скважины от первого до второго участка набора угла программа развернула по азимуту на север, сохранив плоскую траекторию на этом участке и обеспечив прямолинейность горизонтального участка. При этом интервал работы отклонителем минимален, а набор угла и разворот запланированы при выходе из под башмака эксплуатационной колонны, когда эффективность искривления максимальна. Данный метод проектирования траектории скважины называется «Minimumcurvature» – метод минимальной кривизны. В качестве основных критериев оптимизации траектории модуль позволяет задавать и другие параметры, например, длину ствола.

При необходимости можно использовать предоставляемые модулем возможности проектирования стандартных траекторий, перечень которых включает плоские и пространственные J- иS- образные профиля.

Наиболее информативным является окно профиля, показаноeна рисунке 1.4, в котором наглядно представляется схематизация скважины в виде обозначения имеющихся в ней контрольных точек. Обозначения контрольных точек на профиле совпадают с их обозначениями, используемыми в таблице результатов расчета траектории скважины (рис.1.2). Большая часть контрольных точек обусловлена конструкцией скважины и создается автоматически при пересчете вертикальных глубин башмаков обсадных колонн на ствол. Естественно, что для этого задача обоснования конструкции скважины должна быть предварительно решена. Аналогично создаются контрольные точки, связанные с другими характеристиками скважины, например, реперным пластом, интервалом установки насосного оборудования или интервалами осложнений.

Рисунок 1.4 – Графическое окно с результатами построения профиля скважины

Для удобства пользователя модуль включает полезные утилиты калькулятор магнитного склонения, модели ошибок инклинометров, включая Models-Wolff & de Wardt и ISCWSA. Результаты перепроектирования траектории, посредством общей базы данных, автоматически отражаются в других модулях комплекса.

1.2 Модуль – DrillViz

Данный модуль используется как средство пространственной визуализации различных данных по скважинам. Особенно эффективно этот модуль применяется при проектировании многозабойных скважин и кустовом бурении. Модуль способен визуализировать границы пластов, дневную поверхность, объемную картину строения земной коры, траектории скважин вместе с маркерами, цели бурения. Имеется также возможность выводить данные каротажей вдоль траекторий скважин в виде объемной картинки. Можно строить объемный коридор допусков (conesofuncertainty) как на основе моделей ошибок инклинометров для уже пробуренных скважин, так и на основе возможных отклонений траектории от расчетных значений для планируемых скважин.

Вывод данных осуществляется в объеме, а также по сторонам куба, представляющего собой участок земной коры (рис.1.5).

Рисунок 1.5 – Визуализация траекторий скважин, реперного пласта и целей бурения

Куб может представляться в различных перспективах при настраиваемой точке обзора. К уже задействованной при построении куба информации могут в реальном времени добавляться данные, передаваемые со скважин в формате WITS, в том числе изображения и результаты каротажей сLWDсистем. Внутри куба можно определять и редактировать параметры контрольных точек траекторий скважин. Имеется средство, позволяющее вычислять расстояние между двумя произвольными точками соседних скважин. При необходимости можно задействовать специальное средство отображения скважинных данных – летящая камера («flyingcamera»), представляющее эти данные в процессе движения камеры по стволу скважины. После получения куба в требуемом виде его изображение можно сохранить в формате программыOI-Viewer, которая является свободно-распространяемой, и таким образом, предоставляет собой средство просмотра результатов визуализации для тех пользователей, у которых нет такого специфичного продукта какDrillViz. Общая база данных буровых приложений позволяет без труда импортировать в модуль актуальные данные.

1.3 Модуль DrillSAFE

Предназначение модуля – моделирование работы КНБК, оценка прочности и проходимости по стволу скважины бурильных и обсадных колонн. Соответствующий перечень конкретных технологических задач включает:

- расчет усилий на крюке и крутящих моментов на роторе (Torque&Drag);

- расчет поведения КНБК (BHATendency);

- расчет отклоняющего усилия на долоте (BitSideForces);

- расчет фактических коэффицентов трения в стволе скважины (FFCalibration);

- оценка намагничивания КНБК (Sag&BHAMag);

- анализ динамической устойчивости (вибраций) КНБК (BHAVibration)

Каждой расчетной задаче соответствует своя вкладка в главном окне модуля (рис.1.6). Расчет возможен только после задания исходных данных, включающих компоновку низа бурильной колонны (ВНА:), геометрию ствола скважины (WellGeom:) и план скважины (Survey:). Ввод этих данных осуществляется импортом из других приложений. Например, КНБК импортируется из модуляBHAEditor, а схема скважины из модуляWellDesign.

Рисунок 1.6 – Главное окно модуля DrillSAFE

Основной задачей является расчет веса на крюке и крутящих моментов на роторе, которые выводятся в виде графиков, как показано на рис.1.6-1.7. Графики строятся для двух расчетных схем. Первая схема соответствует бурению, для нее строится график «HookLoadandSurfaceTorque», показанный на рис.1.6. Вторая соответствует СПО, выводимые для нее графики, называются «TrippingLoadsAnalysis», они показаны на рис.1.7. Общими для обеих расчетных схем являются коэффициенты трения, действующие на различных участках скважины, которые вводятся при выборе опции {FrictionFactorZoning}. Коэффициенты трения могут, как вводиться пользователем, так и рассчитываться на основе фактических значений веса на крюке и момента на роторе, регистрируемых в процессе работы на скважине. Сразу отметим, что используется две разновидности коэффициентов трения – коэффициент трения скольжения и коэффициент трения вращения (Rotationcomponent). Для второй расчетной схемы задается набор значений коэффициентов трения, для которых будет выполняться расчет.

Рисунок 1.7 – Результаты расчетов модуля для СПО

Для первой расчетной схемы дополнительно задаются параметры режима бурения нагрузка на долото (DWOB) и момент на долоте (DTOR). Также указывается вес крюкоблока (BlockWeight).

Расчет запускается кнопкой , а отчетность выводится при помощи кнопки . Обе они расположены в главном окне модуля.

Графики усилий на крюке (HookLoad) и момента на роторе (SurfaceTorque) выводятся в зависимости от ствольной глубины (MeasuredDepth), соответствующей местоположению нижнего конца колонны. Таким образом, можно отслеживать изменение данных параметров в процессе углубления скважины или СПО, что в случае наклонно-направленных скважин в ряде случаев оказывается весьма полезным. Например, в случае скважины, результаты расчета которой показаны на рис.1.7, усилие на крюке при спуске колонны достигает своего максимуму не при наибольшей глубине 14000ft, а примерно в середине скважины при 7000ft. В других случаях, когда в субгоризонтальную скважину с большим отходом спускается обсадная колонна, графикиTrippingLoadsAnalysisпозволяют определить условия (коэффициенты трения), при которых возможен спуск последней на заданную глубину.

Для расчетов модуль использует трехмерную модель колонны в скважине, учитывающую жесткость труб. Это означает, что в условиях осевого сжатия данная модель способна моделировать потерю продольной устойчивости труб – баклинг. Модуль в состоянии рассчитывать как пространственную деформацию труб в виде спирали, так и плоский синусоидальный баклинг. Расчеты ведутся методом конечных элементов с учетом пространственной траектории и формы ствола скважины.

Работа в единой базе данных с другими буровыми приложениями позволяет автоматически обновлять результаты расчета при изменении входных данных (геометрии ствола, компоновки инструмента или траектории).

1.4Модуль – «Гидравлика» (Hydraulics)

Предназначение модуля – проектирование и анализ реолого-гидравлической программы промывки скважины. Основными результатами расчетов данного модуля являются:

- потери давления по элементам и, в общем, по циркуляционной системе, которые выводятся в виде распределения давления и потерь давления по глубине скважины, как показано на рисунке 1.8;

- распределение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора по глубине скважины, показанное на рисунке 1.9;

- потребный объем бурового раствора;

- показатели эффективности очистки ствола;

- параметры работы забойного двигателя;

- давление в стволе скважины при СПО;

- результаты оптимизации долотных насадок;

- реологические параметры бурового раствора с учетом температуры и давления в стволе скважины.

Все результаты размещаются в двух окнах: HydraulicsResults, которое показано на рис.1.8 и содержит результаты гидравлических расчетов, иP-TResults, изображенное на рис.1.9 и содержащее результаты расчетов параметров промывочной жидкости.

Рисунок 1.8 – Исходные данные и результаты расчета потерь давления во внутритрубном пространстве, полученные в модуле – Гидравлика

Результаты гидравлических расчетов соответствуют не какому либо определенному расходу, а представляются в виде зависимостей от него. Для получения результатов на конкретный расход в окне HydraulicsResultsприсутствует движок «PumpFlowrate», позволяющий установить значение расхода, для которого в числовом виде отображаются значения перепадов на элементах циркуляционной системы. Таким образом, работая в данном окне, пользователь всегда имеет возможность видеть как графическое изображение гидравлической характеристики скважины, так и конкретные значения перепадов в элементах циркуляционной системы для выбранного расхода. Перепады определяются для следующих элементов циркуляционной системы: 1) поверхностной обвязки (SurfaceEquip); 2) внутритрубного пространства (Drillstring); 3) кольцевого пространства (Annulus); 4) специальных инструментов телесистем, пакеров, клапанов, муфт (Tools); 5) забойного двигателя (Motor/RSS); 6) долота (Bit). Опционально к перечисленным элементам может быть добавлена линия дросселирования (Chokeline) и замковые соединения (External/InternalTJ). Перепады давлений на элементах для выбранного расхода отображаются всегда, а для того чтобы на графике появилась гидравлическая характеристика конкретного элемента напротив него необходимо установить флаг. Если не выбрано ни одного элемента на графике отобразится только давление на стояке (StandpipePressure).

Рисунок 1.9 – Результат моделирования влияния изменения температуры раствора по глубине скважины на его эквивалентную циркуляционную плотность в различных частях циркуляционной системы

Результаты в окне P-TResultsпредставляются в виде зависимостей от глубины. Модуль автоматически корректирует результаты расчета при внесении изменений в базу данных, касающихся геометрии скважины или КНБК. Как видно из рисунка 1.8, объектами, из которых модуль автоматически импортирует исходные данные, являются: “BHA:”, “WellGeom:” и “Survey:”, тогда как непосредственно в самом модуле вводятся: реологические параметры, параметры бурового станка, параметры забойного двигателя, характеристики шлама, параметры, характеризующие промывку в зоне долота, теплофизические параметры и данные о геотермическом градиенте. Ввод большей части параметров выполняется поблочно с использованием встроенных справочников, когда пользователь выбирает только имя объекта в справочнике, а вся совокупность характеристик данного объекта вставляется автоматически.

1.5 Модуль TDAS

При помощи данного модуля проектируются направления, кондуктора, технические и эксплуатационные колонны, хвостовики, колонны НКТ, в том числе, представленные гибкими трубами. Под проектированием здесь следует понимать минимизацию стоимости колонны при сохранении ее прочности на всех этапах работы в скважине. При этом расчет делается для скважины, то есть ищется наилучшая ее конструкция, позволяющая осуществлять необходимые технологические режимы, для чего все колонны рассчитываются совместно. В модуль заложена возможность определять параметры и типы технологических операций, в которых участвует проектируемая колонна, и рассчитывать силовые факторы, действующие на нее в процессе работы. Достоинством модуля является 3-D(triaxial) алгоритм расчета напряженного состояния труб, максимально приближающий результаты его моделирования к реальности, а также возможность оценки прочности резьбовых соединений с учетом динамических нагрузок и изгибающих моментов. Кроме того, применяемый алгоритм расчетов способен учитывать эффект баклинга, эффект Пойссона, плавучесть колонны, а также температурные эффекты.

Исходные данные, необходимые модулю для работы, вводятся на нескольких вкладках, сгруппированных на дереве проекта под общим заголовком «Параметры скважины» (WellSetup). Первой из них является вкладка [Description], содержание которой показано на рисунке 1.10.

Рисунок 1.10 – Рабочее окно модуля TDAS в процессе ввода исходных данных

В частности на этой вкладке указываются: месторождение, номер скважины, наименование подрядчика, тип скважины (WellType) – разведочная (Development) или эксплуатационная (Exploratory), преобладающий тип пород (Lithology) – твердые (HardRock) или мягкие (SoftRock). В случае бурения на шельфе устанавливается галочка напротив параметра «Offshore», а затем из списка выбирается положение устья скважины (WellheadLocation). Если скважина наклонно-направленная, устанавливается галочка напротив параметра «DeviatedWell». Для экономии времени можно выбрать типовую конструкцию скважины из списка «DesignRules», содержание которого доступно для редактирования пользователем.

Следующая вкладка – [CasingScheme] позволяет отредактировать конструкцию скважины. Полностью сформированная таким образом конструкция представлена на рисунке 1.10 в правой части окна. Вкладка [Formation] предназначена для ввода параметров пластов, а вкладка [StaticTemperature] – для указания температур пород и пластовых флюидов.

После ввода исходных данных конструкция скважины оптимизируется посредством вкладки [GenerateLeastCostStrings]. При этом уточняются типы труб, толщины стенок, глубины секций и группы прочности, исходя из минимизации стоимости крепи и эксплуатационного оборудования, как показано на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 – Рабочее окно модуля TDAS в процессе оптимизации конструкции скважины

Полученная при оптимизации конструкция скважины отображается графически в подобласти “Schematic” рабочего окна модуля, а также в табличном виде вместе со значениями параметров нагружения колонн в подобласти “Report” этого окна. Кроме того, все сгенерированные модулем колонны добавляются в дерево проекта. Как видно из рисунка 1.11, всегда существует возможность создания альтернативной компоновки колонн при помощи кнопки .

Структура представления колонны в дереве проекта, наглядно показанном на рис.1.10-1.11 в левой части окон, включает следующие группы параметров:

- HoleSize– конфигурация перекрываемого колонной интервала скважины;

- InstalledConditions– параметры операций спуска колонны в скважину и крепления;

- LoadCases– основные расчетные схемы, для которых выполняется оценка прочности колонны.

Большинство из этих параметров устанавливается автоматически на основе набора правил TDASRule, выбранных при вводе исходных данных, что не исключает возможности ввода вручную.

Расчетные схемы, соответствуют технологическим операциям, при которых какой либо из параметров нагружения колонны имеет максимальное значение. Как следует из рисунка 1.11, для колонны НКТ такими операциями являются:

- InstalledLoad– после спуска колонны в скважину;

- FullEvac– полное опорожнение колонны;

- HotFullEvac– полное опорожнение колонны, нагретой пластовым флюидом;

- StaticShut-in– статическое закрытие скважины

- HotShut-in– закрытие скважины с учетом распределения температуры в ее стволе;

- AfterPerforating– после перфорации

Результаты расчетов для всех технологических операций наносятся для конкретной колонны на один график вместе с областью прочности труб, как это показано на рисунке 1.12.

Рисунок 1.12 – Рабочее окно модуля TDAS с результатами расчета напряженного состояния труб НКТ

Область прочности труб определяется модулем тремя различными способами. Первый, принятый также в отечественной практике – это покомпонентное рассмотрение параметров нагружения труб. При этом способе выделяются три основных показателя, характеризующих напряженное состояние труб колонны: 1) осевые усилия; 2) наружное избыточное или сминающее давление; 3) внутреннее избыточное или разрывающее давление. В отечественной практике принято рассматривать только растягивающие осевые усилия, наряду с избыточными давлениями, тогда как по стандарту Американского института нефти (на рисунке 1.12 обозначено “APIOperating”) регламентируются также сжимающие осевые усилия. При совместном действии наружного избыточного давления и растягивающих усилий предельное сминающее давление уменьшается, что иллюстрируется кривой, расположенной в нижнем правом углу области “APIOperating”. Проверка прочности труб при этом способе выполняется путем расчета фактических коэффициентов запаса прочности по сминающему и разрывающему давлениям, а также страгивающей нагрузке, а затем их сравнения с соответствующими нормативными коэффициентами запаса прочности. Таким образом, по отечественному стандарту определяется три коэффициента запаса прочности, а по стандартуAPI– четыре. Если использовать не коэффициенты запаса, а допустимые избыточные давления и осевые усилия, нанесенные на график, то приходим к характерной области допустимых нагрузок по форме близкой к прямоугольной, которая называется “APILoadCapacity” и показана на рисунке 1.12. Если кривые фактических нагрузок, полученные для рассматриваемых расчетных схем, не пересекают границы области допустимых нагрузок, прочность колонны обеспечена.

Альтернативным способом определения области прочности труб является расчет эквивалентного напряжения по Мизесу с использованием трехосной модели напряженного состояния (TriaxialStressCheckAlgorithm). При этом избыточные давления и осевые усилия трансформируются в эквивалентное напряжение, которое сравнивается с пределом текучести материала труб, являющимся паспортной характеристикой последнего. Если на плоскости избыточные давления – осевые усилия отметить все точки, имеющие одинаковое эквивалентное напряжение, равное пределу текучести материала труб, и соединить их изолинией, то получим так называемый эллипс Вон-Мизеса, обозначенный на рисунке 1.12 кривой “VME”. Внутри этого эллипса находится область прочности труб, именуемая “TriaxialLoadCapacity”. Ее сравнение с “APILoadCapacity” показывает хорошее совпадение в пределах совместного действия наружного избыточного давления и растягивающих усилий, тогда как наибольшее различие имеет место в области совместного действия сжимающих усилий и внутреннего избыточного давления. В отсутствие избыточных давлений, “TriaxialLoadCapacity” показывает возможность увеличения допустимых осевых усилий на 30% относительно “APILoadCapacity”, что доказывает изолиния напряжений, соответствующая пределу текучести материала труб уменьшенному в 1,3 раза, которая обозначена на рисунке 1.12 кривой “VMEDF=1.3”. Эта же изолиния лучше всего совпадает с той частью “APILoadCapacity”, которая расположена в области совместного действия растягивающих усилий и внутренних избыточных давлений. Причины расхождения областей прочности “APILoadCapacity” и “TriaxialLoadCapacity” иллюстрируются рисунком 1.13, на котором сопоставлены области прочности, определенные для тела труб и для тела труб с учетом их соединений друг с другом.

Рисунок 1.13 – Области прочности труб

Собственно эллипс VMEхарактеризует тело трубы без учета замков, а с их учетом допустимые осевые нагрузки и избыточные давления снижаются, так как прочность резьбовых соединений, как правило, меньше прочности тела трубы. С учетом ограничений, накладываемых на область прочности труб резьбовыми соединениями, эллипсVMEпреобразуется к прямоугольной формеAPI, поэтому воспринимать расширение области “TriaxialLoadCapacity” относительно “APILoadCapacity” как возможность установки более дешевых труб за счет уточнения расчетной методики оценки прочности – неправильно. Правильно в данном случае говорить о том, что нерационально использовать трубы, оснащенные резьбовыми соединениями, имеющими прочность значительно меньшую, чем прочность тела труб. Вместо этого следует стремиться к сближению прочности тела труб и их соединений. Как раз для этой цели весьма полезна возможность модуляTDASсовмещать области прочности на одном графике, так как это дает возможность оценки эффективности комбинации труба-замок. Так, например, на рисунке 1.12 приведена характеристика НКТ группы прочностиL-80, оснащенных высокопрочным газогерметичным соединением МТС, конструкция которого показана на рисунке 1.14(а).

Рисунок 1.14 – Типы соединений труб

Ранее было отмечено, что допустимые растягивающие усилия по эллипсу VMEтела труб в этом случае в 1,3 раза превышают страгивающую нагрузку муфтовых соединений. Однако область прочности “APILoadCapacity” на рисунке 1.12 получена для соединения стандарта АНИ, которое показано на рисунке 1.14(в), а не для фактического соединения с уплотнением МТС. Действительная экспериментальная прочностная характеристика труб маркиTenarisBlueVAMгруппы прочности Р-110, оснащенных данным соединением, приведена на рисунке 1.15.

Рисунок 1.15 – Результаты испытаний труб с соединением Tenaris Blue 9 7/8” 68.8 P-110 при комплексном нагружении

Рассматривая рисунок 1.15, мы видим, что наличие уплотнения MTCвместе со специфическими особенностями профиля резьбыTenarisBlueпозволяют получить область прочности соединения практически соответствующую эллипсуVME. Единственное отклонение от этого эллипса наблюдается при совместном действии сжимающих осевых усилий и наружного избыточного давления. Сопоставляя рисунки 1.12 и 1.15, приходим к выводу о значительных погрешностях при оценке прочности труб, оснащенных современными высокопрочными соединениями, с использованием методикиAPI. Особенно большие погрешности наблюдаются при расчете безмуфтовых соединений с интегральным уплотнениемIFJ, соответствующим рисунку 1.14(б). Расчетная характеристика обсадных труб группы прочностиP-110, оснащенных данным типом высокопрочного газогерметичного соединения, приведена на рисунке 1.16.

Рисунок 1.16 – Рабочее окно модуля TDAS с результатами расчета напряженного состояния обсадных труб хвостовика

Согласно рисунку, область прочности соединений “APILoadCapacity” в этом случае значительно меньшеVMEтела трубы, т.е. налицо иррациональность комбинации труба-замок. Однако расчеты выполнены модулем без учета наличия уплотненияIFJс представлением конструкции соединения в виде, показанном на рисунке 1.14(г), тогда как с учетом уплотнения картина должна быть совершенно иной.

В этой связи, специально для случаев использования новых соединений труб, конструктивно отличающихся от стандартов API, модуль обладает возможностью аналитического расчета прочности соединений по стандартизированной методикеISO13679. Тем самым предусмотрен третий способ расчета области прочности труб по стандартуISO, преимуществом которого является возможность учета конструктивных особенностей соединения, параметров технологического режима свинчивания и характеристик напряженного состояния труб в скважине. Например, возможно моделирование влияние момента свинчивания труб на область прочности замковых соединений, что иллюстрируется рисунком 1.16, содержащим расчеты для тех же труб, которые были рассчитаны на рисунке 1.15.

Рисунок 1.16 – Рабочее окно модуля TDAS с результатами расчета области прочности соединений IFJ

Результаты расчетов соединения наглядно показывают, что параметры технологического режима свинчивания существенно изменяют прочность соединения. При оптимальном моменте затяжки прочность соединения, демонстрируемая эллипсом CCS3 на рисунке 1.16, соответствует эллипсу VMEдля тела трубы, построенному с 25% запасом, который обозначен на рисунке 1.15 – “VMEDF=1.25”. Сравнивая эллипс “VMEDF=1.25” с областью “APIOperating” на рисунке 1.15 заключаем, что использование методикиAPIв случае нестандартных высокогерметичных соединений неоправданно занижает допустимые усилия и давления, не позволяя полностью реализовать потенциальные возможности труб и колонн, оснащенных такими соединениями. Однако, как следует из рис.1.16, также возможны случаи, когда прочность соединения поISO13679 оказывается ниже, нежели его прочность поAPI. Как видно из рисунка, такие условия возникают при нагружении труб сжимающими усилиями, особенно, если при этом действуют внутренние избыточные давления. При этом возможны аварии с колоннами, что доказывает пересечение кривой «6Load1-1/3Evac-14000’str2-2», соответствующей частичному опорожнению колонны, с эллипсомVMEсоединения, обозначенного «4CCS3», которые можно прогнозировать и предотвращать при использовании расчетов прочности поISO13679.

Другими особенностями расчета колонн в модуле являются возможность учета изменения предела текучести материала труб с температурой, а также учета анизотропии материалов в случае применения коррозионно-устойчивых сплавов. Модель изменения предела текучести может быть двух видов – линейная или полиномиальная. Также есть возможность напрямую задавать свойства материалов в виде табличных функций.

1.6 Приложение CemCADE

Приложение CemCADEобъединяет в себе возможности моделирования деформаций обсадной колонны, гидродинамических давлений и эффективности замещения технологических жидкостей в стволе скважины при цементировании. Структурная схема оптимизации процесса цементирования на основе перечисленных моделей, используемаяCemCADE, показана на рис.1.17.

Рисунок 1.17 – Алгоритм работы CemCADE

Работа с программой начинается с ввода данных по скважине включающих инклинометрию, профилеметрию, конструкцию, параметры продуктивного и «слабого» пластов. Затем выбирают технологические жидкости для цементирования, руководствуясь, в том числе, критериями эффективности вытеснения, вычисляемыми монитором эксцентричного потока для заданного уровня центрирования колонны, который предполагается обеспечить установкой центрирующих устройств.

Монитор эксцентричного потока выводит профили относительных скоростей технологических жидкостей, участвующих в цементировании, построенные для сечений кольцевого пространства скважины. Под относительной скоростью жидкости понимается отношение ее локальной скорости, рассчитанной путем усреднения по точкам, лежащим на прямой пересечения плоскости поперечного сечения ствола скважины с плоскостью, содержащей касательную к оси скважины в точке этого сечения и радиус скважины, к средней скорости потока, рассчитанной по расходу. При вычислении локальных скоростей усреднение производится на отрезках прямой между стенкой скважины и стенкой обсадной колонны, длина которых соответствует текущему зазору в кольцевом пространстве. Локальные скорости рассчитываются для нескольких зазоров, получаемых при вращении плоскости сечения вокруг оси скважины. Каждой локальной скорости соответствует величина центрального угла сектора, образованного текущим радиусом скважины и ее радиусом, принятым за начало отсчета. За начало отсчета принимается радиус, содержащий наименьший из зазоров, имеющихся в кольцевом пространстве скважины, как правило, это направление вертикально к нижней стенке скважины. Текущие радиусы получаются путем пошагового увеличения центрального угла в направлении по и против часовой стрелки до 180 градусов. Таким образом, наиболее широкой части кольцевого пространства соответствуют два центральных угла +180 и -180 градусов, получаемые при обходе стенки скважины по и против часовой стрелки. Профили относительных скоростей строятся для конкретных жидкостей, образующих одну из границ раздела, что показано на рис.1.18.

Рисунок 1.18 – Монитор эксцентричного потока – результаты расчетов для границы буферная жидкость-буровой раствор при плохом центрировании колонны

Результаты, выводимые монитором в режиме индивидуальных жидкостей, показывают возможность образования и ориентировочные размеры застойных зон в узкой части затрубного пространства для выбранного диапазона подач насосов, а также позволяют оценить разницу скоростей технологической жидкости в узкой и широкой его частях. С точки зрения оценки качества вытеснения следует стремиться к тому, чтобы застойных зон не было, а разница скоростей была минимальной. Если этого не удается добиться на должном уровне для цементного и бурового растворов, рецептуры и свойства которых определяются по критериям не связанным с качеством замещения, то необходимо использовать буферную жидкость, стремясь обеспечить для нее максимально плоский профиль относительной скорости. Из приведенных на рис.1.18 данных видно, что при имеющихся в скважине условиях буровой раствор плохо вытесняется из узкой части эксцентричного кольцевого пространства скважины, так как величина центрального угла, соответствующего сектору застойной зоны, составляет 80 до 180 градусов. В сравнении с полимерным буровым раствором, вода при имеющемся эксцентриситете способна двигаться в узкой части затрубъя со скоростью всего на 40% меньше средней, не образуя застойных зон, что, в соответствии с названными критериями качества замещения, делает ее хорошей буферной жидкостью. Однако на конечный результат – качество замещения и соответственно качество цементирования, влияет форма границы вытеснения, определяемая не только профилями относительных скоростей сопредельных жидкостей, но и отношением величин их давлений вязкого трения. Таким образом, вода, имеющая относительно небольшое давление вязкого трения, может оказаться не эффективной буферной жидкостью, так как касательные напряжение на границе вытеснения будут недостаточными для разрушения тиксотропной структуры бурового раствора в застойных зонах. Поэтому одна из задач, решаемых с применением монитора эксцентричного потока, это оценка критического уровня центрирования колонны, соответствующего отсутствию застойных зон, образованных буровым раствором. Эта задача решается расчетом профилей относительной скорости при различных значениях эксцентриситета и расхода до получения картины, показанной на рис.1.19.

Рисунок 1.19 – Монитор эксцентричного потока – результаты расчетов для границы буферная жидкость-буровой раствор при хорошем центрировании колонны

Конечноэлементное моделирование течения жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве требует использования 3-Dразмерности модели, которая рассчитывается на порядок дольше, чем модель размерности 2-Dи к тому же имеет больше проблем со сходимостью. Поэтому вместо действительного кольцевого канала для предварительной оценки качества центрирования обсадной колонны в стволе скважины используют базовую щелевую модель, способ получения которой поясняется на рис.1.18. При переходе к щелевой модели сохраняют относительную величину зазора в кольцевом пространстве, пренебрегая периметром смачивания, что искажает результаты расчета потерь давления и абсолютных скоростей, но позволяет правильно оценить распределение относительных скоростей по окружности затрубья. Таким образом, моделирование вытеснения с применением монитора эксцентричного потока имеет ряд недостатков, происходящих из пренебрежения некоторыми значимыми параметрами этого процесса, что требует уточнения расчета с привлечением данных о давлении вязкого трения и действительной форме канала течения. Расчет уточняется с применением имитатора процесса закачки, имеющегося вCemCADE, в результате работы которого для различных моментов времени рассчитывается положение имеющихся в скважине границ раздела. Зная положение границ раздела в конкретный момент времени, можно вычислить концентрации технологических жидкостей в произвольном поперечном сечении канала течения, которым может быть внутритрубное или кольцевое пространство скважины. Для примера, на рис.1.10 показаны формы границ раздела при вытеснении буферной жидкости цементным раствором из внутритрубного пространства скважины, смоделированные для двух различных буферных жидкостей.

Рисунок 1.20 – Результаты моделирования границы раздела цементный раствор-буферная жидкость (внизу) и эффективности замещения (вверху)

Показанные на рисунке границы раздела построены для единичного времени вытеснения при допущении, что в момент начала вытеснения граница раздела была плоской. С учетом того, что путь, который преодолевают точки жидкости, лежащие на границе раздела, равен произведению скорости на время, граница раздела, построенная для времени вытеснения равного единице, соответствует профилю абсолютной скорости движения точек границы раздела, также называемому профилем вытеснения. Профиль вытеснения наиболее наглядно демонстрирует эффективность взаимного замещения жидкостей, позволяя сразу выявить имеющиеся проблемы, не прибегая к длительному моделированию изменения границы раздела в процессе закачки. Например, на правом рисунке видно, что буферная жидкость, вместо того чтобы нормально вытесняться вниз по направлению движения цементного раствора, идет против него вверх вдоль стенок колонны, из-за чего эффективность замещения в этом случае невысока. Изменение состава буферной жидкости, как видно на левом рисунке, ликвидировало данную проблему – движение буферной жидкости вверх полностью прекратилось.

Несмотря на наглядность анализа профилей вытеснения, на их основе сложно дать количественную оценку качества замещения жидкостей. Необходимую количественную оценку позволяет получить параметр эффективного объема (эффективности вытеснения), показывающий объемную концентрацию замещающей жидкости на определенном участке скважины. Поскольку при расчете положений границ раздела используется метод конечных элементов, их моделирование происходит дискретно для выбранных шагов по времени. В свою очередь, временные шаги выбираются в соответствии с границами конечных элементов, на которые разбивается скважина по глубине при построении расчетной сетки. Таким образом, время между очередными шагами расчета равно времени, за которое условно плоская граница раздела, определяемая исходя из действующей средней скорости жидкости, достигает границы очередного элемента. Прохождению условной границы раздела от одного элемента до другого соответствует величина нормированного объема равная единице, а время, в течение которого в скважину закачивается жидкость в этом объеме, называется нормированным временем, также приравниваемым к единице. При оценке эффективности замещения параметр эффективного объема рассчитывается для каждого конечного элемента в зависимости от величины нормированного объема или нормированного времени, как показано на рисунке 1.20. Это весьма удобно с позиций дальнейшего анализа, так как для оценки эффективности замещения важен не абсолютный объем жидкости, закачанной в скважину, а ее относительное количество, выраженное в объемах рассматриваемого участка. Поскольку на уровне алгоритма расчета задается все-таки время, а не объем, изначально выводятся зависимости эффективного объема от нормированного времени. Величине нормированного времени равного 2 соответствует прокачка через рассматриваемый участок замещаемой жидкости в количестве двух его объемов.

При использовании зависимости эффективности замещения (эффективного объема) от нормированного времени можно оценить не только ситуацию для определенного момента закачки, но и динамику процесса замещения, показывающую возможность успешного завершения операции цементирования в целом. Так, например, соответствующая зависимость, показанная в правой части рис.1.20, говорит, что толщина слоя не вытесненной буферной жидкости на стенках скважины остается практически постоянной в течение всего процесса закачки, из-за чего концентрация цемента на всем протяжении зоны смешения не возрастает выше 20%. Таким образом, качество крепи, образованной из цемента, смешавшегося с буферной жидкостью, будет недостаточным, вследствие чего произойдет недоподьем кондиционного цемента до проектной глубины. В альтернативном варианте (левая часть рис.1.20), несмотря на то, что при прокачке цементного раствора в объеме расчетного элемента эффективность вытеснения составляет всего 40%, прокачка через элемент дополнительных объемов цемента резко увеличивает эффективный объем, который достигает 92% при нормированном времени равном 6. Шкала нормированного времени для каждого элемента строится в соответствии с общими объемами закачки и продавки, поэтому эффективный объем при максимальном значении нормализованного времени соответствует концу операции. Если каждому расчетному элементу скважины сопоставить определенную глубину, и в зависимости от нее вывести для всех элементов эффективность вытеснения на конец операции, получим результирующий график эффективного объема, позволяющий оценить соблюдение критериев качества замещения растворов.

Расчет положения динамической границы раздела между двумя жидкостями, на котором основаны графики эффективного объема и эффективного времени, намного сложнее, нежели расчет профиля скорости для одной жидкости и требует большого количества машинного времени. Поэтому для того, чтобы обоснование выбора технологических жидкостей и режимов их закачки проходило с приемлемой скоростью, прежде чем рассчитывать границу раздела, необходимо определиться с базовыми параметрами – подачей насоса и эксцентриситетом, используя данные расчетов монитора эксцентричного потока для индивидуальных жидкостей.

После того как перебором составов технологических жидкостей и подач насоса, согласно монитору эксцентричного потока, удается добиться приемлемой эффективности замещения жидкостей, всю комбинацию проверяют по допустимым динамическим давлениям в стволе скважины и на колонной головке. По результатам этой проверки оценивается реализуемость турбулентного режима течения, и при необходимости корректируются составы технологических жидкостей при соблюдении критериев качества замещения. При невозможности реализации турбулентного замещения жидкостей в скважине, его организуют в режиме эффективного ламинарного потока (ELF).

Далее выполняется расчет мест установки центраторов, который дает точную картину положения колонны в скважине, сравниваемую с необходимым уровнем центровки, заложенным при оценке критериев замещения. Если требуемой центровки достичь не удалось, понижают требования к ней, корректируя составы технологических жидкостей и режим их движения, после чего вновь выполняют проверку по допустимым давлениям, и уточняют положение центраторов.

Когда требуемая, центровка колонны обеспечена, приступают к расчету суммарной подачи цементировочных агрегатов для различных этапов закачки. Для этого программа имеет встроенную утилиту «Выбор расчетной подачи насосов», позволяющую в автоматическом режиме получить график изменения подачи насосов в процессе закачки и продавки цементного раствора с учетом действующих ограничений на динамические давления в скважине и на колонной головке, а также характеристик применяемых цементировочных агрегатов. Полученные расходы также проверяются на удовлетворение критериям качества замещения жидкостей с использованием монитора эксцентричного потока, и, в случае отрицательного результата проверки корректируются либо доминирующие режимы движения жидкостей, либо их свойства, после чего все проверки повторяют.

Если проверка расходов прошла успешно, программа автоматически формирует план-график закачки, в котором указываются очередность и режимы работы цементировочной техники, назначаемые с учетом проектных объемов закачиваемых жидкостей и планируемой скорости их закачки. После этого запускается имитатор процесса закачки, реализующий рассмотренные выше расчеты эффективных объемов на основе фактической геометрии скважины. Первое что рассматривают после прогона имитатора – это графики эффективного объема, изображенные на рис.1.21, окончательно оценивая качество вытеснения.

Рисунок 1.21 – Результаты моделирования изменения эффективного объема по глубине скважины на момент конца цементирования

Если оно достаточно высокое, переходят к формированию отчетности, включающей графики изменения динамических давлений на колонной головке, цементировочном насосе, забое или в иных контрольных точках скважины, позволяющие контролировать ход операции.

studfiles.net

КОМБИНИРОВАННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ КОЛОННЫ ДЛЯ ПРОХОДКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ МАЛОГО ДИАМЕТРА С ПРИМЕНЕНИЕМ АЛЮМИНИЕВЫХ ТРУБ

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

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.

Keywords: horizontal well, «buckling», aluminum alloy

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 «бак-линг». 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 вписывае-мость 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

В.С. БАСОВИЧ,

к.т.н., генеральный директор

И.Н.БУЯНОВСКИЙ,

к.т.н., ведущий инженер

ООО «Акватик - Бурильные Трубы»

В.В. САПУНЖИ,

генеральный директор

ООО «Бурильные Трубы»

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.

ООО «БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ»

623405, г Каменск-Уральский, ул. Заводская, 5.

Тел. (3439) 39-55-85, (3439) 39-02-72 E-mail: [email protected]

Табл.1

состояния всей БК. Однако ограничением для алюминиевых труб могут явиться критические силы «баклин-га», 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.

основные размеры, весовые и Типоразмер алюминиевой бурильной трубы

прочностные характеристики алюминиевых бурильных труб ЛБТПН 90х9П ЛБТПН 103х11П ЛБТПН 103х11С

Тип замковой резьбы по ГОСТ Р 50864-96 (АР1^| З-86^С-Э1) З-102 (№С-38)

Рабочая длина трубы, мм 9300 12200 9300

Толщина стенки, мм: - основного тела - утолщенных законцовок 9,0 16,0 11,0 16,0 11,0 16,0

Диаметр основного тела, мм: - наружный - внутренний 91,0 73,0 103,0 81,0 103,0 81,0

Наружный диаметр протектора, мм 107,0 116,0 118 по спирали

Размеры стального замка, мм: - наружный диаметр - внутренний диаметр 108,0 54,0 120,6 68,0 120,6 68,0

Масса трубы в сборе с замком, кг 92,0 136,4 133,0

Масса замка, кг 18,0 21,0 21,0

Масса 1 м бурильной трубы в сборе с замком, кг/м 9,90 11,18 14,30

Эквивалентная плотность трубы в сборе с замком, кг/м3 3246,0 3107,8 3010,8

Предельные прочностные параметры нагружения трубы, рассчитанные на базе предела текучести алюминиевых сплавов Д16Т/1953Т1

Растягивающая нагрузка, кН 750/1110 1030/1520 1420/2100

Крутящий момент, кН*м 12,9/19,1 19,7/29,1 24,7/36,5

Внутреннее избыточное давление, МПа 56,3/83,1 60,7/89,7 88,4/130,5

Внешнее сминающее давление, МПа 54,4/75,0 60,1/84,1 10754/155,7

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.

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

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

Рис. 2. Конструкция алюминиевой бурильной трубы ЛБТПН 103х11С

62

горизонтальных стволов малого диаметра в режиме «слайдинга» с использованием стальных и легкосплавных БК.

В частности, как видно из рис. 3, применение ЛБ-ТПН 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 т

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

naukarus.com

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ АЛЮМИНИЕВЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН БОЛЬШОЙ ПРОТЯЖЕННОСТИ

Перспективы применения алюминиевых бурильных труб при бурении горизонтал скважин большой протяженности

В.С. БАСОВИЧ,

к.т.н., генеральный директор

[email protected]

И.Н.БУЯНОВСКИЙ,

к.т.н., ведущий инженер

[email protected]

ООО «Акватик-Бурильные трубы»

И.В. ПЕТУНКИН,

генеральный директор

ООО «Бурильные трубы»

[email protected]

Рассматриваются преимущества применения алюминиевых бурильных труб в составе комбинированных колонн 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

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

Keywords: aluminum alloy, «backling», drill pipe, horizontal wel

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 породо-разрушающего 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].

Основные требования к конструкции ЛБТ оговорены в международном стандарте ^0-15546:2007 «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, повыше-

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

ния 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.

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

Рис. 1. ЛБТ - базовое исполнение

II I I ■ ■

!! III ПШ

Рис. 2. ЛБТ-П - исполнение с протекторным утолщением в середине трубы

Рис. 3. ЛБТ-С - исполнение со спиральным оребрением наружной поверхности трубы

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.

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)

К < >'

где: Е - модуль Юнга материала трубы; I- осевой момент инерции по сечению основного тела трубы; w -вес погонного метра трубы в буровом растворе; 8- обобщенный радиальный зазор между стенками скважины и БТ; К - коэффициент длины трубы, учитывающий расстояние между опорными сечениями БТ

Табл. 1. Сравнительные физико-механические свойства алюминиевых сплавов и сталей

Параметры физико-механических свойств материала БТ

Материал трубы Плотность Коэффициент линейного Предел текучести

Юнга Сдвига расширения минимальный

Размерность кг/м3 МПа МПа 1/°С МПа

Стали для БТ 7850 21,0х104 7,9х104 11,4 х10-6 380-1030

Сплав Д16Т 2780 71х104 2,7х104 22,6 х10-6 325

Сплав 1953Т1 2780 71х104 2,7х104 22,6 х10-6 480

Осевая нагрузка, которую можно довести по стальным или алюминиевым бурильным трубам до долота, при бурении горизонтального ствола 0215,9 мм в режиме «слайдинг», — коэффициенте трения 0,25 и плотности бурового раствора 1200 кг/мЗ.

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Максимально достижимая длина горизонтального ствола, м

6000

Рис. 4. Зависимость максимально достижимой длины ГС от нагрузки на долото 0215,9 мм при бурении скважины в режиме «слайдинг» и плотности бурового раствора 1200 кг/м3 с использованием одноразмерных секций, составленных из ЛБТ или СБТ

Теоретические исследования, выполненные компанией ЗАО «Акватик», показали, что для практической оценки возможности возникновения «баклинга» в сжатых БТ значение в зависимости от рабочей длины трубы и наличия протектора может изменяться в диапазоне: 1,0

naukarus.com

Графический метод оценки эффективности работы компоновок при направленном бурении

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Graphical evaluation of assembly efficiency for directional drilling

A. SULEYMANOV, Burservice SPE, OJSC

Говорят, что тот, кто может увидеть определенную закономерность в происходящих процессах и использовать ее в работе, – становится хорошим инженером, а тот, кто может найти объяснение этой закономерности, – становится хорошим ученым.

The proposed method will facilitate prompt comparison of the obtained drilling results for their objective evaluation.

О методе в целом

Предлагаемая методика претендует на то, чтобы, в первую очередь, стать инструментом инженерным, то есть помочь оперативно произвести сравнение полученных результатов для их объективной оценки. В то же время, как и любой детальный анализ, рассматриваемый подход может обеспечить благоприятную почву для перспективных научных разработок. Но пока начнем с простого. Почему именно графический метод? Потому что графически представленная информация наиболее проста для визуального восприятия. Так сложилось, что эффективность работы компоновок при направленном бурении скважин буровики отождествляют с понятием «управляемость», и более того – конкретно с «управляемостью» долота. Ни для кого не секрет, что возможности долота при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин зависят не только от его конструкционных особенностей. На окончательный результат оказывает влияние целый ряд объективных и субъективных факторов, охватывающих и технические возможности применяемого оборудования, и выбранный технологический режим бурения, и особенности траектории скважины, и квалификацию задействованного персонала. Одним словом, мы имеем дело с характерной для процесса бурения многофакторной зависимостью. В результате встреч, прошедших во второй половине 2010 г. с ведущими специалистами компаний «Салым Петролеум Девелопмент H.B.», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-ННГ», стало понятно, что на проектах, где уделяется большое внимание росту механических скоростей бурения, требования к «управляемости» долот несколько изменились. Требование обеспечения корректировки параметров кривизны постепенно стало уступать по своей значимости ожиданию высокой механической скорости в режиме слайдирования, да и сокращению объема слайдирования в целом. Нужно сказать, что к этому времени успешно завершилась программа по апробации новой линейки PDC- долот, разработанных в ОАО НПП «Бурсервис». Новые долота обладали более высокой агрессивностью, но при этом позволяли уверенно управлять траекторией скважины вплоть до окончательного забоя. Чтобы ответить на вопрос, насколько новые конструкционные решения соответствуют современным технологическим требованиям, и была разработана методика оценки показателей работы долот с учетом механической скорости бурения. Самой сложной задачей оказалось – правильно определить саму методику, которая позволила бы объективно и достаточно полно дать оценку бурения в режиме слайдирования. Причем полученная выборка должна была обеспечить еще и возможность сравнения результатов, полученных на различных интервалах бурения в условиях различных месторождений. Результатом работы специалистов ОАО НПП «Бурсервис» в этом направлении и стал Графический метод оценки эффективности работы компоновок при направленном бурении. Оценка направленного бурения, или слайдирования, производится относительно четырех характеристик: времени бурения, пробуренного метража, средней механической скорости в рассматриваемом интервале и средней механической скорости бурения с применением ротора. Итоговый график представлен на рис. 1. Диаграмма строится на основании данных, фиксируемых телеметрической партией и сведенных в единую таблицу. Сама диаграмма может быть построена как для отдельного участка бурения, так и для всего интервала, включая скважину в целом.

Рис. 1. Принцип анализа показателей

Здесь, очевидно, следует сделать несколько пояснений. Сразу определимся, что под «управляемостью» мы понимаем возможность обеспечения корректировки ствола скважины в процессе бурения. Сам термин относится не только к долоту, но и ко всей совокупности технико-технологических условий бурения. Под слайдированием мы понимаем процесс работы компоновки в заданном направлении с выставленным на забойном двигателе углом перекоса. А вот под определение бурения с применением ротора попадают одновременно и работа с постоянным вращением верхнего привода (турбинно-роторное), и бурение с непосредственным вращением ротора как такового, и работа с периодическим отпусканием или подворотом ротора. Последний режим характерен для станков, оснащенных легкосплавными бурильными трубами и слабым приводом ротора. Рассматриваемый метод впервые был применен для анализа результатов, полученных при апробации долот BS-311,2 SD419 на салымских месторождениях, разрабатываемых компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД). На рис. 2 представлены сведенные воедино графики бурения первых четырех интервалов под кондуктор на кусту 13, а также последующих четырех аналогичных интервалов на кусту 125 Западно-Салымского месторождения.

Рис. 2. Сравнение результатов на разных кустах

Хорошо видно, что если график для отдельного интервала на рис.1 показывает, насколько эффективно шло бурение в режиме слайдирования, то графики на рис. 2 дают возможность оценить ситуацию уже более обобщенно и выявить имеющиеся закономерности в полученных результатах. На основании построенных графиков как минимум можно говорить о стабильности зафиксированных показателей для каждого из рассматриваемых кустов. В то же время прослеживаются и определенные различия по характеристикам механической скорости бурения. Отметим, что бурение на обоих кустах велось при равных технико-технологических условиях, и более того, значения механических скоростей на всех восьми приведенных интервалах отличались от среднего значения 91,76 м/ч не более чем на 5%. Причину различий удалось объяснить при более детальном анализе непосредственно режимов слайдирования. На рис. 2.1 представлены характерные графики механических скоростей по скважинам куста 13 и куста 125.

Рис. 2.1 Различный «почерк» телеметрических партий

На них хорошо видно, что во втором случае направленное бурение велось с большими механическими скоростями относительно турбинно-роторного бурения, и скорее всего с большими нагрузками на долото. Особенно четко это прослеживается в интервалах бурения, выделенных вертикальными линиями. С большой долей уверенности можно утверждать, что перед нами два различных «почерка» работы телеметрических партий. Оба «почерка», безусловно, обеспечивают высокий результат, но в данном случае понимание имеющихся различий важно для объективной оценки эффективности предложенных долот. Этот пример наглядно иллюстрирует случай, когда предварительная оценка результатов не просто влечет за собой дополнительный анализ, но и указывает направление поиска. Кроме того, у нас появилась уникальная возможность, опираясь на графическое отображение результатов, наглядно отследить даже такую сложную составляющую, как «человеческий фактор». Еще один комментарий относительно результатов, представленных на рис. 2. Как показала практика применения метода, в ряде случаев скорость направленного бурения может превышать скорости бурения с применением ротора и средние показатели механической скорости за интервал. На диаграмме это отображается в виде графиков с фиксированными значениями свыше 100%. Такие показатели характерны для рассматриваемых интервалов свыше 1000 м, при бурении которых основной объем слайдирования приходится на верхние участки, где достигается более высокая механическая скорость бурения. Возвращаясь к возможности оценки обобщенных результатов работы, нельзя не сказать о возможности объективного сравнения показателей бурения для долот различных конструкций. На рис. 3 сравнение проведено для интервалов, пробуренных под кондуктор на кусту 13 Западно-Салымского месторождения долотами различных российских производителей.

Рис. 3. Сравнение «управляемости» различных долот

Представленные графики наглядно показывают, что предложенное долото серии BS-311,2 SD419 в рассматриваемых условиях бурения не уступает по «управляемости» долоту БИТ. Принимая во внимание равные механические скорости бурения, можно говорить о том, что в данном интервале долото ОАО НПП «Бурсервис» обеспечивает процесс направленного бурения ничуть не хуже, чем долота, считающиеся до последнего времени наиболее подходящими для технологических режимов, принятых в СПД. Такое сравнение имеет большее значение как для компаний, прибегающих к услугам долотного сопровождения (или покупающим буровые долота), так и для самих производителей долот, поскольку позволяет четко и объективно определить, насколько новая конструкция предложенного инструмента подходит для конкретных условий бурения. С практической точки зрения графический метод оценки эффективности работы компоновок при направленном бурении становится важным инструментом анализа показателей при апробации новых конструкций долот как на уже известных месторождениях, так и на новых объектах. На рис. 4 приведен фрагмент аналитического отчета по долоту серии BS-300 SD419 с привязкой к суточным показателям проходки в интервале бурения под кондуктор скважины на Южно-Приобском месторождении ООО «Газпромнефть-Хантос».

Рис. 4. Изменение «управляемости» с глубиной

В этом случае основой для построения графиков послужила информация, представленная в суточных рапортах полевых специалистов. Инженеры ОАО НПП «Бурсервис», обеспечивающие технологическое сопровождение отрабатываемых долот, в своих отчетах ежесуточно фиксируют параметры, характеризующие процесс бурения, выделяя отдельно соответствующие режимы. После минимальных усилий по обработке поступивших с месторождения и сведенных в таблицу данных можно отследить динамику изменения основных параметров с увеличением текущего забоя скважины и сделать выводы о наличии факторов, влияющих на время выставления компоновки и выбор оптимального режима направленного бурения. Построив итоговый график работы долота за весь рассматриваемый интервал на новом месторождении, мы получили возможность провести сравнение с результатами, полученными ранее на других проектах. Такое сравнение представлено на рис. 5, где общими условиями для рассматриваемых объектов являются конструктивные особенности долот, длина интервала бурения, близкая к 1000 м, и применение импортных забойных двигателей.

Рис. 5. Сравнение результатов на различных проектах

Несмотря на геологические особенности месторождений, различные технологические подходы, средние значения, механических скоростей бурения и отличные друг от друга диаметры применяемых долот общие закономерности полученных результатов прослеживаются очень наглядно. Графики, отражающие относительные значения, позволяют сделать корректное сравнение. Фактически данные предварительной графической оценки показывают, что результаты промысловых испытаний на Южно-Приобском месторождении долота BS-300 SD419 в очередной раз подтвердили хорошую «управляемость» данной конструктивной линейки долот и возможность обеспечения ими высоких технико-экономических показателей при технологических режимах бурения, сложившихся на проекте. До настоящего момента рассмотрение эффективной работы в режиме слайдирования, в основном, касалось непосредственно «управляемости» самих буровых долот. Следующий пример затронет оценку эффективности работы компоновки в целом, и в первую очередь – рабочие характеристики применяемого забойного двигателя. Перед тем как перейти к рассмотрению самого примера, следует сделать некоторые пояснения. Стоящая перед производителями PDC-долот задача повышения механической скорости бурения требует создания долот с заложенной конструктивно-повышенной агрессивностью. В условиях месторождений Западной Сибири с их преимущественно глинистым разрезом остро встает вопрос правильного подбора забойных двигателей, обеспечивающих оптимальное сочетание числа оборотов и мощности на протяжении всего интервала бурения под эксплуатационную колонну. Нужно учитывать, что на отметке 2000 – 2200 м по вертикали происходит смена физико-химических свойств глинистых отложений. Поэтому при проводке интервала скважины из-под кондуктора до окончательного забоя одним долблением оптимизация возможностей долота и забойного двигателя становится первоочередной. Именно с этой точки зрения мы и рассмотрим пример проводки двух скважин со смещением 2200 м от вертикали на географически близких месторождениях: Южно-Приобском и Западно-Салымском. На рис. 6 представлены графики, построенные на основании данных, приведенных в суточных рапортах. Обе скважины бурились с использованием долот одинаковой конструкции: BS-220,7 SD416-004.

Рис. 6. Сравнение результатов с различными ВЗД

На рис. 6 хорошо видно, как меняются характеристики режима слайдирования с увеличением глубины скважины. Причем наибольшая разница в возможностях забойных двигателей проявилась в нижних интервалах бурения – после отметки 2700 м*. Основное влияние на результат при одном и том же долоте и схожести профилей скважин оказала заходность рабочих пар применяемых винтовых забойных двигателей. Исходя из полученных результатов, промысловые испытания долота на проекте ООО «Газпромнефть-Хантос» признаны успешными, а вот по результатам, полученным на Салымском проекте, было проведено технологическое совещание со специалистами компании СПД, на котором детально разбирались причины снижения эффективности работы долота в нижних интервалах. В данном примере предложенный метод оценки позволяет дать объективную характеристику работе всей компоновки. Чаще всего претензии торопятся предъявить именно долоту. Возможно, долото, в первую очередь, и обеспечивает получение требуемых параметров кривизны, но во многом окончательный результат определяется и другими факторами. В ходе совместно проводимого анализа полученных результатов специалисты-буровики часто задают вопрос: существует ли некий оптимальный график, характеризующий процесс направленного бурения? Теоретически таким оптимальным можно считать результат, при котором на диаграмме мы получим минимальные значения затрат времени и метража, приходящиеся на режим слайдирования при относительных значениях механических скоростей, близких к 100%. Пока же на практике мы видим, что даже в рамках одного месторождения для скважин, имеющих различные смещения, графики имеют различную конфигурацию. Но при этом для скважин со схожими профилями прослеживаются общие закономерности. Примером могут послужить результаты промысловых испытаний трех долот BS-220,7 SD416 с расчетным ресурсом работы (две скважины на каждое долото) на одном из месторождении в ХМАО. На рис. 7 представлены графики по шести скважинам, сгруппированным попарно в зависимости от проектного смещения окончательного забоя от вертикали.

Рис. 7. Зависимость графиков от профиля скважины

Скважины были пробурены на нескольких кустах при технологических условиях, которые можно считать одинаковыми. Так же можно признать равно высокой квалификацию буровых бригад и телеметрических партий. С одной стороны, на графиках отчетливо видно, что для скважин со смещением, близким к 900 м, бурение в режиме слайдирования требует больших затрат времени и метража, чем для скважин с меньшим отходом (в данном случае при анализе результатов было отмечено, что из-за конструкционных особенностей долота на отдельных литологических интервалах этого месторождения для стабилизации параметров кривизны необходимо бурить в режиме слайдирования). С другой стороны, средние механические скорости для двух скважин с большим смещением составляют – 61,84 м/ч и 58,76 м/ч, что превышает среднее значение скорости, полученное для всех скважин в целом. В этом конкретном случае отработка долот на всех скважинах признана успешной, но вместе с тем оценка результатов позволила правильно оценить перспективы улучшения показателей механической скорости при обеспечении сокращения времени направленного бурения. Таким образом, при графическом методе оценки эффективности работы компоновок при направленном бурении для каждого месторождения необходимо искать свои собственные закономерности. Безусловно, даже имея перед глазами график, характеризующий процесс направленного бурения, необходимо учитывать абсолютные показатели, полученные на скважине, и понимать особенности выбранных технологических режимов проводки отдельных интервалов. На собственном опыте мы убедились, что представленный элемент комплексного анализа результатов бурения способен во многом облегчить процесс оптимизации технологических решений в различных геологических условиях. С коммерческой же точки зрения предлагаемая методика позволяет объективно оценить конкурентоспособность как самих долот, так и выбранных технологий. Комментировать этот материал »

Авторизация

Ключевые слова: НПП «Бурсервис», направленное бурение, графический метод оценки эффективности компоновок, управляемость долота, PDC-долото, BS-300, SD419, BS-311,2, SD419, BS-220,7, SD416, бурение в режиме слайдирования

Keywords: Burservice SPE, directional drilling, graphical evaluation of assembly efficiency, bit steerability, PDC bit, BS-300 SD419, BS-311,2, SD419, BS-220,7, SD416, slide drilling

Просмотров статьи: 6140

[email protected]

burneft.ru


Смотрите также