CC BY
266
ёМ.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров.
Нефтегазовое дело
УДК 622.24.05/62-531.7
ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
М. В. ДВОЙНИКОВ
Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия
Приведен анализ результатов исследований эксплуатационных возможностей техники и технологии бурения наклонно направленных скважин. В качестве технических и технологических решений, обеспечивающих проводку сложных профилей наклонных скважин, рассмотрены два варианта вращательного способа бурения. В первом варианте в качестве привода долота используются винтовые забойные двигатели, во втором - высокоинтеллектуальные роторные управляемые системы.
Представлены результаты практических данных бурения скважин, имеющих сложный профиль. Дана оценка качества проводки скважин на примере совпадения проектных и фактических траекторий с использованием разных типов привода породоразрущающего инструмента, а также свойств горных пород, реологии бурового раствора и других технических характеристик динамически активных систем. Выявлен диапазон частоты вращения роторных управляемых систем, обеспечивающий минимальную амплитуду колебаний компоновки низа бурильной колонны.
Анализ результатов исследований показал, что основной источник колебания связан с изгибающими и сжимающими напряжениями, обусловленными искривлением скважины, а также жесткостью бурильного инструмента. Как следствие, в системе нижней части бурильной колонны формируются автоколебания, приводящие к невозможности корректировки азимутальных и зенитных углов. Изменение жесткости нижней части инструмента и параметров бурения, предусматривающих снижение частоты вращения бурильной колонны и регулирование нагрузки на долото, частично позволяет решить данную проблему, однако увеличение частоты ограничено техническими характеристиками существующих систем верхнего привода.
Ключевые слова: бурение скважин, вибрации, винтовой забойный двигатель, роторная управляемая система, траектория
Как цитировать эту статью: Двойников М.В. Анализ результатов исследований технико-технологических параметров бурения наклонных скважин // Записки Горного института. 2017. Т. 223. С. 86-92. DOI 10.18454/РМ1.2017.1.86
Введение. Повышение добычи углеводородного сырья путем разработки, например, морских месторождений, а также доразработки ранее разбуренных площадей предусматривает реализацию сложнопостроенных проектных профилей скважин, траектории которых могут содержать искривленные участки, имеющие ограниченный (минимально возможный) радиус или наклонно прямолинейные участки большой протяженности (более 3000 м). Наличие таких траекторий обусловлено труднодоступностью нефтегазовых объектов, находящихся, например, под населенными пунктами, водоемами и природоохранными территориями, а также отдаленностью береговой линии шельфа [2, 10].
Результаты анализа практических данных бурения скважин, имеющих сложный профиль, показали, что фактическая траектория углубления во многих случаях существенно отличается от траектории проектного профиля. В результате ствол скважины формируется с образованием больших каверн и уступов, затрудняющих продвижение компоновки низа бурильной колонны (КНБК), а интенсивность искривления и радиус участков набора и падения зенитного угла не соответствуют допустимым прочностным характеристикам бурильных труб. Осуществлять бурение таких участков с применением в качестве привода долота только винтового забойного двигателя (ВЗД) практически невозможно. Это связано, прежде всего, с большим трением между бурильной колонной (БК) и породой [1]. В качестве технологического приема повышения эффективности бурения с ВЗД используют одновременное периодическое или постоянное вращение бурильной колонны ротором либо верхним приводом [3]. Производственники данный способ называют ро-торно-турбинным или комбинированным. Его реализация позволяет бурить скважины различной глубины с широким диапазоном изменения вида и свойств промывочных жидкостей, параметров режима бурения, а также с применением разных конструкций и типоразмеров породоразрушаю-щего инструмента [5].
Однако при сложившейся сегодня технологии комбинированного бурения отмечаются проблемы, связанные с нестабильностью работы ВЗД, их остановками, а также авариями (отворота-
ёМ.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров.
ми, разрушениями элементов ВЗД) компоновки БК [4, 9]. Основным недостатком использования одновременного вращения ВЗД и БК является невозможность корректировки траектории профиля скважины в процессе проводки наклонно прямолинейных (тангенциальных) участков.
В случае бурения последующих интервалов, расположенных после тангенциального участка, например, участков набора или снижения зенитного угла использовать ВЗД без вращения БК с одновременной корректировкой траектории практически невозможно. Это обусловлено действием дополнительных сил трения между бурильным инструментом и горной породой. Силы трения препятствуют доведению требуемой нагрузки на долото, снижению оперативного управления и контроля параметров траектории профиля скважины [7].
Методика исследований. Для проведения исследований, определяющих совпадение проектного и фактического профилей скважин по данным инклинометрии, а также оптимизации динамики работы роторных управляемых систем, использован корреляционно-регрессионный анализ напряженно-деформированного состояния бурильного инструмента и параметров бурения с учетом пространственного искривления траектории скважины.
Оптимизирован диапазон частот вращения роторных управляемых систем на основе детерминированных математических моделей, позволяющих достоверно определять направления и показатели основных напряжений, действующих в скважине.
Результаты и их обсуждение. Рассмотрим пример проводки наклонно направленной скважины с использованием в качестве привода долота ВЗД. В таблице представлены данные о инклинометрии скважины Приобского месторождения.
Инклинометрия скважины Приобского месторождения
Глубина по вертикали, м Угол, град. Смещение, м Удлинение, м Глубина по стволу, м
От До Интер- Началь- Конеч- Средний За ин- Всего За ин- Всего От До Всего
вал ный ный тервал тервал
0 80 80 0 0 0 0 0 0 0 0 80 80
80 395 315 0 40 20 115 115 25 25 80 420 340
395 800 405 40 40 40 342 457 125 150 420 945 525
800 1110 310 40 40 40 262 719 96 246 945 1356 411
1110 1449 339 40 40 40 287 1006 105 351 1356 1800 444
1449 1824 382 40 40 40 323 1328 126 476 1800 2300 500
1824 2162 338 40 24 32 213 1541 62 538 2300 2700 400
2162 2448 286 24 15 20 102 1643 18 556 2700 3004 304
2448 2548 100 15 13 14 25 1669 3 559 3004 3107 103
2548 2648 100 13 11 12 21 1690 2 561 3107 3209 102
2648 2810 162 11 9 10 29 1719 3 564 3209 3374 165
Из таблицы видно, что длина вертикального участка составляет 80 м, зенитный угол в конце интервала набора (395 м по вертикали, 500 м по стволу) - 40 град. с максимальной интенсивностью искривления не более 1 град./10 м. На всем протяжении наклонно прямолинейного участка - участка стабилизации (до глубины 2162 м по вертикали) угол не превышает 41 град. С глубины 2162 м до забоя происходит плавное снижение угла с 41 до 1 град. Интенсивность на участке снижения зенитного угла составляет не более 0,8 град./10 м. Общая длина скважины по стволу с учетом двух участков набора и падения кривизны и наклонно прямолинейного участка - 3374 м. Отход от вертикали 1719 м.
Конструкция КНБК по интервалам бурения:
Интервал, м Элементы КНБК
0-30 Долото 393,7; Центратор 0390; УБТ - 9 м
30-80 БИТ 295,3; Т12РТ-240; Ж.Ц. 0280 мм; УБТ-178; ТР0-240; ЗТС; ЛБТПН-147
80-1356 БИТ 295,3; ТР0-240; ЗТС; ЛБТПН-147 - 300 м; ТБПК - 9000 м
1356-3159 БИТ 215,9; ДРУ-178; ЗТС; ТБПК-127 - 24,5 м; ЯСС - 6,5 м; ЛБТПН-147 - 75 м; ТБПК - 1700 м
3159-3374 БИТ 215,9; ДРУ-178; ЗТС; ТБПК-127 - 24,5 м; ЯСС - 6,5 м; ЛБТПН-147 - 75 м; ТБПК - 100 м
ёМ.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров.
Конструкция скважины представлена тремя колоннами, направление и кондуктор диаметром 0,324 и 0,245 м, спускаемые на глубины 30 и 800 м соответственно. С глубины 800 м до забоя эксплуатационная колонна имеет диаметр 0,146 м. В качестве привода долота (БИТ 215,9) использовался ВЗД ДРУ-178 с комбинированным способом бурения.
Для постоянной корректировки и оперативного контроля за траекторией ствола использовалось навигационное оборудование ЗТС. Сохранение проектной траектории - прямолинейности участка стабилизации (более 1400 м) осуществлялось регулированием нагрузки на долото и частотой вращения верхнего привода.
Из рис.1 видно, что проект на строительство эксплуатационных скважин на Приобском месторождении (линия 3) имеет четырехинтервальный профиль, состоящий из вертикального участка, набора зенитного угла в интервале бурения под кондуктор, наклонно прямолинейного участка и плавного снижения зенитного угла с входом в продуктивный пласт. Однако фактический профиль скважины (линия 1) после бурения и замера инклинометрии содержит пять интервалов. Дополнительно профиль содержит прямолинейный (вертикальный) участок входа в пласт.
Анализ результатов исследования интерпретации данных инклинометрии проектной и фактической траектории показал, что несовпадение траектории профиля при бурении скважины с использованием ВЗД, а также приемов периодического или постоянного вращения бурильной колонны составляет от 15 до 20 % [5]. Наиболее эффективным техническим решением данной проблемы, направленной на повышение качества реализации проектных траекторий скважин, является использование в качестве привода долота роторных управляемых систем (РУС). РУС обеспечивают возможность проводки скважины с постоянным вращением бурильной колонны и одновременным изменением азимутальных и зенитных углов.
Известно, что в качестве управляющего элемента РУС, обеспечивающего интенсивность пространственного искривления скважины, служит механический или гидравлический отклоняющий механизмы [8]. Принцип действия отклоняющего механизма определяет тип системы. На сегодняшний день широкое применение нашли управляемые системы двух видов Push-the-bit -радиальное смещение всей компоновки или большей ее части относительно оси скважины и Point-the-bit - позиционирование долота достигается смещением приводного вала относительно компоновки либо изменением его кривизны (рис.2).
Для проведения анализа работы РУС и качества реализации траектории профиля рассмотрим в качестве примера две скважины Приобского и Усть-Тегусского месторождений. Обе скважины имеют горизонтальное окончание. Горизонтальный участок скважины составлял 800 и 900 м. Ниже представлен состав КНБК при бурении РУС скважины Приобского месторождения:
Смещение, м
Рис. 1. Вертикальная проекция скважины № 44197 Приобского месторождения 1 - траектория фактического профиля; 2 - кровля продуктивного пласта; 3 - траектория проектного профиля; 4 - подошва продуктивного пласта
ёМ.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров.
Наименование Диаметр, м Длина, м
155.6 PDC Bit 0,155 0,21
PD 475 X5 AA 6" Stabilized CC (РУС PowerDrive X6) 0,149 4,05
IMPulse 25k Medium Flow (Телесистема IMPulse) 0,133 9,63
4.75" NMDC (Немаг. УБТ) 0,119 2,10
4" 14.00 DPX, 10% Wear (70 joints) 0,133 860,80
Анализ данных бурения показал, что длина вертикального участка составляла 300 м. С 300 до 1650 м применялся вращательный способ бурения с использованием в качестве привода долота ВЗД. С глубины 1650 м до забоя применялась роторная управляемая система. Максимальная интенсивность искривления не превышала 1,26 град./10 м.
Благодаря применению РУС в интервале от 1650 м до забоя 3894 м, зенитный угол расчетного и фактического профиля практически совпали, за исключением проводки горизонтального участка, в котором производилась корректировка траектории с учетом геолого-химических и физических характеристик разреза-коллектора (ГНК, ВНК и т.д.).
На рис.3 представлена вертикальная проекция профиля скважины. Расхождение фактического и проектного профиля составило не более 3 %. Этот показатель еще раз подтверждает надежность, точность проводки скважин по заданной траектории и предопределяет перспективу использования интеллектуальных роторных управляемых систем.
Однако при увеличении частоты вращения РУС с целью изменения механической скорости бурения происходит рост амплитуды крутильных колебаний, приводящий к отказу верхнего привода. Требуется исследование оптимальных значений частоты вращения верхнего привода при заданных условиях конструкции скважины, траектории профиля и технических характеристик БК [6].
Моделирование вычислительного эксперимента. Проведение вычислительного эксперимента осуществлялось в программном комплексе Landmark компании Halliburton. В качестве входных параметров для моделирования вычислительного эксперимента использовались данные о конструкции скважины и составе бурильного инструмента и КНБК.
Для проведения экспериментальных исследований, направленных на изучение динамики РУС в зависимости от вида профиля, параметров конструкции обсадных колонн и состава КНБК, рассмотрена скважина Усть-Тегусского месторождения. Исследуемая скважина содержит четы-рехинтервальный профиль, состоящий из вертикального участка, набора зенитного угла в интервале бурения под кондуктор, наклонно прямолинейного участка стабилизации зенитного угла до глубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитного угла (рис.4).
Длина вертикального участка составляет 80 м, зенитный угол в конце интервала набора (997 м) - 63 град. с максимальной интенсивностью искривления не более 1,1 град./10 м. На всем протяжении наклонно прямолинейного участка -участка стабилизации (до глубины 2199,27 м) угол не превышает 62-63 град. С глубины 2199,27 м до забоя 2577,23 м происходит плавное снижение угла с 63 до 42 град. Интенсивность на участке снижения зенитного угла составляет не более 0,33 град./10 м. Общая длина скважины по стволу с учетом двух участков набора и падения кривизны и наклонно прямолинейного участка - 4863
м. Отход от вертикали 3 762,37 м. 4 - подошва проективного штста
о 200
600 -S 1000
I 1400 -§
« 1800 -
ю ^
н
[—1
2200
2600
3000
400
800 Смещение, м
1200
1600
Рис.3. Вертикальная проекции профиля скважины № 55666 Приобского месторождения 1 - траектория фактического профиля; 2 - кровля продуктивного пласта; 3 - траектория проектного профиля;
0
ёМ.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров.
Отход по вертикали, м 1000 2000 3000
0 "
1000
й 2000
-3000
Запад - Восток, м -2500 -2000 -1500 -1000
500 0
О I
1-е
S3
-500
-1000 -
-1500
-2000
-2500
Рис.4. Вертикальная (а) и горизонтальная (б) проекции скважины Усть-Тегусского месторождения
б
а
0
0
Конструкция скважины представлена тремя колоннами: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Направление и кондуктор диаметрами 0,530 и 0,245 м спускались на глубину 55 и 1000 м соответственно. Эксплуатационная колонна диаметром 178 мм спускалась до глубины 3705 м. В качестве привода долота использовался как ВЗД, так и РУС. Состав и характеристики КНБК:
Наименование элемента/диаметр, модель Длина элемента, м
Долото/219,1 мм, PDC FXD65R 0,29
Роторная управляемая система/PD 675 X5 AB 8 3/8" Stabilized CC 4,11
Ресивер/PD SRX w Float valve 1,72
Гибкая труба/Flex Joint 2,95
Предохранительный переводник/Lower Saver Sub 0,37
Прибор каротажа/EcoScope with 8.25" Stabilizer 7,66
Предохранительный переводник/Lower Saver Sub 0,36
Телеметрия/TeleScope 675 7,66
Предохранительный переводник/Upper Saver Sub 0,91
Немагнитное УБТ/6 3/4" NMDC 8,71
Бурильные трубы/5" 19.50 DPS, Premium (15 Joint/15 труб) 142,50
Бурильные трубы/ТБТ (1свеча) 28,35
Противоприхватный механизм ЯС/Hydro-Mechanical Jar 6,17
Бурильные трубы/ТБТ (1свеча) 28,35
Бурильные трубы/5" 19.50 DPS, Premium (390 Joint/390 труб) 3705,00
Crossover 1,23
Бурильные трубы/5-1/2 " 21.90 DPS, Premium 916,66
Расчет оптимальных частот вращения верхнего привода в программном обеспечении производился в диапазоне от 20 до 200 об/мин с шагом в два оборота.
На рис.5 представлены результаты вычислительного эксперимента по определению осевой нагрузки, изгиба и момента при бурении скважины. Из рис.5 видно, что потеря осевой (синусоидальный изгиб) и пространственной (спиральной) устойчивости (рис.5, а) происходит в верхнем интервале от 100 до 1000 м, а также в нижнем интервале от 4600 до 4700 м - в месте снижения зенитного угла (при переходе от наклонно прямолинейного на искривленный участок) [12]. За счет потери устойчивости в местах перехода траектории профиля от искривленного участка к наклонно прямолинейному момент на верхнем приводе составляет более 50 кНм, что практически соответствует 80 % предела прочности материала бурильных труб на скручивание.
Наличие сложно построенных профилей скважин, содержащих протяженные наклонно прямолинейные участки, которые в свою очередь сопряжены с искривленными участками набора и снижения зенитного угла с итенсивностью от 0,5 до 2,5 град. приводит к потере устойчивости БК, аварийным ситуациям с КНБК.
Анализ результатов исследований эксплуатации роторных управляемых систем показал, что при работе с частотой вращения верхнего привода от 120 до 125 об/мин происходит наступление
ёМ.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров.
Изменение осевой нагрузки на долото, кН
-200 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
I
200 400 600 800 1000 1200 1400
1 2
3
4
5
6
Изменение момента, кНм -50 0 50 100 150 200 250 300 350 400
й я к
ю
Ёб
1-е
0
1000
2000
3000
4000
5000
7
8
9
10
б
а
Рис.5. Напряжения изгиба (а) и момента (б) при бурении скважины
1 - осевая нагрузка; 2 - синусоидальный изгиб; 3 - спиральный изгиб; 4 - 60% от предела прочности материала на изгиб; 5 - 80% от предела прочности материала на изгиб; 6 - предел прочности материала на изгиб; 7 - момент; 8 - 80% от предела прочности на скручивание; 9 - 60% от предела прочности на скручивание; 10 - предел прочности материала на скручивание
Частота вращения, об/мин
Рис.6. Зависимость напряжений в КНБК при различных частотах вращения БК 1 - осевое напряжение; 2 - изгибающее; 3 - скручивающее; 4 - срезающее
резонанса (рис.6). В данном диапазоне частот будет максимальное влияние изгибающих напряжений (поперечные колебания) и срезающих колебаний (перекашивающий момент). Основной источник колебаний связан с жесткой нижней частью КНБК [11, 13], расположенной на расстоянии до 20 м от долота.
Второй пик резонанса приходится на диапазон значений частоты вращения от 170 до 180 об/мин. В этом случае колебания связаны с участком КНБК от 30 до 150 м от долота, что соответствует секции толстостенных бурильных труб (ТБТ) диаметром 140 мм. Одним из вариантов снижения величины напряжений может быть исключение данной секции ТБТ из нижней части КНБК и установка их выше 200-300 м от долота на уровне расположения ударного противо-прихватного механизма типа ЯСС. Кроме того, изменение вторых пиковых значений резонанса возможно снижением частоты вращения колонны до 160 об/мин или увеличением более 185 об/мин. Однако увеличение частоты более 185 об/мин ограничено техническими характеристиками существующих систем верхнего привода.
М.В.Двойников
Исследования технико-технологических параметров...
Выводы
1. Наблюдаемые экстремумы крутильных колебаний представлены действием наибольших изгибающих и срезающих напряжений. В данной системе бурильной колонны и КНБК формируются автоколебания, приводящие к невозможности оперативной корректировки азимутальных и зенитных углов.
2. Увеличение амплитуды крутильных колебаний может привести к авариям в нижней части КНБК. Изменение жесткости КНБК, например с помощью свойств материалов инструмента, длиной или диаметральными соотношениями бурильных труб частично может решить данную проблему и позволит увеличить диапазон параметров частоты вращения верхнего привода от 120 до 140 об/мин. При этом управляемость КНБК снизится, а также увеличится риск прихватов колонны и желобообразование.
3. Оптимизацию частот вращения бурильной колонны необходимо осуществлять индивидуально для каждой рассматриваемой скважины с учетом траектории ее профиля, свойств горных пород, реологии бурового раствора и других основных технических характеристик динамически активных систем.
1. АлександровМ.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. М.: Недра, 1978. 208 с.
2. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С.Повалихин, А.Г.Калинин, С.Н.Бастриков, К.М.Солодкий. М.: ЦентрЛитНефтеГаз. 2011. 647 с.
3. Габзалилова А.Х. Уменьшение затрат энергии от снижения коэффициентов трения при вращении колонны ротором / А.Х.Габзалилова, Р.А.Янтурин, А.Ш.Янтурин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. № 4.
4. Двойников М.В. Технические и технологические решения, обеспечивающие устойчивую работу винтового забойного двигателя / М.В.Двойников, Ю.Д.Мураев // Записки Горного института. 2016. Т. 218. С. 198-205.
5. Разработка универсального матобеспечения для моделирования динамики колонны труб / В.С.Тихонов, А.И.Саф-ронов, Х.Р.Валиуллин и др. // SPE-171280-RU.
6. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М.: Недра, 1990. 263 с.
7. Шевченко И.А. Развитие технологии управляемого роторного бурения при строительстве скважин с субгоризонтальным профилем // Технические науки в России и за рубежом: Материалы III Междунар. науч. конф. М.: Буки-Веди, 2014.
8. Юнин Е.К. Динамика глубокого бурения / Е.К.Юнин, В.К.Хегай. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2004. 286 с.
9. Vigheto R. Total drills extended-reach record in Tierra del Fu-ego / R.Vigheto, M.Naegel, E.Pradie // Oil & Gas Journal. 1999. May 17. P. 51-56.
10. DvoynikovM.V. Survey results of series-produced downhole drilling motors and technical solutions in motor design improvement / M.V. Dvoynikov, P.ABlinov // International Journal of Applied Engineering Research. 2016. Vol. 11. Iss. 10. P. 7034-7039.
11. Dvoynikov M. V. Technology of oil and gas wells drilling by downhole drilling motors. LAP LAMBER Academic Publishing ist ein Imprint der/is a trademark of OmniScriptum GmbH & Co. KG. Saarbrücken: Heinrich-Böcking-Str., 2013. Р. 18-29.
12. Liu X.H. Downhole Propulsion/Steering Mechanism for Wellbore Trajectory Control in Directional Drilling / X.H.Liu, Y.H.Liu, D.Feng // Applied Mechanics and Materials. 2013. Vol. 318. P. 185-190.
13. Zheng S.J. Calculation Method for WOB Conducting of Directional Well / S.J.Zheng, Z.Q.Huang, H.J.A.Wu // Applied Mechanics and Materials. 2013. Vol. 318. P. 196-199.
Автор М.В.Двойников, д-р техн. наук, профессор, dvoinik72@gmail.com. (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия).
Статья принята к публикации 10.10.2016.
ЛИТЕРАТУРА
С. 7-10.
С. 112-114.
