CC BY
30
32 БУРЕНИЕ
УДК 622.24
Алюминиевая бурильная труба как оптимальный гидравлический проводник для бурения скважин со сверхбольшими отходами
И.А. Шевченко
технолог1, аспирант2 [email protected]
Р.С. Райхерт
ассистент3
ravkhert [email protected]
'ООО «Газпром Добыча Шельф», Москва, Россия Технический нефтегазовый институт Сахалинский государственный университет, Южно-Сахалинск, Россия
'Российский Государственный Университет нефти и газа им. И. М. Губкина, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», Москва, Россия
Сегодня все большую роль играет общий вес буровой колонны, в зависимости от веса возрастают силы трения, больше усилия и напряженно-деформированное состояние колонны. Для глубокого, сверхглубокого и горизонтального бурения бурильные трубы из алюминиевых сплавов имеют преимущество перед стальными - вес колонны в несколько раз меньше. Применение алюминиевой бурильной трубы также позволяет исключить максимальные гидравлические потери в циркуляционной системе скважины с целью передачи импульсов к забойной телеметрии, так и с целью наилучшего выноса шлама на поверхность.
Материалы и методы
Анализ, исследование.
Ключевые слова
алюминиевая бурильная труба, материал труб, бурильная колонна, запас прочности, продольное усилие
При освоении морских нефтегазовых месторождений с помощью горизонтальных и многозабойных скважин на первый план выдвигаются проблемы, связанные условием обеспечения безаварийной проводки. Применение алюминиевых бурильных труб за счёт уменьшения веса бурильной колонны в буровом растворе позволяет в 1,5-2 раза снизить осевые усилия и крутящие моменты, необходимые для перемещения и вращения бурильной колонны. При этом коэффициент запаса прочности такой бурильной колонны в сопоставимых условиях, как правило, не ниже, чем у бурильной колонны той же длины, составленной из стальной бурильной трубы СБТ.
Выбор физико механических характеристик материала бурильных труб определяется конкретными геолого-техническими условиями бурения.
Основной характеристикой, во многом определяющей технико-экономические показатели проводки скважин является собственный вес колонны. Вес бурильной колонны — функция плотности материала бурильных труб, их геометрических параметров и глубины скважины. В буровом растворе происходит некоторое облегчение веса колонны, зависящее от соотношения плотностей материала бурильных труб и промывочной жидкости.
Материал, из которого изготавливаются бурильные трубы в первую очередь влияет на эксплуатационные характеристики бурильной колонны — удельную прочностью, упругость и устойчивость к динамическим напряжениям в бурильной колонне.
При анализе перспективности применения тех или иных материалов бурильных труб удобно пользоваться понятием удельной прочности материала, которое определяется соотношением предела текучести к удельному весу материала, т.е. с учетом облегчения в промывочной жидкости [1, 2].
£ =°/п(Ур-У) где: ау — предел текучести материала, ур и у — удельные веса соответственно материала труб и промывочной жидкости п — коэффициент запаса прочности.
Удельная прочность материала имеет размерность длины и применительно к бурильной колонне характеризует предельную длину подвески одноразмерной бурильной колонны, при которой напряжения в точке подвеса достигают максимально допустимых значений.
Наибольшую длину подвески имеют алюминиевые бурильные колонны.
Важнейшими характеристиками материала бурильных труб являются модуль продольной упругости Е и модуль сдвига в, оказывающие существенное влияние на напряженно-деформированное состояние бурильной колонны.
Бурильная колонна при ее вращении испытывает знакопеременные напряжения изгиба, которые достигают высоких значений
особенно при проходке наклонных и горизонтальных скважин. Переменная составляющая напряжений изгиба в теле трубы определяется из выражения:
ab=n2Edf/4L20
где: f0=(Db-d)/2 — стрела прогиба
d — диаметр бурильных труб,
Db — диаметр скважины,
L0 — длина полуволны изогнутой оси колонны.
При неизменных геометрических параметрах напряжения изгиба для ЛБТ будут почти в 3 раза меньше, чем для СБТ. На рисунке приведены результаты вычислений напряжений изгиба для СБТ, ЛБТ и ТБТ при изменении диаметра скважины, которые показывают на существенные преимущества ЛБТ в сравнении с СБТ.
Величина модуля продольной упругости материала бурильных труб играет решающую роль при прохождении колонной искривленных участков ствола скважины в процессе бурения. Чем меньше абсолютное значение Е, тем легче бурильная колонна вписывается в искривленный ствол скважины и тем меньше возникающие в ней напряжения изгиба, которые определяются по формуле: аь = dE/2p
где р — радиус искривления ствола скважины.
Следовательно, при бурении скважин с большими интенсивностями искривления предпочтение следует отдать бурильным трубам из материалов с меньшим модулем упругости — алюминиевые трубы [3, 4].
Ниже приведены результаты прочностных и гидравлических расчётов по выбору рациональной компоновки бурильной колонны (БК) для бурения скважины общей протяжённостью 12345 м с побережья под водной преградой.
Расчеты проводились согласно модели, ввиду которой бурение скважины осуществляется с помощью буровой установки «Ястреб» под заданным углом, оснащённой верхним гидроприводом, с помощью которого создаётся «толкающее» БК усилие и вращающий момент, позволяющий вести роторное бурение скважины.
Расчеты выполнены с применением разработанной ЗАО «Акватик»-групппа компаний «Wеatherford», специализированной компьютерной программы 3-DDT.
Общие требования к выбору профиля ствола совмещённых скважин.
• Расчётный профиль должен иметь суммарную полную длину 12345 м при глубине скважин по вертикали — до 400 м;
• Радиус кривизны должен обеспечивать проходимость системы RSS и бурильных труб.
• Уровень изгибных напряжений в бурильных трубах с учётом сжимающих нагрузок и трения должен обеспечить возможность бурения горизонтальных стволов до проектной отметки.
Так как наихудшей вписываемостью в профиль ствола, вследствие большой жёсткости и длины,обладает роторная управляемая система RSS, подбор рациональной интенсивности набора кривизны стволов подбирался по парметрам RSS [5].
Согласно рекомендаций [3], оценка минимального радиуса искривления ствола R мин, обеспечивающего проходимость принятой для бурений RSS в стволе, может быть выполнена с помощью формулы [6]:
R мин=0.17 L2 )
где: Dc; DRSS — диаметр ствола скважины и наружный диаметр RSS, м; I — длина RSS
Имея ввиду, чтоDc=0.445 м,DRSS=0.336 м,
и I = 12.5 м., из формулы находим, что R мин =243.7 м.
С учётом 30% запаса вписываемости RSS и обеспечения требований к прочностным характеристикам бурильных труб, в качестве расчётного был принят плоский ] — образный профиль с углом наклона вышки — 60 и радиусом искривления R=350 м, что соответствует интенсивности набора кривизны, равной 1.60/10м.
Принятый на основании вышеизложенных соображений расчётный совмещённый профиль представлен в графической части.
Общая длина ствола скважины — 12345 м.;
Глубина по вертикали — 400 м;
Интенсивность набора кривизны стволов
—10/10 м;
Конструкция скважины представлена в таб. 1.
Коэффициенты трения в парах. При расчётах на основании данных литературы были приняты следующие значения коэффициентов трения:
0.35 — в паре сталь-порода; 0.32 — в паре алюминиевый сплав-порода.
Режимы бурения
Для расчётов напряжённо-деформированного состояния бурильной колонны и гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины (ЦС) при бурении принимались следующие режимные параметры: • Способ бурения: роторный;
Рис. 1 — Удельная прочность одноразмерных бурильных колонн из различных материалов
Рис. 2 — Изменение напряжений изгиба в нейтральном сечении бурильной колонны диаметром 146 мм в скважинах различного диаметра
№
1 2
3
4
5
Конструкция Диаметр, мм Интервал Номинальный диаметр
бурения скважины, мм
Направление 762 150 762
Кондуктор 406 400 609
Промежуточная 340 3500 445
Эксплуатацианная 244 9500 311
Хвостовик 178 12345 216
Таб. 1 — Характеристики скважины
Типоразмер материал трубы трубы
RSS + долото — 444,5; 311.1; 215,9
Наружный Толщина Диаметр Вес 1 м Длина диаметр стенки, замка, трубы в секции, м трубы, мм. мм. мм. воздухе,
н/м
Вариант S (стальная БК)
Сталь 213 - -
RSS + долото — 444,5; 311.1; 215,9
Труба стальная S-135 139.7
Вариант А(комбинированная БК) Сталь 213
9.17
190.5
1953-Т1
147,0
13,0
Таб. — 2 Основные технические характеристики рассмотренных компоновок
Вариант компоновки БК
Перечень расчетных параметров БК при
бурении скважины Р-01 на проектной отметке
11945м
1. Вес БК в буровом растворе, кН
2. Нагрузка на крюке, кН:
— при бурении;
— при подъёме БК.
3. Крутящий момент на приводе вращения БК при бурении, кНм
4. Минимальный запас прочности*0 БК по максимальному эквивалентному напряжению:
— при бурении;
— при подъёме БК.
5. Гидравлические потери в циркуляционной системе скважины, МПа
7. Минимальная скорость бурового раствора а кольцевом затрубном пространстве скважины, м/сек.
S
3960
-805.9 (сжатие) +1187 (растяжене)
176.0
12.56 17.05
25.4
A
1650
-523.3 (сжатие) +456.5 (растяжение)
83.8
9.66 18.76
14.5
0.74
0.76
Таб. 3 — Сравнительные данные расчёта бурильной колонны, потерь давления в циркуляционной системе
