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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

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.

бурильный горизонтальный скважина ствол

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.

Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК), преодоление которых вызывает в трубах повышенные сжимающие усилия и крутящие моменты в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту.

Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости сначала в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали - так называемый «баклинг». Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «БК - стенки скважины», что приводит к подклинке инструмента в скважине. Наиболее часто «баклинг» наблюдается при бурении в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК при корректировке пространственного положения ствола скважины. При бурении с вращением инструмента «баклинг» проявляется также в формах колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной змейки, планетарно обкатывающейся вокруг оси скважины.

Установлено [1], что квадрат критической нагрузки, приводящей к «баклингу» в горизонтальном стволе, прямо зависит от распределенного веса труб в буровом растворе и изгибной жесткости сечения тела трубы. Следует особо отметить, что, чем короче бурильная труба и чем меньше расстояние между замками и протектором, тем выше ее продольная устойчивость. Проведенные компанией ЗАО «Акватик» теоретические и экспериментальные исследования [2] показали, что критические силы синусоидального и спирального «баклинга» для оснащенных протектором бурильных труб длиной 9,3 и 12,2 м, соответственно, на 25 - 50% выше, чем у таких же труб, не имеющих протектора.

Одним из радикальных методов повышения эффективности бурения и увеличения протяженности горизонтальных участков скважин является применение так называемых комбинированных компоновок БК, в состав которых в нижней части колонны включены секции легкосплавных бурильных труб повышенной надежности (ЛБТПН).

К основным свойствам, отличающим алюминиевые бурильные трубы от стальных (СБТ), относятся небольшой вес, высокий коэффициент плавучести в буровом растворе, коррозионная стойкость в агрессивных средах (сероводород и углекислый газ), более высокая по сравнению с СБТ гибкость, облегчающая вписываемость труб в сильно искривленные участки ствола и т. п.

Замена на горизонтальных участках ствола СБТ на ЛБТПН, собственный вес которых в буровом растворе более чем в три раза меньше, приводит, соответственно, к снижению прижимающих нагрузок, а следовательно, сил и моментов трения, а также напряженно-деформированного состояния всей БК. Однако ограничением для алюминиевых труб могут явиться критические силы «баклинга», которые у СБТ при близких габаритных размерах выше, чем у ЛБТПН, за счет большей жесткости, т.е. эффективность замены СБТ на ЛБТПН, в том числе для увеличения длины бурения горизонтальных участков ствола, зависит, в конечном счете, от соотношения весовых параметров и критических сил «баклинга» для сопоставляемых труб.

Благодаря достигнутым высоким эксплуатационным характеристикам ЛБТПН (ЛБТВК) получили широкое распространение при бурении скважин роторным и комбинированным способами практически во всех нефтяных компаниях страны.

Для бурения горизонтальных стволов диаметром 120,6 - 132,0 мм ООО «Акватик - Бурильные трубы» разработаны и рекомендуются к применению алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 90х9П; а для стволов диаметром 139,7 - 152,4 мм следует использовать ЛБТПН 103х11П и ЛБТПН 103х11С. Изготовление таких труб осуществляется в ООО «Бурильные трубы» и ОАО «Серовский механический завод».

Для повышения продольной устойчивости, лучшего центрирования в горизонтальном стволе скважины, а также с целью долговременной защиты основного тела трубы от абразивного износа ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П снабжены протекторами, расположенными в средней части трубы.

Бурильная труба ЛБТПН 103х11С имеет сплошное спиральное оребрение наружной поверхности, что способствует не только повышению продольной устойчивости трубы, но и обеспечивает лучшее центрирование и более качественную очистку «лежачей» стенки ствола горизонтальной скважины от выбуренного шлама.

Конструкция этих труб приведена на рис. 1 и 2; а номинальные геометрические размеры, весовые параметры и основные прочностные характеристики - в табл. 1.

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

Рис. 2. Конструкция алюминиевой бурильной трубы ЛБТПН 103х11С

Табл. 1

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

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

При расчетах коэффициент трения в паре «труба - стенка скважины» принимался равным 0,35; плотность бурового раствора - 1200 кг/м3; диаметры ствола считались равными:

· 120,6 мм, при БК, составленной из СБТ марки ТБВ 73х9 и ЛБТПН 90х9П;

· 152,4 мм, при БК, составленной из СБТ марки ТБПВ 89х11 и ЛБТПН 103х11П(С).

Графики на рис. 3 не претендуют на высокую количественную точность результатов, но позволяют провести сравнительный качественный анализ бурения горизонтальных стволов малого диаметра в режиме «слайдинга» с использованием стальных и легкосплавных БК.

В частности, как видно из рис. 3, применение ЛБТПН позволяет увеличить протяженность стволов по сравнению с использованием для этих целей СБТ близких типоразмеров. Например, долотом 152,4 мм с помощью стальной БК, составленной из труб ТБПВ 89х11, с нагрузкой на долото 4 тн можно пробурить ствол длиной около 1150 м, тогда как алюминиевыми трубами ЛБТПН 103х11П при той же нагрузке длину ствола можно увеличить до 1580 м, т. е. увеличить в 1,37 раза. Еще больший эффект следует ожидать от спиральных алюминиевых труб ЛБТПН 103х11С, позволяющих удлинить ствол до 2400 м.

Как показывают дополнительные расчеты, аналогичные принципиальные результаты сравнения стальных и алюминиевых бурильных труб имеют место для роторного бурения, а также в растворах другой плотности и для других значений фактора трения БК.

Для оценки общей эффективности применения ЛБТПН 103х11П в составе БК в качестве примера ниже рассмотрены данные сравнительных расчетов напряженно-деформированного состояния БК при бурении долотом PDC-152,4 мм нижнего горизонтального интервала ствола из-под башмака колонны 177,8 мм, спущенной на глубину 3380 м в типовой скважине ЗСФ ООО «БКЕ».

Расчеты выполнены ООО «Акватик - Бурильные трубы» с помощью специализированной компьютерной программы 3-DDTН (Drill-Drag-Torque-Hydraulic)

При расчетах были приняты следующие исходные данные: метод бурения - турбинно-роторный; плотность бурового раствора - 1370 кг/м3; нагрузка на долото - 70 кН; частота вращения БК - 120 об/мин; производительность буровых насосов - 15 л/сек.

Стальная компоновка БК укомплектована бурильными трубами ТБПН 89х9,35-«Л» общей длиной 4088 м + 87 м КНБК, включающая долото, забойный двигатель, телесистему, УБТ, ясс. В составе комбинированной компоновки применены алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 103х11П из сплава Д16Т общей длиной 3800 м + 288 м ТБПН 89х9,35 + 87 м аналогичной КНБК.

Основные результаты сравнительных расчетов приведены в табл. 2.

Табл. 2. Сравнительные расчеты напряженно-деформированного состояния БК

Как следует из табл. 2, при бурении нижнего интервала ствола долотом диаметром 152,4 мм, использование легкосплавных бурильных труб ЛБТПН-103х11П из алюминиевого сплава Д16Т в составе комбинированной компоновки БК, в сравнении со стальной компоновкой, обеспечивает увеличение запаса прочности, снижение основных параметров напряженно-деформированного состояния БК и дает возможность удлинить горизонтальный участок скважины.

Эффективность применения ЛБТПН 90х9П в составе БК была убедительно доказана при бурении боковых стволов в весьма сложных геологических условиях Приобского месторождения. По материалам ООО «Катобьнефть» [3], вертикальная глубина залегания продуктивных пластов на этом месторождении превышает 2700 м. Для бурения применяется СБТ в габарите 73 и 89 мм. Из-за опасности нефтегазопроявлений бурение нижних интервалов проводится на утяжеленных буровых растворах плотностью до 1600 кг/м3.

S-образный типовой профиль скважин, представленный на рис. 4, содержит по меньшей мере 2 участка с высокой интенсивностью искривления, достигающей 5 град/10 м.

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

Совокупность таких условий бурения привела к тому, что при стальной БК параметры режима оказались чрезвычайно напряженными, в том числе:

· момент на приводе вращения БК >1100кг*м;

· суммарное усилие на подъем инструмента с учетом возникавших затяжек в 40 тн, доходит до 160 тн;

· давление на выкиде буровых насосов >18 МПа.

Как следствие имели место осложнения с бурильными трубами и другие технологические осложнения, ликвидация которых затягивает и удорожает строительство скважин.

Установкой в нижней части БК секции ЛБТПН 90х9П из сплава 1953Т1 длиной всего 800 м, по существу, были решены главные проблемы бурения данных скважин; ситуация, по свидетельству буровиков, резко изменилась к лучшему: на 25 - 30% снизились нагрузки при подъеме БК и крутящий момент на роторе; практически исчезли затяжки, снизилось давление на выкиде буровых насосов за счет того, что проходное сечение ЛБТПН 90х9П больше, чем у СБТ.

Отсутствие затяжек при применении алюминиевых труб связано с большей гибкостью ЛБТПН по сравнению с СБТ и, следовательно, лучшей вписываемостью в сильно искривленные участки ствола. Это свойство позволило не только снизить динамические напряжения поперечного изгиба БК в условиях высоких пространственных искривлений ствола скважины, но и избежать подклинки инструмента при поступательном и вращательном движении инструмента, которые в условиях стальной БК ранее ошибочно диагностировались как затяжки, вызванные дифференциальным прихватом при тяжелом растворе.

Сравнительные расчеты напряженно-деформированного состояния стальной и комбинированной (с включением ЛБТПН) БК, выполненные по исходным данным ООО «Катобьнефть», подтвердили полученные в промысловых условиях результаты. При этом также было показано, что увеличение длины секции ЛБТПН 90х9П в составе БК могло бы привести к более существенному снижению напряженного состояния бурильной колонны.

Таким образом, использование комбинированных БК, включающих ЛБТПН, при бурении горизонтальных участков скважин и боковых стволов малого диаметра, обладая целым рядом технико-технологических преимуществ, в сравнении с колоннами из СБТ, дает возможность удлинить горизонтальные участки скважин и снизить вероятность осложнений при их проводке.

Литература

1. Kuru, E., Martinez, A., and Miska, S., 1999, «The Buckling Behavior of Pipes and Its Influence on the Axial Force Transfer in Directional Wells», Proceedings, SPE/IADC Drilling Conference, Paper No. SPE/IADC 52840, Amsterdam, Holland.

2. V.Tikhonov, A. Safronov «Analiysis of Postbuckling Drillstring Vibrations in Rotary Drilling of ERD Wells». OMAE 2009 - 79086. May 31 - June 5, 2009, Honolulu, Hawaii.

3. А. Дворников Применение легкосплавных бурильных труб ЛБТПН 90х9П в сложных геологических условиях бурения боковых стволов на Приобском месторождении // Нефтегаз. 2011. №2.

References

1. Kuru, E., Martinez, A., and Miska, S., 1999, “The Buckling Behavior of Pipes and Its Influence on the Axial Force Transfer in Directional Wells”, Proceedings, SPE/IADC Drilling Conference, Paper No. SPE/IADC 52840, Amsterdam, Holland.

2. V.Tikhonov, A. Safronov. “Analiysis of Postbuckling Drillstring Vibrations in Rotary Drilling of ERD Wells”. OMAE 2009 -79086. May 31 - June 5, 2009, Honolulu, Hawaii.

3. А.Dvornikov «Using of easily alloyed drilling pipes LBTPN 90х9P in complicated geological conditions of offshoot drilling at Priobskoe field». «NefteGas» magazine, issue №2, 2011

Размещено на Allbest.ru