Механизм образования локального искривления в стволе горизонтальной скважины Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.24

М.Т. Абдурахманов, главный специалист, e-mail: [email protected]; Р.М. Гилязов, д.т.н., начальник отдела экологии ООО «БашНИПИнефть»

МЕХАНИЗМ ОБРАЗОВАНИЯ ЛОКАЛЬНОГО ИСКРИВЛЕНИЯ В СТВОЛЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

STUDY OF LOCAL DISTORTION FORMATION IN A HORIZONTAL WELLBORE

M.T. Abdurakhmanov, R.M. Gilyazov, «BashNIPIneft» The research investigates into the nature of local distortion in a wellbore, recorded for the first time in hori'zontal wells 1...4 ES-Lemezy at the sections drilled with a non-oriented bottom-hole assembly (BHA). Study data and the results of the deviation survey (with the help of IN1-721) revealed the wave-like profile of locally distorted well-bore sections, with the curvature significantly exceeding the total wellbore deviation. The approach is put forward for defining the parameters of local well-bore distortion as function of technical and geometric characteristics of the BHA in use. Keywords: local wellbore distortion, local deviation parameters, horizontal wellbore profile, non-oriented bha, well path calculation.

Факт негативного влияния интервалов ствола с локальными искривлениями на качество формирования ствола скважины и увеличения рисков в процессе строительства скважин является общепризнанным. В интервалах формирования локальных искривлений кривизна ствола может быть значительно выше допустимых значений, предусмотренных требованиями технологии спуска жестких обсадных колонн [1-4]. Впервые визуальное подтверждение существования локального искривления ствола было сделано И.П. Дородновым, который обнаружил характерные ступенчатые выработки в керне и предположил, что данное явление вызвано асимметричным положением бурильной колонны относительно оси скважины в процессе бурения [1]. А.С. Бронзовым, Ю.С. Васильевым механизм искривления ствола в наклонной скважине рассматривался как результат суммарного воздействия двух векторов-скоростей - осевого (направленного вдоль оси ствола) и фрезерующего

(перпендикулярно долоту). В результате совместного действия этих скоростей ось ствола скважины отклоняется от первоначального положения, и при достижении определенного значения (равного величине зазора между корпусом турбобура и долотом) корпус забойного двигателя коснется стенки скважины, и дальнейшее внедрение прекратится. В процессе дальнейшего углубления данный цикл повторится и т.д. Таким образом, из-за периодических отклонений компоновки от оси ствола скважины формируемый ствол будет ступенчатым, и ствол будет отклоняться от первоначально положения [2]. Современные исследователи придерживаются мнения, что основным технологическим фактором, способствующим формированию локальных искривлений в стволе скважины, являются условия взаимодействия долота с забоем скважины. Поэтому в целях предотвращения (исключения) их образования и обеспечения целенаправленного искривления ствола предлагается включать опорно-

центрирующие элементы (ОЦЭ) в состав КНБК [4-7].

Несмотря на проведенные исследования и рекомендации, детального описания механизма образования локальных искривлений в стволе в процессе искривления ствола до сих пор нет. В данной работе автором ставилась цель исследовать причины и механизм образования локального искривления в горизонтальном стволе, впервые обнаруженного при бурении горизонтальных скважин в Башкирии в 1990-х гг. Тогда были пробурены 4 горизонтальные скважины (1ЭС-4ЭС - Лемезы) с рекордной длиной горизонтального ствола 746 м, при вертикальной глубине скважины 480 м [8, 9]. При проведении измерений в горизонтальном стволе высокоточным цифровым инклинометром ИН1-721 (шаг замера - 1 м) впервые были замечены участки с локальным искривлением в интервалах бурения неориентируемыми «гладкими» компоновками (без ОЦЭ). Анализ данных инклинометрии ствола и графические построения профиля

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 6 \\ июнь \ 2011

98 "

я 96 "

&

ч 94 -

о

>и 92 -

1 90 -

о

го 88 -

86 4

Точки измерений

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 ♦ Изменение зенитного угла, град ■ Темп искривления, град/м

Рис. 1. Динамика изменения показателей кривизны ствола на участке с локальными искривлениями

Полото

Л

С

Илол

11

м=о

Рис. 2. Положение компоновки на начальном этапе искривления ствола (А). Расчетная схема компоновки (Б)

Расчетная схема (Б)

ствола в укрупненном масштабе показали, что траектория ствола, имеющая общую тенденцию к снижению зенитного угла, представляла собой некую синусоиду с длиной полуволны около 2-3 м и амплитудой колебаний до 50 мм, то есть имела локальные искривления волнообразной формы,незаметные на общем фоне траектории (рис. 1). Задачей исследования было выявить причины образования участков с локальным искривлением при бурении горизонтально (наклонного) ствола и на его основе разработать методику выбора и расчета забойных компоновок и прогноза траектории ствола. Для этого проведено поэтапное исследование состояния забойной системы «скважина - забойная компоновка» в процессе естественного искривления ствола при бурении неориентируемой КНБК. Необходимый (и достаточный) для исследования интервал искривления включает как минимум три этапа (участка) с характерными точками забойной системы, местоположение которых полностью определяет линию траектории ствола скважины. В качестве моделируемого объекта принята неориентируемая «гладкая» забойная компоновка (долото 0215,9 мм, электробур Э-164, СТТ-164), на основании промысловых данных которой проводился анализ.

Подход к решению поставленной задачи и методология расчета основаны на утверждении, что при бурении неориен-тируемыми КНБК процесс искривления ствола скважины происходит при так называемом равновесном состоянии системы, при нулевой (или стремящейся к нулю) величине боковой отклоняющей силы на долоте [7]. Непрерывное изменение параметров состояния забойной системы (появление новых опорных точек, изменение угловых и размерных параметров и др.) учитывается путем отдельного рассмотрения каждого этапа искривления ствола и определения текущих параметров системы. Каждому состоянию системы на этапах (участках) искривления соответствуют своя расчетная схема и алгоритм расчетов. Результаты расчетов параметров системы (координаты опорных и др. точек, угловые параметры и т.д.) каждого этапа заносятся в сводную таблицу для дальнейшего расчета показателей ра-

боты забойной компоновки и прогноза траектории ствола скважины. В качестве расчетной модели рассматривается консоль (на I этапе расчета) и консольная балка (на II-III этапах)

с соответствующими забойной компоновке прочностными характеристиками (вес, изгибная жесткость, геометрические размеры и др.). Уравнения для расчета статики низа бурильной колонны

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ строительство скважин \\ 71

Рис. 4. Статическое состояние системы после касания корпусом ЗД стенки скважины в точке ТК2 (А). Расчетная схема компоновки для II этапа (Б)

аналогичны уравнениям изгиба осей нагруженных балок, заимствованных у С.П. Тимошенко, и приняты за основу при проведении расчетов [10].

РАСЧЕТ I ЭТАПА ПРОЦЕССА ИСКРИВЛЕНИЯ

Искривление ствола скважины на I этапе искривления полностью зависит от положения опорной точки - ТК1 (или длины направляющей части компоновки -11) и ее влияния на систему в целом. Поскольку забойная компоновка плотно лежит в желобе скважины на достаточно большом расстоянии (с учетом размеров ВЗД, УБТ) и влияние изгибающего момента от действия сил вышележащего участка системы на опорную точку ТК1 отсутствует (МТК1 = Е1 к, где Е1 - жесткость верхнего участка компоновки, к - кривизна ствола, к =0), то данную систему «забойная компоновка -скважина» можно рассматривать как защемленную с одной стороны балку (консоль), свободный (свисающий) конец которого прогибается под действием равномерно-распределенной нагрузки консоли - д. Поэтому на данном процессе искривления ствола скважины (до момента появления новой точки касания - ТК2) методика предусма-

Ей

с12у _ дх2 с

(1).

У1=

&ЕЗ

(2).

После появления точки касания ТК2 в системе «скважина - забойная компоновка» произойдет перераспределение поперечных сил с изменением их величины и направления действия (рис. 4). С этого момента упруго деформированная компоновка начнет распрямляться, а изгибную линию оси компоновки можно описать уравнением (3), полученным аналогично (2), при рассмотрении консоли в сечениях И = х, начиная от свободного конца консоли (рис. 4, Б):

У2=24Н(ХМ13Х+314)

(3),

тривает применение расчетной схемы для равномерно-нагруженной консоли (рис. 2, 3).

Статическое состояние забойной системы до момента касания корпусом ЗД стенки скважины представлено на рисунке 3 (А).

Очевидно, что линия локального искривления ствола будет полностью повторять линию упруго изогнутой оси компоновки, которая описывается дифференциальным уравнением для упруго-изогнутой оси консоли, из [10] имеем:

Расчет прогиба свободного конца консоли - у, в рассматриваемом сечении при 11=0...х начиная от защемленного конца консоли (рис. 3, Б):

дЦ.*

Кривая, определяемая данным уравнением, является линией оси упруго-деформированной забойной компоновки и определяет линию локального искривления ствола на I участке, до момента появления точки касания ТК2 (рис. 4, А).

где: х - расстояние от свободного конца консоли до рассматриваемого сечения, х = 0.11.

Положение точки касания ТК2 (ее координаты), определяющее длину направляющего участка компоновки - 11, рассчитывается аналитически, путем нахождения корней удовлетворяющих уравнениям (2) и (3). Или графически -найти точку пересечения соответствующих кривых зависимостей, разместив их в единой системе координат XOY с центром О, путем поворота одной из кривой на соответствующий угол (с введением углового коэффициента а). Результаты расчета значений прогиба оси забойной компоновки для I этапа процесса искривления приведены в таблице 1, графическое построение - на рисунке 5. Как видно из таблицы, точка касания корпуса забойного двигателя со стенкой скважины ТК2 появляется при длине направляющего участка компоновки И = 5800 мм, при величине зазора между долотом и корпусом ЗД: Дf = у1 -у2 = 25,245 мм и находится на расстоянии И = 2900 мм от долота, где значения прогибов примерно равны ^=0,058 мм), а кривые У1 и У2 пересекаются (рис. 5).

РАСЧЕТ II ЭТАПА ПРОЦЕССА ИСКРИвЛЕнИЯ

После определения местоположения опорной точки ТК2 дальнейший расчет производится с учетом ее влияния на

Таблица 1. Результаты расчетов значений прогиба свободного конца компоновки (для I этапа) и показателей е искривления

11, мм 0 1000 2000 2900 4000 5000 5800 R*, м 1, °/м

у1, мм 0 -0,04 -0,63 -2,80 -10,14 -24,77 -44,82 157,7 3,63

у2, мм 0 2,25 0,67 -2,86 -8,71 -14,67 -19,57

Дf = у1 -у2 0,058 (ТК2) 25,24

Примечание: * - Радиус искривления R определяется по положению «трех точек», координаты которых выделены в таблице.

ООО «Пермская сервисная компания «Буртехнологии» предлагает технологический комплекс строительства скважин, включающий в себя растворы для первичного вскрытия продуктивных пластов, подготовки ствола скважины к цементированию, крепления обсадных колонн и перфорационные жидкости для вторичного вскрытия пластов.

Виптвхналагии

псрмскйя сервисная компании

Присутствие в разрезе трещиноватых пород

" Поглощения бурового раствора вплоть до катастрофических

Непроизводственное время от 20 до 40% на ликвидацию поглощений

L_

Большие материальные и временные затраты

Наличие в разрезе зон АНПД и АВПД

Сложность подбора технических жидкостей

" Неэффективное освоение

сложности

Межколонные перетоки и прорывы газа во время цементирования

Снижение качества цементирования

" Капитальные ремонты

Восточная Сибирь

решения

Мониторинг скважин

" Анализ применявшихся ранее технологий

" Учет отрицательного опыта других компаний

Корректировка технологии

Оперативность решения проблем во время бурения

Оперативность корректировки технологии

Анализ сопровождения

" Выводы на основе суммированных данных

" Совершенствование технологии

Технологический Комплекс

Беспроблемная проводка скважины

Качественное цементирование

Легкое освоение с получением ожидаемого дебита

£ = работа на результат

на правах рекламы

Качество для будущего. Качество будущего. Буртехнологии.

С нами работают:

- ОАО «Газпром» - ОАО «НефтьТехСервис» - ОАО «НГК «Славнефть» - ОАО «Buzachi Operating Ltd»

- ОАО «Лукойл-Пермь» - ОАО «Онтустик Мунайгаз» - ООО «БК «Евразия» - ОАО «ERRIEL Corporation s.r.o.»

строительство скважин

Длина направляющей части, LI, м

5400 4900 4400 3900^3400"^ 00 2400 1900 1400 900 400 0

ТК2(2900; -2,8)

\Y2(5800; -19,57)

f Прогиб оси

*CY1(5800; -44,82) компоновки, Y, мм

0.000

-10.000

-20.000

-30.000

^0.000

L -50.000

■ Кривая траектории ствола ■ Изгибная линия оси компоновки

Рис. 5. Графики зависимости уравнений (2) Y1 и (3) Y2

состояние системы. Расчетная схема для II этапа процесса искривления ствола представляет собой консольную балку, состоящую из двух участков: И - направляющей части (консоли), 12 - 2-опорной балки (рис. 4, Б). Расчеты проводятся для каждого из участков в отдельности в следующей последовательности:

1. Определяются необходимые расчетные параметры 2-опорной балки: Максимальный угол поворота оси балки в точке опоры - ТК2, от действия сил 2-го участка:

Прогиб консоли рассчитывается путем сложения прогибов свешивающегося конца консоли у1 и образованного вследствие угла поворота - у2:

yi=24EJ(xMllX3+6ll2)<2)

У2= бткз^

(6), (7).

Суммарный прогиб в рассматриваемых сечениях консоли равен:

У=У1+У2

(8).

9тЯ,=

ж

24EJ

(4).

Действие консоли на опорную точку ТК2 балки приравнивается к воздействию пары сил, в результате которого образуется поворот:

9ткз=

9кЧ 6EJ

(5).

2. Аналогично расчету I этапа процесса искривления проводится расчет консоли, и определяется прогиб в рассматриваемых сечениях балки, начиная от свободного конца консоли, и с учетом влияния действия сил опорной балки в ТК2 определяется точка касания ТК3. Суммарный прогиб консоли в рассматриваемых сечениях определяется

Рис. 6. Состояние системы в конце II этапа процесса искривления (А). Расчетная схема забойной компоновки для III этапа (Б)

путем сложения величин прогибов по формулам (2) и (8).

РАСЧЕТ III ЭТАПА ПРОЦЕССА ИСКРИВЛЕНИЯ

В соответствии с расчетной схемой, принятой для II этапа, и по аналогии производится расчет III этапа процесса искривления ствола, и определяются координаты точки касания - ТК4. Окончательные результаты расчетов всех трех этапов процесса искривления заносятся в сводную таблицу расчетов (табл. 2).

В завершение по результатам проведенных расчетов проводится графическое построение траектории ствола с соединением кривых каждого этапа с учетом соблюдения последовательности и приведением их в единую систему координат XOY с центром О. Пользуясь методом построения окружности «по трем точкам» [11] (по координатам трех опорных точек системы ТК2, ТК3, ТК4), строим окружность, радиус которой будет определять общее искривление ствола (рис. 7). Как видно из рисунка, траектория ствола волнообразная и состоит из трех дугообразно-искривленных локальных участков, имеющих собственную кривизну, отличную от кривизны общего интервала. Так, для рассматриваемой компоновки (дол. 0215,9 мм с Э-164) общий расчетный показатель искривления ствола всего интервала бурения (включающего три локальных участка) составил i = 1,42°,10 м (или 0,142°/м), что весьма близко к промысловым данным (см. приложение 1).

выводы

1. Аналитическими расчетами подтвержден факт образования локального искривления ствола скважины с волнообразным профилем и неравномерной кривизной ствола в интервалах бурения с «гладкой» КНБК.

2. Предложен метод определения параметров локального искривления ствола в зависимости от механических и геометрических характеристик применяемых КНБК.

3. Линия локального искривления участка ствола в вертикальной плоскости не является окружностью, а кривизна ее растет от нуля до максимума в интервале длины направляющего участка компоновки.

Мобильные буровые установки

Предназначены для текущего, капитального рено н тай -бурен и я -с к в эж й н с у ст ь е в ы м давлением до 35 МПа; освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин глуби н о й до 5000 метр ов

ЛЕБЕДКА СО ШВЕДСКИМ ГИДРОПРИВОДОМ \ О ВЕРХНИЙ СИЛОВОЙ ГИДРОПРИВОД С ПИТАНИЕМ ОТ ШТАТНОЙ ГИДРОСИСТЕМЫ

Отдел сбыта: тел./факс (3435) 345-293, 345-435, 345-104 E-mail: 791@uvz,tu

Служба сервиса: тел. {3435) 344-235. факс (3435) 344-507 Разработчик ОАО "Спецмаш11 (Санкт-Петербург) Тел.: -¡-7 в12 3200324

\ www.uvz.ru

WWWbRALVAGONZAVOD.COM

Таблица 2. Расчетные показатели положения характерных точек и искривления ствола

Коорд.ТК X, мм Y, мм m2-1, рад m3-2, рад Xo, м Yo, м R, м i, °/10м

ТК2 2900 -2.80 0.0122 0.0267 0.990 402.2 402.2 14.24

ТК3 8900 -76.05

ТК4 14600 -228.59

Рис. 7. Общий вид забойной системы по окончании III этапа процесса искривления ствола

4. Показано, что участки с локальным искривлением ствола являются составляющими и образующими элементами искривленного участка и определяют его общую направленность и величину кривизны.

Приложение 1. Данные инклинометрии искривлением (прибор ИН1-721) и пока

5. Зная параметры локального искривления ствола и имея возможность их регулирования, можно повысить качество формирования ствола и эффективность заканчивания скважины.

юла на участке с локальным ель кривизны ствола

№ Точек измерений Глубина по стволу, м Зенитный угол, град Азимут, град Темп искривления, град/м

1 674 96.6 45.1 -0.45

2 676 96.8 45.4 0.2

3 678 96.2 45.5 -0.6

4 680 96.15 45.7 -0.05

5 682 95.55 45.4 -0.6

6 684 95.35 45.7 -0.2

7 686 94.65 45.7 -0.7

8 688 94.5 46.2 -0.15

9 690 94 46 -0.5

10 692 93.8 46.1 -0.2

11 694 93.3 46.2 -0.5

12 696 93.05 46.3 -0.25

13 698 92.5 45.4 -0.55

14 700 92.3 45.5 -0.2

15 702 91.75 45.8 -0.55

16 704 91.75 45.7 0

17 706 91.3 45.8 -0.45

18 708 91.25 46.1 -0.05

19 710 90.9 46.8 -0.35

20 712 90.85 45.9 -0.05

21 714 90.6 45.7 -0.25

Литература:

1. Дороднов И.П. О локальном искривлении керна и ствола скважины, вызываемое положением бурильной колонны // Нефтяное хоз-во. - 1970, №12.

2. Бронзов А.С, Васильев Ю.С, Шет-лер Г.А. Турбинное бурение наклонных скважин. - М: Гостоптехиздат, 1960. -144 с.

3. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин.

- М: Недра, 1990. - 348 с.

4. Повалихин А.С. Солодкий К.М, Ша-тровский А.Г. Оптимизация параметров управляемых КНБК для бурения субгоризонтальных интервалов профиля направленных скважин // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - № 4, 2008. - с. 6-9.

5. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. - М: Недра, 1973. - 214 с.

6. Сушон Л.Я, Емельянов П.В, Мулла-галиев Р.Т. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири.

- М: Недра, 1988. - 123 с.

7. Шагисултан И.З., Биишев А.Г., Ка-гарманов Н.Ф. Разработка технологии проводки наклонных скважин в Башкирии без применения отклонителей// Отчет/ БашНИПИнефть, Уфа, 1988, 32 с.

8. Самигуллин В.Х, Ризванов Н.М, Юмашев Р.Х, Логинов Б.В, Халявкин В.И. Новые достижения в области горизонтального бурения // Нефтяное хоз-во. -1992, №4.

9. Межотраслевой научно-информационный сборник (МНИС). Газетная и журнальная информация. Серия: Строительство скважин. Часть 4 (16). - М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

10. Тимошенко С.П. Сопротивление материалов, т. 1,2. - М: Наука, 1965.

11. Paul Bourke. Вычисление окружности по трем точкам (в переводе Кантора И.А.).

Ключевые слова: локальное искривление ствола, параметры локального искривления, профиль ствола горизонтальной скважины, неориентируемые КНБК, прогноз траектории ствола.

ОБЪЕДИНЕННАЯ ТОРГОВАЯ КОМПАНИЯ

©ГИДРОМАШСЕРВИС

поставляет оборудование, производимое предприятиями Группы ГМС, и реализует комплексные проекты. Филиалы и представительства ЗАО «ГИДРОМАШСЕРВИС» расположены в различных регионах России, СНГ и дальнего зарубежья.

Инженерные решения для управления потоками

ГРУППА

НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ОАО «ГМС Насосы» Ливны

ОАО «Ливнынасос» Ливны

АО «Сумский завод «Насосэнергомаш» Сумы, Украина

ОАО «Завод «Промбурвод» Минск, Беларусь

ОАО «ВНИИАЭН» Сумы, Украина

ОАО «ГМС Бытовые насосы» п. Бавлены, Владимирская обл.

НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ОАО «ГМС Нефтемаш» Тюмень

ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика» Тюмень

ЗАО «Нижневартовскремсервис» Нижневартовск

ОАО «Димитровградхиммаш» Димитровград

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО

ОАО «Гипротюменнефтегаз» Тюмень

ОАО «Институт «Ростовский

Водоканалпроект»

Ростов-на-Дону

ОАО «Томскгазстрой» Томск

ОАО «Трест Сибкомплект-монтажналадка» Тюмень

КОМПЛЕКСНЫЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Разработка новых конструкций насосов, производство и поставка насосных агрегатов:

для магистрального, внутрипромыслового, межпромыслового транспорта нефти и нефтепродуктов

для систем ППД

для добычи нефти

для откачивания жидкостей из емкостей и резервуаров

мультифазные насосы и агрегаты

автономные дизель-насосные агрегаты

Шеф-монтаж, пусконаладка

Сервисное обслуживание, ремонт и модернизация

Реализация ЕРС проектов

Приглашаем посетить наш стенд на выставке «НЕФТЬ И ГАЗ 2011» 21-24 июня 2011 г., ЦВК "Экспоцентр" стенд № 2206,2 павильон, 2 зал

Г

Россия, 105037, Москва ул. 3-я Прядильная, 6А тел.:+7 (495) 730 02 33 факс: +7(495)730 0236 www.hms.ru www.grouphms.ru