CC BY
126
УДК 622.248
ПУТИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИЛИПАНИЯ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ К СТЕНКЕ СКВАЖИНЫ
Ю.М. ГЕРЖБЕРГ*, В.И. КИРШИН**, А.В. КУЛИГИН**, Н.И. КУЗНЕЦОВ***, А.Н. ГОРБИКОВ***
*Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта
**ОАО «Газпром», г. Москва
***ООО «Газпром переработка», г. Ухта
В статье приводятся технологические решения, направленные на многократное уменьшение площади контакта компоновки с глинистой коркой. Они достигнуты путем использования промежуточных опорных элементов разной конструкции, которые имеют больший диаметр утяжеленных труб, но меньший, чем у долота. На основе расчетов напряженно-деформированного состояния компоновки в ограниченном стенками скважины пространстве, получены зависимости, определяющие размещение опорных элементов в зависимости от соотношения диаметров труб и опорных элементов, а также зенитного угла прямолинейного участка скважины.
Ключевые слова: компоновка низа бурильной колонны, прилипание, предупреждение прихвата, промежуточная опора
YU.M. GERZHBERG, V.I. KIRSHIN, А.У. KULIGIN, N.I. KUZNETSOV, A.N. GORBIKOV. PREVENTION WAYS OF BHA STICKING TO THE WALL OF WELL
We consider prevention issues of BHA sticking as a result of its sticking to the well wall. The technological decisions on repeated reduction of the area of BHA contact with a clay crust by use of intermediate basic elements of different design which have the diameter bigger than the weighted pipes, but smaller than the chisel are provided. On the basis of calculations of the intense - deformed condition of BHA in the space limited to well walls, we received the dependences defining placement of basic elements depending on a ratio of diameters of pipes and basic elements, and an antiaircraft corner of a rectilinear site of well.
Key words: BHA, sticking, sticking prevention, intermediate stool
На многих площадях условия бурения скважин характеризуются сложными горно-геологическими условиями. Они способствуют возникновению таких осложнений, как прихват бурильной колонны из-за прилипания компоновки ее низа к стенке скважины. Сходные условия возникают также при бурении в условиях аномально низких давлений в первую очередь на месторождениях, находящихся в эксплуатации на площадях, где осуществляется строительство скважин для ПХГ. Помимо этого образование опасной глинистой корки (корка) происходит и при аномально высоком пластовом давлении, когда используется буровой раствор высокой плотности. Из-за опасности проявления флюидов перепад давления при этом поддерживается на значительном уровне.
На стенках скважины нередко образуется значительная по толщине корка с частицами выбуренной породы, с которой контактирует компоновка. Анализ материала, налипающего на элементы ком-
поновки, в первую очередь на калибраторы, центраторы и эксцентрические опорные элементы, показывает, что он содержит до 50% твердых вкраплений из измельченного шлама. Этому способствует наличие в разрезе значительной доли глинистых пород наряду с высокопроницаемыми отложениями. Следует отметить, что применение малоглинистых и безглинистых буровых растворов не решает полностью проблему предотвращения прилипания компоновки к стенке скважины из-за активной наработки из разбуриваемых пород коллоидных фракций.
Ранее выполненные исследования [1-4] и анализ современных данных показывают, что на площадях, где строительство скважин ведется с большими перепадами давления, ликвидация прихватов из-за прилипания компоновок обычно в 4060 % случаев заканчивается бурением новых стволов. Расхаживание и отбивка бурильной колонны при практикуемых составах компоновок обычно не
приводит к ликвидации прихвата, за исключением операций на небольших глубинах и при малых перепадах давления. В некоторых случаях ликвидации таких прихватов способствуют установка нефтяных ванн, которые снижают адгезионные свойства среды в зоне прихвата и уменьшают перепад давления между скважиной и породой, а также применение устройств, вызывающих колебания колонны.
Процесс развивается по времени и в ряде случаев силы прихвата превышают допустимую осевую нагрузку на бурильную колонну, что не позволяет освободить прихваченный инструмент и приводит к перебуриванию больших интервалов. Известные мероприятия по предупреждению прихватов такого рода: добавки в буровой раствор смазывающих компонентов, уменьшение длины компоновки не всегда предотвращают прилипание компоновки и ее последующий прихват. Разработка решений по составу компоновки, при котором обеспечиваются ее функциональные свойства по решению трассовых задач, а также минимизируется площадь контакта труб с коркой, позволяет не только обеспечить бурение ствола в заданном направлении, но и предотвратить прихваты компоновки в сложных горно-геологических условиях.
Определение сил взаимодействия компоновки со стенкой скважины, в том числе с коркой, осуществляется путем расчета напряженно-деформированного состояния компоновки в ограничивающем пространстве, представленным слоем пластичной опоры в пределах толщины корки и жесткой опорой, которой является порода, слагающая стенки скважины. Перемещение трубы к стенке скважины определяется гравитационными силами, деформацией изгиба, а также перепадом давления между скважиной и порами породы с одной стороны, и реакцией на опорах с другой. Со временем, по мере углубления труб в корку, силы прихвата компоновки возрастают до определенного предела, но в последующем они стабилизируются. Время развития этого процесса зависит от свойств корки, геометрии компоновки, перепада давления и составляет от нескольких минут до нескольких часов. На скорость и силу прихвата компоновки влияют: длина и местоположение компоновки в момент прихвата, сечение скважины, глубина и температура на забое, зенитный угол, кривизна оси скважины, плотность, реологические свойства, водоотдача, наличие смазывающих добавок в буровом растворе.
Конструкция компоновки оказывает определяющее влияние на ее взаимодействие с коркой. Отсутствие опорно-центрирующих элементов, большая длина, малая разница диаметров скважины или выработки на ее станке и труб способствуют прилипанию компоновки. Современный опыт бурения скважин, например, на месторождениях Прику-банья (площади Прибрежная, Песчаная, Беликов-ская) показывает, что и при самых коротких компоновках длиной до 20 м в условиях применения утяжеленных буровых растворов (вызванного возможностью проявления пластового флюида), большого перепада давления, проницаемых пород прихват происходит в течение 8-15 мин.
Задача минимизации контакта труб с коркой и предотвращения прилипания к ней компоновки решается путем регулирования состава компоновки. В первую очередь определяются местоположение, диаметр, оптимальное число опорно-центри-рующих элементов при задаваемых толщине и свойствах корки, перепаде давления между стволом и пластами пород. При этом основным требованием к компоновке остается выполнение ею трассовых функций. Выбор дополнительных опорно-центрирующих элементов (помимо инструмента для регулирования трассы скважины) осуществляется с помощью специализированной программы ЭВМ [5] для расчета компоновок низа бурильной колонны. Расчет осуществляется в два этапа:
1) на первом - производится расчет состава компоновки, обеспечивающего выполнение трассовой задачи при оптимальной массе и длине комплекта УБТ;
2) на втором этапе после определения положения одного или двух нижних центраторов с целью выполнения трассовой задачи производится уточняющий расчет размещения вспомогательных опорных элементов, предотвращающих прилегание УБТ к стенке скважины по большой длине.
На основе расчетов с помощью программы ЭВМ для заданных условий определяются все искомые данные и, в конечном счете, разрабатываются мероприятия для предупреждения прилипания компоновки к стенке скважины в конкретных условиях как по составу компоновки, так и регулированию параметров бурового раствора. Основой предлагаемых мероприятий по предупреждению прихвата вследствие прилипания компоновки к корке является размещение в ней элементов увеличенного по сравнению с трубами диаметра. В качестве таких элементов могут быть использованы центраторы или калибраторы, переводники увеличенного по сравнению с утяжеленными бурильными трубами диаметра, но существенно меньшего, чем долото диаметра.
При опасности налипания на такие элементы глинистого материала и образования сальников рекомендуется использование опорных устройств с разнесенными по длине трубы лопастями, расположенными таким образом, чтобы обеспечить центрирование утяжеленных труб. В качестве подобных опор могут использоваться «скалки» УБТ с закрепленными на них тремя или четырьмя лопастями, удаленными друг от друга на 350-400 мм и смещенными по сечению относительно друг от друга соответственно на 120° или 90°. Длина лопастей составляет 250-300 мм, по контактной поверхности - 200-250 мм. Лопасти шириной от 40 до 60 мм в зависимости от диаметра долота устанавливаются в пазах глубиной 20-25 мм, выполненных в теле утяжеленной трубы и выфрезерованных параллельно ее оси. До установки в пазы и закрепления в них сваркой эти лопасти армируются твердосплавными пластинами в пазах или круглыми вставками плоской поверхностью наружу (диаметр 10-12 мм) в шахматном порядке с шагом 3540 мм.
Рис. Результаты расчета площади контакта компоновки с глинистой коркой и сил, необходимых для ее отрыва от стенки скважины с установкой противо-прихватных опор диаметром 254 мм
Техническая характеристика центрирующих устройств с разнесенными лопастями
Диаметр такого центрирующего устройства по лопастям может быть существенно (на 20-25 мм) меньше диаметра долота, что достаточно для отдаления трубы от стенки скважины на значительном расстоянии от центратора. В таблице приведены основные характеристики лопастных центрирующих устройств с разнесенными опорами. Применение подобных центрирующих устройств обеспечивает надежное удаление тела УБТ от стенки скважины на расстоянии вверх-вниз до 8-12 м (в зависимости от диаметра долота), не способствует заклиниванию компоновки на искривленных и суженных участках скважины, а также при осаждении твердого материала. Масштабное практическое использование подобных устройств, изготовленных собственными силами, осуществлялось в период 1980-1990 гг. в ПО «Ухтанефтегазгеология» Мингео СССР.
Помимо лопастных устройств в качестве опорных элементов могут быть использованы короткие (0,8-1,2 м) «скалки» УБТ увеличенного диаметра, например, 254-273 мм для долот 295,3 мм и большего диаметра. Такие устройства уменьшают вероятность налипания на опору глинистого материала со стенок скважины по сравнению с лопастными центраторами, образования сальников на них, прихвата при осыпании шлама. Для снижения скорости абразивного износа поверхности таких опор в них могут быть закреплены вставки из твердосплавного материала.
Работоспособность опоры поддерживается путем перенарезки резьбы через определенное время. Суммарный ресурс по времени работы опоры для периодически перенарезаемых резьбовых соединений и сокращения длины опоры и износа его корпуса по диаметру в большинстве условий бурения близок.
На рисунке в качестве примера приведены результаты расчета оптимального размещения противоприхватных элементов в роторных компоновках для долот 295.3 мм с компоновкой длиной 72 м при зенитном угле 20°. Для облегчения отрыва компоновки от стенки путем воздействия волновыми методами в случае прихвата на ее конце рекомендуется устанавливать центратор, противодействующий затаскиванию компоновки в желоб.
Обработка многочисленных результатов расчетов размещения опорных элементов для предотвращения прилипания компоновки позволила получить зависимость рекомендуемого расстояния L
между ними в зависимости от соотношения диаметров УБТ и опорных устройств, зенитного угла в прямолинейном стволе скважины:
L = 2,32-10 - 6,95'102'П-2 + 5.42-107- d-3 + 39,2 а-04,
где D и d - диаметр соответственно опорного элемента и УБТ, мм; а - зенитный угол на рассматриваемом участке скважины, градус.
Приведенная формула соответствует толщине корки 5 мм. В случае отличия толщины корки от этого значения изменяют диаметр опорного элемента на удвоенную разность значений эталонной (5 мм) и рассчитываемой толщины корки. Например, при фактической толщине корки 3 мм диаметр опорного элемента принимают на 4 мм больше, при фактической толщине корки 6 мм - на 2 мм меньше. Диапазон рассматриваемых условий: диаметр долота от 215,9 до 444,5 мм, зенитный угол от 1 до 30°.
Выводы
На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
1) применение нескольких (3-4) опорных элементов позволяет многократно уменьшить вероятность прилипания компоновки в зоне залегания проницаемых пород;
2) диаметр опорных элементов может быть существенно меньше диаметра долота, но больше диаметра УБТ не менее чем на 15-25 мм;
3) в качестве опорных элементов могут использоваться как центраторы меньшего диаметра, чем долото, так и изготовленные из труб квадратного сечения детали или УБТ большего диаметра, чем используемые в компоновке;
4) рациональное размещение таких опор определяется путем расчета на ЭВМ с учетом диаметра скважины, толщины корки, состава компоновки, радиуса кривизны и зенитного угла скважины;
5) отсутствие опорных устройств в компоновке может привести к прилипанию труб, которое невозможно освободить без обрыва бурильной колонны, вместе с тем большое число таких устройств и приближение их диаметра к диаметру долота увеличивают опасность прихвата при оседании шлама и породы в случае прекращения промывки;
6) для отдаления верхнего конца компоновки от глинистой корки, существенного повышения эффективности волновых методов освобождения бурильной колонны от прихвата полезным мероприятием является установка на верхнем конце компоновки переводника увеличенного диаметра или центратора, препятствующего также затаскиванию ее в желобную выработку.
Литература
1. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин. М.: Недра, 1984. 207 с.
2. Шерстнев Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979. 304 с.
№ п/п Диа- метр доло- та* Диаметр корпуса центратора Диаметр по лопастям Длина трубы Длина/ ширина лопасти/ их количество Глуби- на паза
1 444.5 241-254 420-430 3000- 3500 300/60/4 30
2 393.7 370-380
3 295.3 229 270 300/50/3 25
4 215.9 178 205 2500- 3000 270/40- 45/3 20
Примечание. * все линейные размеры приведены в мм.
3. Александров М.М. Взаимодействие колонны
труб со стенками скважины. М.: Недра,
1982. 144 с.
4. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении. М.: Недра, 1987. 237 с.
5. Гержберг Ю.М., Чарков В.Д. ФС по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам № 2006610567 от 09.02.2006. Программный комплекс для проверочного расчета состава бурильной колонны (Prov_ Виг_Ко1).
Статья поступила в редакцию 30.07.2012.
