CC BY
27БУРЕНИЕ
УДК 622.24
А.М. Фролов, аспирант, e-mail: andf698@icloud.com; В.П. Матюшин, ассистент, e-mail: konesev.burenie@mail.ru; Т.Д. Дихтярь, к.т.н, доцент, e-mail: dihttd@gmail.com, ФГБОУ ВПО «УГНТУ»; В.Г. Конесев, к.т.н, главный специалист, ООО «Газпромнефть Научно-технический центр», e-mail: Konesev.VG@gazpromneft-ntc.ru
Взаимодействие колонны бурильных труб со стенкой скважины
В статье показана необходимость модификации процесса трения между обсадной и бурильной колоннами при строительстве нефтегазовых скважин. Произведен эмпирический расчет действительного коэффициента трения между бурильными трубами и внутренней стенкой обсадной колонны, основывающийся на промысловых данных. Показана экономия ресурса глубинного оборудования при использовании специализированных смазочных добавок.
Ключевые слова: усилие прижатия, триботехническое взаимодействие, износ бурильных и обсадных труб, смазочная добавка, промывочная жидкость, эксплуатация бурильных труб.
Конструктивные решения при проектировании буровых долот и забойного оборудования, совершенствование организации процесса и технологии строительства нефтяных и газовых скважин позволили существенно повысить коммерческую скорость бурения. В условиях Западной Сибири на Приобском, Лянторском, Федоровском, Мало-Балыкском, Тарасовском и других месторождениях бурение интервала под эксплуатационную колонну зачастую осуществляется за одно долбление, поэтому суммарный путь трения, пройденный бурильной колонной в условиях прижатия к стенке обсадной колонны за период строительства скважины, минимизирован. Рассмотрим подробнее конструкцию и профиль таких скважин. Вскрываемые продуктивные залежи, относящиеся к меловому и морскому периодам мезозойских отложений, находятся на глубине 2-2,5 тыс. м, при кустовом бурении отход от устья таких скважин составляет 500-1500 м, углы входа в продуктивную залежь в основном близки к 900. Геологический разрез позволяет проводить набор параметров кривизны практически из-под направления. Таким образом, набор параметров кривизны происходит
при бурении интервала под колонну 0 245 мм, и взаимодействие бурильных труб с внутренней поверхностью кондуктора происходит при интенсивных контактных нагрузках. Учитывая, что кондуктор спускается до глубины 650-900 м для перекрытия верхних неустойчивых глинистых отложений, а эксплуатационная колонна спускается от устья, износ обсадных труб 0 245 мм не особенно влияет на дальнейшую эксплуатацию скважины. Основной фронт буровых работ России в конце XX - начале XXI в. располагался на территории Западной Сибири,что обусловило направление научных исследований процесса трения и изнашивания бурильных и обсадных колонн в среде промывочных растворов, проводимых при разработке новых смазочных композиций, преимущественно применительно к условиям Западной Сибири. На фоне падения продуктивности и роста себестоимости добычи нефти в Западносибирском регионе [1] значительно возросли объемы бурения в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Она расположена в пределах Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Площадь провинции составляет 350 тыс. км2, включает
Ижма-Печорскую, Печоро-Колвин-скую,Хорейвер-Мореюскую,Север-но-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район. Наиболее значительные месторождения: Ошское, Южно-Ош-ское, Усинское, Вуктыльское, Харья-гинское, Варандейское, Инзырейское, Пашшорское и т.д.
Рассмотрим геолого-технические условия бурения скважин на Южно-Ош-ском нефтяном месторождении. Скважины Инзырейского, Пашшорского, Осокинского месторождений имеют аналогичную конструкцию и профиль. На рисунке схематично представлены конструкция и профиль типовой скважины.
Продуктивным является староосколь-ский горизонт среднего девона, сложенный серыми кварцевыми пористыми песчаниками. Проектом предусмотрена либо открытая конструкция забоя, либо крепление нецементируемым перфорированным хвостовиком. Первичное вскрытие продуктивного пласта в целях сохранения его проницаемости производится с применением раствора на углеводородной основе после спуска эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта.
14
№ 2 февраль 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Таблица 1. Усилие на крюке в зависимости от коэффициента трения
Коэффициент трения Нагрузка на крюке, т, при движении колонны Интенсивность боковой силы, т/м
вверх вниз вращение вверх вниз вращение
0,15 138 102 122 3-3,2 1,8-3,2 2-2,1
0,3 162 88 118 3,5-4,5 1,9-3,4 2-2,1
0,45 188 75 117 3,6-5,5 2,6-3,5 1,9-2
В разрезе присутствуют серпуховские отложения нижнего карбона, сложенные доломитизированными известняками. Крайне высокий риск возникновения дифференциальных прихватов во время бурения при вскрытом серпуховском ярусе диктует необходимость скорейшего его перекрытия обсадной колонной и проектирования профиля таким образом, чтобы падение зенитного угла (традиционно скважины имеют S-образный профиль) завершалось до вскрытия серпуховского горизонта. Ниже по разрезу располагаются аргиллиты с редкими прослоями алевролитов и песчаников тиманского, саргаевского, джьерского подъярусов верхнего девона, длительное взаимодействие которых с промывочной жидкостью приводит к интенсивным, почти катастрофическим, вплоть до потери ствола, обвалообра-зованиям. Необходимо отметить, что задонский горизонт верхнего девона имеет крайне высокий показатель аномальности, и для создания противодавления на пласт необходимо утяжелять промывочную жидкость до плотности 1,3-1,5 г/см3.
Учитывая сравнительно большую глубину залегания продуктивных пластов и в целях уменьшения металлоемкости конструкции скважины, эксплуатационная колонна 0 178 мм, перекрывающая тимановские, саргаевские, джьерские, задонские отложения, спускается хвостовиком. Интенсивное взаимодействие бурильной колонны происходит с внутренней поверхностью технической колонны, особенно на участке набора зенитного угла, что не может не сказаться на продолжительности безремонтной эксплуатации скважины. Аналогичная ситуация наблюдается на скважинах площади Тарим в Китае. Интенсивность изнашивания обсадных колонн настолько высока, что часто происходит потеря герметичности, финансово-временные затраты на ремонт-но-изоляционные работы возрастают [2].
Степень износа обсадной и бурильной колонн при бурении скважины зависит от нескольких факторов: интенсивности прижатия бурильной трубы к стенке скважины, триботехнических свойств буровой промывочной жидкости, сум-
марного пути трения бурильной колонны.
Нами выполнены расчеты интенсивности силы прижатия бурильной колонны к стенке скважины и нагрузки на крюке при различных операциях с помощью специализированной программы Landmark WeLLPLan. Программа проводит точный поэлементный анализ бурильной колонны. Анализ учитывает такие факторы, как коэффициент трения пар «сталь - сталь», «сталь - горная порода», параметры талевой системы, физические и геометрические параметры бурильных труб. Известно, что коэффициент трения между бурильными трубами и стенками скважины может варьировать от 0,1 до 0,5 [3]. Традиционно на производстве при проведении расчетов принимают коэффициент трения пары «бурильная труба - обсадная колонна» рав-
ным 0,15, а коэффициент трения пары «бурильная труба - фильтрационная корка» - 0,3. Программа Well.PI.an позволяет произвести калибровку коэффициентов трения на основе разницы между рассчитанной и действительной нагрузками на крюке. Профиль и конструкция скважин Южно-Ошского и Осокинского месторождения позволяют провести экспериментальную оценку взаимодействия поверхностей бурильных и обсадных колон, т.к. участок открытого ствола вертикален и, следовательно, боковое прижимающее усилие и сила трения мало влияют на результат расчета. Проведенный нами расчет и калибровка коэффициента трения, базирующаяся на промысловых данных, показали, что реально коэффициент трения между бурильными трубами и обсадной колонной составляет 0,27-0,42.
Таблица 2. Скорость изнашивания образца стали в различных средах при различных значениях
интенсивности нагрузки
Среда Скорость изнашивания стали, мм/ч, при интенсивных нагрузках, Н/мм
133 166 200
Вода 0,23 0,29 0,37
БГР 0,35 0,55 0,64
ГР 0,14 0,32 0,46
БГР + Лубриол 0,11 0,18 0,23
БГР + МО 0,05 0,11 0,14
Эмульсия 0,08 0,14 0,15
Таблица 3. Коэффициент трения пары «ст. 45 - ст. 40Х» в различных средах
Среда Коэффициент трения при нагрузках различной интенсивности, Н/мм
133 166 200
Вода 0,280 0,380 0,350
БГР 0,543 0,530 0,539
ГР 0,401 0,340 0,370
БГР + Лубриол 0,110 0,091 0,190
БГР + МО 0,071 0,133 0,103
Эмульсия 0,041 0,040 0,086
БУРЕНИЕ
Таблица 4. Шероховатость поверхности эталонного образца, изготовленного из стали 40Х
Среда Шероховатость
Ra, мкм Rz, мкм
До опыта После опыта До опыта После опыта
Вода 1,03 4,36 6,16 18,72
ГР 0,1 2,27 1,31 7,57
БГР 0,83 5,50 7,76 26,6
БГР + Лубриол 1,1 0,68 6,34 4,48
БГР + МО 1,23 0,98 6,02 4,21
Эмульсия 1,11 0,89 5,86 5,06
Необходимо отметить, что обсадные трубы часто контактируют с поверхностью замков бурильных труб. Средняя длина замкового соединения составляет 0,5 м, длина бурильной трубы - 12 м. Произведя расчет бокового прижимающего усилия, получим, что интенсивность боковой силы прижатия варьируется от 4 до 14 т/м на участке набора и от 0,8 до 3 т/м - на участке падения зенитного угла. На основе анализа карточек отработок долот можно оценить суммарный путь трения бурильной колонны. Без учета вращения он составляет 40-50 тыс. м при длине ствола 3,6 тыс. м. Вращающаяся в скважине бурильная колонна совершает сложное движение: вращение
Рис. Конструкция и профиль типовой скважины
оси труб вокруг оси скважины и одновременное вращение вокруг своей оси. Соотношение этих скоростей вращения и определяет размер поверхности контакта и скорость износа внутренней поверхности обсадных труб. Поэтому при подсчете суммарного пути трения бурильных труб необходимо провести анализ положения колонны в скважине при роторном бурении. Провести такой анализ позволяет программа Well.PI.an. Расчеты с учетом режимов бурения и проработки (нагрузка на крюке, технические характеристики ВЗД,скорость вращения ротора, давление циркуляции, расход промывочной жидкости) показали, что на участке набора зенитного угла бурильная колонна, как
правило, прижата к «верхней» стенке технической колонны, т.е. вращается с проскальзыванием. Основываясь на проектных данных, суточных рапортах станции ГТИ и инженеров по отработке долот, получим, что суммарный путь, пройденный бурильной колонной с учетом вращения, составил 350-400 тыс. м. При освоении скважины суммарное перемещение труб НТК или СБТ малого диаметра может составить 15-25 тыс. м. Результаты расчета усилия на крюке при подъеме бурильной колонны из скважины, приведенные в таблице 1,показывают, что путем улучшения смазочной способности промывочных растворов можно значительно снизить усилие на крюке при технологических операциях, т.е. добиться экономии ресурса талевого каната, бурильных труб, трансмиссионных механизмов, экономии топлива и электроэнергии.
Все это диктует необходимость дальнейшего изучения и модифицирования процесса трения между поверхностью бурильных и обсадных труб. Существующие смазочные добавки к буровым промывочным жидкостям не могут в полной мере обеспечить необходимую модификацю процесса трения поверхностей бурильных и обсадных труб в среде промывочной жидкости [4, 5]. Для изучения взаимодействия поверхностей бурильных и обсадных труб применяются тестер смазочной способности буровых растворов FANN Lubricity Tester и машина трения ИИ 5018 [4, 5, 6]. В Китайском нефтяном институте проводятся триботехнические испытания на натурном стенде [2], состоящем из вращающейся бурильной трубы и прижимающегося к ней образца обсадной трубы. Длительность испытаний составляет до 8 часов. Все указанные средства испытаний имитируют взаимодействие обсадной и бурильной колонн при роторном бурении и проработках, к тому же испытания в Китайском нефтяном институте крайне громоздки и длительны. Путь, пройденный бурильной колонной при СПО, составляет значительную часть суммарного пути трения, поэтому необходимо проводить исследование процесса трения при прямолинейном движении труб.
16
№ 2 февраль 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Из-за отсутствия на сегодняшний день машин трения, позволяющих провести испытания смазочных свойств при прямолинейном движении образцов в агрессивных средах с регистрацией силы трения в режиме реального времени, нами разработана методика трибологических испытаний процесса изнашивания обсадных и бурильных труб при СПО на базе модифицированной машины трения УМТ 2168. Проведенные пилотные испытания дали положительные результаты и наметили возможные пути модификации процесса трения между бурильной и обсадной колоннами (табл. 2, 3). Эталонные образцы, образующие пару трения, изготовлены из стали 40Х (образец, совершающий возвратно-поступательное движение и имитирующий работу замков бурильных труб) и из
стали 45 (материал обсадных колонн), линейная скорость скольжения образцов - 0,05-0,18 м/сек. Средой для проведения опытов являются наиболее распространенные в строительстве и эксплуатации скважин технологические жидкости: вода, безглинистая промывочная жидкость (БГР), буровой промывочный раствор на основе монтмориллонитовой глины (ГР), обратная эмульсия, а также безглинистая промывочная жидкость, обработанная реагентом Лубриол (смазочная добавка для буровых растворов) и модифицированным оксалем (МО) - разработкой кафедры бурения УГНТУ. Различие результатов лабораторных испытаний и расчетов, основанных на промысловых данных, по всей видимости, обусловлено характером рельефа трущихся поверхностей. Параметры ше-
роховатости образцов машины трения представлены в таблице 4. Для реальных бурильных труб значение параметра Ra (среднее арифметическое отклонение профиля) может достигать 18, значение параметра (высота неровностей профиля по десяти точкам) - 54. Таким образом, улучшение показателей трибологических свойств промывочных агентов применительно к паре трения «бурильная труба - обсадная колонна» является актуальной задачей для совершенствования техники и технологии бурения глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях. Модифицированная машина трения УМТ 2168 позволяет реализовать схему «плоскость - плоскость» и исследовать процессы трения между поверхностью бурильных и обсадных труб в среде промывочной жидкости.
UDC 622.24
A.M. Frolov, postgraduate student, e-mail: andf698@icloud.com; V.P. Matushin, assistance, e-mail: konesev.burenie@mail.ru; T.D. Dikhtyar, Cand. Tech. Sci, assistance professor, e-mail: dihttd@gmail.com, SEI HPE «USPTU»; V.G. Konesev, Cand.Tech.Sci, chief specialist, e-mail: Konesev.VG@gazpromneft-ntc.ru, Ltd «Gazpromneft Scientific-Technical Center»
Interaction between Drilling String and Wall of Well
Necessity of drilling string - casing string friction process modification is shown in this article. Field data based empirical calculation of friction coefficient between drilling and casing string walls is made by special computer program. Economy of down hole equipment durability due to application special lubricity agent is shown.
Keywords: side force, tribology interaction, normal wear and tear of drilling and casing tube, lubricity agent, drilling mud, drilling pipe exploration.
References:
1. Skvazhin mnogo ne byvaet (There cannot be too many wells) // Oil service. - 2013. - No. 2.
2. By Han Yong, Ji Bingyin, Ouyang Chun, Xiao Guozhang, Tang Jiping, Zhang Bin and Liang Hongjun. OGJ FOCUS: Experiments illuminate reasons for casing wear // Oil and Gas Journal. - 2010. - May 10.
3. Johancsik C.A., Friesen D.B., Dawson R. Journal of Petroleum Technology. - 1984. - June. - Pp. 987-992.
4. Ismakov R.A., Konesev V.G., Matyushin V.P., Frolov A.M., Konesev G.V. Razrabotka smazochnykh materialov dlya promyvki skvazhin slozhnogo profilya (Development of lubricants for designer wells flushing) // Collection of studies of the XII International Conference «Tribology and reliability». - Pp. 136-142.
5. Frolov A.M., Konesev G.V., Ismakov R.A., Trushkin O.B. Issledovanie i razrabotka sredstv snizheniya iznosa obsadnykh kolonn pri burenii glubokikh skvazhin (Research and development of technologies to reduce casing strings wear when drilling deep wells) // Collection of studies of the XII International Conference «Tribology and reliability». - Pp. 152-154.
6. Matyushin V.P., Frolov A.M., Salikhov I.F., Konesev G.V. Issledovanie i razrabotka sredstv uluchsheniya pokazatelei tribotekhnicheskikh svoistv burovykh promyvochnykh zhidkostei (Research and development of technologies to improve performance of tribotechnical properties of drilling fluids) // Oil and Gas Engineering. - 2013. - No. 2. - Pp. 42-46.
Литература:
1. Скважин много не бывает // Нефтесервис. - 2013. - № 2.
2. By Han Yong, Ji Bingyin, Ouyang Chun, Xiao Guozhang, Tang Jiping, Zhang Bin and Liang Hongjun. OGJ FOCUS: Experiments illuminate reasons for casing wear // Oil and Gas Journal. - 2010. - May 10.
3. Johancsik C.A., Friesen D.B., Dawson R. Journal of Petroleum Technology. - 1984. - June. - Pp. 987-992.
4. Исмаков Р.А., Конесев В.Г., Матюшин В.П., Фролов А.М., Конесев Г.В. Разработка смазочных материалов для промывки скважин сложного профиля // Сборник научных трудов XII Международной конференции «Трибология и надежность». - С. 136-142.
5. Фролов А.М., Конесев Г.В., Исмаков Р.А., Трушкин О.Б. Исследование и разработка средств снижения износа обсадных колонн при бурении глубоких скважин // Сборник научных трудов XIII Международной конференции «Трибология и надежность». - С. 152-154.
6. Матюшин В.П., Фролов А.М., Салихов И.Ф., Конесев Г.В. Исследование и разработка средств улучшения показателей триботехнических свойств буровых промывочных жидкостей // Нефтегазовое дело. - 2013. - № 2. - С. 42-46.
