Бурение ступенчатым забоем как средство ограничения искривления скважины

Drilling with stepped face as mean to restrict deviation of well

Yu. Gerzhberg, Ukhta State technical University

Работа посвящена вопросам предупреждения искривления вертикально заданных скважин в условиях разбуривания легко размываемых пород. Приведены данные о сравнительной эффективности компоновок со ступенчатым забоем и маятникового типа. Показаны определенные преимущества первых как по эффективности ограничения искривления, так и по предупреждению прихвата бурового инструмента, и приведен их рекомендуемый состав.

The article is devoted to prevent deviation of vertically induced wells in the conditions of drilling of easily washed rocks. The article gives data on comparative efficiency of BHA with stepped face and pendulum BHA. There are the certain advantages of the first ones on efficiency to deviation restriction and on prevention the drilling tool sticking, there is given their recommended composition.

При выборе технологии предупреждения искривления скважины учитываются требования по допустимому отклонению ствола скважины от вертикали и к его локальным перегибам, оценка затрат на решение задачи, уровень безопасности применяемой технологии, скорость бурения. Использование таких современных средств «вертикального бурения», как забойные регуляторы вертикальности ствола, отклонители с забойными двигателями не всегда экономически обоснованы и технологически реализуемы как из-за свойств бурового раствора, так и из-за опасности прихвата компоновки низа бурильной колонны (КНБК, компоновки).

В зависимости от условий бурения применяют различные типы компоновок.

Не ориентируемые компоновки:
  • маятниковые КНБК используют силы отвеса нижней части компоновки, возникающие при отклонении ствола скважины от вертикали;
  • жесткие КНБК включают элементы (утяжеленные трубы) или специальные сборки повышенного веса и жесткости, несколько центрирующих устройств, обеспечивающих прямолинейность оси компоновки в стволе скважины;
  • компоновки для бурения со ступенчатым забоем, включающие расширитель большего диаметра, чем диаметр долота;
  • динамические (разновесные) КНБК, включающие эксцентрически расположенные трубы, при вращении которых центробежные силы и прилегание значительной части компоновки к стенке скважины способствуют стабилизации ее оси;
  • сверхтяжелые компоновки для ствола большого диаметра, в том числе для бурения реактивно-роторным способом с использованием сборки из нескольких (двух-трех) параллельно установленных забойных двигателей.
Ориентируемые компоновки:
  • активные КНБК с устройствами для автоматического регулирования трассы скважины в рамках минимального зенитного угла скважины;
  • компоновки с забойными двигателями и кривыми переводниками между шпинделем и корпусом двигателя, и/или между верхним концом двигателя и УБТ для периодической правки направления скважины;
  • «прямые» компоновки с эксцентрическим ниппелем на шпинделе двигателя для бурения с вращением труб ротором и периодической правки направления скважины при необходимости.
Область рационального применения основных типов компоновок, используемых для ограничения искривления скважины, приводится в табл. 1 с расшифровкой условных обозначений в табл. 2 и 3. КНБК маятникового типа наиболее распространены как средство ограничения искривления скважины из-за их простоты. Однако эффективны такие компоновки в ограниченных условиях: при среднем и низком уровне влияния «геологии» на искривление скважины, незначительном размыве ствола.
Табл. 1. Рекомендации по выбору типов компоновки в зависимости от влияния геологических условий на искривление вертикально заданного ствола скважины
Табл. 2. Группирование условий для выбора компоновок низа бурильной колонны в табл. 1
Табл. 3. Группирование типов компоновок низа бурильной колонны в табл. 1
Уровень осложненности ствола в приведенной классификации оценивается по вероятности прихвата компоновки в результате ее заклинки, прилипания, завала обрушивающейся породой, шламом. В подстрочных знаках в колонке 9 указываются условия по колонкам 6-8. Для категории условий по строке 5 могут применяться «гладкие» компоновки без центрирующих элементов (кроме режима форсированного бурения).

Помимо таких геологических факторов, как наклонное залегание пластов, слоистость и сланцеватость породы, несогласное залегание отложений на искривление скважины влияет и различие диаметра ствола и центратора. В условиях размыва ствола возможность регулирования трассы скважины с помощью центрирования или маятникового эффекта в КНБК резко снижается. В работе [1] отмечено, что при увеличении диаметра ствола на 10 – 15% от номинала, компоновки, основанные на использовании опорных элементов, становятся малоэффективными. Условия бурения в пластичных и легкоразмываемых породах (растворимых солях, глинах) отличаются тем, что помимо размыва ствола в призабойной зоне нередко происходит его сужение в вышерасположенных интервалах из-за текучести или набухания породы. При этом продолжительная работа на забое нередко приводит к прихвату компоновки при ее подъеме.
Рис. 1. Компоновка для бурения ступенчатым забоем
1 – долото,
2 – УБТ;
3 – переводник;
4 – многошарошечный
расширитель;
5 – УБТ;
6 – прямолопастной
центратор;
7 – бурильные
трубы
В условиях неизбежного размыва ствола скважины, например, при разбуривании солей (хлоридов), следует рассмотреть целесообразность применения компоновок для бурения ступенчатым забоем (рис. 1) с учетом новых исследований. Такая технология ранее применялась при разбуривании мягких глинистых отложений на площадях Северного Кавказа и твердых пород на месторождениях Западной Украины [2, 3].

При бурении ступенчатым забоем происходит перераспределение осевой нагрузки между долотом и расширителем. Расширитель является надежным центратором со свойствами шарнира, что позволяет существенно повысить маятниковый эффект в условиях непрочных пород на стенке скважины.

Ступенчатый забой в определенных условиях позволяет повысить общую скорость проходки за счет уменьшения площади фронтального разрушения породы долотом и образования зоны предразрушения на ступенчатом забое. При этом существуют некоторые ограничения по использованию таких компоновок из-за опасности поломки, зависания расширителя, дополнительных затрат на буровой инструмент.

Бурение ступенчатым забоем может быть эффективным в следующих случаях:
  • при бурении ствола большого диаметра, где ранее практиковалось бурение долотом «среднего» диаметра с последующим расширением до номинального диаметра;
  • при бурении ствола среднего и малого диаметра в условиях, когда применение жестких компоновок, а также компоновок с несколькими центраторами может вызвать прихват инструмента;
  • при бурении в очень мягких породах, когда из-за размыва ствола центрирование обычных компоновок неэффективно, а искривление скважины наблюдается вследствие переслаивания пород, наклона пропластков.
Зазор по диаметру между наддолотной ступенью (направляющим участком) и стенками скважины может быть минимизирован до 6 – 12 мм без опасности прихвата в вышерасположенной части ствола скважины. В основной части ствола зазор составляет 30 – 60 мм, что обычно достаточно для свободного движения компоновки. Такая компоновка также стабилизирует направление скважины при разбуривании перемежающихся по твердости пород. Диаметр центратора с прямыми лопастями может быть на 3 – 6 мм меньше номинального для предупреждения прихвата компоновки в вышерасположенной суженной части ствола, уменьшения образования на нем сальника из глинистых пород и шлама.

Удельная скорость на долоте может быть выше или ниже, чем на расширителе, при этом осевая нагрузка перераспределяется между долотом и расширителем. Поэтому в перемежающихся по твердости породах эффективность бурения ступенчатым забоем может быть ниже, чем в однородной толще. При бурении в мягких и очень мягких породах проблем с перераспределением нагрузки практически не существует.

Научно-техническое обоснование применения компоновок для бурения ступенчатым забоем основывается на исследовании напряженно-деформированного состояния (НДС) таких компоновок и определения технологического траекторного угла (ТТУ) [4], характеризующего возможность ограничить искривление скважины. Определение НДС таких компоновок и технологического траекторного угла выполнялось с помощью специализированной программы ЭВМ [5]. На рис. 2 приведены формы этой программы в блоке расчета компоновок. В проведенных исследованиях были рассмотрены и отобраны как наилучшие следующие варианты КНБК для бурения ступенчатым забоем:
  • диаметр расширителя и конечный диаметр ствола – 444,5 мм; диаметр долота – 393,7 мм; диаметр направляющего участка – УБТ квадратного сечения с диагональю 293 мм длиной 8 – 10 м; расширитель; свеча УБТ 241 – 244 мм – 36 м; УБТ 229 или 203 мм – 72 м;
  • диаметр расширителя и конечный диаметр ствола – 393,7 мм; диаметр долота – 349,2 мм; диаметр направляющего участка – УБТ квадратного сечения с диагональю 293 мм длиной 8 – 10 м; расширитель; свеча УБТ 241 – 244 мм – 36 м; УБТ 229 или 203 мм – 72 м; УБТ 178 – 9 м;
  • диаметр расширителя и конечный диаметр ствола – 295,3 мм; диаметр долота – 269,9 мм; диаметр направляющего участка – УБТ диаметром 241 – 244 мм длиной 8 – 10 м; расширитель – 295,3 мм; УБТ 229 мм – 72 м; УБТ 178 – 9 м;
  • диаметр расширителя и конечный диаметр ствола – 215,9 мм; диаметр долота – 190,5 мм; диаметр направляющего участка – УБТ диаметром 178 мм длиной 6 – 8 м; расширитель; УБТ 178 мм – 72 м; УБТ 165 – 36 м.
Рис. 2. Порядок расчета компоновки с расширителем 295,3 мм и долотом 269,9 мм
а) ввод исходных данных; б) ввод состава компоновки и условий расчета; в) результаты расчета
Для ствола номинальным диаметром 295,3 мм и больше оптимальной является длина направляющего участка 8 – 10 м, для ствола 215,9 мм – 6 – 8 м. Расположение центратора над расширителем обязательно. Рекомендуемое расстояние от долота до центратора в стволе с зенитным углом до 2 – 4 градусов для номинального диаметра ствола 444,5 мм – 22 – 28 м; для ствола 393,7 мм – 20 – 26 м; для ствола 295,3 мм – 18 – 22 м и для ствола 215,9 мм – 14 – 16 м.

На рис. 3 приведены в качестве примера графики зависимости модуля ТТУ от зенитного угла скважины при разном диаметре ее ствола для компоновок со ступенчатым забоем и маятникового типа. Как видно из этих графиков, размыв ствола влияет на эффективность компоновок со ступенчатым забоем (рис. 3 а) существенно меньше, чем на эффективность маятниковых КНБК, и величина ТТУ в этих компоновках больше, чем в компоновках маятникового типа (рис. 3 б).
Рис. 3. Графики зависимости ТТУ от зенитного угла и диаметра ствола скважины при диаметре расширителя 295,3 мм
а) для компоновок со ступенчатым забоем;
б) для маятниковых компоновок

Заключение

1. Разработаны методология и блок программы ЭВМ для расчета трассовых характеристик компоновок бурения ступенчатым забоем.

2. Эффективность ступенчатых компоновок по ограничению искривления скважины существенно выше, чем маятниковых, особенно при размыве ее ствола, и такие компоновки менее прихватоопасны, чем другие.

Литература

  1. Гержберг Ю.М. Выбор состава компоновки низа бурильной колонны на основе расчета ее напряженно- деформированного состояния и оценки траекторных углов // Бурение и нефть. 2013. №4. С. 12 – 15.
  2. Лошкарев К.И., Гержберг Ю.М., Шаньгин А.Н. Новый способ предупреждения искривления скважин. Грозный: Чечено-ингушское книжное издательство, 1965. 35 с.
  3. Яремейчук Р.С., Райхерт Л.А. Бурение стволов большого диаметра. М.: Недра, 1977. 174 с.
  4. Гержберг Ю.М. Научные основы и современная технология безориентированного регулирования трассы скважины/ Ю.М. Гержберг, Н.И. Кузнецов, В.И. Киршин, А.В. Кулигин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. №2, 45 с.
  5. Программа ЭВМ «Программный комплекс для проектирования оптимального состава бурильной колонны (Proek_Bur_Kol)». Ю.М. Гержберг, В.Д. Чарков //Свидетельство об официальной регистрации программы ЭВМ № 2006610570. М.: ФИПС, 2006.

References

  1. Yu.M. Gerzhberg. Composition choosing of bottom-hole assembly on basis of computing of its stress-deformation state and assessment of trajectory angles // М.: Burenie i neft. 2013. №4. Pp. 12 – 15.
  2. K.I. Loshkarev, Yu.M. Gerzhberg and A.N. Shan’gin. New method to prevent deviation of wells. Groznyy: Chechen-Ingush book publishers, 1965. 35 pages.
  3. R.S. Yaremeychuk, L.A. Raykhert. Drilling of big diameter boreholes. М.: Nedra (bowels), 1977. 174 pages.
  4. Yu.M. Gerzhberg. Scientific bases and modern technology of non-oriented regulating of well route / Yu.M. Gerzhberg, N.I. Kuznetsov, V.I. Kirshin, A.V. Kuligin // Geology, drilling, development and exploitation of gas and gas condensate fields. М.: “IRZ Gazprom” LLC, 2008. №2, 45 pages.
  5. Computer program «Program complex for projecting of optimal composition of drilling string (Proek_Bur_Kol)». Yu.M. Gerzhberg, V.D. Charkov //Certificate on official registration of computer program № 2006610570. М.: FIPS, 2006.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Гержберг Ю.М.

    Гержберг Ю.М.

    к.т.н., доцент

    Ухтинский государственный технический университет

    Просмотров статьи: 6596

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru