Эффективность применения легкосплавных бурильных труб ЛБТПН 90 х 9П при бурении боковых стволов малого диаметра в сложных геолого-технических условиях западно-сибирских нефтегазовых месторождений

Buyanovsky I. Effectiveness of application of light alloy drill pipes of improved dependability LAIDP 90 x 9P for drilling of slim side holes in complicated geological and technical conditions of west siberian oil and gas fields

A. DVORNIKOV, R. ISHKININ, Catobneft LLC V. BASOVICH, I. BUYANOVSKY, Aquatic-Drill Pipes LLC

На месторождениях ХМАО выработаны технологические решения и накоплен серьезный опыт бурения боковых стволов малого диаметра.

The paper describes the developed technology solutions and vast experience of drilling slim side holes at KMAA fields.

Сегодня на многих западно – сибирских месторождениях – Приобском, Суторминском, Тавлино-Руссинском и др., наиболее перспективной и распространенной становится такая конструкция скважины: из «окна» 5–??, 6–?? или 7? эксплуатационной колонны (ЭК) долотами малого диаметра (до ?152,4 мм) бурится боковой ствол (БС), в том числе горизонтальный, протяженностью до 1000 м, предназначенный для последующего спуска и установки в нем 4? или 4?? хвостовика с фильтром.

На территории ХМАО эксплуатируются порядка 60 месторождений, каждое из которых имеет свои индивидуальные особенности и свой набор требующих решения проблем горно-геологического и технологического характера.

В частности, здесь накоплен большой опыт и выработаны технологические решения проводки БС малого диаметра в сложных горно-геологических условиях.

Основными ограничениями при зарезке и бурении нижних интервалов БС в таких скважинах являются сложности доведения осевой нагрузки и вращающего момента до долота в процессе преодоления сил сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК), а также вопрос очистки наклонных и горизонтальных БС от шлама.

Как показывает опыт ООО «Катобьнефть», одним из наиболее эффективных путей проводки боковых наклонно-направленных стволов в сложных горно-геологических условиях Приобского месторождения явилось включение легкосплавных бурильных труб повышенной надежности ЛБТПН-90х9П в компоновку БК [1].

Они разработаны ООО «Акватик-Бурильные трубы», изготовливатся из высокопрочного коррозионно-стойкого алюминиевого сплава 1953Т1 и оснащены стальным замком ЗЛКБ-108/54,0 с резьбой З-86. В средней части этих труб выполнено протекторное утолщение, предназначенное для защиты от износа основного тела трубы, повышения ее продольной устойчивости и лучшего центрирования в стволе скважины [2].

Для бурения БС малых диаметров в 6–?? или 7? ЭК могут использоваться также алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 103х11П, а при проводке протяженных горизонтальных стволов, где особые требования предъявляются к очистке скважины, наибольший эффект дает применение легкосплавных бурильных труб в габаритах 90х9 или 103х11 с наружным винтовым оребрением [3].

В настоящей статье анализируются технико-технологические преимущества ЛБТПН-90х9П по сравнению со стальными бурильными трубами (СБТ) близких типоразмеров и обобщается значительный промысловый опыт ООО «Катобьнефть» проводки БС с применением алюминиевых бурильных труб на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Томскнефть–ВНК», ООО «Роснефть–Юганскнефтегаз» и др.

Мощность вскрываемых эксплуатационных объектов АС10-12 на Приобском месторождении, находящихся в интенсивной разработке, превышает 300 м. В соответствии с техническим заданием вскрытие этих пластов необходимо выполнять с близким к вертикальному зенитным углом входа и смещением от старого забоя в среднем на 300 – 400 м.

На рис. 1 представлен среднетиповой для Приобского месторождения профиль БС малого диаметра, с вертикальной глубиной более 2700 м, полным смещением от устья «материнской» скважины 1500 – 2000 м и проектным забоем 3300 – 3700 м.
Рис. 1. Среднетиповой для Приобского месторождения профиль БС малого диаметра – с вертикальной глубиной более 2700 м, полным смещением от устья «материнской» скважины 1500 – 2000 м и проектным забоем 3300 – 3700 м
При этом максимальная интенсивность набора кривизны на некоторых участках БС может достигать 5 град/10 м, что, в свою очередь, приводит к заметному росту знакопеременных изгибных напряжений в бурильных трубах, а следовательно, к снижению усталостной выносливости бурового инструмента.

Кроме того, в связи с изменчивыми и непрогнозируемыми гидродинамическими условиями залегания проектных пластов, а также из-за техногенного влияния соседних нагнетательных скважин для предотвращения нефтегазоводопроявлений требуется утяжеление бурового раствора до 1,40 – 1,60 г/см3. При этом, как следствие, при бурении возможны затяжки инструмента, вызванные дифференциальным прихватом КНБК из-за высоких прижимающих сил, обусловленных перепадом забойного давления системы «скважина – пласт».

Как показывают промысловая практика и расчеты напряженно-деформированного состояния БК, для проводки БС в таких сложных геолого-технологических условиях использование всего сортамента стальных бурильных труб (СБТ) – как отечественного, так и зарубежного производства, – ограниченных в диаметре до 89 мм, оказывается неэффективным в связи с возможными затяжками и прихватами БК.

В частности, при использовании СБТ БК–89х8,0 марки «Е» с уменьшенными бурильными замками диаметром до 105 мм, подходящими для бурения БС из обсадной колонны с ограниченным внутренним диаметром 122 – 130 мм, величина фактически действующей осевой растягивающей нагрузки в рассматриваемых скважинах достигает 80 тонн, а величина затяжек – 40 тонн. В сочетании с другими видами нагрузок, действующими на бурильный инструмент (крутящий момент, изгиб, в том числе знакопеременный, внутреннее избыточное давление и т. п.), эквивалентные напряжения в СБТ могут превышать значения, допустимые их прочностью.

По этой причине приходилось применять современные методы моделирования бурения, вырабатывая очень сложные проекты строительства БС на Приобском месторождении, включающие в дизайне БК до пяти секций СБТ диаметром 73 – 89 мм.

С целью исключить осложнения в виде затяжек и тем самым снизить риск аварий с СБТ на Приобском месторождении были испытаны более пяти принципиально различных систем бурового раствора; свыше десятка скважин проведено с внедрением различных технических устройств (протекторы, включая антиприхватную комбинированную свечу, различные типы расширителей, бицентричные долота, осцилляторы, сложные дизайны бурильной колонны, состоящие из секций колонн СБТ 73 – 89 мм, маятники, гидрокольматирующие насадки и т.д); разработаны и внедрены нацеленные на снижение прихватоопасных рисков технологические решения по режиму бурения (углубление БС с многократными проработками, многократное расхаживание инструмента, щадящий запуск насосов и т.п.). Как правило, применение всех этих решений приводило к значительному снижению скорости проходки, однако практически существенно не отражалось на величине возникающих затяжек.

Учитывая, что все виды напряжений в БК обусловлены, в первую очередь, собственным весом бурильных труб в буровом растворе, в конце 2010 г. было принято решение провести предварительные расчеты и промысловые испытания облегченной БК – с включением в нее секции, оснащенных протектором легкосплавных бурильных труб повышенной надежности ЛБТПН 90х9П из алюминиевого сплава 1953Т1.

Расчеты были выполнены ООО «Акватик-Бурильные трубы» с помощью специализированной компьютерной программы 3 – DDTН (Dril l– Drag-Torque – Hydraulic) согласно представленным ООО «Катобьнефть» исходным данным по пробуренной ранее типовой скважине №6717 – БС в кусте №214у. Выбор скважины обусловлен тем, что БС в интервале 3002 – 3135 м был пробурен стальной БК, а при бурении следующего интервала 3135 – 3249 м в состав БК была включена секция ЛБТПН – 90х9П.

Таким образом, появилась возможность прямого сравнения в идентичных геолого-технических условиях бурения БС расчетных и промысловых данных по стальной и комбинированной компоновкам БК.

БС в скважине №6717 бурился из расположенного в диапазоне 2405 – 2408 м окна эксплуатационной колонны ?146,0 мм. Состав КНБК-126 при бурении нижнего интервала БС включал: долото БИТ-126, винтовой двигатель ДВ-95, телесистему APS-89, УБТ-108. Расчетная длина КНБК-126 составляет 24,0 м, масса – 1120 кг.

Коэффициенты трения в контактах БК со стенками скважины принимались равными:
  • 0,35 – в парах «сталь–сталь» и «сталь–алюминий»;
  • 0,40 – в парах «порода-алюминий» и «порода-сталь».
Распределение температуры по стволу рассчитывалось с градиентом 2,8 °C/100 м.

Метод бурения – комбинированный, с применением ДВ-95 при одновременном вращении БК ротором. Принятые в расчете параметры режима бурения на отметке 3135 м:
  • осевая нагрузка на долото – 4,0 тс;
  • частота вращения долота – 160 – 180 об/мин ( ДВ-95)+ 40 об/мин (ротор);
  • механическая скорость бурения – 2 м/ч;
  • расход бурового раствора – 9 л/с;
  • плотность бурового раствора – 1400 кг/м3.
В табл. 1 приведены составы сопоставляемых компоновок БК при бурении на отметке 3135 м.
Табл. 1. Состав сравниваемых компоновок БК
при бурении на проектной отметке 3135 м
Основные результаты расчетов напряженно-деформированного состояния БК в компоновках по сравниваемым вариантам при бурении БС и выполнении СПО на проектной отметке 3135 м приведены в табл. 2. Для оценки адекватности расчетов в ней представлены некоторые фактические данные измерений параметров нагружения БК. Кроме того, приведены полученные на основании измерений максимальные значения затяжки инструмента при его отрыве от забоя.
Табл. 1. Состав сравниваемых компоновок БК при бурении на проектной отметке 3135 м
Табл. 2. Основные результаты расчетов стальной и комбинированной БК и сравнение с промысловыми данными
Анализ приведенных в табл. 2 сравнительных данных показывает, что расхождения между расчетными и фактическими параметрами работы БК не превышают 10%, свидетельствуя о достаточно высокой достоверности расчетов по программе 3 – DDTH. Включение в состав компоновки БК секции длиной 770 м алюминиевых бурильных труб ЛБТПН 90х9П из сплава 1953Т1 за счет облегчения инструмента и соответственного уменьшения сопротивлений на его перемещение и вращение обеспечило:
  • снижение веса на крюке при подъеме инструмента на 15,6 тнс, в том числе за счет лучшей вписываемости и проходимости в искривленных участках ствола алюминиевых бурильных труб, менее жестких, чем СБТ того же типоразмера;
  • снижение на 2,5 кН*м крутящего момента на приводе ротора.
Коэффициент запаса прочности стальной БК при подъеме (1,41) оказался ниже нормативного значения (1,5), что подтверждает высокую опасность рисков затяжек и аварий с более тяжелыми СБТ. Применение в комбинированной компоновке БК более легких ЛБТПН 90 х 9П обеспечило повышение коэффициента запаса прочности до 1,82. Оснащенные протектором ЛБТПН 90 х 9П в процессе бурения и спуска сохраняли достаточно высокий уровень продольной устойчивости при заданной осевой нагрузке на долото.

На рис. 2 для стальной и комбинированной компоновок представлено полученное расчетным путем сопоставление распределений по длине БК удельных боковых усилий, прижимающих бурильные трубы к стенкам ствола скважины в процессе подъема инструмента с отметки 3135 м.
Рис. 2. Сопоставление распределений по длине стальной или комбинированной БК удельных боковых усилий, прижимающих бурильные трубы к стенкам ствола скважины в процессе подъема инструмента с отметки 3135 м
Как следует из диаграмм на рис. 2, боковые прижимающие усилия, приложенные к стальной БК, существенно выше сил, приложенных к облегченной комбинированной компоновке. Соответственно в стальной БК будут выше и силы сопротивления (трения) при перемещении и вращении инструмента. При этом разница в значениях удельных прижимающих усилий для стальной и комбинированной компоновок тем больше, чем выше естественная интенсивность искривления ствола скважины. Физически эти результаты объясняются как меньшим весом, так и меньшей изгибной жесткостью алюминиевых бурильных труб по сравнению с СБТ.

По нашему мнению, именно увеличенные прижимающие усилия, наряду с дифференциальным прихватом труб в утяжеленном буровом растворе, являются основными причинами появления затяжек, фиксируемых, как правило, при подъеме стальной БК и не наблюдающихся при использовании комбинированной компоновки с ЛБТПН 90х9П.

На рис. 3 представлено сравнение растягивающих усилий, которые можно довести по стальной или комбинированной БК до КНБК, прихваченной на отметке 3135 м в зависимости от усилия на крюке буровой установки.
Рис. 3. Сравнение растягивающих усилий, которые можно довести по стальной или комбинированной БК до КНБК, прихваченной на отметке 3135 м, в зависимости от подъемного усилия на крюке буровой установки
Как видно на рис. 3, через облегченную комбинированную компоновку БК до КНБК – 126, прихваченной на отметке 3135 м, можно при одинаковом усилии на крюке довести большую, по отношению к стальной БК, растягивающую нагрузку, что повышает эффективность работ по ликвидации прихвата силовыми методами.

Так, например, при максимально допустимом усилии на крюке 960 кН, когда коэффициент запаса прочности по обеим сопоставляемым компоновкам равен 1, до прихваченной КНБК по стальной БК можно довести растяжение, равное 100 кН, тогда как по комбинированной компоновке эта величина составит 145 кН.

В дальнейшем промысловый опыт ООО «Катобьнефть» проводки БС на «тяжелых» растворах с использованием секции ЛБТПН 90х9П из сплава 1953Т1 длиной до 800 м со средними проектными забоями 3300 – 3500 м полностью подтвердил преимущества комбинированной компоновки перед стальной [1,4]. Величина действующих растягивающих нагрузок составила расчетные значения 65 – 70 т (на 15 – 20 т меньше, чем при использовании стальных бурильных труб), и осложнения в виде затяжек до 40 т прекратились.

По состоянию на октябрь 2014 г. ООО «Катобьнефть» успешно пробурила более 150 БС с применением труб ЛБТПН 89х11.

На первый взгляд, инновационным применение алюминиевых бурильных труб не назовешь, однако в Западно-Сибирском нефтегазовом бассейне при проводке БС малого диаметра данное решение до сих пор является безусловно прогрессивным и может быть рекомендовано к более широкому внедрению в практику бурения.

Литература

  1. Дворников А.А. Применение легкосплавных бурильных труб ЛБТПН 89х11 в сложных геологических условиях бурения боковых стволов на Приобском месторождении // Нефть и газ. 2011. №2.
  2. Басович В.С., Буяновский И.Н., Сапунжи В.В. Комбинированные бурильные колонны для проходки горизонтальных участков и боковых стволов малого диаметра с применением алюминиевых труб // Oil &Gas Eurasia. 2014. №5.
  3. Басович В.С., Буяновский И.Н., Сапунжи В.В. Перспективы применения легкосплавных бурильных труб с наружным спиральным оребрением для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов // "Бурение и нефть. 2013. №6.
  4. Басович В.А., Буяновский И.Н., Сапунжи В.В. Применение трубных изделий из алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей отрасли // Oil &Gas Eurasia. 2013. №6.

References

  1. Dvornikov A.A. Using of alloy drill pipe LBTNP 89x11 in the difficult geological conditions sidetracking at the Priobskoye field // Oil and Gaz. 2011 No2
  2. Basovich V.S., Byianovskiy I.N., Sapunzhi V.V. “Combined drill string for drilling horizontal sections and sidetracks of small diameter using aluminum pipes” Oil and Caz Eurasia 2014, No 5
  3. Basovich V.S., Byianovskiy I.N., Sapunzhi V.V. Prospects of application of alloy drill pipes with outer spiral finning for drilling horizontal wells and sidetracks // Drilling and oil. 2013. No. 6.
  4. Basovich V.S., Byianovskiy I.N., Sapunzhi V.V. “Using of tubular products from aluminum alloys in the oil and gas industry” // Oil &Gas Eurasia. 2013. No. 6.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Дворников А.А.

    генеральный директор

    ООО «Катобьнефть»

    Ишкинин Р.Т.

    технический директор

    ООО «Катобьнефть»

    Басович В.С.

    Басович В.С.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО «Акватик – Бурильные Трубы»

    Буяновский И.Н.

    Буяновский И.Н.

    к.т.н., ведущий инженер

    ООО «Акватик – Бурильные Трубы»

    Просмотров статьи: 3664

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru