Применение упорного резьбового соединения для эффективного заканчивания горизонтальных скважин

Application of semi-premium connection for efficient horizontal completions

S. REKIN, A. AGISHEV, A. PAVLOV,
«TMK-Premium Service» LLC,
D. FEDOSEEV,
«SamaraNIPIneft» LLC

В последние годы наблюдается тенденция к усложнению технологии бурения на территории РФ. В основном это связано с ростом объемов горизонтального бурения и увеличением длины горизонтальных интервалов. Во время спуска колонн в наклонно-направленные и горизонтальные скважины обсадная колонна и резьбовое соединение испытывают сложное напряженное состояние от одновременного действия осевой силы, изгибающей нагрузки и дифференциального давления. При этом наиболее уязвимым элементом является соединение. Эффективность на сжатие 50 % – 80 % по телу трубы становится недостаточным техническим параметром для сохранения работоспособности колонны и обеспечения герметичности. В статье представлены результаты математического моделирования методом конечных элементов (МКЭ) для соединений API Buttress и TMK UP CWB, а также результаты стендовых испытаний резьбовых соединений класса «премиум» TMK UP CWB колонны типоразмером 177,89,19 N80.

In recent years, there has been a tendency to complicate the drilling technology in the territory of the Russian Federation. This is mainly due to the increase in the volume of horizontal drilling and the increase in the length of horizontal intervals. During the descent of columns into directional and horizontal wells, a casing string and a threaded joint are subjected to a complex stress state from the simultaneous action of axial force, bending load and differential pressure. The most vulnerable element is the connection. The compression efficiency of 50 % – 80 % over the body of the pipe becomes an insufficient technical parameter for maintaining the efficiency of the column and ensuring tightness. The article presents the results of finite element mathematical modeling (EMM) for API Buttress and TMK UP CWB connections, as well as the results of bench testing of TMK UP CWB «premium» class threaded connections of the 177.8×9.19 N80 column size.

За последнее десятилетие в мире наблюдается бурное развитие технологии горизонтального бурения, применение которой позволяет увеличивать коэффициент извлечения нефти (КИН), а также вести разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Согласно данным аналитической компании RPI, в период с 2006 – 2016гг. количество горизонтальных скважин в России увеличилось в 5 раз (рис.1) [1]. Параллельно набирает популярность строительство многоствольных скважин с горизонтальным окончанием на новых скважинах или на базе старого, уже существующего фонда скважин.
Далее рассмотрим процесс спуска обсадных эксплуатационных колонн в ствол горизонтальной скважины, а также оценим напряженно-деформированное состояние как тела обсадных труб, так и резьбового соединения, в результате действия эксплуатационных нагрузок.
Во время спуска обсадных труб в горизонтальную скважину колонна испытывает разные нагрузки, которые зависят от рассматриваемого участка. Условно разделим колонну обсадных труб на два участка (рис.2):
1. Вертикальный и наклонно-направленный. На данном участке действуют положительные силы (полезные) W1, от величины которых зависит величина финального забоя и, следовательно, длина горизонтального участка;
2. Наклонно-направленный и горизонтальный. На данном участке действуют отрицательные силы W2, которые препятствуют движению колонны.


Основным критерием успешного спуска является выполнение следующего условия: W1 > W2. Значение конечной силы на обоих участках зависит от коэффициентов трения, действующих в открытом и обсаженном стволах.
Рассмотрим наклонно-направленную скважину N с максимальной интенсивностью набора кривизны 40/30м в интервале 2500 – 2600 м и горизонтальным участком длиной 915 м (рис. 3а).
На рис. 3б представлено распределение осевых напряжений в процессе спуска колонны типоразмером 177,89,19 N80 до проектной глубины 3800 м в соответствии с траекторией на рис. 3а. Максимальная ожидаемая величина осевых напряжений на сжатие достигает 392 кН в наклонно-направленном участке на глубине 2500 м (коэффициент трения в открытом стволе 0,35), согласно расчетам, произведенным в Well Plan Landmark (версия 5000.15.1.5).
Помимо осевых сжимающих усилий на тело трубы и резьбовое соединение в наклонно-направленном участке действуют изгибающие нагрузки, а также внутреннее и внешнее давление. Согласно работе [2], при рассмотрении комбинированного нагружения с учетом нагрузок от изгиба величина напряжений может быть выше в 7 – 8 раз. И в этом случае соединения с эффективностью на сжатие 50 % – 60 % не способны обеспечить работоспособность колонны.

Помимо осевых сжимающих усилий на тело трубы и резьбовое соединение в наклонно-направленном участке действуют изгибающие нагрузки, а также внутреннее и внешнее давление.
Все это влияет на выбор резьбового соединения и требует проверки работоспособности соединений при действии эквивалентных напряжений по фон Мизесу. Величина комбинированного нагружения может превышать предельно допустимые напряжения для стандартных соединений ГОСТ и API, что может привести к пластическим деформациям в области ниппеля, следствием чего становятся локальные сужения колонны, а также потеря герметичности.
На рис. 4 представлена фотография, сделанная камерой, спущенной в скважину N. Оператор использовал упорные резьбовые соединения с максимальной эффективностью на сжатие 60 %. При спуске колонны буровой подрядчик проворачивал колонну. Высокие сжимающие напряжения в наклонно-направленном участке, совместно с действием изгибающих напряжений и небольшого крутящего момента, привели к вздутию упорного торца в области муфты. Из-за локальных сужений в эксплуатационной колонне цементировочная пробка не достигла посадочного седла, что в итоге привело к увеличению срока строительства скважины.
Наличие упора в полупремиальных соединениях увеличивает эффективность на сжатие по телу трубы в сравнении со стандартными соединениями API и ГОСТ. Например, для соединения TMK UP CWB минимальная эффективность на сжатие составляет 100 %. Кроме того, упорный торец позволяет:
– обеспечить вращение колонны;
– повысить операционный момент;
– обеспечить равнопроходность для исключения проблем с эрозионным износом и язвенной коррозии от СО2.
Соединение TMK UP CWB – полупремиальное резьбовое соединение с профилем Buttress. Высокая эффективность соединения на сжатие обеспечивается конструкцией упора и жесткими требованиями по точности изготовления резьбы. Размерный ряд: 101,6 мм – 339,7 мм.
Для инженера важно выделить границу применимости соединений типа Buttress и ОТТМ для наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Для определения влияния изгибающих нагрузок при осевом сжатии на работоспособность для 177,89,19 N80 Buttress и полупремиального соединения 177,89,19 N80 TMK UP CWB проведены исследования методом конечных элементов (МКЭ) в программном комплексе Abaqus.
КЭ модель соединения API Buttress разработана на основе стандарта API Spec 5B. Механические свойства стали группы прочности N-80Q приведены в табл. 1.
Соединение TMK UP CWB – полупремиальное резьбовое соединение с профилем Buttress. Высокая эффективность соединения на сжатие обеспечивается конструкцией упора и жесткими требованиями по точности изготовления резьбы. Размерный ряд: 101,6 мм – 339,7 мм.

Расчет проводился по номинальным геометрическим размерам. Значение диаметрального натяга по резьбе для соединения API Buttress было принято в соответствии с условием свинчивания резьбы до основания треугольного знака: Δ = 0,79 мм. Значение диаметрального натяга по резьбе для соединения TMK UP CWB – в соответствии с конструкторской документацией ООО «ТМК-Премиум Сервис».
Значение сжимающей силы было принято равным 80 % от силы, соответствующей пределу текучести трубы F = -2148 кН.
Внутреннее давление было подобрано в соответствии с равенством эквивалентных напряжений 95 % от предела текучести тела трубы P = 19,9 МПа.
Одной из первых задач было определение эквивалентных и окружных напряжений при сборке соединений. Известно, что при свинчивании API Buttress до треугольного знака наблюдается нагрев муфты.
Результаты моделирования свинчивания соединения API Buttress до треугольного знака показал наличие пластических деформаций как в ниппеле, так и в муфте (рис. 5). Это обусловлено большим значением диаметрального натяга, необходимого для достижения эксплуатационного момента.
В соединении TMK UP CWB, за счет конструктивных решений, напряжения в соединении при сборке значительно ниже (рис. 5), поэтому пластические деформации присутствуют только в упорном заплечике. Кроме того, наличие упорного торца позволяет обеспечить больший оптимальный момент свинчивания по сравнению с API Buttress (табл. 2).

При моделировании приложения сжимающей силы с внутренним давлением в соединении API Buttress наблюдаются существенные зоны пластических деформаций в муфте (рис. 6). Также характерен рост окружных напряжений в муфте (рис. 6), который может приводить к ее разрушению. Таким образом, приложение сжимающей нагрузки 80% от тела трубы может вызвать разрушение соединения.
В соединении TMK UP CWB, за счет того, что сжимающая нагрузка в значительной мере компенсируется упорным торцом, пластические деформации в соединении практически отсутствуют (рис. 6, рис. 7).

В соединении TMK UP CWB, за счет того, что сжимающая нагрузка в значительной мере компенсируется упорным торцом, пластические деформации в соединении практически отсутствуют.


По результатам моделирования соединений МКЭ были сделаны следующие выводы о прочностных и эксплуатационных характеристиках соединений API Buttress и TMK UP CWB:
1. Наличие упорного торца в соединении TMK UP CWB позволяет увеличить максимальный момент свинчивания и операционный момент.
2. Пластические деформации при сборке API Buttress во время свинчивания могут снизить прочностные характеристики соединения при его эксплуатации.
3. При комбинированном нагружении в соединении Buttress появляется несколько зон, где протекают необратимые пластические деформации, которые могут повлиять как на целостность конструкции, так и на ее герметичность.
Проведенное моделирование не позволяет сделать заключение о герметичности резьбового соединения. В соответствии с полученными результатами МКЭ по соединениям API Buttress и TMK UP CWB было принято решение провести испытания полупремиального соединения TMK UP CWB на герметичность по жидкости при действии одновременно сжимающих и изгибающих нагрузок, а также внутреннего давления.
Для проведения испытаний был изготовлен образец в соответствии с конструкторской документацией ООО «ТМК-Премиум Сервис». При производстве образца отклонения геометрических параметров соединения от номинальных минимизировались.
Основными задачами стендовых испытаний были:
1. Определение влияния момента свинчивания на прочностные характеристики соединения и герметичность по жидкости.
2. Определение влияния изгибающих напряжений на работоспособность соединения.
На стенде моделировался изгиб при интенсивности набора кривизны 30/10 м, характерный для наклонно-направленных скважин.


Для исследования влияния момента свинчивания на герметичность и прочность соединения сборка стороны А производилась с моментом ниже, а сборка стороны В – с моментом выше оптимального момента свинчивания соединения.
В разработанной циклограмме нагружения точки нагружения располагались во втором квадранте диаграммы «осевая сила—давление», что соответствует области сжимающих нагрузок с внутренним давлением. Огибающая нагрузок соответствовала уровню напряжений в теле трубы 95 % от номинального предела текучести материала. Циклограмма нагружения предусматривала последовательное приложение к образцу сжимающего усилия 60 %, 80 % и 100 % от максимально допустимого в комбинации с внутренним давлением, величина которого подбиралась исходя из условия совпадения точки нагружения с огибающей нагрузок (II квадрант эллипса нагружения). После приложения сжимающей нагрузки и выдержки в течение 15 минут ее величина уменьшалась и прикладывалась изгибающая нагрузка. Затем происходила опрессовка соединения максимально допустимым давлением с нулевым уровнем осевой силы (LP1).
Огибающая нагрузки и точки нагружения представлены на рис. 8 и 9. Выдержка длительностью 15 минут проводилась для точек нагружения без индекса «а».
Испытание на герметичность проводилось с использованием жидкости в качестве испытательной среды.
В качестве критерия утечки было принято падение давления более 5% от приложенного в течение периода выдержки. Уровень напряжений в соединении контролировался с помощью тензодатчиков.
На рис. 10 представлена фотография образца TMK UP CWB типоразмером 177,89,19 N80 в сборке перед установкой в испытательный стенд. На рис. 11 испытательный образец находится в стенде перед проведением испытаний.

Соединение TMK UP CWB успешно прошло все точки нагружения, предусмотренные программой испытаний.
Результаты стендовых испытаний подтвердили выводы, полученные при моделировании МКЭ, об эксплуатационных характеристиках полупремиального соединения TMK UP CWB:
– соединение обеспечивает герметичность на воду при действии сжимающей нагрузки, составляющей 100% от допустимой по телу трубы;
– соединение обеспечивает герметичность на воду при действии комбинации сжимающей и изгибающей нагрузок (30/10 м), вызывающих максимальные эквивалентные напряжения в теле трубы, соответствующие уровню 100 % от допускаемых.
Исходя из проведенного моделирования в Well Plan скважины N, моделирования МКЭ соединений TMK UP CWB и API Buttress, а также стендовых испытаний, можно заключить следующее:
1. С увеличением длины горизонтального интервала увеличиваются осевые нагрузки на сжатие в наклонно-направленном участке.
2. При спуске в продолжительные горизонтальные интервалы колонну вращают для преобразования трения скольжения в трение качения и уменьшения силы W2 (рис. 2).
3. При рассмотрении комбинированного нагружения в наклонно-направленных интервалах (сжатие + изгиб) рекомендуется применение упорных резьбовых соединений с эффективностью на сжатие 100 %.
4. Для обеспечения вращения колонны во время спуска или цементирования требуются упорные соединения типа TMK UP CWB.
5. Математическое моделирование МКЭ в программном комплексе Abaqus комбинированного нагружения (при сжатии 80 %) показало, что в соединении Buttress появляются зоны пластической деформации, которые могут повлиять на целостность конструкции.
6. Стендовые испытания TMK UP CWB типоразмером 177,89,19 N80 показали работоспособность соединения при комбинированном нагружении с изгибом 30/10м и эффективность на сжатие по телу трубы 100 %

Литература

1. Динамика эксплуатации бурения и числа скважин, законченных строительством, в России в 2006 – 2016 годах // ЦДУ ТЭК: аналитический отчет «Российский рынок бурения: текущее состояние и прогноз до 2027 года». RPI. 2017.
2. Bending stress magnification in constant curvature dogleg with impact on drillstring and casing. SPE 22547. P.R. Paslay,
E.P. Cernocky, 1991.

References

1. Dinamika ekspluatatsii bureniya i chisla skvazhin, zakonchennykh stroitel’stvom, v Rossii v 2006 – 2016 godakh. TSDU TEK: analiticheskiy otchet «Rossiyskiy rynok bureniya: tekushcheye sostoyaniye i prognoz do 2027 goda» [Dynamics of drilling operations and the number of wells completed by construction in Russia in 2006 – 2016. TsDU TEK: analytical report «Russian Drilling Market: Current State and Forecast to 2027»]. RPI Publ., 2017.
2. Bending stress magnification in constant curvature dogleg with impact on drillstring and casing. SPE 22547. P.R. Paslay,
E.P. Cernocky, 1991.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Рекин С.А.

    Рекин С.А.

    д.т.н., генеральный директор

    ООО «ТМК-Премиум Сервис»

    Агишев А.Р.

    Агишев А.Р.

    начальник отдела по проектированию скважин

    ООО «ТМК-Премиум Сервис»

    Павлов А.М.

    Павлов А.М.

    инженер-конструктор

    ООО «ТМК-Премиум Сервис»

    Федосеев Д.А.

    Федосеев Д.А.

    Начальник технического отдела

    ООО "СамараНИПИнефть"

    Просмотров статьи: 202

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru