Эволюция отечественного опыта крепления скважин хвостовиком с вращением

Evolution of the domestic experience of well casing with a rotating liner

Strikhar A.F.1,
BREDNEV F.I.2,
SAFRONOV A.V.3,
SUSLYAKOV I.V.3
1 STC «ZERS» LLC
Moscow, 109147,
Russian Federation
2 LLC "Gazpromneft-NTC"
St. Petersburg, 190000,
Russian Federation
3 LLC «Gazpromneft -
Technological Partnerships»

С каждым годом глубины скважин по стволу возрастают и, соответственно, усложняется проблема их крепления, поскольку именно оно является заключительным этапом строительства скважины. Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению колонны труб в скважине. Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «колонна труб – стенки скважины», что приводит к подклинке труб в скважине. Помимо самой подвески хвостовика понадобилось разработать цементировочную головку, позволяющую проводить цементирование с вращением, с возможностью присоединения верхнего привода, дополнительный верхний пакер, стингер для герметичной стыковки с верхней воронкой подвески хвостовика.

Every year the depths of wells along the wellbore increase and, accordingly, the problem of their casing becomes more complicated, since it is this that is the final stage of well construction. The main limitation when drilling long horizontal sections of small-diameter boreholes and sidetracks is the forces of resistance to the movement and rotation of the pipe string in the well. The excess of the compressive forces in excess of the critical «buckling» loads is accompanied by a progressive increase in the pressing forces in the «pipe string - borehole wall» contact, which leads to pipe sub-linking in the well. In addition to the liner hanger itself, it was necessary to develop a cementing head that allows cementing with rotation, with the possibility of attaching a top drive, an additional upper packer, a stinger for tight connection with the upper cone of the liner hanger.

С каждым годом глубины скважин по стволу возрастают и, соответственно, усложняется проблема их крепления, поскольку именно оно является заключительным этапом строительства скважины. Особенно остро эта проблема встала при разработке Восточно-Мессояхского месторождения, которое разбуривается с использованием горизонтальных скважин. При этом глубина скважины по вертикали составляет немногим более 1 000 м, а общая протяженность ствола скважины – 2 000–2 500 м.
Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению колонны труб в скважине. Преодоление сил сопротивления вызывает в трубах повышенные сжимающие усилия и крутящие моменты в процессе спуска колонны труб по горизонтальному стволу скважины. Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря продольной устойчивости колонны труб, сначала в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали– так называемый «баклинг». Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «колонна труб – стенки скважины», что приводит к подклинке труб в скважине.

Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению колонны труб в скважине.

Чтобы избежать возникновения этого эффекта применяется спуск с вращением.С точки зрения динамики спуск с вращением представляет собой композицию скольжения и верчения (кручения). Согласно исследованиям [1, 2] даже небольшой вращательный момент, которого недостаточно чтобы заставить вращаться, все же снижает пороговую силу, необходимую для возникновения скольжения, и наоборот. Соответственно, спуск с проворотом значительно снижает силу трения, препятствующую спуску труб в скважину.

Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «колонна труб – стенки скважины», что приводит к подклинке труб в скважине.

Однако это невозможно было бы реализовать без оснащения буровой силовым верхним приводом (СВП), и, поскольку современные буровые установки повсеместно оснащаются СВП, стало возможным использовать вращение при спуске хвостовиков в скважину.
ООО НТЦ «ЗЭРС» в 2014 г. была разработана нецементируемая подвеска хвостовика ПХНВ1.127/178-114 с возможностью вращения при спуске, промывке через башмак хвостовика и двойным разъединением бурильной колонны от спускаемого хвостовика. Отечественных подвесок хвостовиков, позволяющих реализовать данные задачи на тот момент, не было, работали иностранные компании. Вышеуказанная подвеска позволяла вращать бурильную колонну совместно с хвостовиком с крутящим моментом до 9 кН*м.
Помимо подвески хвостовика использовался целый комплекс технических средств, а именно:
– специальные жесткие центраторы из низкофрикционного материала, позволившие снизить трение при спуске хвостовика;
– башмак со свободно вращающейся эксцентричной насадкой, позволяющий избежать посадок при спуске.
В 2015–2020 гг. указанная подвеска была успешно использована для крепления 87 скважин.
В 2015 г. была разработана подвеска хвостовика с возможностью вращения при спуске и цементировании, с разъединением двумя способами (гидравлически и механически) после цементирования, однако большого распространения она не получила, в 2015–2019 гг. было спущено всего 5 таких подвесок.
Дальнейшее развитие технология крепления скважин (с возможностью вращения при спуске) получила на проекте «Бажен», где задача была многократно усложнена, а именно: возникла необходимость в подвеске хвостовика с возможностью вращения при спуске, с разъединением перед цементированием и возможностью вращения при цементировании хвостовика.
Творческий коллектив НТЦ ЗЭРС с энтузиазмом принял этот вызов и приступил к разработке такого устройства.
Неоценимый вклад в разработку отечественного оборудования такого типа внесли специалисты ООО «Технологический центр Бажен» и НТЦ Газпромнефть.

ООО НТЦ «ЗЭРС» в 2014 г. была разработана нецементируемая подвеска хвостовика ПХНВ1.127/178–114 с возможностью вращения при спуске, промывки через башмак хвостовика и двойным разъединением бурильной колонны от спускаемого хвостовика. Отечественных подвесок хвостовиков, позволяющих реализовать данные задачи на тот момент, не было, работали иностранные компании. Вышеуказанная подвеска позволяла вращать бурильную колонну совместно с хвостовиком с крутящим моментом до 9 кН*

По окончании разработки конструкторской документации в конце 2019 г. специалисты приступили к стендовым испытаниям, для проведения которых пришлось существенно дооснастить испытательную базу завода ЗЭРС в Рязани стендами на растяжение – сжатие до 120т, стендом на кручение и пр. В конечном итоге испытания были проведены по классу валидации V3 согласно ИСО 14310.
По результатам испытаний были определены следующие эксплуатационные характеристики подвески хвостовика вращаемой цементируемой ПХВЦ.127/178:
• максимальный крутящий момент – 12 кН*м;
• максимальный перепад давления на пакер устройства – 70 МПа;
• максимальная грузоподъемность – 100 т;
• подвесная способность – не менее 70 т.

Отличительные особенности разработанной подвески
- Разъединение производится перед цементированием двумя способами: гидравлическим или механическим.
- Подвеска рассчитана на передачу высокого крутящего момента, выдерживает большие осевые нагрузки и позволяет спускать хвостовики в самых тяжелых условиях.
- Подвеска состоит из отдельных узлов: пакера, якоря и установочного инструмента.
- Узел якоря установлен на корпусе на радиально-упорных подшипниках, это позволяет вращать хвостовик после активации и разгрузки веса хвостовика на якорь.
Позволяет производить следующие работы:
• спуск хвостовика с вращением и проработкой;
• проведение промежуточных промывок;
• активация подвески производится после пуска и прокачки шара до посадки его в срезное седло;
• приведение в действие узла якоря путем повышения давления до 14 МПа и разгрузкой веса хвостовика;
• проведение разъединения хвостовика от бурильной колонны путем повышения давления до 18 МПа;
• проверка разъединения путем подъема бурильной колонны;
• спуск обратно бурильного инструмента и опрессовка герметичности;
• восстановление циркуляции путем повышения давления до 26 МПа для срезки седла с шаром;
• вращение хвостовика во время операции по цементированию;
• проведение цементирования, с пуском верхней цементировочной пробки для разделения тампонажного и продавочного растворов;
• вращение бурильных труб во время активации узла пакера путем частичной разгрузки веса бурильной колонны.
Кроме того, подвеска имеет ряд блокировок от преждевременного срабатывания:
• узел пакера заблокирован от преждевременного срабатывания до момента разъединения и подъема установочного инструмента после проведения цементирования, приводится в действие путем частичной разгрузки веса бурильной колонны;
• для активации механического разъединения необходимо провернуть бурильную колонну влево на четверть оборота.

Дальнейшее развитие технология крепления скважин (с возможностью вращения при спуске) получила на проекте «Бажен», где задача была многократно усложнена, а именно: возникла необходимость в подвеске хвостовика с возможностью вращения при спуске, с разъединением перед (до) цементированием и возможностью вращения при цементировании хвостовика.

Помимо самой подвески хвостовика, по требованию Заказчика, понадобилось разработать цементировочную головку, позволяющую проводить цементирование с вращением, с возможностью присоединения верхнего привода, дополнительный верхний пакер, стингер для герметичной стыковки с верхней воронкой подвески хвостовика.
На данный момент проведено крепление пяти скважин с использованием этой подвески.

Литература

1. Фаркаш З., Бартельс Г., Унгер Т., Вольф Д.Э. О силе трения при поступательном и вращательном движении плоского тела // Нелинейная динамика. 2011. Т. 7. № 1. С. 139–146.
2. Gust D.A., MacDonald R.R. Rotation of a Long Liner in a Shallow Long-Reach Well. Paper Number: SPE-17183-PA.

References

1. Farkash Z., Bartel's G., Unger T., Vol'f D.E. O sile treniya pri postupatel'nom i vrashchatel'nom dvizhenii ploskogo tela (In Russian). [Nelineynaya dinamika. 2011, vol. 7, no. 1, pp. 139–146.
2. Gust D.A., MacDonald R.R. Rotation of a Long Liner in a Shallow Long-Reach Well. Paper Number: SPE-17183-PA. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Стрыхарь А.Ф.

    Стрыхарь А.Ф.

    зам. главного технолога

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Бреднев Ф.И.

    Бреднев Ф.И.

    начальник отдела высокотехнологичных проектов в бурении

    ООО «Газпромнефть-НТЦ»

    Сафронов А.В.

    Сафронов А.В.

    директор программ строительства скважин

    ООО «Газпромнефть – Технологические партнерства»

    Сусляков И.В.

    Сусляков И.В.

    руководитель направления по строительству скважин Управления интегрированных операций, операционный блок

    ООО «Газпромнефть – Технологические партнерства»

    Просмотров статьи: 522

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru