Методика определения усталостного износа бурильного инструмента

Methodology for determining the fatigue wear of a drilling tool

YAVORSKY A.A.1,
MILENKY A.M.1,
RUBLEV S.S.2,
IVANOV B.P.2,
SOKOLOV A.A.3
1 ERIELL NEFTEGAZSERVICE LLC
Moscow, 117036,
Russian Federation
2 Gazpromneft STC LLC,
Saint Petersburg, 190000, Russian Federation
3 Meretoyakhaneftegaz LLC
Tyumen, 625026,
Russian Federation

Одной из актуальных задач при строительстве горизонтальных скважин с применением современного дорогостоящего подземного оборудования является возможность прогнозирования накопленного усталостного износа бурильного инструмента и предотвращение его отказов, связанных с промывами и сломами по телу бурильной трубы.

В статье описывается методика определения усталостного износа бурильного инструмента на примере горизонтальных скважин, подтвердившая свое практическое применение на объектах ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС» и ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ».

One of the urgent tasks in the construction of horizontal wells using modern expensive underground equipment is the ability to predict the accumulated fatigue wear of the drilling tool and prevent its failures associated with flushing and breakage along the body of the drill pipe.
The article describes a method for determining the fatigue wear of drilling tools on the example of horizontal wells, which has confirmed its practical application at the facilities of «ERIELL NEFTEGAZSERVICE» LLC and «GAZPROM NEFT» PJSC.

Статистика показывает, что большинство отказов (промывы, сломы) бурильного инструмента, эксплуатирующегося в наклонных и горизонтальных скважинах, вызвано усталостным разрушением. Масштаб накопленного усталостного износа бурильных труб зависит от параметров кривизны ствола скважины, кавернозности открытого ствола, типа применяющейся промывочной жидкости, величины производительности промывочной жидкости и эрозионного износа наружной поверхности тела бурильной трубы, величины растягивающей нагрузки в интервале интенсивного искривления ствола скважины, числа циклов вращения бурильной трубы на участках максимальной пространственной интенсивности искривления [1].
Усталостные разрушения по телу бурильных труб часто имеют характерный внешний вид, отличный от разрушений из-за превышения допустимых предельных нагрузок. Усталостная трещина плоская и перпендикулярна к оси трубы (рис. 1). При образовании трещины поток промывочной жидкости часто размывает трещину, что в свою очередь приводит к сквозному промыву тела бурильной трубы (рис. 2). Усталостная трещина, которая размывается потоком промывочной жидкости, как правило, сохраняет свою поперечную ориентацию. Процесс распространения усталостной трещины в сумме с приложением комбинированных нагрузок растяжения и кручения может привести к внезапному катастрофическому разрушению тела трубы до того, как трещина станет достаточно большой (рис. 3) [2].

Особо остро мы столкнулись с проблемой преждевременного усталостного износа бурильного инструмента при бурении горизонтальных эксплуатационных скважин на проектный горизонт ПК1 в Тазовском районе Западной Сибири. Конструкция данных скважин предусматривает посадку башмака эксплуатационной колонны 178 мм в кровлю пласта ПК1 под зенитным углом 90 градусов и вертикали 1186 м, с последующим бурением секции 114 хвостовика долотом 152,4 мм и протяженностью открытого ствола до 2000м. При бурении двух стволов общая протяженность проходки по проектному горизонту может составлять до 4000м. Бурение по проектному горизонту осуществляется с применением бурильного инструмента СБТ 102х8,38 S-135, РУС (роторно-управляемой системы) и моторизированной секции в КНБК. Максимальные фактические пространственные интенсивности искривления в секции эксплуатационной колонны достигают 2,6 град/10м. (рис4). В качестве промывочной жидкости используется ингибированный солевой буровой раствор с минерализацией по KCL 4–5 %. Продуктивный горизонт представлен неоднородным коллектором, вследствие чего в процессе проводки секции 114 эксплуатационного хвостовика на плотных заглинизированных участках наблюдается падение механической скорости проходки с 40 м/ч до 5–
10 м/ч, и увеличение вибрационных нагрузок на бурильную колонну.
При падении механической скорости проходки значительно увеличивается накопленный усталостный износ бурильных труб – за счет увеличения циклов вращения и действия максимальных изгибающих напряжений в интервалах с максимальной пространственной интенсивностью искривления. Применение в качестве промывочной жидкости слабоминерализованного бурового раствора в сумме с знакопеременными изгибающими напряжениями приводит к образованию дополнительных концентраторов напряжений в виде питтинговой коррозии на наружной стенке тела бурильной трубы. Скорость коррозии в слабоминерализованных буровых растворах значительно выше, чем в пресных. Скорость коррозии зависит от массовой доли соли в буровом растворе. С увеличением концентрации соли в буровом растворе до 5 % скорость коррозии увеличивается и достигает своего пика. При концентрациях соли выше 5 % скорость коррозии снижается, что связано с уменьшением растворимости кислорода. Для минерализации 15 % скорость коррозии ниже, чем в пресной воде (рис. 5) [3].
Работа бурильных труб в данных условиях требует от буровиков ведения наработки комплекта не только в часах циркуляции и метрах проходки, но и в %-ном накопленном усталостном износе – для возможности прогнозирования ресурса и своевременной замены отработавших бурильных труб.
При эксплуатации бурильных труб на участках с высокой пространственной интенсивностью искривления бурильная труба, вращаясь, подвергается действию переменного напряжения изгиба. Соотношение между максимальным переменным напряжением изгиба и пределом усталости бурильной трубы на данных участках определяется уравнением [4]:
σ = a × Nb (1)
σ – максимально изгибающее напряжение;
N – предел усталости бурильной трубы, безразмерная величина, обозначает максимально возможное число оборотов (циклов) на определенном искривленном участке скважины;
a и b – экспериментально полученные величины, определяющие усталостные свойства материала, в том числе и при работе бурильных труб в коррозионной среде (Sathuvalli U.B., Payne M.L., Pattillo P.D., Livesay R.B.: «Advanced assessement of drillpipe fatique and application to critical well engineering» paper SPE 92591, prepared for presentation at the SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, the Netherlands, 23-25 February 2005).
Накопленный усталостный износ бурильных труб D на определенном участке скважины – i определяется как частное от деления фактического числа оборотов бурильных труб ni на соответствующий предел усталости Ni данных бурильных труб на данном участке:
Di = (ni / Ni ) ×100 % (2)
Бурильные трубы при различных технологических операциях в скважине (бурении, разбуривании технологической оснастки, прямой и обратной проработке, промывке с вращением) последовательно проходят участки с интенсивным искривлением «сверху-вниз» и «снизу-вверх». Суммарный усталостный износ D бурильных труб равен сумме величин Di каждого участка. Величина D, в процентах соответствует размеру усталостных трещин. Если величина D превышает 100 %, это означает, что трещина распространилась сквозь всю стенку бурильной трубы.
Фактическое число циклов бурильных труб ni определяется по результатам реальных данных из листа с параметрами бурения или следующим выражением:
ni =(60×RPMхL) / VOP (3)
RPM – скорость оборотов вращения ротора или шпинделя ВСП;
VOP – механическая скорость проходки, проработки на данном участке скважины i;
L – длина данного участка ствола скважины i;
Практическая последовательность вычислений реализуется следующим образом:
В программном комплексе «Landmark» по фактическим параметрам производится моделирование процессов бурения, обратной проработки через каждые 100 м открытого ствола, и выводятся максимальные изгибающие напряжения на каждую бурильную трубу (рис. 6).

Далее, зная максимальные изгибающие напряжения на каждой трубе σ и имея исходные данные по количеству фактических циклов вращения ni, можно определить предел усталости трубы N из выражения (1), а также накопленный усталостный износ бурильных труб Di на каждом рассматриваемом участке из выражения (2) (рис. 7).
Общий накопленный усталостный износ каждой бурильный трубы D комплекта будет определяться суммой накопленного усталостного износа Di на каждом рассматриваемом участке ствола скважины в привязке к фактическим операциям с вращением бурильной колонны – бурение, прямая и обратная проработка, вращение с промывкой, разбуривание технологической оснастки, срезка на новый ствол и т.д. (рис. 8).

При падении механической скорости проходки значительно увеличивается накопленный усталостный износ бурильных труб – за счет увеличения циклов вращения и действия максимальных изгибающих напряжений в интервалах с максимальной пространственной интенсивностью искривления.

Один из примеров подтверждения данной методики в промысловых условиях показан на фото коррозионно-усталостного износа бурильных труб при очередном инспекционном контроле с расчетным накопленным усталостным износом – 62 % (рис. 9).
Эксплуатация бурильных труб с данными дефектами недопустима, так как имеются риски разрушения бурильной колонны, с последующей потерей дорогостоящей КНБК в скважине и ликвидацией уже пробуренного ствола [2].
Для минимизации накопления коррозионно-усталостного износа бурильного инструмента, применительно к условиям, где существует данная проблема, постоянно следует придерживаться следующих комплексных технологических мероприятий:
1. Применение в слабоминерализованных буровых растворах на водной основе ингибиторов коррозии и поглотителей кислорода;
2. Проектирование параметров траектории скважины и поддержание фактической пространственной интенсивности искривления на минимально возможных значениях;
3. При бурении многозабойных скважин максимально сократить время срезки на новые стволы путем подбора оптимального технологического оборудования в КНБК,

Бурильные трубы при различных технологических операциях в скважине (бурении, разбуривании технологической оснастки, прямой и обратной проработке, промывке с вращением) последовательно проходят участки с интенсивным искривлением «сверху–вниз» и «снизу–вверх».

режимных параметров срезки, а также необходимо прогнозирование интервалов срезки с наиболее оптимальными геологическими условиями;
4. Применение в составе КНБК с РУС дополнительных моторизированных секций с винтовым забойным двигателем (ВЗД) для снижения количества циклов вращения бурильной колонны, расположенной выше ВЗД, снижения вибрационных нагрузок на бурильную колонну;
5. При образовании каверн в открытом стволе скважины подбор дизайна бурильной колонны осуществлять с учетом установки дополнительных толстостенных бурильных труб (ТБТ) в интервалах потенциального кавернообразования.
Следующим этапом усовершенствования внедренной методики расчета накопленного усталостного износа бурильного инструмента нашей командой является автоматическая цифровизация процесса путем применения специальных радиочастотных меток в бурильном инструменте в комплексе с цифровой платформой, аккумулирующей фактические режимные параметры с выводом расчета накопленной усталости каждой бурильной трубы в реальном времени.

Авторы статьи выражают глубокую благодарность В.С. Шаброву (ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС»),
С.А. Горячеву и Э.Ш. Хайварину (ООО «Меретояха-нефтегаз») за значительный вклад в реализацию данного инжинирингового подхода к вопросам сохранения надежности бурильных колонн в сложных горно-геологических и технологических условиях строительства скважин в Западной Сибири.

Литература

1. Руководящие указания по проектированию и режимам эксплуатации элементов буровой колонны API RP 7G / Американский институт нефти, 16 изд., август 1998 г. С. 71–79.
2. Стандарт DS-1 TH HILL ASSOCIATES, INC. Инспекция бурильных колонн. Т. 3. 294 c.
3. Коррозия в нефтяной индустрии. [Электронный ресурс]. URL: https://www.slb.com/-/media/files/oilfield-review/p04. (дата обращения: 07.06.2021).
4. Методика расчета предела усталости бурильных труб / Шанхайский научно-исследовательский институт нефтепроводов компании Хайлонг, 11 декабря 2019 г. С. 2–18 с.

References

1. Rukovodyashchiye ukazaniya po proyektirovaniyu i rezhimam ekspluatatsii elementov burovoy kolonny API RP 7G [Guidelines for the design and operation of drill string elements API RP 7G]. Amerikanskiy institut nefti Publ., Issue 16 izd, avgust 1998, pp. 71–79. (In Russian).
2. Inspektsiya buril'nykh kolonn [Inspection of drill strings]. Standart DS-1 TH HILL ASSOCIATES, INC., Vol. 3, p 294. (In Russian).
3. Korroziya v neftyanoy industrii [Corrosion in the oil industry]. (In Russian). Available at: https://www.slb.com/-/media/files/oilfield-review/p04. (accessed: 07.06.2021).
4. Metodika rascheta predela ustalosti buril'nykh trub [Methodology for calculating the fatigue limit of drill pipes]. «Shankhayskiy nauchno-issledovatel'skiy institut nefteprovodov kompanii Khaylong» Publ., 11.12.2019, pp. 2–18 (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Яворский А.А.

    главный технолог

    ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС» г. Москва, 109028, РФ

    Миленький А.М.

    к.т.н. главный инженер

    ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС» г. Москва, 109028, РФ

    Рублев С.С.

    руководитель проектов

    ООО «Газпромнефть НТЦ» г. Санкт-Петербург, 190000, РФ

    Иванов Б.П.

    директор по вводу новых мощностей АО «Мессояханефтегаз»

    ООО «Газпромнефть НТЦ» г. Санкт-Петербург, 190000, РФ

    Соколов А.А.

    начальник управления инжиниринга

    ООО «Меретояханефтегаз» г. Тюмень, 625026, РФ

    Просмотров статьи: 1128

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru