Анализ эффективности использования роторных управляемых систем на Приобском месторождении

Проведем анализ результатов исследований эксплуатационных возможностей техники и технологии бурения наклонно направленных скважин. В качестве технических и технологических решений, обеспечивающих проводку сложных профилей наклонных скважин, рассмотрим два варианта вращательного способа бурения. Для этого рассмотрим пример проводки наклонно направленной скважины с использованием в качестве привода долота винтового забойного двигателя (ВЗД) и роторной управляемой системы (РУС).

Для проведения экспериментальных исследований, направленных на изучение динамики РУС в зависимости от вида профиля, параметров конструкции обсадных колонн и состава КНБК, рассмотрена скважина Приобского месторождения. Исследуемая имеет четырехинтервальный профиль, состоящий из вертикального участка, набора зенитного угла в интервале бурения под кондуктор, наклонно прямолинейного участка стабилизации зенитного угла до глубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитного угла (Рис.1).

Рис. 1. Вертикальная (а) и горизонтальная (б) проекции скважины Усть-Тегусского месторождения

Длина вертикального участка составляет 80 м, зенитный угол в конце интервала набора (997 м) — 63 град. с максимальной интенсивностью искривления не более 1,1 град./10 м. На всем протяжении наклонно прямолинейного участка — участка стабилизации (до глубины 2199,27 м) угол не превышает 62–63 град.

С глубины 2199,27 м до забоя 2577,23 м происходит плавное снижение угла с 63 до 42 град. Интенсивность на участке снижения зенитного угла составляет не более 0,33 град./10 м. Общая длина скважины по стволу с учетом двух участков набора и падения кривизны и наклонно прямолинейного участка — 4863м. Отход от вертикали 3762,37 м.

Конструкция скважины представлена тремя колоннами: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Направление и кондуктор диаметрами 0,530 и 0,245 м спускались на глубину 55 и 1000 м соответственно. Эксплуатационная колонна диаметром 178 мм спускалась до глубины 3705 м. В качестве привода долота использовался как ВЗД, так и РУС. Состав и характеристики КНБК отражены в таблице 1:

Таблица 1

Состав идлина КНБК Приобского месторождения

На рисунке 2 представлены результаты вычислительного эксперимента по определению осевой нагрузки, изгиба и момента при бурении скважины. Из рис.5 видно, что потеря осевой (синусоидальный изгиб) и пространственной (спиральной) устойчивости (Рис. 2, а) происходит в верхнем интервале от 100 до 1000 м, а также в нижнем интервале от 4600 до 4700 м — в месте снижения зенитного угла (при переходе от наклонно прямолинейного на искривленный участок) [1]. За счет потери устойчивости в местах перехода траектории профиля от искривленного участка к наклонно прямолинейному момент на верхнем приводе составляет более 50 кНм, что практически соответствует 80 % предела прочности материала бурильных труб на скручивание.

Рис. 2. Напряжения изгиба (а) и момента (б) при бурении скважины

Наличие сложно построенных профилей скважин, содержащих протяженные наклонно прямолинейные участки, которые в свою очередь сопряжены с искривленными участками набора и снижения зенитного угла с итенсивностью от 0,5 до 2,5 град. приводит к потере устойчивости БК, аварийным ситуациям с КНБК.

Анализ результатов исследований эксплуатации роторных управляемых систем показал, что при работе с частотой вращения верхнего привода от 120 до 125 об/мин происходит наступление резонанса (Рис. 3).

Рис. 3. Зависимость напряжений в КНБК при различных частотах вращения БК: 1 — осевое напряжение; 2 — изгибающее; 3 — скручивающее; 4 — срезающее

В данном диапазоне частот будет максимальное влияние изгибающих напряжений (поперечные колебания) и срезающих колебаний (перекашивающий момент). Основной источник колебаний связан с жесткой нижней частью КНБК [2, 3], расположенной на расстоянии до 20 м от долота.

Второй пик резонанса приходится на диапазон значений частоты вращения от 170 до 180 об/мин. В этом случае колебания связаны с участком КНБК от 30 до 150 м от долота, что соответствует секции толстостенных бурильных труб (ТБТ) диаметром 140 мм. Одним из вариантов снижения величины напряжений может быть исключение данной секции ТБТ из нижней части КНБК и установка их выше 200–300 м от долота на уровне расположения ударного противоприхватного механизма типа ЯСС. Кроме того, изменение вторых пиковых значений резонанса возможно снижением частоты вращения колонны до 160 об/мин или увеличением более 185 об/мин. Однако увеличение частоты более 185 об/мин ограничено техническими характеристиками существующих систем верхнего привода.

Наблюдаемые экстремумы крутильных колебаний представлены действием наибольших изгибающих и срезающих напряжений. В данной системе бурильной колонны и КНБК формируются автоколебания, приводящие к невозможности оперативной корректировки азимутальных и зенитных углов.

Оптимизацию частот вращения бурильной колонны необходимо осуществлять индивидуально для каждой рассматриваемой скважины с учетом траектории ее профиля, свойств горных пород, реологии бурового раствора и других основных технических характеристик динамически активных систем.

Итак, анализ эффективности использования роторных управляемых систем на Приобском месторождении показал, что высокоточное управление РУС имеет неиспользованный резерв системы обеспечения непрерывного бурения из-за сложности управления в режиме реального времени.

Литература:

1. Liu X. H. Downhole Propulsion/Steering Mechanism for Wellbore Trajectory Control in Directional Drilling / X. H. Liu, Y. H. Liu, D.Feng // Applied Mechanics and Materials. 2013. Vol. 318. P. 185–190.
2. Dvoynikov M. V. Technology of oil and gas wells drilling by downhole drilling motors. LAP LAMBER Academic Publishing ist ein Imprint der/is a trademark of OmniScriptum GmbH & Co. KG. Saarbrücken: Heinrich-Böcking-Str., 2013. Р. 18–29.
3. Zheng S. J. Calculation Method for WOB Conducting of Directional Well / S. J. Zheng, Z. Q. Huang, H. J. A.Wu // Applied Mechanics and Materials. 2013. Vol. 318. P. 196–199.
4. Сароян А. Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М.: Недра, 1990. 263 с.