image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 7-8 2016

Бурение

01.7-8.2016 10:00 Анализ и обобщение данных по искривлению ствола при бурении с одновременным расширением диаметра скважины
В статье рассматривается анализ траекторий бурения наклонно-направленных скважин с применением расширителя при одновременном бурении и расширении ствола скважины. По сравнению с традиционной технологией, в которой сначала производилось бурение участка, где планируется установить профильный перекрыватель, а после смены компоновки низа бурильной колонны (КНБК) происходило ее расширение, в новой технологии эти два процесса происходят одновременно, т.е. производится бурение совместно с расширением участка. Таким образом достигается наибольшая эффективность. Использование расширителя с плашками, оснащенными резцами PDC, при одновременном бурении и расширении скважины значительно увеличивает показатели по сравнению с расширением уже пробуренного ствола за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы. Механическая скорость также возросла, а плашки, оснащенные импрегом, увеличили срок службы расширителя, что дает возможность использовать его многократно. Однако при включении в комплектацию КНБК расширителя и при бурении с одновременным расширением ствола скважины возникают некоторые сложности, а именно идет набор зенитного угла и поворота вправо азимутального угла, т.е. установку уводит вправо и вверх. Недостатком технологии является то, что в момент работы расширителя затрудняется более точное бурение по запланированной траектории ствола. Это можно заметить, проанализировав траектории скважин № 18, 40101, 4968, 34046 Александровского месторождения, в которых плановые и фактические значения отличаются по зенитному и азимутальному углу. Особенно это видно на участках, в которых закладывалась стабилизация зенитного угла и азимута с последующей установкой профильного перекрывателя. На данных скважинах применялась технология бурения с одновременным расширением.
Ключевые слова: наклонно-направленные скважины, горизонтальные скважины, долота PDC, плашки с резцами PDC, компоновка низа бурильной колонны, профильный перекрыватель, расширитель раздвижной РРМ 216/240, отклонение, азимут, зенит.
Ссылка для цитирования: Залятдинов А.А., Хузина Л.Б. Анализ и обобщение данных по искривлению ствола при бурении с одновременным расширением диаметра скважины // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7–8. С. 12–19.
Открыть PDF


1.png

1_7.pngНаиболее распространенное осложнение в процессе бурения – поглощение бурового раствора, на борьбу с которым уходит до 12% времени. При этом до 60% материалов и времени затрачивается на изоляцию трещиноватокавернозных пластов с высокой интенсивностью поглощения, составляющих всего 10% от общего числа изолируемых зон поглощений. Использование перекрывателей со сварными и резьбовыми соединениями профильных труб полностью решило проблему изоляции зон поглощения бурового раствора независимо от их толщины, кавернозности ствола скважины и интенсивности поглощения [2].

После первого применения в конце 1970-х гг. метод локального перекрытия зон осложнений стальными трубами без цементирования и с сохранением полезного сечения ствола скважин был применен более 1400 раз, в т.ч. в Татарстане в более 950 скважинах [1].

Технология заключается в следующем: в скважину после расширения с 216 до 237 мм спускаются профильные двухканальные трубы диаметром 196 мм. Далее они раздаются до диаметра скважины. Расширение профильной части производится под действием промывочной жидкости давлением до 15 мПа, а цилиндрических участков – с помощью одношарошечных и/или роликовых развальцевателей. После раздачи трубы плотно прилегают к стенке скважины, а проходное отверстие труб с толщиной стенки 8 мм составляет не менее 216 мм, что позволяет продолжить бурение без потери диаметра [3]. Резьбовое или сварное соединение по профильным концам труб позволяет составить колонны длиной до 200 м [1].

Одним из основных инструментов в комплексе оборудования, которое применяется для осуществления технологии локального крепления скважин профильного перекрывателя, являются расширители. Наибольшая эффективность достигается при одновременном бурении и расширении ствола скважины. При этом расширители по своим технологическим параметрам не должны уступать современным долотам, которые применяются при бурении скважин. 

Опыт применения шарошечных расширителей РРМ 216/237, предназначенных для увеличения диаметра скважин с 215,9 до 237 мм роторным способом, показал, что расширение осуществляется с механической скоростью 3–9 м/ч, а проходка на один спуск бурового инструмента составляет 50–70 м в зависимости от твердости пород.

2.png 1_1.png

Плашки нового расширителя оснащены двумя типами породоразрушающих элементов – это резцы, армированные синтетическими алмазами (PDС), и зубки из твердого сплава. Основным отличием данной конструкции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным твердосплавным элементом – импрегом [1].

Испытания расширителя в процессе одновременного бурения и расширения скважины были проведены на скв. 18, 40101Р, 4968Д и 34046 Александровского месторождения. Механическая скорость составила 5–7,85 м/ч, проходка – 300–400 м на один комплект плашек.

Использование расширителя с плашками, оснащенными резцами PDC, при одновременном бурении и расширении скважины значительно увеличивает показатели по сравнению с расширением уже пробуренного ствола за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы. Механическая скорость при этом увеличилась в 1,25 раза. Износ резцов PDC был минимальным и составил не более 15%, что позволяет использовать расширитель многократно, без замены дорогостоящих плашек [6].

1_2.png

Недостатком технологии является то, что в момент работы расширителя затрудняется более точное бурение по запланированной траектории ствола [5]. Рассмотрим более подробно каж- дую траекторию ствола скважин 18, 40101Р, 4968Д и 34046. В таблицах представлены запланированные и фактические значения азимута и зенита бурения.

1_3.png

В скв. 18 были пробурены семь участков с осложнениями. Из этих участков шесть пробурены с одновременным расширением ствола скважины, а седьмой – по традиционной технологии (сначала был пробурен ствол скважины, а после произведено его расширение). Данные по планируемым и фактическим значениям забоя, зенита и азимута на участках 1–7 представлены в таблице 1.

Для наглядности представим показатели таблицы 1, относящиеся к 1-му участку, в виде графиков (рис. 1), на которых пунктиром обозначены планируемые значения, а сплошной линией – фактические. Вертикальная шкала отражает показатели глубины скважины, а горизонтальная – показания зенита (азимута).

Графики рисунков 1 и 2 показывают, что плановое значение зенитного угла составляет 22 градуса на данном интервале, азимута – 164 градуса. Таким образом, максимальное отклонение от планового значения зенитного угла составляет 2,4 градуса, а максимальное отклонение по азимуту – 5,5 градуса.

Аналогично в виде таблиц и графиков представлены участки № 2–7 (табл. 1, рис. 2–7). Погрешности для участков 2–7 представлены в таблице 2.

Подсчитав среднее арифметическое значение шести и семи участков, получим отклонение зенитного угла 2,52 и 2,65 градуса соответственно, что является допустимым, поскольку отклонение зенитного угла не превышает максимальное значение 3 градуса.

Рассмотрев аналогичным способом отклонения зенитного угла и азимута скважин Чишминской площади, получим данные, представленные в таблице 3. Из таблицы видно, что полученные значения также не превышают допустимого отклонения.

Таким образом, бурение с одновременным расширением ствола скважины незначительно влияет на отклонение траектории от планового значения. Сравнительный анализ плановых и фактических значений зенитного угла и азимута всех четырех скважин (скв. 18, 40101Р, 4968Д и 34046 Александровского месторождения), рассмотренных в рамках статьи, показал, что фактические значения не превышают предела допустимых отклонений.

1_4.png
1_5.png
1_6.png

Таблица 1. Сравнение планового и фактического значений забоя, зенита и азимута при бурении участков 1–7 скв. 18 Александровского месторождения

Table 1. Comparison of designed and actual face, zenith and azimuth values during the drilling of 1-7 sites of wells 18 Aleksandrovskoye field

Планируемые значения
Designed values
Фактические значения
Actual values
Забой, м
Bottom hole, m
Зенит, град.
Zenith, deg.
Азимут, град.
Azimuth, deg.
Забой
Bottom hole
Зенит, град.
Zenith, deg.
Азимут, град.
Azimuth, deg.

1-й участок
Site 1

640 22 164 640 22,31 161,25
660 22 164 650 23,09 161
680 22 164 667 22,6 163,5
700 22 164 679 23 166
720 22 164 691 23,5 164
740 22 164 703 23,7 165
709 24 165,5
715 24,4 169
719 24,2 168
723 24,2 169,5

2-й участок
Site 2

720 22 164 723 24,2 169,5
740 22 164 727 24,4 170
760 22 164 739 24,5 172,5
780 22 164 745 24,3 173,5
800 22 164 751 23,6 172,5
820 21,8 164 757 23,2 170,5
840 21,6 164 763 22,9 169
860 21,4 164 769 22,5 167
775 21,9 168
781 21,4 166,5
787 20,9 168,5
793 20,3 171
799 19,5 172
805 18,9 173,5
812 19 174,5
824 17,9 177
836 17,1 177
842 16,8 176,5
848 16,5 177,5
854 16,2 175

3-й участок
Site 3

980 20,2 164 982 16,7 162
1000 20 164 1006 16,8 161
1020 19,8 164 1012 16,9 163
1040 19,6 164 1018 16,9 164
1060 19,4 164 1030 16,4 166,4
1080 19,2 164 1040 17,37 171,4
1100 19 164 1060 18,15 175,8
1120 18,8 164 1080 19 177,6
1140 18,6 164 1100 19,8 179,7
1160 18,4 164 1120 20,37 182
1140 21 181,8
1160 21,89 182,2

4-й участок
Site 4

1420 15,8 164 1422 16,2 172
1440 15,6 164 1434 15,3 170
1460 15,4 164 1447 14,9 165
1480 15,2 164 1460 14,8 160
1500 15 164 1472 15,2 157
1520 14,8 164 1484 15,1 157
1497 14,2 159
1509 14,2 161
1517 14,4 159

5-й участок
Site 5

1580 14,8 164 1580 17 162
1600 14,8 164 1592 17 163,5
1620 14,8 164 1604 17,5 161
1640 14,8 164 1616 16,8 162
1660 14,8 164 1628 16,4 159
1680 14,8 164 1635 16,7 157,5
1700 14,8 164 1641 15,9 159,5
1720 14,8 164 1653 15,7 160
1740 14,8 164 1665 15,3 158,5
1682 15,4 155
1694 15,5 157
1706 15,1 157,5
1718 15,2 156
1726 15,1 157

6-й участок
Site 6

1780 14,8 164 1792 14,3 156,5
1800 14,8 164 1804 15 152,5
1820 14,8 164 1816 15,5 153
1840 14,8 164 1829 15 153
1860 14,8 164 1841 14,5 154,5
1853 14,4 159

7-й участок
Site 7

2320 14,8 164 2318 12,3 187
2340 14,8 164 2331 13,7 162,7
2360 14,8 164 2343 13,7 154,8
2380 14,8 164 2356 13,4 179,7
2400 14,8 164 2368 14,6 181
2420 14,8 164 2380 17 179,8
2430 14,8 164 2392 16,3 160,5
2440 14,8 164 2404 17,2 174
2450 14,8 164 2417 17,8 175,6
2421 18,3 174,5
2436 18,3 174,5
2443 18,2 174,5


Таблица 2. Максимальное отклонение зенитного угла и азимута на 2–7 участках скв. 18 Александровского месторождения
Table 2. Maximum deviation of the zenith angle and azimuth of sites 2–7 of well 18 of Aleksandrovskoye field
№ участка
Site No.
Показатели
Indicators
Планируемые значения
Designed values
Фактические значения
Actual values
Максимальное отклонение
Maximum deviation
2-й участок
Site 2
Зенит
Zenith
21,4 16,2 5,2
Азимут
Azimuth
164 177,5 13,5
3-й участок
Site 3
Зенит
Zenith
20,2 16,7 3,5
Азимут
Azimuth
164 182,2 18,2
4-й участок
Site 4
Зенит
Zenith
15,4 14,8 0,6
Азимут
Azimuth
164 172 8
5-й участок
Site 5
Зенит
Zenith
14,8 17,5 2,7
Азимут
Azimuth
164 155 9
6-й участок
Site 6
Зенит
Zenith
14,8 15,5 0,7
Азимут
Azimuth
164 152,5 11,5
7-й участок Зенит
Zenith
14,8 18,3 3,5
Азимут
Azimuth
164 187 23


Таблица 3. Среднеарифметическое отклонение скв. 34046, 40101, 4968Д Чишминской площади
Table 3. Average deviation of wells 34046, 40101, 4968Д of Chishminskaya area

№ скважины
Well No.
Среднеарифметическое отклонение, град.
Average deviation, deg.
34046 1,8
40101 2,4
4968Д 1,9


← Назад к списку


im - научные статьи.