Плановый расчет механических нагрузок представляет собой трудоемкий процесс, на основании которого определяется буримость скважины, необходимость в предоставлении специализированного оборудования для сборки КНБК в соответствии с программой на бурение. Основная задача инженера произвести плановые расчеты на проектные параметры бурового раствора для того, чтобы определить, возможно ли, используя принятый дизайн КНБК пробурить скважину до проектного забоя с максимально возможной скоростью, безаварийно и без дополнительных СПО.
В первую очередь производится расчет механических нагрузок для следующих условий[1]: вращение над забоем, обратная проработка, бурение с вращением, направленное бурение, подъем КНБК без вращения с затяжкой, подъем КНБК с вращением с затяжкой, спуско-подъемные операции (СПО).
В процессе расчета необходимо учесть все факторы, влияющие на поведение КНБК в скважине – коэффициент трения, извилистость ствола скважины, момент на долоте, вес блока и т.д. Учитывая все данные условия, определяем расчетные максимально допустимую нагрузку на долото до синусоидального и спиралевидного складывания, затяжку на долоте, вес на крюке, расчетный момент на устье и т.д. В первую очередь требуется обеспечение достаточной расчетной нагрузки на долото для разрушения породы и использования аварийного оборудования – яса. Чаще всего это является основной проблемой в процессе бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
В связи с этим в статье рассматриваются проблемы, возникающие при расчете стандартной для N-го месторождения КНБК для бурения секции под транспортную колонну диаметром 220.7 мм (внутренний диаметр – 178мм). На данном месторождении используется алюминиевый бурильный иструмент, что учитывается при расчетах, таким образом, все плановые расчеты нагрузок и предложенный вариант оптимизации КНБК подходит только для КНБК с алюминиевым иснструментом.
Сравнение двух типов КНБК для бурения ТС (транспортный ствол).
При расчете КНБК-1 (Таблица 1) возникли проблемы с доведением нагрузки и использованием яса для проведения аварийных работ в случае возникновения прихвата.
Расчет механических нагрузок произведен на забой секции для коэффициентов трения в обсаженном/открытом стволах – 0.35.
Извилистость:
- вертикального ствола – 0.5град/30м
- интервала набора параметров кривизны – 1.5град/30м
- интервала стабилизации – 0.75град/30м
Расчет произведен на значение нагрузки на долото – 9 тонн.
Для перевода значений замковых соединений из API в ГОСТ использовался справочник[2].
Для проведения расчетов использовалось ПО DOX.2.10, так же стандартные формулы для расчетов нагрузок и веса КНБК в скважине.[3]
По графику (рис. 1) мы видим, что складывание инструмента возникает выше яса, что говорит о том, что необходимая нагрузка для разблокировки защелки на ясе не может быть достигнута. В связи с этим на основании проведенных расчетов для обеспечения необходимой нагрузки требуется разместить 50 м ТБТ над немагнитной УБТ – КНБК-2 (Таблица 1).
Результаты расчета КНБК-2 представлены на втором графике (Рис. 2). При прочих равных условиях складывания инструмента выше яса нет.
Таблица 1. Дизайн КНБК
|
Дизайн КНБК-1 |
Дизайн КНБК-2 |
||
|
Наименование |
Длина, м |
Наименование |
Длина, м |
1 |
Долото |
0.34 |
Долото |
0.34 |
2 |
ВЗД (винтовой забойный двигатель) |
8.71 |
ВЗД |
8.71 |
3 |
Обратный клапан |
0.77 |
Обратный клапан |
0.77 |
4 |
Короткая немаг. УБТ (утяжеленные бурильные трубы) |
4.00 |
Короткая немаг. УБТ |
4.00 |
5 |
Предохр. пер-ник |
0.72 |
Предохр. пер-ник |
0.72 |
6 |
Телеметрия |
9.42 |
Телеметрия |
9.42 |
7 |
Предохр. пер-ник |
0.67 |
Предохр. пер-ник |
0.67 |
8 |
Немаг. УБТ |
9.24 |
Немаг. УБТ |
9.24 |
9 |
Переводник |
1.04 |
ТБТ (6 труб) |
50.00 |
10 |
Алюмин. бур. трубы (16 труб) |
196.00 |
Переводник |
1.04 |
11 |
Переводник |
1.04 |
Алюмин. бур. трубы (16 труб) |
148.00 |
12 |
ТБТ (труба бурильная толстостенная) (3 трубы) |
24.90 |
Переводник |
1.04 |
13 |
Яс |
6.49 |
ТБТ (3 трубы) |
24.90 |
14 |
ТБТ (15 труб) |
124.50 |
Яс |
6.49 |
15 |
Переводник |
1.04 |
ТБТ (15 труб) |
124.50 |
16 |
Алюмин. бур. трубы (234 трубы) |
2861.14 |
Переводник |
1.04 |
17 |
|
|
Алюмин. бур. трубы (234 трубы) |
2861.14 |
Рис. 1./ Рис. 2 График расчета механических нагрузок.
Комментарии к графику ( рис. 1,2)
По горизонтали отражена нагрузка на долото в тоннах, по вертикали глубина секции в метрах
Sinusoidal Buckling Margin Rotate Drill Multi Depth – Синусоидальное складывание при бурении с вращением
Helical Buckling Margin Rotate Drill Multi Depth – Спиралевидное складывание при бурении с вращением
Sinusoidal Buckling Margin Slide Drill Multi Depth – Синусоидальное складывание при направленном бурении
Helical Buckling Margin Slide Drill Multi Depth – Спиралевидное складывание при направленном бурении
DWOB – Downhole Weight on Bit – Нагрузка на долото
Вывод
Привычные методы изменения конфигурации бурильного инструмента не всегда обеспечивают необходимый результат. Для того чтобы расположить яс на расстоянии 265 м от долота (в связи с геологическими условиями) делаем «проставку» из алюминиевых труб. В совокупности – особенности траектории, нагрузка, дизайн КНБК – данные условия приводят к тому, что происходит складывание до места расположения яса. Таким образом, необходимо подходить к решению нестандартно, что и привело к созданию такой конфигурации КНБК, при которой ТБТ установлены максимально близко к низу бурильной колонны. Необходимо учитывать, что все плановые расчеты проведены для алюминиевого бурильного инструмента, при использовании другого БИ все расчеты будут недействительны и предложенная конфигурация КНБК может быть неприменима.
Список литературы
- Tom H. Hill, P. E. Standard DS-1TM Third Edition, Volume 2, Drill Stem Design and Operation, 2004, p.10
- O’Brian-Goins-Simpson & Associates Comparison of API and GOST Standards Hand Book Conducted under the auspices of the drilling engineering association. April 1996
- Lyons, William C, Tom Carter, Norton J. Lapeyrouse Formulas and calculations for drilling, production, and workover: all the formulas you need to solve drilling and production problems Fourth Edition, 2016, p.53
[1] Tom H. Hill, P. E. Standard DS-1TM Third Edition, Volume 2, Drill Stem Design and Operation, 2004, p.10
[2] O’Brian-Goins-Simpson & Associates Comparison of API and GOST Standards Hand Book Conducted under the auspices of the drilling engineering association. April 1996
[3] Lyons, William C, Tom Carter, Norton J. Lapeyrouse Formulas and calculations for drilling, production, and workover: all the formulas you need to solve drilling and production problems Fourth Edition, 2016, p.53