ОПТИМИЗАЦИЯ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

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

 http://meridian-journal.ru/uploads/1681-1.PNG

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

 

  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

 

[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