Москва, 20 ноя - ИА Neftegaz.RU. В цикле строительства сети разветвленных каналов с использованием технической системы (ТС) «Перфобур» возможны осложнения, одними из которых являются дифференциальные прихваты и заклинивание вследствие технологического деформирования поперечного сечения перфорационного канала.
Согласно работам проводимым А.К. Самотоем и др. исследователями, известны минимум 18 факторов влияющих на возникновение прихватов.
Еще одним не менее важным фактором, влияющим на образование прихватов, является нарушение устойчивого состояния горных пород из-за «явления усталости», возникающего при действии переменных напряжений (деформаций), вызванных грунтовыми и зубковыми колебаниями долота, пульсациями подачи буровых насосов, планетарной работой героторных силовых секций винтовых забойных двигателей (ВЗД) и другого оборудования и инструмента.
Кроме того, экспериментальные данные показывают, что силы, действующие на КНБК, имеют еще и случайный характер.
Ряд авторов разделяют причины возникновения прихватов на четыре категории:
-
прихваты, вызванные действие перепада давления;
-
заклинивание инструмента;
-
сужение ствола (осыпи, обвалы, оседание шлама, выпучивание пород, солеобразование и т.д.);
-
не надлежащая очистка скважина из-за реологии, гидравлики или увеличения её размеров.
Для профилактики прихвата необходимо уже на стадии проектирования провести работы по оценке размеров пор, имеющихся в разрезе коллекторов с целью правильного подбора геометрических размеров наполнителей (утяжелителей) и их концентрации в составе бурового раствора. Они должны в коллекторе сформировать плотный непроницаемый экран толщиной 2-5 мм.
Реология технологических жидкостей, в свою очередь, должна обеспечивать очистку забоя и транспортировку шлама на всех участках ствола канала, не зависимо от геометрических размеров кольцевого пространства. Идеальный, с точки зрения реологии, буровой раствор в нисходящем потоке (в бурильной колонне, гидравлическом забойном двигателе, отверстиях долота), на забое и в очистительных устройствах должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортировки шлама на поверхность без аккумуляции его в застойных зонах. Известно, что для удовлетворения этих требований значения эффективности вязкости (ЭВ) при полностью разрушенной структуре и значения показателя неньютоновского поведения (n), характеризуется как отличные, хорошие и удовлетворительные должны находиться в следующих пределах:
для ЭВ (10000) соответственно 1…2,5; 2,5…5 и 5…8 МПа·с;
для n < 0,4; 0,4…5,5; 0,55…0,75.
Нами, уже при проектировании состава бурового раствора и его технологических параметров, все эти необходимые требования исполняются.
Дополнительное повышение устойчивости ствола скважины достигается управлением осмотического давления в системе скважина-пласт. Подбирается компонентный состав, который предопределяет дегидратацию глинистых отложений. Это достигается тогда, когда силы поверхностной гидратации равны или меньше сил осмотического давления бурового раствора. В этом случае наблюдается поверхностное упрочнение ствола скважины.
Процесс бурения боковых стволов (БС) отличается от бурения перфорационных каналов значительно большими диаметрами долот, величиной осевых и радиальных нагрузок, относительно невысокой механической скоростью и другими технологическими параметрами. Соответственно можно предположить, что риск осыпания и выпучивания слабо сцементированных породы, вызванный в том числе и знакопеременными перемещениями КНБК при бурении БС, будет вероятнее, чем при бурении перфорационных каналов.
При бурении каналов малого диаметра с более высокой механической скоростью (7…9 м/ч) и меньшими временными промежутками из-за небольшой длины канала (14…50 метров), риск обвала горной породы резко снижается.
Особо стоит отметить, что «техническая система «Перфобур» специально разрабатывалась в модульном исполнении для возможности оснащения её специальными узлами дополнительно к базовым модулям, при ожидании нестандартных технологических ситуаций, например гидронагружатель, размещенный в верхнем модуле Перфобура и работающий как в режиме демпфера, так и в режиме осциллятора (забойный автомат подачи долота), что создает «благоприятный» режим работы КНБК и всего внутрискважинного оборудования за счет снижения вибрационных нагрузок на породу, которая будет испытывать меньшие переменные напряжения, т.е. снижается риск её «усталости», а при необходимости: наоборот, в режиме осциллятора - создает вибрации, например биение, при ожидании возможности возникновения прихватов.
Специальная гибкая инструментальная компоновка труб выполнена из труб различных диаметров от 25 до 32 мм с соединительными муфтами-центраторами.
На рисунке 1 подставлена модель КНБК Перфобура в канале общей длинной 50 метров при бурении проницаемой зоны в случае неожиданного возникновения разности давлений гидростатики и пласта, например на глубине 2500 м.
Как показано на рисунке 1, при перепаде давления ΔР = 50 кгс/см2, в статическом режиме, дифференциальная сила прихвата на половине длины свечи составит:
(1)
где: Lcв – длина свечи в см;
t – ширина статической корки (см).
Тяговое усилие необходимое для отрыва КНБК при дифференциальном прихвате:
(2)
где: α- зенитный угол канала;
f – коэффициент трения КНБК о породу.
Рисунок 1 – Модель «стабилизирующей» КНБК перфобура при бурении канала общей длиной 50 метров
|
Причины |
Признаки |
Обнаружение |
Первоначальные действия |
Предупредительные меры |
|
· Бурильная колонна контактирует с проницаемой зоной; · При остановке инструмента увеличивается статическая корка; · Высокий перепад давления обуславливает действие сил диф. прихвата в зоне контакта колонны с породой. |
· Прогнозирование песков низким давлением; · Длинная/нестабильная КНБК; · Увеличение затяжек, посадок в начале движения колоны. |
· Колонна некоторое время находилась без движения; · Колонна не движется, циркуляция нормальная (неограниченна). |
· Изменить расход технологической жидкости; · Установить режим работы осциллятора. |
· Поддержание мин. требуемой плотности. · Поддержание работы осциллятора, когда КНБК находится в опасной зоне. · Минимизировать поглощение в зонах с низким давлением. · Используйте специальные КНБК с трубами различной частотной характеристикой. · Контроль при бурении проницаемых зон. |
Допустимая растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигнет предела текучести, для сталей группы прочности М составляет: 412 кН, что превышает коэффициент запаса более чем в 3 раз.
Коэффициент запаса по страгивающей нагрузке в резьбовом соединении составит 3.
При включении режима работы осциллятора, даже при уже возникшем прилипании свечи, коэффициент трения f составит значение 0,015, и следовательно тяговое усилие Rt составит 38,5 кН, что существенно меньше допустимых значений.
При вскрытии пород-коллекторов и пород-покрышек с помощью разветвленных каналов сверхмалого радиуса кривизны, возникают изменения их напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне. Вследствие этого происходит упруговязкопластическое деформирование поперечного сечения перфорационного канала, что в свою очередь может привести к заклиниванию инструмента при спускоподъемных операциях. Данные проблемы устойчивости горных пород наиболее часто встречаются в глинистых и хемогенных пород-покрышек, а также терригенных пород-коллекторов при наличии в них глинистых включений.
В рамках исследований, проводившихся компанией ООО «Перфобур», было установлено, что сокращение сроков бурения радиальных каналов, также позволяет уменьшить риски осложнений связанных с осыпанием горных пород. Разработанные по Техническому заданию компании «Перфобур» новые двухсекционные винтовые забойные двигатели в габарите 49 мм с кинематическим отношением рабочих органов (РО) 9:10, что позволило кратно увеличить механическую скорость бурения по сравнению с ранее применяемыми ВЗД габарита 43 мм, с кинематикой РО – 5:6.
По результатам численного моделирования напряженно-деформированного состояния горных пород после бурения глубокого перфорационного канала в терригенном коллекторе месторождения в Поволжье определены значения упруговязкопластического перемещения его стенок при вариации зенитного угла в диапазоне 
и во времени после вскрытия породы при 
.
Анализ полученных расчетных значений упруговязкопластического перемещения стенок глубокого перфорационного канала показал, что наиболее опасным с точки зрения заклинивания инструмента при выполнении спускоподъемных операций является интервал аргиллита, где время безопасного ведения работ составляет один час.
Для предупреждения заклинивания технической системы «Перфобур» в неустойчивых интервалах компания применяет:
а) регламентированные по времени проработки пробуренных интервалов ствола перфорационного канала;
б) использует в КНБК специальные устройства, (демпфер – осциллятор, калибратор, расширитель, кольмататор), устанавливаемых в компоновку в расчетных местах;
в) увеличивает механическую скорость бурения перфорационного канала за счет использования специальных винтовых забойных двигателей с рекомендуемыми кинематическими отношениями рабочих органов в зависимости от длины канала.
Для предупреждения осыпания горной породы внутри пробуренных каналов технической системы «Перфобур» предлагается устанавливать в них специальные щелевых фильтры, один из таких фильтров, имеющий более 400 отверстий на метр представлен на рисунке 2 и 3. Возможность установки фильтров реализована благодаря контролю траектории и вторичному входу в пробуренный канал. Кроме того, установка фильтров позволяет увеличить межремонтный период работы насосного оборудования в осложненных выносом песка скважинах.
На рисунке 4 представлен процесс установки фильтра в пробуренный канал.
Рисунок 2 – Пилотная часть щелевого фильтра «Перфобур»
Рисунок 3 – Фильтр элемент «Перфобур»
Рисунок 4 – Процесс установки фильтра в пробуренный канал
В скважинных условиях данные работы проводились впервые в мировой практике, специалисты компании "Перфобур" профрезеровали окно в обсадной колонне, пробурили канал по контролируемой траектории, записали траекторию специальным геофизическим оборудованием (расчетная и фактическая траектории совпали), после чего спустили специальный фильтр (рисунок 2) и установили его.
К настоящему времени компания «Перфобур» подтвердила работоспособность нового оборудования проведя уже более 30 скважино-операций, а также продемонстрировала высокий профессионализм своих сотрудников.
Список используемой литературы
-
Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. No 10. 126–136 Лягов И.А. и др. Прогнозирование рисков заклинивания для исключения возможности прихватов технической системы «Перфобур» при бурении разветвленных каналов в терригенных коллекторах
-
Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. М.: Недра, 1979. 182 с
-
Лягов А.В. Особенности динамического формирования забоя скважины // Нефтяное хозяйство. 2004. № 6. С.68-71.
-
Лягов, И. А., Балденко, Ф. Д., Лягов, А. В., Ямалиев, В. У. и Лягова, А. А. (1) Методология расчета технической эффективности силовых секций малогабаритных винтовых забойных двигателей для системы «Перфобур», Записки Горного Института, 240, с. 694. DOI: 10.31897/pmi.2019.6.694.
Компания «Перфобур»
Головной офис:
115114, г. Москва, Дербеневская набережная д. 11, этаж 3, офис Б‐303
Центр разработки в г. Уфе:
450591, Уфимский район, с. Зубово, ул. Дорожная 2/1
Тел +7 (499) 649-39-00 e-mail: [email protected]
