Возможности технической системы Перфобур при строительстве сети разветвлённых каналов в условиях прихватов опасности и нестабильности горных пород | Neftegaz.RU
...

Возможности технической системы Перфобур при строительстве сети разветвлённых каналов в условиях прихватов опасности и нестабильности горных пород

Возможности технической системы Перфобур при строительстве сети разветвлённых каналов в условиях прихватов опасности и нестабильности горных пород

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:

  1. прихваты, вызванные действие перепада давления;

  2. заклинивание инструмента;

  3. сужение ствола (осыпи, обвалы, оседание шлама, выпучивание пород, солеобразование и т.д.);

  4. 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    (1)

где: Lcв – длина свечи в см;

t – ширина статической корки (см).

Тяговое усилие необходимое для отрыва КНБК при дифференциальном прихвате:

2        (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

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 формулаи во времени после вскрытия породы при формула.


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.

Пилотная часть щелевого фильтра «Перфобур»

Рисунок 2 – Пилотная часть щелевого фильтра «Перфобур»


Фильтр элемент «Перфобур»

Рисунок 3 – Фильтр элемент «Перфобур»


   Процесс установки фильтра в пробуренный канал

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 

  1. 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

  2. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. М.: Недра, 1979. 182 с

  3. Лягов А.В. Особенности динамического формирования забоя скважины // Нефтяное хозяйство. 2004. № 6. С.68-71.

  4. 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: info@perfobur.com