книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали
..pdfТаблица 7.5
Параметры профиля наклонной (пологой) скважины с большим отклонением ствола от вертикали
Интервал по |
Длина ин- |
Зенитный угол, град. |
Горизонтальное |
Длина по стволу, м |
Радиус ис |
Интенсивность |
||||
вертикали,м |
тервала по |
|
|
отклонение, м |
|
|
кривления |
искривления |
||
от |
ДО |
вертикали, |
в начале |
в конце |
за ин |
общее |
интервала |
общая |
скважины, м |
скважины, °/10 |
(верх) |
(низ) |
м |
интервала |
интервала |
тервал |
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
0 |
300 |
300 |
0 |
0 |
0 |
0 |
300 |
300 |
- |
|
300 |
1138 |
838 |
0 |
75 |
643 |
643 |
1136 |
1436 |
868 |
0,660 |
1138 |
2400 |
1262 |
75 |
75 |
4708 |
5351 |
4876 |
6312 |
- |
|
0 |
300 |
300 |
0 |
0 |
0 |
0 |
300 |
30 |
- |
|
300 |
965 |
665 |
0 |
75 |
510 |
510 |
900 |
1200 |
688 |
0,833 |
965 |
2400 |
1435 |
75 |
75 |
5355 |
5865 |
5545 |
6745 |
- |
|
0 |
300 |
300 |
0 |
0 |
0 |
0 |
300 |
300 |
- |
1,500 |
300 |
669 |
369 |
0 |
75 |
283 |
283 |
500 |
800 |
382 |
|
669 |
2400 |
1731 |
75 |
75 |
6460 |
6743 |
6688 |
7488 |
- |
|
0 |
300 |
300 |
0 |
0 |
0 |
0 |
300 |
300 |
_ |
0,660 |
300 |
1155 |
855 |
0 |
80 |
717 |
717 |
1212 |
1512 |
868 |
|
1155 |
2400 |
1245 |
80 |
80 |
7061 |
7778 |
7172 |
8684 |
- |
|
0 |
300 |
300 |
0 |
0 |
0 |
0 |
300 |
300 |
- |
0,833 |
300 |
977 |
677 |
0 |
80 |
568 |
568 |
960 |
1260 |
688 |
|
977 |
2400 |
1423 |
80 |
80 |
8067 |
8635 |
8197 |
9457 |
- |
|
0 |
300 |
300 |
0 |
0 |
0 |
0 |
300 |
300 |
- |
1,500 |
300 |
676 |
376 |
0 |
80 |
316 |
316 |
553 |
853 |
382 |
|
676 |
2400 |
1724 |
80 |
80 |
9776 |
10092 |
9931 |
10784 |
- |
|
П р и м е ч а н и е : 1 . |
|
|
|
= 2400 м. |
|
|
|
|||
|
|
2. Глубинакровли продуктивного пласта |
|
|
|
3. Глубинаточки начала искривления ствола скважины Я0 =
ваниям нормального спуска колонны до забоя. Так, если при расчете профиля скважины ai = 75°, то буровой раствор должен иметь ц < 0,22.
В табл. 7.2 приводятся результаты расчета величины т"Р и T fv
в НСБО в зависимости от глубины первоначального искривления скважины Н0, в проектном азимуте (точка зарезки). Расчеты выпол нены для скважины, проектируемой по 3-х интервальному профилю при постоянном значении радиуса искривления R = 382 м, при буро вом растворе с р = 0,35 и Н0 = 300 м; 800 м; 1300 м. Параметры про филя представлены в табл. 7.3. Анализ результатов расчета показы
вает, что наименьшее значение T lр при наибольшем значении
имеет место в случае применения профиля с Н0 = 1300 м по сравне нию с Н0 = 300 м и Н0 = 800 м. Однако при использовании профиля с величиной Н0= 1300 м возрастает а и Lcm, и как следствие этого, уменьшаются технико-экономические показатели бурения, возраста ет вероятность возникновения аварий и осложнений. Поэтому реко мендуется при строительстве наклонно направленных и горизонталь ных скважин при проектировании профиля скважины принимать наименьшее значение Н0 при интенсивности набора кривизны /а до 0,5-1,0710 м. В данном примере предпочтительным следует считать
Н0 = 300 м. Результаты расчета величины Т% и в зависимости
от радиуса искривления (R) представлены в табл. 7.4, 7.5.
Из данных табл. 7.5 видно, что при а = const с уменьшением R
увеличивается 7 ^ и уменьшается • С увеличением а одновремен
но возрастает LCKB, т% и более интенсивно уменьшается T il •
Отсюда следует, что при проектировании профиля скважины не обходимо выбирать наибольшее значение R при наименьшем значе нии а в конце интервала набора кривизны в 3-х интервальном про филе.
5.3.Расчет нагрузки на крюке при спуске (подъеме)
обсадной колонны
При строительстве НСБО спуск обсадной колонны, в принципе, является более сложной проблемой, чем спуск бурильной колонны. Сложность спуска кондуктора диаметром 473,1 мм (508 мм) и 1-й промежуточной обсадной колонны диаметром 339,7 мм заключает ся в сравнительно большой жесткости труб и в сравнительной неус-
182
Таблица 7.6
Нагрузка на крюке при подъеме (спуске) обсадной колонны в наклонной скважине с большим отклонением ствола от вертикали (при различных значениях коэффициента трения)
Наименование техно- |
Усилие Г/, действующее па обсадную колонну, кгс |
||||
|
Коэффициент |
т4 |
т3 |
Тг |
Г, |
|
трения, ц |
|
Точка приложения усилия Г, |
||
|
|
|
|||
|
|
С |
В |
А |
О (вертикальный |
|
|
|
|
|
участок ствола) |
Подъем |
0,35 |
1114,6 |
250880 |
456360 |
20619 |
|
0,25 |
1100,7 |
209700 |
346607 |
20619 |
|
0,15 |
1088 |
168393 |
252827 |
20619 |
Спуск |
0,35 |
1026,4 |
-37875,3 |
-1806,5 |
20619 |
|
0,25 |
1039,4 |
3381,0 |
28254 |
20619 |
| |
0,15 |
1051,6 |
44644,7 |
66722,6 |
20619 |
Суммарная нагрузка на крюке Т,ТК(точка О), кгс/кН
476979/4677,2
367226/3601,0
273446/2681/4
18812,5/184,47
48873/479,2
87341,6/856/5
Пр и м е ч а н и е : 1. Параметры четырехинтервального профиля НСБО приведены в табл. 4.2.
2.Обсадная колонна 0 244,5 мм толщиной стенки - 11,9 мм, марки стали V-150 (Р-110) вес 1 п.м. трубы - 68,73 кг/м.
3.Глубина спуска колонны - 7333 м.
184
Таблица 7.7
Нагрузка на крюке при спуске «хвостовика» диаметром 177,8 мм в НСБО с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте
Наименование
технологического
процесса
Спуск обсадной колонны
0177,8 мм («хвостовик») на бурильных трубах
0 127 мм
|
Зенитный угол ствола скважины в начале интервала a t, градус |
|
|||
90 |
82,5 |
82,5 |
75,66 |
75,66 |
0 |
|
Радиус искривления ствола скважины на интервале R, м |
Суммарная на |
|||
|
|
|
|
|
грузка на крюке |
- |
1146 |
688 |
- |
573 |
- |
Усилие 7), действующее на обсадную колонну, кгс (в точке приложения силы)
Тб, т. Е |
П,т.Д |
Тл, т. С |
Тъ т. В |
Тъ т.А |
Тъ т.О |
|
|
|
ц = 0,35 |
|
|
-13545 |
-8332 |
-7681 |
-26085 |
-5530 |
+9750 |
|
|
|
ц = 0,25 |
|
|
-9675 |
-6752 |
-6202 |
-5103 |
+8931 |
+9750 |
|
|
|
ц = 0,15 |
|
|
Т.Т15,кгс/кН
+4220/41,38
+18681/183,18
-5805 |
-4447 |
-3961 |
+16642 |
+28140 |
+9750 |
+37890/371,5 |
тойчивости горных пород верхней части стратиграфического разреза скважины. В связи с чем на интервале спуска этих колонн предусма тривается малоинтенсивный набор кривизны не более ia< 1710 м (ра диус искривления R > 573 м). При спуске обсадной колонны 0 244,5 мм и «хвостовика» 0 177,8 мм проблемой является интенсивный рост сил сопротивления по мере увеличения глубины скважины и связанный с ним риск недоведения колонн до проектных глубин. При подъеме обсадных колонн нагрузка на крюке может достигнуть величины, превышающей допустимые нагрузки на вышку, буровое оборудова ние. В табл. 7.6. приводятся результаты расчета Т% и Т% обсадной
колонны 0 244,5 мм, спускаемой на глубину 7333 м.
Параметры профиля скважины на интервале спуска колонны представлены в табл. 4.2 и на рис. 7.1. Из данных табл. 7.6 видно, что при коэффициенте трения ц = 0,35 Т% достигает большой величи
ны - 476979 кгс, в то время, как при спуске колонны, силы трения уменьшают продольную составляющую (величину движущей си лы) веса обсадной колонны до 18812,5 кгс. Из приведенных данных видно также, что применение бурового раствора с р. = 0,15 в зна чительной степени решает проблему. Значение Т% уменьшается
примерно на 200000 кгс, а Т ££ возрастает до 87341,6 кгс, т.е. почти
в 4,83 раза.
Результаты расчета нагрузки на крюке Т% при спуске «хвосто
вика» диаметром 177,8 мм на бурильных трубах диаметром 127 мм представлены в табл. 7.7. Интервал спуска «хвостовика» включает длину горизонтального ствола скважины = 1000 м и длину ствола от кровли до середины продуктивного пласта /б = 150 м. На осталь ной части ствола скважины от устья до кровли пласта длиной 7233 м внутри технической колонны диаметром 244,5 мм устанавливаются бурильные трубы 0 127 мм (см. рис. 7.1). Анализ результатов расче та Гкр показывает, что если при |х = 0,35 колонна практически ос
танавливается в своем движении по стволу, то при ц = 0,15 =
= 37890 кгс, что обеспечивает спуск колонны до проектной глубины. Здесь следует отметить, что исходя из практических соображений, для принятых условий строительства горизонтальной скважины ре комендуется определить предельное минимальное значение остаточ ного веса на крюке для случая преодоления «посадки» колонны при спуске в пределах 10000-15000 кгс.
185
7.4.Применение метода спуска обсадной колонны в режиме флотации
Впоследние годы в связи с возрастающим объемом бурения НСБО, в том числе с горизонтальным стволом в продуктивном пла сте, с целью уменьшения отрицательного влияния сил трения (со противления) при спуске обсадных колонн, широкое применение по лучил метод флотации [11, 81], основанный на использовании вы талкивающей (архимедовой) силы. При этом методе нижняя часть колонны, заполненная воздухом, отделяется от верхней части, запол ненной буровым раствором расчетной плотности, специальной за глушкой (мостовой пробкой). Низ обсадной колонны, естественно, оснащен обратным клапаном. Длина нижней части колонны от об ратного клапана до мостовой пробки - /оыт является искомой длиной, обеспечивающей выталкивающую силу FBbn, которая равна по величи
не и направлена в противоположную сторону суммарной силе трения
ЗДр от действия веса колонны F ^ на длине горизошального ствола
и от веса бурового раствора F %Г внутри колонны длиной ( ^ |
- /вит). |
Величина FKmопределяется по формуле: |
|
F ъш — 785^/и/ок '/выг *Pg/p, |
(7.30) |
где d„ioK - наружный диаметр обсадной колонны, м; рв/р - плотность бурового раствора в скважине, кг/м3. Для принятых условий спуска «хвостовика» 0 177,8 мм при рб/р = 1200 кг/м3 по формуле (7.30), имеем:
F.uг = 0,785 • 0,17782 • 1200 • / ВЬ1Т= 29,78/ ВЬ1Г.
F ^ определяется по формуле:
(7.31)
где qo/K- вес 1 п.м. обсадной трубы 0 177,8 мм с толщиной стенки 5 = 9,2 мм; qo/к = 38,7 кгс/м; /гор = 1000 м; ц = 0,35. Тогда по формуле (7.31) имеем:
/г # = 0,35 • 38,7 • 1000 = 13545 кгс.
186
F ^ определяется по формуле:
F $ = 0 ,7 8 5 d M2 m • (/„ р - / . „ ) • |
• 0 ,3 5 , |
(7 .3 2 ) |
где */В||/ок - внутренний диаметр обсадной трубы, dMI/0K= 0,1594 м. По формуле (7.32) имеем:
F%p= 0,785 • 0,15942 -1200(1000 - / ж ) ■0,35 = 8,377 - 8,377/выг,
Е Гтр = + F% = 13545 + 8377 - 8,377/выт = 21922 - 8,377/выг .(7.33)
Приравнивая (7.30) и (7.33), решая относительно 1 ^ получим:
29,78/выг = 21922 - 8,377/„, откуда
/ вит ~ 21922- = 574,52 м. 38,157
Таким образом, для обеспечения действия архимедовой силы пла вучести низа обсадной колонны, преодоления сип сопротивления дви жению колонны, низ «хвостовика» длиной /вмт = 574,52 м должен быть собран во время спуска колонны «пустым» незаполненным растворомс воздухом. При этом Ftvn по величине будет равна:
FBm= 29,78 • 574,52 = 17109 кгс.
Величина ЕДр = 21922 - 8,377 • 574,52 =21922-4813 = 17109 кгс.
Движущая сила - остаточный вес на крюке 2 Др, определяется, как Ту при спуске бурильной колонны на интервале ствола скважи ны от устья до глубины начала горизонтального ствола (от точки О до точки D) рис. 7.1 составляет 4220 кгс (табл. 7.8). Для увеличения ЕГтр внутрь бурильных труб закачивается буровой раствор большей плотности, чем раствор в скважине. Например, буровой раствор с Рб/р = 1500 кг/м3, вместо 1200 кг/м3. При необходимости повышения величины 27^ следует использовать буровой раствор еще большей плотности. На рис. 7.3 показан графический метод определения 1^.
187
188
Пример использования графика (рис. 7.3). Пусть задано = 500 м. Для определения /выт от точки А проводится линия АВ до пересече ния с ХГтр(т. В) и далее до пересечения с линией FBbIT(т. С). При этом ИДр = FBbn= 7753кгс. Затем от точки С проводится линия СД до пе ресечения с осью абсцисс, на котором фиксируется точкаД соответ ствующая искомой величине /вьгг = 300 м.
Метод флотации был успешно применен [11] при спуске 244,5 мм обсадной колонны в наклонную скважину глубиной 6500 м без за полнения колонны буровым раствором. Наружное сминающее дав ление оказалось меньше прочности колонны.
7.5.Выводы
1.Выведены формулы для определения растягивающих нагру зок, действующих на бурильную (обсадную) колонну в точках изме нения траектории профиля, и результирующей нагрузки на крюке при производстве спуско-подъемных операций в НСБО с горизонталь ным окончанием ствола в продуктивном пласте.
2.Получены зависимости нагрузки на крюке при подъеме-спус ке бурильной (обсадной) колонны в зависимости от радиуса искри вления, величины зенитного угла, глубины точки зарезки НСБО, на основе которых представляется возможность произвести выбор ти па буровой установки по грузоподъемности, выбор параметров кон струкции бурильной (обсадной) колонн по прочности на растягива ющие нагрузки.
3.Рассмотрены возможности применения метода флотации, ос нованного на использовании выталкивающей (архимедовой) силы для уменьшения величин сил.
4.В данной главе результаты расчетов нагрузок (усилий) на крю ке по размерностям представлены не в системе «СИ», а в «КГС» - в виде удобном для практических расчетов.
189
ГЛАВА 8. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ - ПОТАЙНОЙ КОЛОННЫ («ХВОСТОВИКА»)
В НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЕ С БОЛЬШИМ ОТКЛОНЕНИЕМ СТВОЛА ОТ ВЕРТИКАЛИ
В практике строительства глубоких нефтегазовых скважин в ка честве эксплуатационных колонн часто используются потайные колон ны (хвостовики), обсадные колонны, спускаемые на бурильных трубах.
Технологический процесс цементирования потайных колонн в общем виде мало отличается от цементирования сплошных обсад ных колонн. Однако режим цементирования потайных колонн име ет специфические особенности, в наибольшей степени отличающие ся в наклонной скважине с большим отклонением ствола от вертика ли. В НСБО по мере увеличения отклонения ствола от вертикали (Л), естественно, возрастает глубина скважины по длине ствола (I), вслед ствие чего при постоянных значениях глубины скважины по верти кали (Я), пластового давления / V и давления гидроразрыва Рг/разр. при движении жидкости в кольцевом пространстве возникают гидра
влические сопротивления Р ^ р , которые в сумме с гидростатическим
давлением составного столба тампонажного и бурового растворов
Prfa создают репрессии на пласт Ррепр., достигающие предельных
значений, могущих привести к гидроразрыву пласта.
Под действием репрессионного давления (перепада давления в системе скважина - пласт) происходит проникновение фильтрата ра створа в пласт и его загрязнение, что приводит к затруднениям при освоении скважины и уменьшению ее дебита. Известно, что степень загрязнения пласта характеризуется показателем - Скин-Эффект (S K ).
В работах [28, 51] приводится оценка влияния на S K ряда фак торов, среди которых выделяют РреПр.- Несмотря на то, что на слож ный технологический процесс цементирования скважины влияет мно жество факторов, тем не менее, следует считать, что влияние РреП. действительно является превалирующим. В связи с этим при реше нии проблемы повышения качества цементирования потайных ко лонн в НСБО особое внимание уделено управлению величиной РрепрПонятно, что чем меньше величина Ррепр., тем меньше глубина про никновения фильтрата раствора в пласт - Рф. Вместе с тем величина Рф должна быть меньше, чем глубина проникновения заряда перфо ратора /перф. в пласт [52]. По данным [53] современные конструкции
190