бурильний керн свердловина фрезерування

Предложена математическая модель конструкции бурильной колоны для отбора керна в горизонтальных скважинах. Базируясь на этой модели разработана компьютерная программа и конструкция керноприемного устройства. Промышленные испытания данного кернприемного устройства проводились на месторождениях АТ «Татнефть»

Annotation

There have been offered the mathematical modal of drilling string construction for coring tests in the horizontal wells. Based on that models have been developed software, and construction of sampling tool. The testing of sampling tool at Olli fields of JSC “TATNEFT”

Світовий досвід розвитку нафтогазової промисловості підтверджує ефективність використання похило-спрямованих та горизонтальних свердловин (ГС) для розробки виснажених родовищ. Оскільки більшість родовищ України знаходяться на пізній стадії розробки, то за останні роки цей метод набув поширення і в нашій країні. Для вибору раціонального методу розробки покладу необхідно мати достовірну інформацію про петрофізичні та ємнісні властивості колектора. Як відомо, найбільш ефективним та достовірним джерелом такої інформації є керновий матеріал.

При відборі керна в ГС, особливо при великій протяжності горизонтальних ділянок, виникає проблема стабілізації зенітного кута осі свердловини. Процес відриву керну передбачає наприкінці кожного рейсу буріння без навантаження (так звану “підрізку”). Іноді, залежно від фізичних властивостей гірської породи, що складає інтервал відбору керна, ця технологічна операція займає 20-30 хв. В похило-спрямованих та ГС під дією гравітації бурильна головка “лягає” на “нижню” стінку свердловини, що призводить до того, що за час “підрізки” відбувається її посилене фрезерування. Надалі це може спричинити поступове падіння зенітного кута свердловини. Коли інтервал відбору керна має протяжність понад 20 м і відбір проводиться великою кількістю рейсів, падіння зенітного кута свердловини може бути значним.

З метою запобігання фрезерування нижнього сектора стінки свердловини бурильною головкою в компоновці низу бурильної колони (КНБК) включають центруючі елементи, котрі встановлюють на корпусі керноприймального пристрою. На практиці буріння без відбору керна існує низка стабілізуючих компоновок, застосування яких дає непогані результати, але для буріння з відбором керна вони не придатні.

Оскільки корпус керноприймального пристрою обертається разом з бурильною головкою, встановлення центраторів на ньому призведе до виникнення небажаних поперечних зусиль (відхиляючих складових). З огляду на це на керноприймальний пристрій необхідно встановлювати так званий “плаваючий” центратор, конструкція якого передбачає вільне обертання центруючого елемента на корпусі.

На даному етапі для буріння без відбору керна існує велика кількість математичних моделей стабілізуючих компоновок. Найбільш близькою для вирішення даної проблеми є модель, що описує буріння з використанням гідравлічних вибійних двигунів (ГВД) [1], та і вона не повною мірою інтерпретує процеси, що проходять при відборі керна.

Розглянемо випадки, коли буріння здійснюється із застосуванням гідравлічних вибійних двигунів (ГВД) і керноприймальних пристроїв (ПКГ). В таблиці 1 подано три варіанти компоновок низу бурильної колони, що застосовуються при відборі керна в похило-спрямованих та горизонтальних свердловинах.

Розглянемо випадок коли колона лягає на стінку свердловини ГВД. Розрахункова схема для цього випадку показана на рис.1а. Диференціальні рівняння пружної лінії колони на ділянках І, ІІ, ІІІ мають вигляд

. (1)

. (2)

(3)

Розвязки цих рівнянь:

; (4)

(5)

(6)

де: ЕІ₁, ЕІ₂ - відповідно жорсткість ПКГ і ВВД; q₁, q₂ - поперечні складові від ваги одиниці довжини ПКГ і ГВД; Р - осьове навантаження на бурильну головку; Q - поперечна реакція вибою; R₁, R₂ - реакції стінки свердловини в точці контакту центратора і ГВД; l₁ - відстань від долота до центратора; l₂ - відстань від центратора до ГВД; l₃ - відстань від початку ГВД до точки дотику ГВД зі стінкою свердловини.

; . (7)

Довільні сталі А₁, А₂, С₁, С₂, В₁, В₂, довжина l₃ і величини реакцій Q, R₁, визначаються з граничних умов.

Граничні умови на кінцях і в точках спряження ділянок мають вигляд

; . (8)

; . (9)

. (10)

; .(11)

. (12)

,(13)

де: r₁ - радіальний зазор між центратором і стінкою свердловини; r₂ - радіальний зазор між ГВД і стінкою свердловини.

Таблиця 1 - Типові компоновки при відборі керну

Підставляючи (4), (5), (6) в (8-13), одержимо алгебраїчну систему рівнянь для визначення довільних сталих А₁, А₂, С₁, С₂, В₁, В₂ невідомих реакцій Q, R₁, і довжини l₃ . Одержана система є нелінійною системою 9-го порядку.

Аналогічні системи розглядались в [1], де для їх розвязання складалась спеціальна програма, яка є досить складною і громіздкою. Цього можна уникнути, якщо попередньо задатись величиною l₃ , підставити (4), (5), (6) в (8-12) і розвязати (наприклад за методом Гаусса)алгебраїчну систему 8-го порядку, яка є лінійною. Одержані результати підставити в рівняння (13) і розглядати його як перевірочне. Якщо воно задовольняється, то задача розвязана. Як правило, з першого разу рівняння (13) не задовольняється. Тоді, якщо , то l₃ треба збільшувати доти, поки (13) не задовольниться. У геометричному розумінні це означає, що ГВД торкнеться стінки свердловини на більшій відстані за припустиму відстань. Якщо , то l₃ треба зменшувати до тих пір, поки (13) не задовольниться.

Після 2-3 спроб зміни l₃ систему можна розвязати з використанням ЕОМ, що не потребуватиме тривалого часу.

Так, в варіанті №1 при Р=58,86 кН у випадку горизонтальної свердловини (=90) при зростанні l₁ від 0,5 м до 3,83 м, l₃ відповідно збільшується від 2,26 м до 5,66 м (довжина ГВД-172 дорівнює 5,66 м). Якщо ж l₁ > 3,83 м, то прогин кінця ГВД (точки В) стає за модулем більшим від r₂ і розрахункова схема (рис.1а) стає непридатною.

В цьому випадку компоновка торкається свердловини в точці В і “лягає” на свердловину вже бурильними трубами розташованими за ГВД. Розрахункова схема для цього випадку показана на рис.1б і має 4 ділянки. Диференціальні рівняння і їх розвязок для ділянок І, ІІ , ІІІ залишається без змін. Для ділянки IV диференціальне рівняння пружної осі колони має вигляд

(14)

Розвязок цього рівняння

(15)

де: ЕІ₃, жорсткість труб, які входять в компоновку; q₃ - поперечна складова від ваги одиниці довжини цих труб; l₃ - довжина ГВД; R₁, R₂ - реакції стінки свердловини в точці дотику з центратором і з ГВД; l₄ - відстань від кінця ГВД до точки дотику труб із стінкою свердловини;

. (16)

Інші позначення залишаються без змін. Довільні сталі D₁, D₂, реакції Q,R₁, R₂ і довжина l₄ визначаються з граничних умов. Граничні умови (8) - (11) залишаються без змін. Інші граничні умови мають вигляд

; . (17)

. (18)

. (19)

, (20)

де r₃ - радіальний зазор між трубами і стінкою свердловини.

Підставляючи (4), (5), (6), (15) в (8-11) і (17-20), одержимо алгебраїчну систему рівнянь для визначення довільних сталих А₁, А₂, С₁, С₂, В₁, В₂, D₁, D₂, невідомих реакцій Q, R_1, R₂, і довжини l₄. Одержана система є нелінійною системою 12-го порядку. Задаючись величиною l₄ розвязуємо лінійну систему 11 порядку і підставляємо одержані результати в рівняння (20), яке тепер є перевірочним. Аналогічно вказаному підбираємо l₄. Так для варіанту №1 при зростанні l₁ від 3,83 м до 5,5 м l₄ тепер вже зменшується від 8,9 м до 8,19 м. Після кожного розвязання системи рівнянь, одержані результати потрібно підставляти в (4), (5), (6), (15) і будувати епюру пружної осі колони на всіх ділянках. З епюри видно, що колона не доторкається до стінки свердловини, крім указаних вище точках.

Для варіанту №1 (Р=86,86 кН; =90) розрахунки показали, що при зміні l₁ від 0,5 м до 5,5 м реакція вибою Q змінюється від +13,75 кН до -1,2 кН і дорівнює 0 при l₁ = 4,15 м. Графік залежності Q від l₁ показаний на рис. 2.

Рисунок 2 - Залежність поперечної реакції вибою від відстані між долотом і центратором

Інші розрахунки показали, що для варіанту №1 (Р=58,86 кН) при =60 Q=0, якщо l₁ = 4,23 м; при =45 Q=0 при l₁ = 4,3 м. Якщо Р=78,48 кН, а =90, то Q=0, при l₁ = 4,15м, тобто величина сили Р на відстань l₁ майже не впливає.

Для варіантів №2, 3 проведено розрахунок для випадку, коли Р=29,43 кН і =90. Так для варіанту №2 при l₁ 0,4 м компоновка лягає на свердловину бурильними трубами і розрахунок по схемі на рис. 1 б показав, що Q=0 при l₁ = 0,48 м. Для варіанту №3 при l₁ 0,61 м компоновка лягає на свердловину ГВД і розрахунок по схемі на рис.1а показав, що Q=0 при l₁ = 0,533 м. Якщо ж l₁ > 0,61 м, то розрахунок проводився по схемі на рис.1б і одержано, що Q=0 при l₁ = 0,67 м.

Наведене вище техніко-технологічне наукове рішення використовувалося на ряді свердловин АТ "Татнафта" та ВАТ "Укрнафта". На свердловині №1073^Г Чегодаївська були проведені експериментальні дослідження. Так в інтервалі залягання турнейських відкладів на глибині 1361-1461 м проводився суцільний відбір керну при зенітному куті 90-87°, за допомогою використанню керноприймального пристрою ПКГ-172/100, що містить в своїй конструкції плаваючий центратор на корпусі. Після проведення робіт по відбору керна в повному обсязі 100,0 м були проведені геофізичні дослідження, які показали наступне - в інтервалі 1361-1430 м не було відмічено падіння зенітного кута свердловини, а в інтервалі 1430-1461 м падіння кута склало 3°. Це поясняється тим, що на останніх 30 метрах відбору керна знос плаваючого центратора склав 5 мм і тому він не виконував повною мірою свою функцію.

Рисунок 1 - Розрахункові схеми (до розвязку задачі для визначення місця встановлення центратора для ступінчастої колони)

Ще одним прикладом використання розроблених стабілізуючих компоновок є робота з відбору 87,0 м керна на глибині свердловині № 38275^Г Куакбашської площі. Тут використання ПКГ 172/100 з плаваючим центратором забезпечило стабільне значення зенітного кута 77° протягом всього інтервалу відбору керна.

1. Одержана методика розрахунку різних варіантів компоновок дозволяє складати алгоритм і оперативно розв'язувати нелінійні системи високого порядку, що дає змогу визначати місце встановлення центратора на корпусі ПКГ, попередити виникнення поперечної складової реакції вибою і звести до мінімуму падіння зенітного кута свердловини.

2. Використання даного типу КНБК не спричинило зниження виносу керну (в обох випадках він становив 100 %)

Література

1. Султанов Б.З., Ишемгужин Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. -М.: Недра, 1973. - 216 с.

Размещено на Allbest.ru