КОМПОНОВКА КОЛОННЫ ТРУБ ДЛЯ СКВАЖИНЫ С БОЛЬШИМ ОТКЛОНЕНИЕМ ЗАБОЯ ОТ ВЕРТИКАЛИ Российский патент 2022 года по МПК E21B7/06 E21B7/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к компоновкам бурильных и обсадных колонн, применяемых при строительстве скважин с большим отклонением забоя от вертикали.

Существует ряд технических решений по компоновкам обсадных колонн в скважинах с большим отклонением забоя от вертикали, которые позволяют снизить сопротивление от сил трения при перемещении их по протяженному стволу скважины путем облегчения нижней (направляющей) секции обсадных труб заполнением воздухом [С.А. Оганов, Г.С. Оганов. Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - С. 186-189].

Недостатком данной компоновки колонны труб является невозможность выполнения технологической операции по промывке скважины в процессе осложненных условий спуска. После промывки скважины из направляющей секции будет вытеснен воздух и вес ее увеличится.

Известен способ спуска хвостовика в горизонтальную скважину с большим отклонением от вертикали, включающий спуск с вращением от верхнего привода в ствол скважины оснащенной роликовыми центраторами компоновки труб, содержащей облегченные нижние секции и утяжеленную верхнюю секцию. В скважину спускают за n-ое количество раз n облегченных нижних секций, каждая из которых выполнена в виде колонны стеклокомпозитных обсадных труб. Каждый из n спусков осуществляют с использованием утяжеленной верхней секции, выполненной в виде колонны стальных толстостенных бурильных труб. В процессе каждого из n-спусков утяжеленную верхнюю секцию спускают на глубину до начала участка отклонения ствола скважины от вертикали, а спуск необходимого количества облегченных нижних секций осуществляют до окончательной установки в требуемом интервале горизонтальной части ствола скважины упомянутых секций в качестве хвостовика [RU 2676106 С1, МПК Е21В 43/10 (2006.01), опубл. 26.12.2018, бюл. № 36].

Недостатками данной компоновки являются длительные периодические остановки при спуске хвостовика на операции по отсоединению и подъему секции утяжеленных труб и спуску очередного отрезка облегченных труб, что может привести к прихвату хвостовика, реализация данной компоновки невозможна в скважинах с большим отклонением от вертикали, имеющих короткий вертикальный участок, при спуске труб с вращением необходимо применение специальных резьбовых соединений и технологической оснастки.

Наиболее близкой по технической сущности к заявленному техническому решению является компоновка колонны труб для скважин с большим отклонением забоя от вертикали, включающая направляющую секцию и последовательно соединенные секции труб из легкого сплава и стальных труб [Басович В., Гельфгат М. В поисках рациональной компоновки. Проектирование бурильных колонн для проходки горизонтальных скважин большой протяженности // Специальный выпуск журнала «Нефть России». - М., 2005. - С. 58-60].

Недостатком данной компоновки труб является отсутствие обоснований по определению необходимой длины секций труб для поддержания на крюке буровой установки необходимой нагрузки с возможностью ее передачи на низ колонны труб с учетом профиля скважины.

Техническая проблема, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в необходимости разработки компоновки колонны труб для строительства скважины с большим отклонением забоя от вертикали, позволяющей выполнять технологические операции с учетом параметров профиля скважины.

Техническим результатом является повышение надежности выполнения технологических операций за счет применения компоновки труб с возможностью передачи на низ колонны установленной нагрузки на крюке буровой установки.

Указанный технический результат достигается тем, что компоновка колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали включает последовательно соединенные секции труб и направляющую секцию, прикрепленную к нижней части первой секции труб, новым является то, что указанная компоновка колонны труб выполнена с возможностью передачи на низ колонны труб установленной нагрузки на крюке буровой установки, при этом вес одного метра труб возрастает от нижней секции к верхней, общая длина последовательно соединенных секций труб и направляющей секции выполнена из условия равенства общей длине скважины, при этом длина каждой секции труб определена в последовательности от нижней секции к верхней, причем длины первых двух секций труб, установленных над направляющей секцией, зависят от осевой нагрузки на крюке буровой установки и вычислены по зависимостям:

где L_c1 - длина первой секции труб, м;

l₁ - длина вертикального участка по профилю скважины, м;

l₂ - длина участка набора зенитного угла, м;

Δl_x1 - допустимое приращение длины первой секции труб, м;

G₁ - требуемая нагрузка, которую необходимо иметь на крюке буровой установки при спуске первой секции труб, кН;

P_1l1 - результирующая осевая нагрузка на вертикальном участке от труб первой секции, кН;

P_1l2 - результирующая осевая нагрузка на участке набора зенитного угла от труб первой секции, кН;

Р_н - результирующая осевая нагрузка на наклонном прямолинейном участке профиля скважины от веса направляющей секции, кН;

q₁ - приведенный вес в буровом растворе одного метра труб первой секции, кН/м;

α₁ - конечный зенитный угол на первом участке набора зенитного угла, град.;

μ₁ - коэффициент трения труб о стенки скважины на прямолинейном участке,

где L_c2 - длина второй секции труб, м;

Δl_x2 - допустимое приращение длины второй секции труб, м;

l_н - длина направляющей секции труб, м;

G₂ - требуемая нагрузка, которую необходимо иметь на крюке буровой установки при спуске второй секции труб, кН;

P_2l1 - результирующая осевая нагрузка на вертикальном участке от труб второй;

P_2l2 - результирующая осевая нагрузка на участке набора зенитного угла от труб второй секции, кН;

P_2LC1 - результирующая осевая нагрузка на прямолинейном участке профиля скважины от первой секции труб, кН;

q₂ - приведенный вес в буровом растворе одного метра труб второй секции, кН/м, а длины последующих секций труб зависят от коэффициента трения на участке набора зенитного угла и вычислены по зависимости:

где i=1, 2, …;

L_2+i - длина последующих секций труб, м;

R - радиус искривления скважины на участке набора зенитного угла, м;

μ - коэффициент трения трубы о стенки скважины на участке набора зенитного угла.

Под длиной нижней секции труб подразумевается длина первой секции, установленной непосредственно над направляющей секции. Таким образом, длины второй и последующих секций определены в последовательности от нижней секции к верхней.

Благодаря применению предлагаемой компоновки труб при строительстве скважины с большим отклонением забоя от вертикали обеспечивается минимизация сил сопротивлений на перемещение колонны труб в скважине с реализацией запроектированных усилий на крюке для выполнения технологических операций.

Сущность заявляемого изобретения поясняется фигурами и нижеследующим описанием.

На фиг. 1 изображена схема компоновки колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали.

На фиг. 2 изображена схема профиля скважины.

На фиг. 3 изображена схема расчета длины первой секции труб.

На фиг. 4 изображена схема расчета длины второй секции труб.

На фиг. 5 изображена схема расчета длин третьей и последующих секций труб.

На фиг. 6 изображен график изменения нагрузки на крюке по мере спуска расчетных секций бурильных труб.

На фиг. 7 изображен график изменения нагрузки на крюке по мере спуска секций обсадных колонн.

Компоновка колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали (фиг. 1) включает последовательно соединенные секции труб 1, 2, 3, 4 и направляющую секцию 5, прикрепленную к нижней части секции труб 1. Вес одного метра труб 1, 2, 3, 4 возрастает от нижней секции к верхней. Длины секций труб 1, 2, установленных над направляющей секцией 5, зависят от нагрузки на крюке буровой установки (на фиг. не показано), а длины последующих секций труб 3, 4 зависят от коэффициента трения на участке набора зенитного угла. Длина каждой секции труб 1, 2, 3, 4 определена в последовательности от нижней секции к верхней.

При строительстве скважин с большим отклонением забоя от вертикали на колонну труб действуют силы сопротивления, обусловленные трением труб о стенку скважины. Величина этих сил, при установленном профиле скважины (фиг. 2), включающем вертикальный участок 6 длиной l₁, участок набора зенитного угла 7 длиной l₂, искривленный по радиусу R, участок стабилизации параметров кривизны (наклонный прямолинейный участок) 8 длиной l₃, участок снижения зенитного угла 9 длиной l₄ и последний участок стабилизации 10 длиной l₅, определяется весовой характеристикой секций труб 1, 2, 3, 4, входящих в компоновку колонны, и величинами коэффициентов трения. Для обеспечения необходимых усилий по выполнению технологических операций длины секций труб определены:

- секции 1 по зависимостям (1), (2);

- секции 2 труб по зависимостям (3), (4);

- секции 3 и последующей секции по зависимости (5).

При строительстве скважины с большим отклонением забоя от вертикали компоновка колонны труб собирается следующим образом.

Сначала в скважину спускается направляющая секция 5, необходимая для выполнения технологических операций. В бурильной колонне направляющая секция 5 представляет собой - долото, забойный двигатель и др. (на фиг. 1 не показано). В обсадной колонне направляющая секция 5 представляет собой - башмак, клапана, посадочные узлы и др. (на фиг. 1 не показано).

К направляющей секции 5 присоединяется секция труб 1, состоящая из труб с наименьшим весом одного метра (например, изготовленная из алюминиевых сплавов или имеющая наименьшую толщину стенки стальной трубы), что позволяет минимизировать сопротивление на перемещение труб от силы трения. Длина секции труб 1 устанавливается такой, чтобы после ее спуска в скважину на крюке буровой установки (на фиг. не показано) создавалась необходимая нагрузка для выполнения технологической операции (G₁). Длина секции труб 1 (L_c1, м) (фиг. 3) определяется по зависимостям (1) и (2).

Для секции труб 2 выбираются трубы с большим весом одного метра, что позволяет создать большие усилия на перемещение направляющей секции 5 и секции труб 1 и обеспечить необходимую нагрузку на крюке (G₂) для выполнения запланированных технологических операций. Длина секции труб 2 (L_c2, м) (фиг. 4) определяется по зависимостям (3) и (4).

В случае, когда суммарная длина направляющей секции 5 и секций 1, 2 окажется меньше длины скважины, осуществляется присоединение секции 3, состоящей из труб с большим весом одного метра, чем у секции 2. Длина секции 3 и, если потребуется, последующих секций определяется из условия, что она не должна превышать длину участка скважины по профилю до отметки, где усилие от составляющей веса единицы трубы равно усилию сопротивления от силы трения. Даная отметка располагается на участке профиля скважины с зенитным углом, равным и который располагается на участке набора зенитного угла 7. Длины указанных секций труб (L_2+i, м) (фиг. 5) определяются по зависимости (5).

Все это будет способствовать при строительстве скважины с большим отклонением забоя от вертикали минимизации сил сопротивлений на перемещение колонны труб в скважине с возможностью реализации запроектированных усилий на крюке для выполнения технологических операций.

Предлагаемое техническое решение может быть осуществлено при помощи стандартных труб без привлечения дополнительных специальных технических средств.

Данная компоновка колонны труб может быть использована для комплектования секций труб для колонн различного назначения, применяемых при строительстве скважин с большим отклонением забоя от вертикали, в частности бурильных и обсадных.

Примеры реализации компоновки труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали.

Пример 1.

Скважина по конструкции приведенной в таблице 1 строится по профилю, представленному в таблице 2.

Необходимо составить компоновку бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм в интервале по стволу от 2493,00 до 3873,68 м с возможностью обеспечить нагрузку на крюке при перемещении секции труб 1, равную 50 кН, а последующих секций 110 кН. В процессе бурения ниже глубины спуска промежуточной колонны нагрузка, равная от 50 до 110 кН, будет передаваться на низ направляющей секции (долото).

Компоновка бурильной колонны (фиг. 1) включает:

- направляющую секцию 5 длиной 62,59 м и приведенным весом 61,15 кН в буровом растворе 1300 кг/м³;

- секцию бурильных труб 1 из алюминиевого сплава диаметром 147 мм с толщиной стенки 13 мм (П Д16.Т 147×13 ГОСТ 23786) и приведенным весом 1 м в буровом растворе 0,1076 кН/м;

- секцию стальных бурильных труб 2 диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 9,17 мм (ПК 140×9 ГОСТ Р 50278) и приведенным весом 1 м в буровом растворе 0,2900 кН/м;

- секцию стальных бурильных труб 3 диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 10,54 мм (ПК 140×11 ГОСТ Р 50278) и приведенным весом 1 м в буровом растворе 0,3208 кН/м;

- в случае недостаточного веса указанных труб в последующей секции будут использоваться толстостенные бурильные трубы диаметром 140 мм с толщиной стенки 42 мм (ТБТ-140 ТУ 1324-236-07500243-2006) с приведенным весом 1 м в буровом растворе 0,7913 кН/м.

Для расчетов принимаем, что коэффициенты трения составляют:

- 0,15 в интервале обсаженного ствола (0,00-2493,00 м);

- 0,22 в открытом стволе (2493,00-3873,68 м).

Результирующая нагрузка на крюке от веса каждого участка труб рассчитывается по уравнению

P_i=q_i l_i [cos (α_{cp i})-μ_i sin (α_{cp i})],

где q_i - приведенный вес в буровом растворе 1 м i-го участка, кН/м;

l_i - длина i-го участка, м;

α_{ср i} - средний зенитный угол i-го участка, град.;

μ_i - коэффициент трения на i-ом участке.

Длина секции труб 1 составит (фиг. 3)

L_c1=110+705,83+90,20=906,03 м.

Принимаем длину секции труб 1 L_c1=900 м.

Длина секции труб 2 составит (фиг. 4)

L_c2=110+705,83+831,08=1646,91 м.

Принимаем длину секции труб 2 L_c2=1640 м.

Длина секции труб 3 составит (фиг. 5)

Принимаем длину секции 3 L_c3=760 м.

Поскольку длина секции труб 3 недостаточная, вычисляем длину четвертой секции

L₂₊₂=3873,68-900,00-1640-760-62,59=511,99 м.

Таким образом, для бурения скважин с большим отклонением забоя от вертикали по профилю, приведенному в таблице 2, компоновка бурильной колонны состоит из элементов, приведенных в таблице 3 (снизу вверх).

Динамика нагрузки на крюке буровой установки по мере спуска расчетных секций бурильных труб показана на фиг. 6.

Пример 2

В скважину по условиям примера 1, пробуренную до глубины 3873,68 м, спустить обсадную (эксплуатационную) колонну диаметром 168,3 мм в интервале от 0 до 3873,68 м.

При спуске колонны нагрузка на крюке должна составлять не менее 80 кН.

Обсадная колонна может быть укомплектована следующими секциями труб:

- направляющей секцией 5 длиной 20 м и приведенным весом 5,84 кН;

- секцией труб 1 с толщиной стенки 7,32 мм и приведенным весом 1 м, равным 0,2436 кН;

- секцией труб 2 с толщиной стенки 10,59 мм и приведенным весом 1 м, равным 0,3411 кН;

- секцией труб 3 с толщиной стенки 12,1 мм и приведенным весом 1 м, равным 0,3898 кН.

Длина секции труб 2 составит

L_c1=110+705,83+1779,10=2594,93 м.

В связи с тем, что длина секции труб 1 немного превышает длину промежуточной колонны, ниже которой коэффициент трения возрастает, то для более точных расчетов примем длину секции труб 1 равной длине промежуточной колонны:

L_c1=2493 м.

Длина секции труб 2 определится как:

L_c2=110+705,83+441,61=1257,44 м.

Принимаем длину секции труб 2 L_c2=1250 м.

Длина секции труб 3 составит

Однако с учетом длины ствола скважины необходимая длина секции труб 3 составит

L_скв-L_c1-L_c2-l_н=3873,68-2493-1250-20=110,68 м,

поэтому принимаем длину секции 3 L_c3=110,68 м.

По результатам расчетов компоновку обсадной колонны следует составить из направляющей секции 5 и трех секций труб, приведенных в таблице 4.

Изменение нагрузки на крюке при спуске обсадной колонны по секциям труб приведено на фиг. 7, которая показывает, что поставленные условия по созданию нагрузки на крюке выполняются.

Таким образом, заявляемая компоновка колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали обеспечивает повышение надежности выполнения технологических операций за счет применения компоновки труб с возможностью передачи на низ колонны установленной нагрузки на крюке буровой установки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к компоновкам бурильных и обсадных колонн, применяемых при строительстве скважин с большим отклонением забоя от вертикали. Компоновка колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали включает последовательно соединенные секции труб и направляющую секцию, прикрепленную к нижней части первой секции труб, причем указанная компоновка колонны труб выполнена с возможностью передачи на низ колонны труб установленной нагрузки на крюке буровой установки, при этом вес одного метра труб возрастает от нижней секции к верхней. Общая длина последовательно соединенных секций труб и направляющей секции должна совпадать с общей длиной скважины, при этом длина каждой секции труб определена в последовательности от нижней секции к верхней, причем длины первых двух секций труб, установленных над направляющей секцией, зависят от осевой нагрузки на крюке буровой установки, а длины последующих секций труб от коэффициента трения на участке набора зенитного угла. Обеспечивается повышение надежности выполнения технологических операций за счет применения компоновки труб с возможностью передачи на низ колонны установленной нагрузки на крюке буровой установки. 7 ил., 4 табл, 2 пр.

Компоновка колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали, включающая последовательно соединенные секции труб и направляющую секцию, прикрепленную к нижней части первой секции труб, отличающаяся тем, что указанная компоновка колонны труб выполнена с возможностью передачи на низ колонны труб установленной нагрузки на крюке буровой установки, при этом вес одного метра труб возрастает от нижней секции к верхней, общая длина последовательно соединенных секций труб и направляющей секции выполнена из условия равенства общей длине скважины, при этом длина каждой секции труб определена в последовательности от нижней секции к верхней, причем длины первых двух секций труб, установленных над направляющей секцией, зависят от осевой нагрузки на крюке буровой установки и вычислены по зависимостям:

где L_c1 - длина первой секции труб, м;

l₁ - длина вертикального участка по профилю скважины, м;

l₂ - длина участка набора зенитного угла, м;

Δl_x1 - допустимое приращение длины первой секции труб, м;

G₁ - требуемая осевая нагрузка, которую необходимо иметь на крюке буровой установки при спуске первой секции труб, кН;

P_1l1 - результирующая осевая нагрузка на вертикальном участке от труб первой секции, кН;

P_1l2 - результирующая осевая нагрузка на участке набора зенитного угла от труб первой секции, кН;

Р_н - результирующая осевая нагрузка на наклонном прямолинейном участке профиля скважины от веса направляющей секции, кН;

q₁ - приведенный вес в буровом растворе одного метра труб первой секции, кН/м;

α₁ - конечный зенитный угол на первом участке набора зенитного угла, град.;

μ₁ - коэффициент трения труб о стенки скважины на прямолинейном участке,

где L_c2 - длина второй секции труб, м;

Δl_x2 - допустимое приращение длины второй секции труб, м;

l_н - длина направляющей секции труб, м;

G₂ - требуемая осевая нагрузка, которую необходимо иметь на крюке буровой установки при спуске второй секции труб, кН;

P_2l2 - результирующая осевая нагрузка на вертикальном участке от труб второй секции, кН;

P_2l2 - результирующая осевая нагрузка на участке набора зенитного угла от труб второй секции, кН;

P_2Lc1 - результирующая осевая нагрузка на прямолинейном участке профиля скважины от первой секции труб, кН;

q₂ - приведенный вес в буровом растворе одного метра труб второй секции, кН/м,

а длины последующих секций труб зависят от коэффициента трения на участке набора зенитного угла и вычислены по зависимости:

где i=1, 2, …,

L_2+i - длина последующих секций труб, м;

R - радиус искривления скважины на участке набора зенитного угла, м;

μ - коэффициент трения трубы о стенки скважины на участке набора зенитного угла.