Technologies to improve wellbore cleaning

Texto integral

Введение

Самым важным процессом во всей технологии сооружения нефтегазовых скважин является эффективная очистка ствола скважины. Задача становится еще более актуальной, когда сооружаются наклонно-направленные и горизонтальные скважины, а зенитный угол составляет более 80°, при этом технология промывки таких скважин значительно отличается от технологии промывки вертикальных скважин [1].

Правильно подобранная технология очистки ствола скважины оказывает существенное влияние на аварийность, стоимость и скорость бурения. Неэффективная очистка скважины приводит к накоплению шлама в стволе, что способствует возникновению затяжек, заклинок, образованию шламовых подушек и прихвату бурильной колонны.

При промывке горизонтальной части скважин частицы шлама распределяются достаточно равномерно в поперечном сечении потока, а направление силы тяжести частиц горных пород – перпендикулярно потоку жидкости, следовательно, механизм удаления шлама в стволе скважин иной. В этом случае шлам накапливается в нижней части ствола скважины, а при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин крупные частицы шлама могут повторно попадать на забой скважины и измельчаться резцами долота, что способствует уменьшению скорости бурения.

Скорость движения бурового раствора зависит от производительности бурового насоса, реологических параметров жидкости, геометрии кольцевого пространства скважин, размера, плотности, формы и концентрации частиц шлама.

Вынос разбуренной горной породы на устье скважины происходит двумя путями: мелкие частицы шлама растворяются в буровом растворе, при этом увеличивается его вязкость и плотность, крупные частицы шлама выносятся на дневную поверхность за счет скоростного напора промывочной жидкости. Выносная способность бурового раствора зависит от скорости восходящего потока, степени турбулентности и его структурно-механических свойств. Сумма этих факторов и определяет выносную эффективность бурового раствора. Особенно важен фактор турбулентности бурового раствора при сооружении наклонно-направленных и горизонтальных скважин [2, 3].

Известно, что при разрушении долотом горной породы на забое скважины образуется скопление крупных частиц шлама, которые повторно попадают под резцы долота и разрушаются на более мелкие. Механическая скорость бурения будет значительно повышаться, если улучшить качество очистки ствола скважины.

Методы и результаты исследования

С целью оптимизации очистки ствола скважин разработано двухъярусное антивибрационное долото со сменными насадками (рис. 1).

 

Рис. 1. Двухъярусное антивибрационное долото: 1 – забуривающий ярус; 2 – разбуривающий ярус; 3 – режущие лопасти нижнего забуривающего яруса; 4 – резцы нижнего разбуривающего яруса; 5 – режущие лопасти верхнего разбуривающего яруса; 6 – резцы верхнего разбуривающего яруса; 7, 8 – стабилизаторы; 9 – штыри; 10 – хвостовик; 11 – сменные гидромониторные насадки; 12 – промывочное отверстие; 13 – конусные PDC верхнего и нижнего ярусов

Fig. 1. Two-tier antivibration chisel: 1 – small driller tier; 2 – large drilling tier; 3 – cutting blades of the lower boring small tier; 4 – cutters of the lower drilling big tier; 5 – cutting blades of the top drilling big tier; 6 –blades of the top drilling big tier; 7, 8 – stabilizers; 9 – pins; 10 – shank; 11 – replaceable hydro-monitor nozzles; 12 – washing hole; 13 – cone PDCs of the upper and lower tiers

 

При проектировании породоразрушающего инструмента главной задачей является выбор геометрических параметров резцов и гидромониторных насадок. На процессы очистки ствола скважины влияют параметры истекающей струи бурового раствора, которые зависят от конструкции гидромониторных насадок. При выборе оптимального профиля насадок, их количества и ориентации гидромониторных отверстий необходимо учитывать инженерные расчеты и результаты моделирования течения потока промывочной жидкости в гидромониторных каналах. Известно, что режим промывки скважины будет оптимальным, если скорость истечения бурового раствора из насадок будет более 40 м/с, при этом будет получен наибольший гидромониторный эффект за счет увеличения силы удара струи о забой скважины [4–8].

Известно, что из-за возникновения гидромеханического давления под действием высокого напора струи бурового раствора, выходящей из гидромониторных насадок долота, происходит гидравлический удар, в результате чего поры горной породы на забое скважины, расширяясь, разрушаются. Происходит одновременно гидромеханическое разрушение горных пород струёй бурового раствора и резцами PDC бурового долота, при этом осуществляется эффективная очистка забоя скважины от шлама. При истечении бурового раствора через насадки потенциальная энергия жидкости (давление) переходит в кинетическую энергию, то есть в скоростной напор струи. Выходящий из насадок буровой раствор становится турбулентным.

Схема установки резцов PDC показана на рис. 2.

 

Рис. 2. Двухъярусное антивибрационное долото (вид снизу): 4 – резцы нижнего разбуривающего яруса; 6 – резцы верхнего разбуривающего яруса; 11 – сменные гидромониторные насадки; 13 – конусные PDC верхнего и нижнего ярусов

Fig 2. Two-tier antivibration bit (bottom view): 4 – cutters of the lower drilling tier; 6 – cutters of the upper drilling tier; 11 – replaceable hydro-monitor nozzles; 13 – cone PDCs of the upper and lower tiers

 

При изготовлении высокоэффективных буровых долот главной задачей является подбор параметров гидромониторных насадок. При выборе оптимального профиля гидромониторных насадок, их количества и ориентации необходимо, прежде всего, выполнить инженерные расчеты. Критерием качества очистки забоя скважины является число Рейнольдса (Re), которое позволяет определить режим течения бурового раствора. Число Рейнольдса определяется по формуле:

$\frac{Re=(V\bullet 4R_{\mathbf{г}})}{\nu },$

где V – средняя скорость течения бурового раствора, м/с; $\nu$ – кинематическая вязкость, м3/с; $R_{\mathrm{г}}$ – гидравлический радиус, $R_{\mathrm{г}}=\frac{d}{4};$ d – диаметр скважины, м.

Если Re<2000, то буровой раствор будет двигаться по стволу скважины в ламинарном режиме, если 2000<Re<4000, то будет выполняться переходный режим, если Re>4000, то режим будет турбулентным.

Известно, что из-за возникновения гидромеханического давления под действием высокого напора струи бурового раствора, выходящей из гидромониторных насадок долота, происходит гидравлический удар, в результате чего улучшается разрушение горных пород. Происходит одновременно гидромеханическое разрушение горных пород струёй бурового раствора и резцами PDC бурового долота, при этом осуществляется эффективная очистка забоя скважины от шлама. При истечении бурового раствора через насадки потенциальная энергия жидкости (давление) переходит в кинетическую энергию, то есть в скоростной напор струи. Выходящий из насадок буровой раствор становится турбулентным, так как число Рейнольдса (Re) превышает 4000. Турбулентное течение бурового раствора характеризуется вихреобразным, беспорядочным движением, что способствует улучшению степени очистки забоя скважины. Механическое воздействие струи бурового раствора на забой скважины оценивается давлением или силой удара струи в месте контакта его с породой, что определяется скоростью струи, ее размером и плотностью [9–12].

Гидравлические потоки способствуют увеличению механической скорости бурения, если буровой шлам вовремя удаляется с забоя скважины.

Для двухъярусного антивибрационного долота были разработаны сменные гидромониторные насадки для бурения крепких, мягких и средней крепости горных пород (рис. 3, 4).

 

Рис. 3. Гидромониторная насадка для крепких пород: 1 – корпус с резьбой; 2 – паз под ключ; 3 – конус формирования давления струи; 4 – канал формирования напора струи

Fig. 3. Hydromonitor nozzle for hard rocks: 1 – body with thread; 2 – turnkey groove; 3 – cone of jet pressure formation; 4 – channel of jet pressure formation

 

Рис. 4. Гидромониторная насадка для пород мягких и средней крепости: 1 – корпус с резьбой; 2 – паз под ключ; 3 – конус формирования напора струи; 4 – канал формирования напора струи

Fig. 4. Hydromonitor nozzle for soft and medium strength rocks: 1 – body with thread; 2 – turnkey groove; 3 – cone of jet head formation; 4 – jet head formation channel

 

Оптимальные конструкции гидромониторных насадок улучшают вынос шлама и разрушают горные породы.

Расход бурового раствора, выходящего из насадок, определяется по формуле [13]:

$Q = \epsilon ·\xi ·w·\sqrt{2·}g·H$ ,

где $\epsilon$– коэффициент сжатия струи; $\xi$– коэффициент сопротивления; w – площадь сечения насадок; Н – напор.

Потери давления в насадках долота определяются по формуле, МПа:

$∆P_d=\frac{\rho ·Q^2}{2·A_d^2},$

где $\rho$ – плотность бурового раствора, кг/м3; Q – подача насоса, л/с; А_d – площадь насадок, мм².

Потери давления (энергии) на входе, Па:

$∆P_d=\frac{K_L\bullet \rho \bullet V^2}{2},$

где V – скорость потока в насадках долота, м/с; K_L=0,5 – квадратный вход; K_L=0,05 – круглый вход.

Скорость подъема (выноса) частиц V_вын определяется по формуле:

$V_{\mathrm{вын}}=V_{\mathrm{потока}} V_{\mathrm{ч}},$

где V_потока – скорость потока в кольцевом пространстве; V_ч – скорость погружения частиц.

Площадь насадок долота определяют по формуле:

$A=\sqrt{\frac{Q^2·\rho }{2·∆P_d},}$

где A – площадь насадок долота, мм2; $∆P_d$ – гидравлические потери в долоте, МПа; Q – подача насосов, л/с.

Давление, передаваемое на забой, при использовании стандартного долота рассчитывается по формуле:

$P_{заб}=\frac{7,7^2}{x^2/d_{н}^2}·∆P_d,$

где P_заб – давление струи на забой, МПа; d_н – диаметр насадки, м; x – расстояние от насадки до забоя, м.

Скорость вылета струи из насадки должна быть не менее 40 м/с и определяется:

$V_{с}=\phi \sqrt{2\times g\times H_H},$

где $\phi$=0,62 – коэффициент скорости; H_H – рабочий напор воды перед насадкой, м.

Расход воды через насадку определяется:

$Q_H=\mu \times w\times \sqrt{2\times g\times H_H},$

где $\mu$– коэффициент расхода; $\mu$=0,92–0,96, $\mu =a\times \phi$;  a – коэффициент сжатия струи, $a\mathit{\approx }\mathit{1}$; w – площадь поперечного сечения насадки, м².

Диаметр насадки рекомендуется рассчитывать по формуле:

$d=g\sqrt{\frac{Q}{\sqrt{H_1}}},$

где Q – подача насоса при оптимальном режиме работы, м³/ч; H₁ – напор насоса при данной насадке.

В работах многих авторов сказано, что для качественной очистки ствола скважины требуется максимально увеличить расход бурового раствора, но в этом случае винтовой двигатель и забойная телеметрическая система могут быть повреждены. С целью решения данной проблемы предлагается включение в состав компановки низа буровой колонны (КНБК) специальных буровых труб с винтовыми ребрами (рис. 5).

 

Рис. 5. Общий вид буровой колонны с винтовыми ребрами: 1 – переводник под гладкую буровую колонну; 2 – винтовая буровая колонна; 3 – долото. Для Æ 140 мм: n=200 об/мин (3,5 р/с); Va=3–3,5 м/с; t=100 мм (»1 м); шаг винта h=90 %

Fig. 5. General view of the drill string with helical ribs: 1 – smooth drill string translator; 2 – screw drill string; 3 – drill bit. For Æ 140 mm: n=200 rpm (3,5 r/s); Va=3–3.5 m/s; t=100 mm (»1 m); screw pitch h=90 %

 

За счет создания винтовых ребер на бурильных трубах повышается выноса шлама буровым раствором и создается турбулентный режим движения жидкости при вращении буровой колонны. Механическое перемешивание частиц шлама в наклонном и горизонтальном стволе улучшает вынос шлама с нижней части ствола в верхнюю. Применение буровой колонны, имеющей винтовые линии (пазы), будет способствовать уменьшению силы прилипания снаряда к стенкам скважины.

Применение специальных буровых труб с винтовыми ребрами, выступающими на 30 мм, позволит при вращении бурильной колонны обеспечить эффективное поднятие частиц шлама по стволу скважины. Изменяющийся угол наклона спиральных винтовых ребер на буровых штангах способствует ускорению движения шлама и выносу частиц горных пород с максимальной скоростью на поверхность.

Использование двухъярусного антивибрационного долота с гидромониторными насадками для бурения крепких, мягких и средних горных пород, а также бурильных труб с винтовыми ребрами будет способствовать турбулизации входящего потока промывочной жидкости и, как результат, улучшению качества очистки ствола скважины, что в конечном виде будет способствовать повышению скорости бурения.

При такой комплектации происходит процесс взаимодействия вращающейся колонны с восходящим потоком бурового раствора, в результате чего совершается переход ламинарного течения в турбулентный, при этом значительно улучшается качество очистки ствола скважины [14–20].

Выводы

На качество очистки ствола скважины от бурового шлама оказывают влияние, в первую очередь, несколько факторов – это, в частности, параметры бурового раствора: скорость движения потока по стволу скважины, плотность и вязкость. Кроме того, заметное влияние в данном случае оказывают параметры шлама (плотность частиц, размер и форма, а также их концентрация). При этом не менее важное значение имеет комплектация специальным инструментом бурильной колонны, а также угол наклона ствола скважины.

Наличие специальных гидромониторных насадок на буровом долоте, его двухъярусность и включение в состав КНБК буровых труб с винтовыми ребрами позволит создать турбулентный режим движения жидкости и улучшить транспортировку бурового шлама на поверхность.

Разработанные технологии для улучшения степени очистки ствола скважины, при сочетании в одной технологической цепочке двухъярусного антивибрационного долота со специальными, съемными гидромониторными насадками и бурильных труб с винтовыми ребрами, позволит создать предпосылки для повышения производительности буровых работ.

На качество очистки ствола скважины от бурового шлама оказывают влияние, в первую очередь, несколько факторов – это, в частности, параметры бурового раствора: скорость движения потока по стволу скважины, плотность и вязкость. Кроме того, заметное влияние в данном случае оказывают параметры шлама (плотность частиц, размер и форма, а также их концентрация). При этом не менее важное значение имеет комплектация специальным инструментом бурильной колонны, а также угол наклона ствола скважины.

Наличие специальных гидромониторных насадок на буровом долоте, его двухъярусность и включение в состав КНБК буровых труб с винтовыми ребрами позволит создать турбулентный режим движения жидкости и улучшить транспортировку бурового шлама на поверхность.

Разработанные технологии для улучшения степени очистки ствола скважины, при сочетании в одной технологической цепочке двухъярусного антивибрационного долота со специальными, съемными гидромониторными насадками и бурильных труб с винтовыми ребрами, позволит создать предпосылки для повышения производительности буровых работ.

Sobre autores

Alexander Tretyak

South Russian State Polytechnic University (NPI) named after M.I. Platov

Autor responsável pela correspondência
Email: 13050465@mail.ru
ORCID ID: 0000-0001-7362-5536

Dr. Sc., Professor, Head of the Oil and Gas Techniques and Technologies Department

Rússia, 132, Prosvesvcheniya street, Novocherkassk, 346400

Bibliografia

Arquivos suplementares