Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния технологий и технических средств для зарезки и бурения боковых стволов из скважин 10
1.1 История развития бурения боковых наклонно направленных и боковых горизонтальных стволов из скважин в России и за рубежом 10
1.2 Анализ способов выхода из обсадной колонны для бурения боковых стволов из скважин 17
1.2.1 Способ - с удалением части обсадной колонны вырезающими устройствами 18
1.2.2 Способ - с вырезанием «окна» в стенке обсадной колонны при помощи клина-отклонителя и компоновки фрез 20
1.3 Анализ существующих конструкций устройств для вырезания стенки обсадной колонны и зарезки боковых стволов 26
1.3.1 Вырезающие устройства 26
1.3.2 Юшнья-отклонители и фрезы 30
2 Исследование влияния конструктивных параметров обрудования на технологические режимы его применения при зарезке боковых стволов 38
2.1 Исследование влияния геометрических параметров якоря из профильной трубы на его выправление и закрепление в скважине 38
2.2 Исследование влияния величины отклоняющего угла клина-на разрушение бурильного инструмента при вырезании «окна» и зарезке бокового ствола роторным способом 42
2.3 Исследование зависимостей усилия среза штифта, соединяющего фрезу оконную с клином, от его конструкции 46
2.4 Исследования усилия прижатия «головы» клина к стенке скважины 52
2.5 Исследование влияния геометрических параметров профильных труб, выправленных внутренним давлением жидкости, на процесс их трансформации в первоначальную форму 62
3 Экспериментальные исследования по технологии вырезания «окна» в стенке обсадной колонны при помощи клина-отклонителя с якорем из профильной трубы 69
3.1 Экспериментальные исследования разрушения срезных штифтов в зависимости от их конструкции и материала, из которого они изготовлены 69
3.2 Экспериментальные исследования закрепления якоря клина-отклонителя, изготовленного из профильной трубы, в стволе скважины
3.3 Экспериментальные исследования по трансформации в первоначальную форму якоря из профильной трубы под воздействием наружного давления жидкости .85
3.4 Экспериментальные исследования гидравлической системы, соединяющей фрезу оконную с якорем клина-отклонителя 92
3.5 Исследования работоспособности клина и фрез 93
4 Совершенствование технологии и разработка комплекса технических средств для вырезания «окна» при помощи клина-отклонителя и компоновки фрез І...103
5 Промысловые испытания и промышленное внедрение результатов исследований 117
Основные выводы и результаты работы 124
Список использованной литературы 126
Приложения 135
- История развития бурения боковых наклонно направленных и боковых горизонтальных стволов из скважин в России и за рубежом
- Исследование влияния геометрических параметров якоря из профильной трубы на его выправление и закрепление в скважине
- Исследование влияния геометрических параметров профильных труб, выправленных внутренним давлением жидкости, на процесс их трансформации в первоначальную форму
- Экспериментальные исследования разрушения срезных штифтов в зависимости от их конструкции и материала, из которого они изготовлены
Введение к работе
В настоящее время, когда все наиболее крупные месторождения нашей страны вступили в позднюю стадию разработки, когда запасы нефти переходят в разряд труд-ноизвлекаемых, обводненность добываемой продукции растет, средние дебиты скважин снижаются, традиционные методы добычи нефти вертикальными скважинами (ВС) становятся нерентабельными. В этих условиях для поддержания стабильного уровня добычи нефти необходимо бурить уже не одну, а четыре скважины [1]. Существующая технология строительства вертикальных скважин при возрастании стоимости земли, стоимости подвода к скважинам коммуникационных сетей и повышения стоимости строительства самих скважин, становится слишком дорогой и не окупается получаемой из этих скважин нефтью. Кроме этого, технологии разработки месторождений с применением вертикальных скважин позволяют извлечь лишь 30...50 % нефти, содержащейся в пласте [2]. В этих условиях для увеличения удельной плотности сетки скважин, повышения охвата эксплуатируемых пластов и повышения коэффициента извлечения нефти разрабатываются новые технологии, позволяющие рекомендовать к. широкому применению метод бурения дополнительных стволов (горизонтальных и разветвленно-горизонтальных) в существующих скважинах, расположенных в заводненных зонах в направлении не вырабатываемых или слабо вырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием. Это направление со временем может превратиться в самостоятельную высокоэффективную систему разработки на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения, задачей которого станет устранение недостатков реализуемой системы разработки и ее дальнейшее радикальное совершенствование. Еще, более эффективной эта технология может оказаться в комплексе с применением современных МУН [3].
В данной работе рассматривается только операция вырезания части обсадной колонны и зарезки БС на начальном этапе, т. к. она является самой ответственной, трудоемкой и дорогостоящей операцией в процессе бурения БС и БГС из бездействующих, обводнившихся и малодебитных скважин. Создание теоретически макси-мально возможного размера «окна» для выхода из эксплуатационной колонны позволит бурить БС в строго заданном направлении по наикратчайшему расстоянию к объекту эксплуатации, максимально возможным диаметральным размером компоновки,
которая проходит через основной ствол скважины, по наиболее оптимальному профилю, что при минимальных издержках на бурение обеспечит требуемое качество работ и эффективность их эксплуатации.
«По высказываниям разработчиков Татарстана, на поздней стадии разработки месторождений, при детальном и комплексном обосновании, в 20-30% скважин общего фонда по объекту возможна зарезка дополнительных стволов, при этом дебиты скважин с такими стволами по сравнению с окружающими могут быть в 3-4 раза выше, а затраты на их строительство, из-за существующей инфраструктуры, значительно ниже по сравнению со строительством новых скважин» [4].
К настоящему времени определенный опыт работ по зарезке и бурению БС из существующих скважин накоплен в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Западной Сибири. Наряду с достижениями в этой области фонд простаивающих скважин продолжает оставаться внушительным по восьми крупнейшим добывающим компаниям России на 31.12.2008 г. он составляет 24211 единиц или 16,6 % от эксплуатационного фонда скважин. Самый низкий процент простаивающих скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» - 1397 единиц (7,7 %), а самый высокий в ОАО «ТНК-ВР Холдинг»- - 6320 скважин (30,2 %). В ОАО «Татнефть» динамика изменения числа простаивающих скважин за последние три года следующая: в 2006 г. - 3187 единиц или 14,9 % от эксплуатационного фонда скважин; в 2007 г. - 2870 единиц (13,3 %); в 2008 г. - 3199 единиц (14,7 %) [5]. Статистика показывает, что, несмотря на одинаковый процент, общее число простаивающих скважин растет из года в год, т. к. фонд эксплуатационных скважин также увеличивается.
В развитие различных аспектов технологий зарезки и бурения БС и БГС внесли свой вклад известные отечественные и зарубежные ученые: A.M. Григорян, А.Г. Калинин, И.П. Пустовойтенко, В.А. Федорычев, Е.Л. Лиманов, М.Г. Клименченко, Н.Ф. Кагарманов, Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, Р.Т. Фазлыев, И.Г. Юсупов, Г.С. Аб-драхманов, В.М. Шенбергер, ГЛ. Зозуля, В.А. Гауф, P.M. Гилязов, В.Х. Самигуллин, О.В. Тихонов, D.H. Tegrani, J.E. Brantly, W.G/ Deskins, W.V. Macdonald, D.K. Badu, S.D. Joshi.
Наряду с успехами существует и ряд проблем, которые не решены до сих пор, такие как: исключение цементных технологий, применяемых для установки большинства клиньев-отклонителей, надежное закрепление клиньев-отклонителей в скважине,
7 установка их в наклонных участках скважины с ориентированием в противоположном направлении от основного ствола скважины, надежное прижатие «головы» клина к стенке скважины и удерживание её в таком положении в течение всего процесса бурения и крепления БС и БГС. сокращение времени вырезания щелевидного «окна» в стенке эксплуатационной колонны и зарезки БС, восстановление проходного диаметра основного ствола скважины по окончании строительства бокового ствола при необходимости одновременной эксплуатации нескольких объектов.
В этой связи особую значимость и актуальность приобретают исследования, направленные на разработку новой техники, позволяющей осуществлять технологии зарезки и бурения БС и БГС на более высоком техническом уровне с наименьшими затратами средств и времени, с качеством, соответствующим современным требованиям.
Цель работы. Сокращение сроков и повышение качества строительства боковых стволов из скважин на основе совершенствования технологии и разработки технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы.
Основные задачи исследований.
1. Анализ существующих технологий и технических средств для вырезания
«окна» в стенке обсадной колонны и зарезки бокового ствола из скважины.
2. Аналитические исследования работы отдельных узлов клиньев-откло-
нителей: клина, якоря, срезного штифта, отклоняющего устройства, с целью изучения
влияния их конструктивных параметров на технологические режимы применения
оборудования.
Стендовые и промысловые испытания клиньев-отклонителей и компоновок фрез для уточнения их параметров функционального назначения.
Разработка технологии и создание комплекса технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки БС в заданном направлении без опоры на искусственный забой за одну спуско-подъёмную операцию.
Методы решения задач. Поставленные задачи решались путём аналитических и экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях, анализа и обобщения результатов экспериментальных исследований и практического внедрения в производство разработанных технологий и технических средств.
8 Научная новизна.
Уточнена аналитическая зависимость усилия закрепления якоря из профильной трубы в обсадной колонне от разности их диаметров (натяга).
Установлена аналитическая зависимость влияния величины отклоняющего угла клина на эксплуатационную надежность бурильного инструмента при вырезании «окна» и зарезке бокового ствола роторным способом.
Выявлена и обоснована эмпирическая зависимость величины наружного давления жидкости для трансформирования якоря заданных геометрических параметров и определённого материала в исходную профильную форму от величины внутреннего давления жидкости, создаваемого при выправлении и закреплении его в скважине.
Новизна предложенных технических решений защищена 10 патентами Российской Федерации на изобретения и 9 патентами зарубежных стран.
Защищаемые положения.
Классификация существующих конструкций клиньев-отклонителей.
Обоснование величины отклоняющего угла клина, позволяющего производить вырезание «окна» и зарезку бокового ствола роторным способом, без разрушения элементов бурильной колонны под одновременным воздействием знакопеременных изгибающих и тангенциальных нагрузок.
Научное обоснование и экспериментальное подтверждение величины внутреннего давления жидкости, необходимого для выправления и надежного закрепления якоря из профильной трубы в скважине.
Методические решения и результаты экспериментальных исследований якоря из профильной трубы, позволяющие определить зависимость величины наружного давления жидкости для трансформирования якоря в исходную профильную форму от величины внутреннего давления жидкости, необходимого для закреплении его в скважине.
Результаты аналитических, экспериментальных и промысловых исследований узлов клиньев-отклонителей для повышения надежности их работы в условиях скважины.
Технологии и комплекс технических средств для вырезания «окна» в" стенке обсадной колонны и зарезки боковых стволов с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы.
9 Практическая ценность работы.
Технологии и комплекс технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки боковых стволов с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы применены более чем в 170 скважинах на месторождениях Татарстана, Башкортостана. Удмуртии, Самарской области и Западной Сибири.
Разработанная технология включена в «Регламент на строительство боковых стволов» (РД 153-39.0-343-04).
Разработан отклонитель извлекаемый для строительства многозабойньгх скважин, позволяющий сохранять проходной диаметр основного ствола скважины по окончании строительства БС и производить одновременную раздельную эксплуатацию всех её стволов с возможностью гарантированного и свободного прохождения в боковые стволы технологического оборудования при проведении ремонтных работ.
Освоено серийное производство отклонителей ОТ-146 (ОТ-168) на заводе «БМЗ» ОАО «Татнефть», клиньев-отклонителей серии КОТ - на ЗАО «Перекрыва-тель» ОАО «Татнефть».
Экономический эффект от применения клиньев-отклонителей в ОАО «Татнефть» составляет 1201,02 тыс. рублей на одну скважину (в ценах 2 квартала 2009 г.).
В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненные соискателем в отделе бурения Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть». Автор благодарит своих коллег - сотрудников лаборатории техники и технологии расширяемых труб за поддержку и помощь в работе над диссертацией.
Научный руководитель: кандидат технических наук, ст. науч. сотрудник -В. X. Самигуллин.
История развития бурения боковых наклонно направленных и боковых горизонтальных стволов из скважин в России и за рубежом
Первые сведения о бурении скважин на соль глубиной до 100 м в нашей стране, относящиеся к концу 17 века, содержат упоминания о необходимости уделять большое внимание их вертикальному направлению в процессе строительства. Уже тогда были изобретены и применялись устройства для бурения обходных стволов при невозможности продолжения углубления основного ствола скважины по каким-либо причинам (оставление долота на забое, встреча валунов из крепких пород и т. п.) [8].
В зарубежной литературе упоминания о бурении наклонно направленных и горизонтальных скважинах впервые встречаются во второй половине 19 века, когда швейцарский инженер Лешо в 1863 г. предложил использовать такие скважины при проходке в Альпах железнодорожного туннеля Мон-Сени [9].
На нефть и газ первые в России наклонно направленные скважины, были забурены в 1930 г. на Бакинских промыслах. Однако из-за отсутствия опыта направленного бурения и надлежащих технических средств ориентирования траектории ствола бурение этих скважин не было завершено.
В 1935-1936 гг. в НПУ «Артёмнефть» впервые в нашей стране были восстановлены несколько скважин путём зарезки и бурения вторых стволов из эксплуатационных колонн роторным способом, но из-за отсутствия надежных технических средств для осуществления этого способа и вследствие низких технико-экономических показателей данный вид бурения не нашел широкого применения [12].
Начиная с 50-х годов пропитого века начинается новейшая история развития горизонтальных технологий бурения и эксгогуатации скважин, к которым относятся за-резка и бурение БС и БГС. Некоторые авторы [14, 18] подразделяют её на четыре этапа, однако всё это подразделение чисто условное. С началом эксплуатации Ромашкин-ского месторождения, а затем месторождений Западной Сибири, когда резко увеличилась добыча более доступной нефти, интерес к горизонтальным технологиям снизился, и только на старых месторождениях Азербайджана и Северного Кавказа продолжалось развитие техники и технологии зарезки и бурения БС и БГС из простаивающих, аварийных скважин. На Северном Кавказе - для восстановления взорванных во время войны, а в Азербайджане - для восстановления скважин с нарушением обсадных колонн. В объединении «Краснодарнефтегаз» с 1947 по 1973 гг. в НПУ «Хадыженнефть» восстановлено более 400 скважин, в НПУ «Черноморнефть» того же объединения с 1961 по 1980 гг. - 24 скважины. В Азербайджане с 1953 по 1978 гг. восстановлено более 4000 скважин. Этот способ применялся и на месторождениях Западной Украины, о. Сахалин и др. Сложность технологии работ, несовершенство оборудования и, как следствие, частые аварии и осложнения, а главное, сложность управления траекторией ствола в процессе его бурения явились основными причинами, сдерживающими дальнейшее распространение этого способа [15, 16].
Попытки зарезки и бурения БС из простаивающих скважин в ОАО «Татнефть» начались с 1964 г., однако до 1997 г. были безуспешными из-за причин, указанных выше. Работы в основном велись бригадами КРС с мобильных установок А-50. Например, Азнакаевским УПНП и КРС с 1979 по 1983 гг. пробурено 5 скважин. Работы велись несовершенным оборудованием с цементируемого самодельного клина с отклоняющим углом от 3до 4,5 стандартными райберами ФРС №№ 1,2, 3 конструкции «АзИНМАПЪ и, как результат, низкая производительность и результативность работ. В 1993 году Лениногорским УБР совместно с компанией «Истман Кристенсен» были пробурены два БГС из колонны диаметром 168 мм в скважинах №№ 14076 и 23535 с коротким радиусом - 12 м, со стационарных клиньев-отклонителей, установленных на цементные мосты. БГС зарезались с глубины 1728 и 1758 м и имели длину горизонтальных участков 68 и 78 м, соответственно.
В основном работы по зарезке и бурению БС в ОАО «Татнефть» начались со второго полугодия 1997 г. и до конца года было восстановлено 16 скважин, в т. ч. 3 -углублением забоя. Работы вьшолнялись бригадами КРС с установки А-50 [17]. Максимальная протяженность БС - 248 м, средняя - 90 м. Максимальное углубление забоя 100 м, минимальное - 45 м, средняя величина углубления - 67 м. На всех скважинах работы по проводке ствола вьшолнялись без использования средств навигации и технических средств очистки промывочной жидкости от шлама, поэтому все БС были наклонно направленными.
В 1998 г. после закупки оборудования фирмы «Weatherford» и мобильных подъемных установок IRL CARD-WELL, KREMKO эти работы получили широкое внедрение в производство. Сведения по зарезке и бурению БС и БГС по годам в ОАО «Татнефть» представлены на рисунке 1.1. Начальный дебит нефти в 2007 г. в среднем по БС составлял 5,1 т/сут, по БГС - 4,9 т/сут. В 2008 г. он составлял по БС - 5,0 т/сут, по БГС - 4,7 т/сут. Окупаемость бурения БС и БГС в Татарстане обеспечивается при их среднем дебите 4,0 т/сут и выше.
Инициатором и вдохновителем метода бурения дополнительных стволов из существующих скважин на месторождениях, разрабатываемых АНК «Башнефть», на новом этапе стал профессор Н.Ф. Кагарманов [2, 6]. По его настоянию в 1992 году Туймазинским УБР был пробурен первый БС из простаивающей скважины № 131 Се-рафимовской площади в НГДУ «Октябрьскнефть» [22]. Отсутствие опыта, телеметрических систем, качественного инструмента для фрезерования эксплуатационной колонны и бурения скважин малого диаметра привели к тому, что стоимость бурения таких стволов оказалась выше стоимости новых скважин. До 1997 г. бурилось всего по несколько БС в год. В 1998 г. с появлением более совершенной техники произошло резкое увеличение количества строящихся БС и БГС на большинстве месторождений Республики Башкортостан. К концу 2006 г. было пробурено 467 БС и 27 БГС. В 2007 г. пробурили 30 БС, в 2008 г. - 31 БС [74, 75].
Исследование влияния геометрических параметров якоря из профильной трубы на его выправление и закрепление в скважине
Плашечные, как и цементируемые, были разработаны и применены еще в 19 веке [8, 36, 37, 61]. Первые конструкции содержали одну плашку, которая выдвигалась по наклонной плоскости толкателем, под действием осевой нагрузки, создаваемой весом колонны бурильных труб на клин-отклонитель, внедрялась в стенку скважины и удерживала клин от смещения и проворота. В процессе повышения технологических требований и совершенствования техники количество плашек увеличивалось, изменялась их конструкция, месторасположение на клине, способы выдвижения в рабочее положение, форма и размеры насечек (зубьев). Несмотря на большое разнообразие разработанных конструкций, эти клинья-отклонители имеют ряд существенных недостатков: - для их установки необходимо создание искусственного забоя из шлифованного цементного моста, колонны бурильных или насосно-компрессорных труб, мостовой пробки или несъемного пакера, что ведет к увеличению затрат времени и материалов при строительстве БС; - ослабление закрепления плашек под воздействием вибрации при работе фрез и вследствие этого большая вероятность проворота клина, или его смещение при многократных спуско-подъемных операциях инструмента при бурении и креплении БС; - ограниченность выхода плашек из корпуса клина, что приводит к необходимости изготовления отдельных плашек для колонн с различной толщиной стенки, как делает фирма «Weatherford», и невозможности закрепления клина-отклонителя в зоне с сильно корродированной, эллипсной, перфорированной или изношенной обсадной колонны. Съемные (извлекаемые) клинья-отклонители начали применяться в 30-х годах прошлого века. Они были просты в изготовлении и использовались для зарезки и бурения обходных стволов при возникновении аварий в строящихся скважинах. Клин от проворота закреплялся на забое скважины пикообразным наконечником, а зарезку обходного ствола вели долотом меньшего диаметра. Бурение бокового ствола осуществляли пилотным долотом с расширением [15, 36, 37]. Современные съемные клинья-отклонители закрепляются в скважине при помощи механических якорей с упором на цементный мост, мостовую пробку или кольцевой упор, установленный в стыке муфтового соединения обсадной колонны или на гидромеханический пакер. Механические якоря являются усовершенствованной конструкцией плашечных узлов стационарных клиньев-отклонителей, позволяющих переводить распорные плашки в транспортное положение при извлечении клиньев-отклонителей из скважины. Они обладают недостатками стационарных клиньев-отклонителей с плашечным узлом закрепления описанными выше, но из-за простоты и отработанности конструкции продолжают применяться до настоящего времени [14, 15, 63]. Это клинья-отклонители фирм: «Weatherford», «Schlumberger», «Backer Huges», «Bouen», OOO «БИТТЕХНИКА» и др. Гидромеханические пакеры устанавливаются в любом интервале обсадной колонны под действием давления промывочной жидкости и осевой нагрузки, передаваемой через колонну бурильных труб. Эти устройства сложны по конструкции, металлоемки, дорогостоящие и предъявляют повышенные требования к квалификации обслуживающего персонала при эксплуатации, поэтому используются только при строительстве МЗС и РГС, где клинья-отклонители других конструкций не применимы [65-68]. Такие клинья-отклонители изготавливают фирмы «Weatherford», «А-1 International», «Smith Services», OOO «БИТТЕХНИКА» и др. По технологии установки и извлечения из скважины съемные клинья-отклонители подразделяются на клинья с раздельным спуском и подъемом и на клинья с одновременным спуском и подъемом. Клинья-отклонители по первой технологии спускаются, ориентируются и устанавливаются в скважине совместно с полноразмерной компоновкой фрез. Они позволяют после отделения компоновки фрез от клина сразу произвести вырезание «окна» в стенке обсадной колонны и зарезку БС необходимого диаметра. После этого компоновка фрез извлекается из скважины. В скважину спускают долото необходимого диаметра и бурят БС. Долото поднимают на поверхность. Затем в скважину спускается специальный инструмент для захвата клина-отклонителя, его снятия и извлечения из скважины. Для осуществления этой операции применяют колокола с удлиненной юбкой или специальные крючки. Успешность операции захвата и извлечения клина-отклонителя составляет 98 %. [14]. Крепление БС осуществляют по одной из существующих технологий. По второй технологии клинья-отклонители спускаются, ориентируются и устанавливаются в скважине совместно с фрезой или долотом меньшего диаметра, чем долото, которым будет буриться БС. В обсаженной скважине для ориентирования и установки таких клиньев в компоновку обсадной колонны включают специальные кольцевые упоры в расчетных интервалах еще на стадии её сборки и спуска в скважину. В строящейся скважине клинья-отклонители устанавливают с упором на исску-ственный забой. Установив клин-отклонитель, производят вырезание «окна» в стенке обсадной колонны и зарезку БС. При извлечении фрезы или долота из скважины одновременно происходит снятие и извлечение клина. Затем в скважину спускается и устанавливается другой клин, облегченной конструкции (дефлектор), с которого производится расширение и калибровка «окна» колонными фрезами и бурение БС долотом необходимого диаметра. Крепление БС производят хвостовиком по существующей технологии без соединения его с обсадной колонной основного ствола. Дефлектор остаётся в скважине на весь период её эксплуатации для направления инструмента в БС при проведении в нем ремонтных работ. Изготовлением такого оборудования и применением его для осуществления данной технологии занимается дочернее предприятие «Sperry San» компании «Halliburton».
Фрезы предназначены для прорезания «окна» в стенке обсадной колонны. В середине прошлого века «окно» вырезали райберами, их оснащали твердосплавными пластинами большой длины с очень острыми режущими кромками [15, 16, 48, 51]. Они превращали металл обсадной колонны в крупную стружку и создавали большой момент сопротивления вращению, что уменьшало скорость фрезерования и приводило к поломкам бурильных труб и ротора. В настоящее время для осуществления этой операции их не применяют. Взамен райберов было разработано множество конструкций фрез, различающихся как по форме, так и по оснащению режущими элементами. Для уменьшения момента сопротивления вращению фрезы разделили на части: стартовую, оконную и колонную, которые выполняли каждая свою функцию. Стартовая предназначалась для спуска и установки клина-отклонителя и подготовки упора в стенке обсадной колонны для фрезы оконной, фреза оконная прорезала «окно», фреза колонная расширяла и калибровала вырезанное «окно» [49, 59, 60].
Исследование влияния геометрических параметров профильных труб, выправленных внутренним давлением жидкости, на процесс их трансформации в первоначальную форму
Результаты испьгганий соединительных штифтов, изготовленных из различных марок стали и различных конструкций превьппает прочность сварного и резьбового соединений, и они разрушаются раньше, чем происходит разрушение самого штифта. Срез произошёл только у штифта из стали марки 45 при осевой нагрузке 175,0 кН. У штифтов из стали марок 3 и 20 разрушение происходило вначале по сварному шву, а только затем происходило разрушение резьбового соединения. Как видно из таблицы, среза штифтов без проточки не произошло, все они выдержали нагрузку на срез, превьппаюпгую расчетную. Разрушение соединений происходило по сварному шву при осевой нагрузке на модель фрезы от 195 до 224 кН. Затем происходило разрушение резьбового соединения.
Испытание штифтов с внутренним отверстием диаметром 10 мм, расположенным по оси штифта, показало, что они также выдержали осевую нагрузку на модель фрезы от 198 до 215 кН. При этом произошло разрушение сварных швов и резьбовых соединений.
Анализ результатов испытания показал, что разрушение соединений по сварному шву также происходит при различных нагрузках от 195 до 231 кН. Это зависит от свариваемости стали, величины фаски под сварное соединение и квалификации сварщика.
Во втором испытании для закрепления моделей штифтов в модели клина и исключения разрушения сварных швов их изготовили в виде винта со шляпкой с резьбой М 27x1,5 и V-образной проточкой до диаметра 24,8 мм в зоне среза и внутренним отверстием, которое должно открываться после среза штифта (рисунок 3.5). Все штифты изготовили одинаковой конструкции из различных марок стали: 20, 35, 45, по три экземпляра. Внутреннее отверстие во всех штифтах были одинакового диаметра - 10 мм. Длина резьбовой части была увеличена в два раза.
Модель клина соединяли с моделью фрезы оконной штифтом, завинчивая его с максимально возможным крутящим моментом до упора. С целью предотвращения среза шляпки штифта и разрушения соединения клин - фреза, шляпки штифтов, аналогично первому испытанию, дополнительно закрепляли при помощи электродуговой сварки двойным сварным швом.
Провели испытания по схеме, описанной выше. Дополнительно для определения влияния местоположения срезного штифта на корпусе фрезы оконной и клина на усилие его среза модель фрезы крепили к верхнему ряду отверстий на модели клина штифтами, изготовленными из различных сталей, затем к нижнему ряду.
Результаты второго испытания представлены на рисунке 3.6. Они подтвердили, что наиболее подходящим материалом для соединительных штифтов является сталь марки 35, как сталь отвечающая всем требованиям, предъявляемым" к соединитель 74 ным штифтам (см. главу 2.3). Усилия среза соединительных штифтов, полученные при этом испытании, по своим значениям намного превосходили необходимые по технологии установки клина-отклонителя в скважине, так, у стали 20 среднее значения осевой нагрузки составляло 155,3 кН; у стали 35 - 211,7 кН; у стали 45 — 163,0 кН. Резьбовая часть штифтов после увеличения её длины в процессе испытаний не разрушалась и легко вывинчивалась из модели фрезы оконной по окончании испытаний. У штифтов, изготовленных из стали 20 (рисунок 3.7), наблюдается участок пластической деформации в зоне разрушения, материал течет, сминая крайние витки резьбы. На всех трех моделях штифтов, изготовленных из стали 35, срез ровный. Штифты из стали 45 также имели участок пластической деформации, но при этом металл, деформируясь, перекрывал внутреннее отверстие. Различий в усилиях среза от местоположения штифта на корпусе фрезы оконной и клина не обнаружено.
Затем для уменьшения усилия среза изготовили модели штифтов такой же конструкции (рисунок 3.5) из стали марки 35 с внутренним отверстием различного диаметра: 13 и 16 мм. Провели испытания, их результаты представлены на рисунках 3.8 и 3.9.
Анализ полученных результатов показал, что наиболее соответствующим для применения в скважинных условиях является соединительный штифт с V-образной проточкой в зоне среза, изготовленный из стали марки 35, с внутренним отверстием диаметром 13 мм, с усилием среза 140 ± 0,5 кН.
С совершенствованием конструкции клина-отклонителя совершенствовалась и конструкция соединительного штифта. Используя результаты расчетов и всех предыдущих испытаний, разработали срезной штифт для клина-отклонителя КОТ-146М1 (рисунок 3.10 а), отличающийся тем, что отсоединение компоновки фрез от клина происходит под действием давления жидкости, создаваемого для выправления якоря из профильной трубы [92]. Испытания штифта такой конструкции на имеющейся модели соединения клина с фрезой оконной невозможны. Нами были изготовлены модели штифтов конструкции, представленной на рисунке 3.10 б. Модели были изготовлены для проверки расчетного усилия среза штифтов в нештатной ситуации, когда разъединение фрезы и клина под действием давления жидкости не произошло. Модели штифтов изготовили из стали 35 с V-образной проточкой различной глубины от 24 до 26 мм для получения фиксированного места среза без центрального отверстия.
Экспериментальные исследования разрушения срезных штифтов в зависимости от их конструкции и материала, из которого они изготовлены
Сборку отклонителя на устье скважины производят в следующей последовательности. При помощи специального элеватора поднимают якорь на устье скважины и устанавливают на столе ротора (рисунок 4.5) [109]. Отклонитель поднимают и удерживают на весу стандартным элеватором за переводник перепускного клапана. Соединяют их между собой и закрепляют крепежными штифтами 5 (рисунок 4.1). При необходимости ориентации отклонителя по азимуту в компоновку включают специальный переводник одной из имеющихся в наличии телесистем. После закрепления переводника телесистема ориентируется относительно жёлоба клина. Через две бурильные трубы устанавливается реперный патрубок. Спуск отклонителя в скважину производят на бурильных трубах со скоростью 0,25 м/с, недопуская посадок и резкого срыва инструмента. В процессе спуска отклонителя в скважину происходит заполнение внутренней полости отклонителя и бурильных труб жидкостью, находящейся в скважине через перепускной клапан 1 (рисунок 4.1), предотвращая тем самым смятие якоря давлением столба жидкости, находящейся в скважине. Геофизическими методами производят ориентирование клина по азимуту и привязку его по глубине. При этом интервал установки клина корректируется показаниями работы расширителя и рассчитывается так, чтобы «голова» клина находилась на 2-3 м ниже муфты обсадной колонны, а «окно» в средней части обсадной трубы. Установку отклонителя производят созданием давления жидкости 10,0 МПа в полости бурильных труб. В этот момент происходит разрушение срезных штифтов 4 (рисунок 4.1) и освобождение кожуха, внутри которого находился клин, в процессе его спуска в сква 108 жину. Якорь отклонителя выправляется и надежно фиксирует между собой от прово-рота две обсадные трубы. Разгрузкой полного веса колонны бурильных труб проверяют надежность установки клина-отклонителя.
Затем производят подъем кожуха из скважины. После поднятия кожуха клин под действием мощных пружин отклоняется к стенке обсадной колонны и удерживается ими в таком положении в течение всего времени вырезания «окна», бурения бокового ствола и закрепления его хвостовиком. Это позволяет устанавливать отклони-тель в наклонных скважинах с прижатием «головы» клина к верхней стенке скважины и отходом бокового ствола в противоположном направлении от основного.
Для вырезания «окна» собирают и спускают в скважину компоновку фрез (рисунок 4.2), включающую в себя: фрезу оконную, две фрезы колонные и гибкий переводник. Фреза оконная предназначена для прорезания «окна». Фрезы колонные (калибраторы) - для расширения и выравнивания «окна». Гибкий переводник — для увеличения гибкости компоновки фрезерной, уменьшения осевой нагрузки на клин и облегчения врезания фрезы оконной в стенку обсадной колонны. Компоновка фрезерная позволяет за одну СПО произвести вырезание полноразмерного «окна».
Для осуществления резания металла обсадной колонны фрезы оснащаются твердосплавными пластинами из карбида вольфрама и металлического кобальта. С целью защиты пластин от ударных нагрузок они дополнительно защищаются композиционным материалом, состоящим из крошки карбида вольфрама, вплавленной в упругую матрицу медно-цинкового сплава. В КНБК включают одну бурильную трубу, 100 м УБТ, остальное СБТ. Компоновку спускают в скважину. Не доходя 2 м до «головы» клина, вызывают циркуляцию промывочной жидкости и включают ротор. Осуществляют вырезание «окна» в четыре этапа: 1. В интервале от 0 до 0,75 м от «головы» клина вырезание стенки обсадной колонны ведут в следующем режиме: нагрузка на фрезы - от 5,0 до 30,0 кН; частота вращения ротора - 60 рб/мшг, расход промывочной жидкости - 9-10 л/с. 2. В интервале от 0,75 до 1,8 м в следующем режиме: нагрузка - до 50,0 кН; частота вращения ротора - 65-70 об/мин; расход промывочной жидкости - 10 -12 л/с. 3. В интервале от 1,8 до 2,1 м - нагрузка на фрезы - до 150,0 кН; частота вращения ротора - 45-50 об/мин; расход промывочной жидкости - 10 -12 л/с. 109 4. В интервале от 2,1 до 6,1 м - нагрузка на фрезы - от 50,0 до 20,0 кН; частота вращения ротора - 70-75 об/мин; расход промывочной жидкости - 10 -12 л/с. При снижении скорости фрезерования в любом интервале «окна» возможно увеличение нагрузки на фрезы до 150,0 кН. Промывают забой скважины до прекращения выхода металлической стружки. При необходимости производят спуск магнитного фрезера. Забуривание бокового ствола осуществляют долотами марки СЗ ГАУ, диаметрами, соответствующими проходному сечению обсадных колонн, роторным способом. Интервал забуривания бокового ствола составляет 9-11 м от обсадной колонны и осуществляется с минимальными нагрузками на долото до 10,0 кН, частотой вращения ротора - 70 - 80 об/мин, с расходом промывочной жидкости -10-12 л/с. Бурение бокового ствола ведут по одной из существующих технологий. Создание новой конструкции клина-отклонителя, соединенного с компоновкой фрез КОТ-146М (КОТ-168) [92], позволило еще более усовершенствовать технологию вырезания «окна» в стенке обсадной колонны, объединив операции по спуску и установке клина-отклонителя с операцией по вырезанию «окна» (рисунок 4.6). Усовершенствованная технология состоит из следующих операций: 1. Исследование скважины методами ГИС. 2. Шаблонировка, проработка и очистка обсадной колонны раздвижным расширителем (РРУ) конструкции «ТатНИПИнефть» с отбивкой муфт в интервале установки клина-отклонителя. 3. Спуск, ориентирование и установка клина-отклонителя выправлением якоря внутренним давлением жидкости. Срез штифта, соединяющего компоновку фрез с клином-отклонителем, и вырезание «окна». 4. Забуривание бокового ствола. Первые три операции производятся, как и в предыдущей технологии, поэтому мы их не рассматриваем.
