РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ КОМПОНОВОК НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ АЗЕРБАЙДЖАНА

РД 30 -3 -618 - 81

10 8 1 г,

УТВЕРЖДАЮ Начальник Технике оного Управления

О.Н.Байдмнов

" 13 * наября 1981г

Руководим! документ

Методическое руководство по проектированию компоновок нижней чести бурильной колонны при буренки глубоких скважин в осложненных условиях Азербайджан РД 3^-3-618-81

Настоящий документ разреботаы:

А эер бейджа неким государственным научыо-иооледокзддьоким и проектным институтом нефтяной промышленности ^ "Аз НИШ нефть*)

эректор инотитута    М.К.Сеид-Реа

Ответственный исполнитель:

Старина научный иртрудник    Р.Г.Муфид-Заде

СОГЛАСОВАНО:

сам.генерального директора

объединения "Азнеф^ь"    Д.Г.Ибрагимои

Зам.директора ВНИЯБТ    А.В.Орлов

Начальник Управления по развитию техники, технологии и организации бурения    А.В.Перов

Таблица 2

Длина жёсткого наддолотного участка компоновки (м) при частоте вращения УВТ, об/мин 50 90 j 120 j 150 т 8,5 8,0 7,5 7,0 121 9,0 8,5 8,0 7,5 133 10,5 9,5 9,0 8.5 159 12,0 11,0 10,5 9,5 178 14,0 13,0 12,0 II.5 203 15,5 14,5 15,5 12,5 229 17,0 15,5 »,s 13,5 254 20,0 18,0 17,0 16,0 273 21,0 19,0 18,0 17,0 299 22,5 20,5 19.5 18,0

При бурении горных пород» незначительно влияющих на степень искривления сиола скважины, с применением секционных забойных двигателей, в качестве жёсткого наддолотного участка может попользоваться сам забойный двигатель.

2.3. Эффективность работы остальной чзсти компоновки бурильной колонны в значительной степени зависит от возможности обеспечения устойчивости вращения, ограничения поперечной деформации и площади контакта труб со стенками скважины, предупреждения прихватов и образования желобообразных выработок в отводо.

Для обеспечения указанных требований в АзНШШнефти разработаны промежуточные опоры (квадратного сечения) и упругие (резиновые) стабилизаторы. Установка этих опор позволяет

привести нижнюю часть бурильной колонны к системе длинного многоопорного вала, повышающего надёжность работы колонны.

Расстояния между опорами определяются из условия сохранения устойчивого равновесия рассматриваемого учагкв утяжеленных труб под действием осевой нагрузки и в процессе вращения. Для обеспечения прямолинейности нижней части бурильной колонны опоры устанавливаются на участке не Солее длины полуволны врана сбейся колонны. Искомая длина полуволны определяется из условия равенства потенциальной энергии деформации изгибе работе центробежных сил.

В зависимости от размера промежуточной опоры и её жёсткости концы полуволны будут соответствовать положению между мармирным и защемленным креплением.для этих случаев длина полуволны равна

4= (1,25-1,52    ,    131

где ft - чэстота вращения колонны, об/мин.

Ь табл.З приводятся рекомендуемые расстояния мезд промежуточными опорами в зависимости от частоты вращения УБТ.

Таблица 3

Диаметр УБТ, мы	; Расстояние между опорами imJ при 1 частоте вращения УБТ, об/мин
	I 50	! 50 1	120 j	150
108-Ш	20,0	16,0	15,5	12,0
121	22,0	16,5	14,0	13,0
133	23,5	17,5	15,0	13,5
14 6	25,0	18,5	16,0	14,5
159	31,0	21,5	18,5	17,0
178	33,0	23,5	21,0	19,0
203	36,0	27,0	23,0	20,5

Расстояние между опорами может быть увеличено на 10 $ь, а возможность уменьшения этого расстояния определяется услови-

Дри бурении о применением забойных двигателей расстояния между опорами рекомендуется устанавливать аналоги*но тем, которые даны при бурении роторным способом с П - 50 об/мин. Число опор определяется из зависимости

(*>

где Qf- вес жёсткого наддолотного участка компоновки, тс;

С - расстояние между опорами (число опор должно быть не меньше двух), м.

2Л. Рассчитанные по настоящей методике компоновки нижней части бурильной колонны для применения при бурении скважин на площадях объединения "Аэнофть" приводятся в приложениях I и 2. Эти компоновки рекомендуется использовать при бурении как роторный способом, так и о применением забойных двигателей о использованием варошечных, алмазных и типа И СИ долот.

Преимущество предлагаемых компоновок состоит в том, что при их использовании отпадает необходимость поэтапной подготовки стволов скважин перед спуском обсадных колонн, т.е. в ствол скважины, пробуренный с применением бурильного инструмента, включающего в себя такую компоновку, можно спускать обсадную колонну без прорвботок и расширений ствола. Необходимым условием при этом является лишь контрольное шаблони-ровенне ствола скважияы.

Приведенною в приложениях I и 2 компоновки нижней части бурильной колонны рассчитаны при осевых нагрузках, являющихся олтиыадьньшк для большинства площадей объединения "Аэнефть". Поэтому при бурении скважин в конкретных условиях, когда для эффективного (объемного) разрушения горных пород требуются иные осевые нагрузки на долото, длины сжатого к растянутого участков компоновки, расположенных над жёстким наддолотным участком, необходимо пересчитать в соответствии с требуемыми осевыми нагрузками.

2.5.    При расчете компоновок нижней части бурильной колонны для использования при буренки под обсадные колонны диаметрами ИД-324 мм рекомендуется применять соотношения долот, УБТ м бурильных труб, приведенные в таблице 4.

Бурение скважин долотами диаметром более 393,7 мм рекомендуется производить либо с помощью РГБ, либо долотом меньшего диаметра с последующим расширением до номинального размера, причем последнее можно производить лишь до объектов газоыеф-теводопроявлекий иди поглощений бурового раствора.

2.6.    Порядок расчета компоновок приведен на численном примере.

Пьиыер. Требуется рассчитать компоновку нияней части бурильной колонны для бурения под обсадную колонну диаметром 219 мм роторным способом ( П = 120 о(/мин) при осевой нагрузке 22тс на долото диаметром 269,9 мм.

Из таблицы 4 находим, что для обеспечения необходимой жёсткости нижней части бурильной колонны и необходимой проходимости обсадной колонны компоновка бурильного инструмента должна состоять из УНТ диаметрами 229, 203 и 178 мм, длины которых определяются из выражения

Рекомендуемые соотнесения долот, УБТ и бурильных труб при бурении под обсадные колонны диаыетраии Ш-52* мм

Диаметр буриль-ных труб над

i - длина всей компоновки, м;

tfftj и /j - соответственно длина жёсткого наддолотного участка компоновки, сжатого и рао-тянутого участков УБТ, и;

Р - осевая нагрузка на долото, тс;

соответственно вес I пог.м жёсткого наддолотного участка компоновки, сжатого и растянутого участков УБТ, тс/м

L = W + ²2 ~0°joP ^Ж ** ⁺ ^0^15g^² * I4U * 90 1М 36 » Длина жёсткого наддолотного участка 1_/ для УБТ диаметром 229 мм и п = 120 об/мин принимается равной 14 м (см.табл. 2). Для предупреждения естественного искривления и формирования качественного ствола скважины на длине зтого участка устанавливаются два опорно-центрирущих устройства по диаметру долота. На остальной длине УБТ устанавливаются промежуточше опоры, количество которых определяется по формуле (4)

Т ₌ 22, - .0,27j х а _ I = 0,203 х 2^

Расстояние между опорами с для УБТ диаметром 203 мм при /7 * Х20 об/мин равно 24 м (см.табл.3).

Результат численного расчета приводится в приложении I.

3. ШНВЧЬСШ СРЕДСТВА К техническим средствам для предупреждения искривления скважин и прихватов бурильной колонны относятся калибраторы, центраторы, стабилизаторы, опоры промежуточные.

3.1. Квлибратор - калибрующее и опорыо-центрирующее устройство. Предназначен для калибрования отвала скважины, центрвро-

вания и улучшения условий работы долота и забойного двигателя. Устанавливается над долотом. Виды, типы я основные размеры приводятся в ОСТ-39-078-79.

3.2. Центратор - опорно-центрмруицее устройство. Предназначен для центрирования нижней чаоти бурильной колонны в забойного двигателя. Устанавливается на корпусе забойного двигателя ^центратор забойного двигателя) и в колонне УБТ ^колоншй центратор). Виды, типы и основные размеры приводятся в 0СТ-39-О78-79.

3.3. Стабилизатор упругий (резиновый) - предназначен для предупреждения при:.ватов бурильной колонны в заклинивания в желоба* при спуско-подъёмных операциях. Устанавливается в колонне УБТ и бурильных труб. Техническая характеристика стабилизаторов приводится в табл.5. Изготовление ах производится

по спецификации совэнефтебурмаиремонта (раздел 221).

Таблица 5

СУ-266	к69,9	266	250	3-147	3-147	100	610
СУ-241	244,5	241	235	3-147	3-147	100	59С
СУ-212	215,9	212	215	3-I2I	3-I2I	90	540

3.4. Опора промежуточная (квадратного сечения) - предназначена для ограничения поперечной дефориацаи утяжеленных бурильных труб и предупреждения их прихватов. Устанавливается в колонне УБТ. Техническая характеристики опор приводится в табл.6, изготовление ах производится по спецификации Совзнефтебурмал-реыоита (раздел 221;.

центрирующие устройства и результаты записать в буровой журнал.

4.6.    Износ калибрующие и опорно-центрирующмх устройств допускается не более 2-3 ми по диаметру.

4.7.    При замене калибрующих и опорно-центрирующвх устройств бурильщик должен сделать соответствующую запись в вахтовом журнале, указав номер замененных и новых устройств и причину их отораковки. На основании этой записи буровой мастер заполняет паспорта и вместе с ними отправляет калибрующие и опорно- цен триру лщие устройства на реставрацию.

4.ti. Спуск инструмента и жесткой компоновкой следует производить со скоростью не лревыааюцей 0,5 м/с и с недопущением посадок болзе 3-А делений по индию тору веса. При возпикнове-нии больших посадок инструмент следует приподнять и зауженный интервал ствола проработать с жёсткой компоновкой.

4.9.    В случве посадок компоновки в процессе бурения инструмент следует приподнять на длину компоновки и проработать этот интервал при малой осевой нагрузке. Но окончании проработки оуренио следует продолжить на оптимальных режимах, предусмотренных геолого-техническим нарядом.

4.10.    Нагрузка на забой должна создаваться весом утяжеленных бурильных труб.

4.11.    При бурении с применением жёстких кплюиивок нижней части бурильной колонны необходимо обеспечить высокое качество очистки скважины и бурового раствора от выбуренной породы.

4.12.    Ь процессе углубления скважины бурильщик обязан контролировать параметры режима бурения по показаниям измерительных приборов. При проведении всех работ в скважине должно быть обеспечено наблюдение за возиожным возникновением осложнений и примяты меры к их предупреждению. В обязательном порядке должны производиться электрометрические исследования.

Приложи кв I

Компоновкк нижней ч&оти бурильной колонны для бурения шарошечными долотами на площадях объединения "Аэнефть"

26-28 Долото, К393,7МС, УБТ 299 мм - 18 м, Ц393.7 ИСТ, УБТ 254 мм - 36 ы, УБТ 229 мм - 36 м, УБТ 178 мм - 36 м, бурильные трубы 140 мм

25-27 Долото, K349,2ilC_t УБТ 273 мм - 16 м, Ц349,Э ЙОТ, УБТ 254 мм - 36 м, УБТ 229 мм - 36 м, УБТ 178 мм - 36 м, бурильные трубы 140 мм

24-26 Долото, К320.0МС, УБТ 273 мм - 16 м, Д320,0 ИСТ, УБТ 254 мм - 36 м, УБТ 229 мм - 36 м, УБТ 178 мм - 36 м, бурильные трубы 140 iа

23-25 Долото, К295.3МС, УБТ 254 мм - 16 i',

Ц295,3 ЙОТ, УБТ 229 мм - 72 м, УБТ 178 мм - 36 м, бурильные трубы 140 им

20-22 Долото, КИ269.9 МОТ, УБТ 229 им - 14 М, Ц269,9 МОГ, УБТ 203 мм - 90 м с установкой трех СУ-266 через квждые 24 м, УБТ 178 ми - 36 и, бурильные трубы 140 им

17-19 Долото, КИ244.5 МОТ, УБТ 203 мм - 14м, Ц244,5 МОТ, УБТ 178 мм - 134ио установкой четырех СУ-241 через каждые 20 ы, бурильные трубы 140 мм

удк 6гг.гчв.з

Соотавитеяи:

И.К.Сеи«-Р»а А.А.Рааев А.Е.Сароян РЛ'.Нуфид-Зада

©Ордена Трудового Красного Онааени

лзероаидханскин государственный научно-ксоледовательоквн у проектный институт нефтяной проыылленности, Х?оХ

руководаша докуют

Уетодмчеакое руководство по проектированию компоновок ншев частм бурильной колонны при буренжм глубоких скважин в осложненных условиях Азербайджана

Вводится впервые Приказом объедкнеимя "Азнефть" от "29 " декабря 1981г *531 Срок введения установлен о 01.01*82 Срок действия до 01.01.87

В последние годы всё более широкое применение при бурении охваты подучают жёсткие коипояовки нижней части бурильной колонны. Расчет таких компоновок производят не основе методики, приведенной во "Временной инструкции по вредупреклонно искривления вертикальных скважин", разработанной во ВНИйНГ в 1975 г. Эта методика предназначена для расчет компоновок, обеспечивающих предупреждение искривления скважин.

Однако практика бурения глубоких скважин в осложненных условиях Азербайджана показывает, что, помимо опасности искривления скважин, в процессе их проводки возникают и такие тяжёлые виды осложнений, пак недоведение обсадных колонн до проектных глубин и прихваты бурильного инструмента. Для предупреждения этих осложнений в АзНИПйнефти разработаны специальные компоновки нижней части бурильной колонны.

На основе результатов испытаний в промиллемних условиях составлено методическое руководство согласно "временной инструкции по предупреждению искривления вертикальных скважин" (М._# БНМБТ, 1975) применительно к условиям объединения "Азнефть".

I. ОШЕ СВЕДЕНИЯ

1.1.    Развитее разведочные буревых работ на геологически осложненных площадях и на больших глубинах вызывает необходимость усложнения конструкций енвахян 8а счет увеличения коли* чества проиеху точных обсадных колоны. Однако применение многоколонных конструкции не всегда дает желаемые результаты из-за недоведения их до проектных глубин, в результате чего остаются необоаженнынм определенные интервалы ствола и разнохарактерными осложнениями. Дальнейшее углубление таких скважин в большинстве оду чае в приводит к сложным авариям и осложнениям, борьбе с которыми нередко заканчивается ликвидацией скважин по техническим причинен.

1.2.    Опыт проводи и глубоких скважин показывает, что одной из основных причин такого положения является наличие в стволе местных сопротивлений (уступов, сужений, локальных искривлений, перегибов и т.п.). Величины атих сопротивлений saвисят от качества подготовки ствола скважины.

1.3.    Обзор отечегтвенной и зарубежной литературы, а также изучение ароыысловых материалов указывает на отсутствие единого подхода к выбору техники и технологам подготовки стволов. Если исходить из условия повышения жёсткости компоновок за очет включения в них опорно-пентрирущих устройств, то необходимо предусматривать такое их размещение в наддолотной колонне УБТ, при котором будет обеспечена удовлетворительная проходимость обсадиой колонны по всему стволу скважины.

1.4.    Исследования, проведенные ранее в этой области, показывают, что для обеспечения нормальной проходимости обсадной колонны по стволу скважины необходимо в компоновке нижней части бурильной колонны при подготовке стволе предусмотреть последовательное включение 3-4 опорно-иентрируыожх устройств.

Однако технологический процесс подготовки стволов о использование:! таких компоновок хотя и создает определенные условии для доведения обсадных копонн до проектных гдубиы, но б то хе время имеет в существенный недостаток, ограничивающий его применение, а именно: занимает длительное время, что отрицательно оказывается на показателях бурения.

1.5.    Ори использовании указанного технологического процесса подготовки стволов повышается и опасность заклинивания этих компоновок в местах образования уступов, локальных искривлений и перегибов.

Ь этой связи более рациональным (с технологической точки зренияj представляется совместить процесс подготовки стволов непосредственно о процессом бурения и применять такие компоновки низшей части бурильной колонны, которые обеспечивали бы дроводпу стволов высокого качества и не требовали последующих проработок и расширений.

1.6.    Специфической особенностью нижней части бурильной колонны является Искривление её в результате потери устойчивости прямолинейной формы равновесия от нагрузок, действующих в процессе бурения (продольных к поперечных сил, крутящего момента и др.). Это обстоятельство приводит к ухудшению условий передачи нагрузки на долото, неравномерному её вращению, образованию уступов, локальных искривлений и перегибов в стволе скважины и другим явлениям, отрицательно влияющим на процесс бурения. С другой стороны, значительные перепады давлений на участках высокопроницаемых пластов приводят к возникновению больших нагрузок, принимающих бурильную колонну к стенкам скважины, к, как следствие, - к её прихвату.

1.7.    Для предупреждения указанных явлений необходимо улучшить конструкцию нижней части бурильной колонны, которая

должна обвитая** аоьыякяу» устойчивость утяжеленных труб» на -мменьшую поперечную деформацию к наименьшую плове дь контакта со стенками сквэжмвы.

1*8. Настояцее руководство разработвво для расчета компоновок» обеспечивающих предупрекденив вскрвждеыия скважин, прихватов бурильной колонны и до веде в ив обсадных колонн до проектных глубин, при бурении о оптимальными осевыми нагрузками на долото в осложненных условиях Азербайджана.

Испытания компоновок проводились при бурении скважин на площадях объединения "Азвефть”, результаты которых показали их высокую эффективность,

2. iftTOJH&A РАСЧЕТА КОЯЮЬЭЬОК

НЙАШ час» ^гшыю>1 колонны

2.1. При разработке компоновок нижней части бурильной колонны исходили из следующие условна:

-    наличия з компоновав жёсткого наддолотного участка, длина которого оиределялась согласно [i] , что обеспечивало предупреждение искривления скважины;

-    жёсткость сечений наддолотных УБТ компоновки принималась не менее жёсткооти сечения обсадной колонны, под которую ведется бурение, что обеспечивало необходимую проходимость последней по стволу скважины;

-    отноиение накоольаего диаметра УБТ к диаметру скважины принималось в пределах 0,75-0,85, что позволило обеспечить прниерно одинаковый относительный зазор;

-    для долог диаметром 269,9 ми и более компоновка нижней части бурильной колонны принималась ступенчатой, что обеспечивало практически плавиый переход жёсткости сечений наддолотных iET к жёсткости сечении бурильной колонны* при этом жёсткость наддолотных УБТ соответствует жёсткости обсадной

колонны, а отношение жёсткостей смежных УБТ колеблется в пределах 1,6-1,7.

2.2. Для предупреждения искривления скважин в компоновке нижней части бурильной колонны предусмотрен жёсткий наддолотный учаоток, заключенный между опорно- цен три руюжмми устройствами. Оптимальная длина этого участка определяется из дифференциального уравнения четвертого порядка на основании расчетной схемы, приведенной на рисунке [i] ,

Расчетная схема для определения оптимальной длины жёсткого наддолотного участки kouuohobkh

При этом принимается, что начальная форма оси жесткого наддолотного участке компоновки описывается синусоидой.

y,*a-sinZ^~ ,

где Q- максимальный начальный прогиб жёсткого участка компоновки, который может быть выражен через начальную прогибь УБТ на единицу их длины:

апначальная прогибь УБТ з мм на метр длины);

Cf- длина жёсткого наддолотного участка компоновки, м.

В уравнении (I)

А₌ Ь*>*

_в * ’

где р- осевая нагрузка на долото, тс;

Ct> - угловая скорость, 1/с;

<1^ и £С{- соответственно вес I пог.м н жёсткость '    жёсткого наддолотного участка компоновки,

Тс/м И ТО‘М^

Уравнение (I) позволяет определить угод поворота жёсткого наддолотного участка компоновки под действием осевой нагрузки, центробежных сил, изгибе щего момента, действущего на верхний конец жёсткого участке иимпоновки, в результате продольного изгиба расположенной выле бурильной колонны.

Влияние изгибающего момента учитывается коэффициентом

I - коэффициент момента;

X_i - радиальный зазор между стенками скважины и УБТ, расположенными над жёсткий участком компоновки, и;

to_t- масштаб длины УБТ, расположенных над жёстким участком компоновки

где а и - соответственно вес I пог.м и жёсткость '    УБТ,    расположенных нвд жёстким участ

ком компоновки, тс/м И ТС*2^.

Коэффициент момента С для сверхкритических нагрузок Р

следует выбирать из табл.1.

Теблица I

Нагрузка Р j Ркр 11 >2 Рге \ 1 Ржр i I *6 Ptcр j I «8 P/ffi Коэффициент • 0,8 0,96 1,03 I,I 1,15 момента 1

Критическая нагрузка для УБТ, расположенных над жестким наддолотным участком компоновки, подсчитывается по формуле

^Рк>⁼ 5*³⁵    .    (2;

В качестве критерия для определения оптимальной длины жёсткого наддолотного участка компоновки принят минимум угла поворота этого участка под действием указанных выше факторов.

В табл.2 приводятся длины жёсткого наддолотного участка компоновки в зависимости от диаметра применяемых УБТ и частоты их вращения при бурении с оптимальны:.и осевыми нагрузками на долото в осложненных условиях Азербайджана, полученные на основании уравнения (,!).