2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Список литературы

1.Антониади Д.Г. Нучные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. – М.: Недра, 1995. – 95 с.

2.Бурже Ж., Сурио П., Камбану М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1988.

3.Файзуллин В.А. Обоснование технологии строительства скважин для эффективной разработки изометрических залежей природного битума // Новые технологии в газовой промышленности / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – М.,

2009.

4.Файзуллин В.А., Курбангалиев Р.Р. Комплексная технология освоения и разработки изометрических залежей природного битума РТ скважинными методами // Проблемы разработки и эксплуатации месторождении высоковязких нефтей и битумов / Ухт. гос. техн. ун-т. – Ухта, 2011.

5.Файзуллин В.А. Технология бурения горизонтального участка винтового профиля // Научная сессия ученых Альмет. гос. нефт. ин-та. – Альметьевск, 2013.

6.Файзуллин В.А., Голубь С.И. Уменьшение влияния скин-слоя на величину пластовых давлении, потенциального дебита, на величину притока // V научная индустрия Европейского континента. – Education and science, 2013.

171

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

СНИЖЕНИЕ СИЛ ТРЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Р.И. Фазлыева

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Л.Б. Хузина Альметьевский государственный нефтяной институт

Одной из важных проблем, озвученных министром энергетики РФ А.В. Новаком, является переход от ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию ТЭК на основе синергетического взаимодействия институциональной среды, модернизированной инфраструктуры и инноваций. В связи с этим приоритетным направлением в этой обрасти является развитие технологии бурения горизонтальных скважин с применением современных инновационных разработок в области бурения.

В работе приведен один из вариантов классификации центраторов, в которую входит скользящий центратор, разрабатываемый в Альметьевском государственном нефтяном институте на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин, позволяющий уменьшить силы трения о стенки скважины и, следовательно, снизить опасность возникновения прихватов бурильной колонны и увеличить механическую скорость проходки горизонтальных участков скважин.

Ключевые слова: скважина с горизонтальным участком, трудноизвлекаемые запасы нефти, классификация центраторов, снижение сил трения, скользящий центратор, увеличение механической скорости проходки.

Основное преимущество горизонтальных скважин над вертикальными – большая площадь контакта с пластом. Производительность горизонтальных скважин значительно выше производительности вертикальных за счет увеличения площади дренирования в среднем в 3–4 раза [1, 2].

Однако механическая скорость при бурении в горизонтальном участке значительно ниже, чем в вертикальном. Это с большим коэффициентом трения в горизонтальном участке. В связи с этим одной из актуальных задач при бурении нефтяных скважин с горизонтальными участками является уменьшение сил трения бурильной колонны о стенки скважины [3]. Успешность проводки горизонтального участка определяется во многом рационально подобранной компоновкой низа бурильной колонны [4].

Одним из доминирующих факторов, влияющим на коэффициент трения, является контакт соприкасающихся шероховатых поверхностей, характеризующийся площадью контакта, силами нормального давления между контактирующими выступами микронеровностей и сближением поверхностей (относительно номинальных поверхностей контакта) под воздействием нормальных нагрузок.

На кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного нефтяного института ведутся исследования методов, позволяющих снижать коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины [5, 3]. Одним из таких методов является включение в компоновку низа бурильной колонны технических устройств типа калибраторов, центраторов, осцилляторов, вибродемпферов, вибраторов, яссов и т.д.

172

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Центраторы служат для уменьшения прогиба бурильной колонны, площади соприкосновения со стенками скважины и являются одним из наиболее распространенных и экономичных методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины.

На основании проведенного обзора существующих на сегодняшний день центраторов, применяемых при бурении наклонно-направленных скважин, в порядке обсуждения в таблице приводится один из вариантов классификации по фактической площади соприкосновения центратора со стенками скважины. Проделанная работа не претендует на полноту и глубину охвата всех материалов, работа в этом направлении еще ведется и впоследствии схема может дополняться.

Типы конструкций центраторов для бурения скважин

Предложенная классификация центраторов по фактической площади соприкосновения центратора со стенками скважины позволит выявить наиболее оптимальные конструкции, которые могут значительно уменьшить фактическую площадь контакта колонны со стенками и тем самым снизить коэффициент силы трения на горизонтальных участках скважины.

Исходя из предложенной классификации видно, что наиболее оптимальным с точки зрения снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины за счет уменьшения фактической площади контакта колонны со стенками является скользящий центратор (рисунок), разработка которого ведется на кафедре БНГС [6].

На поверхности скользящий центратор одевается на трубу бурильной колонны, закрепляется стопорными кольцами, желательно скользящий центратор устанавливать на каждой трубе. Собранная компоновка спускается в скважину, где

173

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

в процессе бурения скользящий центратор вместе с бурильной колонной будет совершать вращательное и поступательное движения [6]. Он позволит уменьшить силы трения о стенки скважины и, следовательно, увеличить механическую скорость проходки горизонтальных участков скважин.

Рис. Скользящий центратор

Таким образом, разработка специальных технических инструментов, в частности предлагаемого скользящего центратора, позволит уменьшить силы трения бурильной колонны о стенки скважины, что, в свою очередь, способствует успешной проводке горизонтального участка.

Список литературы

1. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений / И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов

[и др.]. – Казань: Фэн, 2011. – 320 с.

2.Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: учеб. пособие / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля [и др.] / ТюмГНГУ. –

Тюмень, 2006. – 573 с.

3.Хузина Л.Б., Любимова С.В. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин

сгоризонтальным участком // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 2. – С. 194–203.

4.Совершенствование конструкции низа бурильной колонны / П. Овчинников, В. Салтыков, И. Яковлев [и др.] // Бурение и нефть. – 2006. – № 12.

5.Хузина Л.Б., Петрова Л.В., Любимова С.В. Методы снижения сил трения при разработке месторождений горизонтальными скважинами // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 5. – С. 62–68.

6.Пат. № 127805Е21 В17/10 Российская Федерация. Скользящий центратор / Хузина Л.Б., Шафигуллин Р.И., Фазлыева Р.И., Теляшева Э.А. – Опубл.

10.05.2013.

174

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

7.Динамика бурильного инструмента при проводке вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин / М.С. Габдрахимов, А.С. Галеев, Л.Б. Хузина, Р.И. Сулейманов. – СПб.: Недра, 2011. – 244 с.

8.Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, М.Н. Студенский, Ф.Ф. Ахмадишин, С.А. Оганов, В.И. Зубарев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 30–33.

9.Технико-экономический анализ и перспективы повышения эффективности применения новых технологий в ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Л.И. Мотина, Л.Г. Гараев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 5–7.

10.Исмаков Р.А. Некоторые вопросы строительства многоствольных скважин с горизонтальным окончанием // Бурение и нефть. – 2013. – № 10. – С. 20–22.

175

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ КАЧЕСТВА ВЫНОСА ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ ЗА СЧЕТ СОЗДАНИЯ ТУРБУЛЕНТНОГО РЕЖИМА

Ш.Х. Фахрутдинов

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Л.Б. Хузина Альметьевский государственный нефтяной институт

На сегодняшний день добыча нефти на зрелых месторождениях Татарстана имеет падающую тенденцию, существует большой запас трудноизвлекаемой нефти. В сложившихся условиях большое значение приобретают те направления, которые способствуют снижению капитальных затрат при освоении месторождений. Одним из таких направлений в области добычи нефти и газа на сегодняшний день является бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Всвязи со значительной силой трения бурильной колонны о стенки скважины

иобразованием шламовых подушек при бурении горизонтальных скважин механическая скорость бурения снижается. Для решения данной проблемы предлагается использовать в КНБК осциллятор-турбулизатор. Данная разработка обладает комплексным действием: приводит к осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, которые способствуют созданию динамической нагрузки на долото и снижению силы трения покоя бурильной колонны о стенки скважины, а также повышению качества очистки ствола за счет создания турбулентного режима движения жидкости винтовыми линиями (насечками) на корпусе осциллятора – турбулизатора.

Ключевые слова: наклонно-направленные и горизонтальные скважины, бурильная колонна, низкочастотные колебания, доведение нагрузки, вынос шлама, скорость восходящего потока.

Одним из наиболее перспективных направлений в области добычи нефти и газа на сегодняшний день является бурение наклонно-направленных (НН)

игоризонтальных скважин (ГС).

В2013 г. в ОАО «Татнефть» было пробурено 59 горизонтальных скважин

и12 многозабойных скважин, добыча нефти по ним составила 87,2 тыс. т. Количество горизонтальных скважин составило всего 613, количество многозабойных скважин – 104.

Падающая добыча на зрелых месторождениях, высокая степень разведанности традиционных углеводородов и наличие больших запасов трудноизвлекаемой нефти – главные характеристики нефтедобывающего сектора Татарстана в настоящее время. На сегодняшний день является актуальной разработка Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти (СВН). С начала разработки месторождения пробурено 56 горизонтальных скважин.

Основным преимуществом горизонтального бурения скважин является увеличение дебита нефти при сопоставимых затратах на строительство [1]. Важной задачей при бурении скважин с горизонтальными участками является повышение механической скорости бурения, которая снижается ввиду значительной силы трения бурильной колонны о стенки скважины и образования шламовых поду-

176

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

шек [5]. Для решения вышеуказанных задач предлагается использовать в КНБК осциллятор-турбулизатор [2].

Конструктивная схема осциллятора-турбулизатора представлена на рисунке. Устройство для осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости состоит из крышки 1, корпуса 2, диффузора верхнего 3, втулки 4, установленной в корпусе 2, клапана 5, оси 6, диффузора нижнего 7.

Рис. Осциллятор-турбулизатор

Осциллятор-турбулизатор работает следующим образом. Промывочная жидкость закачивается с поверхности насосными агрегатами и проходит по колонне труб (на фигуре не указаны) к скважинному осциллятору. Через проходной канал А струя жидкости попадает на верхний диффузор 3. Верхний диффузор 3 выполняет функцию перехода жидкости из круглого сечения в квадратное на втулку 4. На втулке струя жидкости движется по квадратному сечению и поступает на клапан 5, который начинает совершать колебательные движения, наклоняясь то одной, то другой стороной к проходному каналу А. В результате этого в определенные моменты времени проходной канал А оказывается перекрытым. Жидкость

177

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

после перехода из клапана 5 движется на втулке 4, тем самым поступает на нижний диффузор 6, который имеет круглое сечение. На оси 6 держится клапан 5. Крышка 1 служит для соединения осциллятора-турбулизатора с ВЗД [2].

Таким образом, данная разработка приводит к осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, которые способствуют созданию динамической нагрузки на долото. Вследствие этого повышается степень выноса шлама буровым раствором и создается турбулентный режим движения жидкости за счет винтовых линий (насечек) на корпусе осциллято- ра-турбулизатора (Пат. 131792 U1 RU, Е 21 В 7/00. Осциллятор-турбулизатор / Хузина Л.Б., Фархутдинов Ш.Х., Хузин Б.А. Еромасов А.В.) [3].

Список литературы

1.Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: справ. пособие: в 6 т. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2010. – Т. 1. – 510 с.

2.Хузина Л.Б. Повышение эффективности бурения наклонных и горизонтальных скважин с использованием комплекса виброусилителей: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Уфа, 2006. – 42 с.

3.Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, В.З. Султанов [и др.]. – М.: Недра, 2009. – 640 с.

4. Мирзаджанзаде А.Х. Гидродинамика в бурении. – М.: Недра, 2013. –

С. 90–96.

178

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

К ВОПРОСУ РАЗРАБОТКИ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МОДУЛЯ УПРУГОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В ИНТЕРВАЛАХ ОТЛОЖЕНИЙ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ И ХЕМОГЕННО-ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД

А.А. Фохт

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор Г.М. Толкачев Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Скорректирован способ определения модуля упругости цементного камня тампонажного материала, предназначенного для цементирования обсадных колонн в интервалах залегания хемогенно-терригенных отложений и многолетнемерзлых пород, при одноосном сжатии по нагрузочной ветви диаграммы напряжение – деформация с последующей разгрузкой для оценки остаточных деформаций.

Ключевые слова: модуль упругости, остаточные деформации, многолетнемерзлые породы, хемогенно-терригенные отложения.

Цементный камень тампонажного материала (ТМ), предназначенного для цементирования обсадных колонн в интервалах залегания хемогенно-терригенных отложений (ХТО) и многолетнемерзлых пород (ММП), находится под действием повышенного бокового горного давления со стороны горных пород, слагающих стенки скважины. Боковое горное давление проявляется в результате течения пластических горных пород на глубине 500–5000 м (соли, глины) или обратного промерзания растепленных в процессе проводки скважины ММП. Это приводит к смятию обсадных колонн [1]. Известные методы по предотвращению смятия обсадных колонн – такие, как использование толстостенных обсадных труб, обсадных труб повышенной прочности, применение составной крепи – могут значительно увеличить затраты на крепление скважин в этих интервалах [2]. Другим вариантом решения этой задачи является создание оптимально прочной крепи скважины, цементный камень которой будет воспринимать нагрузку со стороны горного массива без разрушения, сохраняя тем самым свою несущую способность. Для этого необходимо предъявить специальные требования к упругим свойствам цементного камня [3, 4]. Такие свойства контролируются модулем упругости.

Поскольку в настоящее время отсутствует регламент по определению модуля упругости цементного камня как элемента крепи глубоких скважин, в НИЛ ТЖБКС были начаты работы по разработке такой методики.

Согласно ранее предложенной нами методике, основанной на методах определения деформационных характеристик при одноосном сжатии горных пород и правилах контроля и оценки прочности бетонов, предполагалось определять модуль упругости по разгрузочной ветви диаграммы напряжение – деформация [5, 6, 7], так как цементный камень в интервалах ММП испытывает циклический характер нагружения, вызванный промерзанием – растеплением ствола в процессе строительства и эксплуатации скважины. Однако потеря несущей способности

179

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

цементного камня в составе крепи скважины может произойти раньше возобновления работ в скважине. Дальнейшим анализом условий работы цементного камня винтервалах ХТО показано, что этот способ определения модуля упругости не является корректным, поскольку нагружение цементного камня в результате сужения ствола скважины, вызванного течением пластичных горных пород, происходит без дальнейшего снятия давления. Исходя из вышесказанного наиболее объективной можно считать методику, предложенную В.С. Данюшевским, согласно которой модуль упругости определяется в точке, лежащей на нагрузочной ветви диаграммы напряжение – деформация, как отношение 0,5 величины напряжения разрушения котносительной деформации, соответствующей этому напряжению (рис. 1).

Рис. 1. Определение модуля упругости по нагрузочной ветви диаграммы напряжения – деформации

E = 0,5σр ,

ε0,5σр

где σр – предельное напряжение разрушения; ε0,5σр – соответствующие напряжению 0,5 σр относительные продольные деформации.

Нами были проведены исследования упруго-прочностных свойств по методике В.С. Данюшевского [8] с использованием оборудования лаборатории ФПОГ Горного института УрО РАН. Поскольку размеры и форма образов методикой [8] не регламентируются, для испытания были использованы образцы, принятые в исследованиях по ранее предложенной нами методике: форма – призма с квадратным основанием размером – 20 × 20 × 50 мм. Испытания проводились со скоростью их нагружения, имитирующей квазистатическое состояние массива, равной 1 мм/мин. Формирование и хранение образцов цементного камня ТМ на магнезиальной основе осуществляли по ОСТ 39-051–77 «Раствор тампонажный. Методы испытаний». Результаты приведены в табл. 1.

Как отмечалось ранее, в некоторых случаях (в интервалах ММП) имеет место снятие горного давления. В этих условиях цементный камень ТМ должен сохранять долговременное разобщение ММП от над- и подмерзлотного комплексов

180