ОЦІНКА МОЖЛИВОСТІ ОБЕРТАННЯ І РОЗХОДЖУВАННЯ ОБСАДНИХ КОЛОН ПРИ ЦЕМЕНТУВАННІ СВЕРДЛОВИН - тема

оцінка

Ціна:

Автори роботи:

Науковий журнал:

Рік виходу:

Текст наукової статті на тему «ОЦІНКА МОЖЛИВОСТІ ОБЕРТАННЯ І РОЗХОДЖУВАННЯ ОБСАДНИХ КОЛОН ПРИ ЦЕМЕНТУВАННІ СВЕРДЛОВИН»

Оцінка можливості обертання та походжання обсадних колон при цементуванні свердловин

д.т.н., професор, головний науковий співробітник

ВАТ «НВО «Буріння»

д.т.н., завідувач лабораторії

ВАТ «НВО «Буріння»

У багатьох публікаціях з приводу походжання та обертання обсадних труб вказується, що ці операції підвищують повноту витіснення бурового розчину цементним.

ASSESSMENT OF THE POSSIBILITIES FOR CASIGN MOVEMENT DURING WELL CEMENTING

M. ASHRAFYAN, А. NIZHNIK,

NPO Burenie JSC

Автівки prove that casing movment increases the level of mud displacement by cement. Key words: NPO Burenie, casing movement, well cementing, cement stone

[1] наведені окремі зведені-

рубежних досліджень цієї проблеми під час цементування свердловин. Так, для забезпечення безаварійного розходження колони повинні розраховуватися з коефіцієнтом запасу міцності на розтяг, рівним 1,6 (без урахування плавучості). У деяких випадках навантаження на колону за рахунок цементного розчину зростає настільки, що походження можна починати тільки після надходження значної частини цементного розчину за труби.

Вплив цих факторів на ефективність витіснення був спеціально

Досліджено Кларком (1973 р) на моделі. Дослідження показали, що при номінальному діаметрі стовбура обертання колони дає кращі результати, ніж походжання, проте різниця в ефективності (незалежно від режиму перебігу розчинів) становить лише 4 – 7%. У випадках, коли в моделі штучнікерни були розмиті та імітували каверну, ступінь витіснення розчинів була на 5 - 6% вище при розходженні, ніж при обертанні. Найбільше витіснення мало місце, коли труба була обладнана скребками. Автор пояснює це руйнуванням

ня, що відображають результати за

Мал. 1. Цементувальна головка

1. Корпус; 2. Кришка; 3. Швидкороз'ємне з'єднання;

4. Кран високого тиску; 5. Різьблення трапецієдальне;

6. Склянка; 7. Ніпель; 8. Підшипники; 9. Гвинт; 10. Різьблення приєднувальне; 11. Корок; 12. Гвинт стопорний;

13. Кільця ущільнювальні; 14. Отвор для мастила

структури бурового розчину та обуренням потоку, викликаного скребками. Коефіцієнт витіснення визначався за результатами планиметричних вимірів поперечного перерізу цементного каменю. У поперечному перерізі цементний камінь мав форму, де вузька частина кільця залишалася незаповненою цементним розчином.

Про ефективність обертання колони свідчать дані, наведені Х. Ліндсеєм (1986), який показав, що обертання хвостовиків у процесі цементування покращувало зчеплення цементного каменю з трубами і підвищувало загальну якість цементування. У зв'язку з цим приблизно 20% усіх робіт проводять з обертанням або ходінням. Ці операції проводилися навіть у свердловинах при відхиленні стволів від вертикалі до 47о.

Позитивний вплив обертання колони раніше відзначалося Вільямсом (1951), який вважав основними причинами турбулізацію потоку і відтіснення частинок у цю зону. Але при цьому вказувалося, що ефект обертання істотніший при частоті обертання до 35 об/хв.

Про ефективність походжання свідчать дані, що наводяться В.А. Сегалем (1973 р) за результатами аналізу цементування 45 свердловин (60 пластів), пробурених у США.Показано, що при розході-

При повноті витіснення підвищувалася на 15 відсотків, а використання скребків і двох розділових пробок забезпечувало 100%-ву успішність ізоляції пластів.

Вважається, що ефективність обертання колони труб при ексцентричному положенні щодо осі свердловини пояснюється тим, що при обертанні на ній утворюються різного виду просторові хвилі, що викликають перемішування рідини і відкидання певної частини частинок, що знаходяться на стінках свердловини, до її центру. І тут цілком закономірно виникнення вертикального вихору, що переміщає частки центр потоку.

В даний час все ширше застосовується силовий верхній привід [4], що має ряд переваг при проведенні робіт з буріння та капітального ремонту свердловин. Однак його застосування при цементуванні свердловин представляється недоцільним внаслідок значного ускладнення процесу цементування, при якому порушується безперервність процесу через необхідність зняття з ротора цементувальної голівки після закачування цементного розчину, необхідності з'єднання квадрата з цементованою колоною і подальшого продавки цементного розчину з розходженням і обертання .

Д.А. Криловим [5] на родовищі «Каражан-бас» (Казахстан) були проведені спеціальні дослідження з оцінки впливу походжання та обертання колони на щільність контакту цементного розчину з металом труб. Дослідження включали після закінчення продавлювання цементного розчину підйом та спуск колони на висоту до 3 м при тривалості дії до 30 хв. Вивчався вплив обертання колони на контакт цементного каменю з колоною при частоті обертання 4 об/хв. та часу обертання 10, 15, 20 та 25 хв. Наявність контакту визначалося приладом УЗБА-21. Встановлено,що походжання не завжди покращує контакт цементного каменю з колоною в порівнянні зі стандартним способом

цементування. Зі збільшенням амплітуди та тривалістю походжання контакт погіршується. Найкращі результати отримані при часі ходіння протягом 5 - 7 хв. після посадки пробки на кільце «стоп» та висоті походжання 1 м. Зазначено, що при розходженні можливе виникнення поршневого ефекту з підсмоктуванням води із пласта з погіршенням властивостей цементного каменю та утворенням вертикальних каналів.

У статті [6] показана трисекційна цементувальна головка, яку в нижній частині оснащують спеціальним перекладником, що обертається, встановленим між головкою і обсадною колоною. Форма перекладача за зовнішністю відповідає формі клинових вкладишів ротора. У верхній частині головка обладнана перекладачем із внутрішнім замковим різьбленням для з'єднання з квадратом. У момент виходу цементного розчину з-під черевика колони колону з перекладачем опускають у гніздо роторних клинів, від'єднують головку від нагнітальної лінії агрегатів, починають обертати ротор з колоною, одночасно ведучи продавку цементного розчину своїм насосом, поперемінно обертаючи колону при посадці обертає ротора, то піднімаючи і опускаючи колону під час походжання. Цілком очевидно, що цей спосіб рішення не технологічний, складний і може бути прийнятий. До того ж наявність ключа АКБ вимагає попереднього демонтажу.

Зовсім по-іншому вирішено питання в [7], у патенті ВАТ «НВО «Буріння» (рис. 1). Відмінною особливістю пристрою є наявність спеціальної муфти, яка утримує розміщений в ній ущільнений в корпусі ніпель з кільцевим виступом, що взаємодіє з упорними підшипниками, що закінчуються різьбленнямз'єднання з обсадною колоною, при цьому муфта забезпечена щонайменше одним радіально встановленим в ній гвинтом, що стопорить ніпель і системою змащення підшипників ніпеля. У цьому пристрої колона, підвішена на роторі з опорою на підшипники, отримує обертання від ротора, тоді як головка цементу залишається в нерухомому стані. Виконання змін та доповнень у конструкції пристрою та в технології

проведення операцій дозволить розробити комплекс пристроїв та технологію походжання та обертання експлуатаційної колони.

Перейдемо як приклад до оцінки можливості обертання та походжання 168-мм експлуатаційної колони при цементуванні свердловини. Приймемо, що колона діаметром 168,3 мм та довжиною 3000 м по стволу комплектується з труб з різьбленнями типу ОТТМ, обладнується центраторами типу ЦЦ-4.

Розрахунок проведемо за емпіричною формулою, керуючись «Інструкцією з розрахунку бурильних колон» [8]. Для розрахунку на кручення обсадної колони в свердловині зі згаданої вище інструкції взяті тільки ті параметри, які можуть бути віднесені до розрахунку обсадної колони у вертикальній або похилій свердловинах.

Крутний момент Мк Н-м або в кгс-м згідно [8] може бути визначений з виразів

N = 13,510-4 l D2 n15 D 05 Y; ( 4 )

NB = 13,5 • 10-4 • 3000 • 0,16832 • 1015 • 0,21 5905 • 1200 = 0,674 кВт.

Тут: - Коефіцієнт, рівний 9545 при обчисленні Мк в Н-м і 974 - в кгс-м. Приймемо для розрахунків, що колона однорозмірна групи міцності Е з товщиною стінки 8,9 мм; n - частота обертання колони, 10 об/хв; L – довжина свердловини, 3000 м; Di – зовнішній діаметр колони, 0,1683 м; DCI – максимальний діаметр свердловини, 0,2159 м; Yж - питома вага бурового розчину, 1200 кгс/м3.

При розрахунку потужності накручення (холосте обертання) колони виходимо з умови, що момент при обертанні не повинен перевищувати

Для подальшого читання статті необхідно придбати повний текст. Статті надсилаються у форматіPDFна вказану при оплаті пошту. Термін доставки становитьменше 10 хвилин. Вартість однієї статті -150 рублів.

Подібні наукові роботи на тему «Геофізика»

АШРАФ'ЯН М.О., ДРОБОВ В.Л., КУКСОВ А.К., НИЖНИК А.Є. - 2012 р.

АШРАФ'ЯН М.О., КРИВОШЕЙ А.В. - 2006 р.

АШРАФ'ЯН М.О., ГРИНЬКО Ю.В., КЕМКІН В.П., НИЖНИК А.Є. - 2010 р.