Технологические и методические решения по направленному бурению хвостовиком малого диаметра тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Агишев Альберт Ряшитович

• Агишев Альберт Ряшитович
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Агишев Альберт Ряшитович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ БУРЕНИЯ НА ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ - КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ

1.1 Определение термина: технология бурения на обсадной колонне

1.2 История и современное состояние развития технологии бурения на обсадной колонне

1.3 История развития технологии бурения хвостовиком - достижения и проблемы

1.4 Преимущества бурения на обсадной колонне

1.4.1 Устранение поглощений бурового раствора

1.4.2 Устранение проблем, связанных со спуско-подъемными операциями

1.4.3 Снижение затрат времени

1.4.4 Улучшение качества очистки ствола скважины

1.4.5 Снижение амортизационных затрат

1.5 Классификация технологических схем БОК

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 2. СИСТЕМА БУРЕНИЯ ХВОСТОВИКОМ С НЕИЗВЛЕКАЕМЫМ

ОДНОРАЗОВЫМ ДВИГАТЕЛЕМ

2.1 Актуальность разработки системы БХВ с неизвлекаемым одноразовым двигателем

2.2 Компоновка колонны-хвостовика для наклонно-направленного бурения

2.3 Технология направленного бурения хвостовиком малого диаметра на примере обсадной колонны размером 127 мм

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. МЕХАНИКА РАБОТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В КАЧЕСТВЕ БУРИЛЬНОЙ

3.1 Потеря продольной устойчивости колонны (баклинг)

3.2 Усталостная прочность

3.3 Методика расчета обсадной колонны, применяемой в качестве бурильной

3.3.1 Математические модели, используемые при расчете бурения на хвостовике

3.3.2 Уточнение модели хвостовика для бурения. Расчет локальных изгибающих напряжений

3.3.3 Изгиб без контакта

3.3.4 Изгиб с контактом

3.4 Пример расчета разработанной компоновки для бурения хвостовиком по

«полужесткой модели»

3.4.1 Результаты расчетов на прочность, выполненных в программном комплексе WellPlan Landmark для «мягкой модели»

3.4.2 Расчет потери продольной устойчивости бурильной колонны при бурении

3.4.3 Проверочный расчет бурильной колонны после разъединения от хвостовика

3.4.4 Расчет крутящих моментов для БКразмером 101,6 х 8,38

3.4.5 Результаты расчетов изгибных напряжений с применением «полужесткой модели»

3.5 Расчет на прочность обсадной колонны

3.5.1 Расчет на прочность обсадной колонны с учетом локальных изгибающих напряжений по эквивалентным напряжениям

3.5.2 Алгоритм расчета резьбового соединения для построения области допустимых значений при динамическом нагружении

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 4. ГИДРОМЕХАНИКА ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ НА ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

4.1 Гидравлические потери в трубе и затрубном пространстве

4.2 Гидравлические потери в затрубном пространстве при вращении колонны

4.3 Анализ влияния расхода жидкости и плотности бурового раствора на гидравлические параметры

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технологические и методические решения по направленному бурению хвостовиком малого диаметра»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы диссертации. Применение традиционных систем разработок месторождений в современных условиях становится все труднее и сложнее. В мировом портфолио нефтяных и газовых месторождений практически не осталось резервуаров, расположенных в благоприятных условиях с точки зрения геологов, инженеров по бурению и заканчиванию скважин. Новые месторождения либо находятся в неблагоприятных климатических и географических условиях (арктические и морские проекты), либо доставляют разработчикам различного рода проблемы, связанные с нетрадиционными коллекторами, сложной геологической структурой, высокими давлениями и температурами.

Одной из наиболее актуальных проблем при строительстве скважин является несовместимость давлений по стволу скважины, вследствие чего возникают осложнения: осыпи, обвалы, затяжки и прихваты инструмента, газонефтеводопроявления, поглощения бурового раствора. Всё это приводит к продолжительным проработкам ствола скважины перед спуском обсадной колонны, необходимости спуска обсадной колонны с вращением и, как показывает мировая практика, невозможности спуска колонн до проектной глубины в ряде случаев. Для процесса строительства скважины это означает увеличение доли непроизводственного времени (НПВ) и дополнительные затраты. В этих условиях необходимо искать новые подходы к процессу бурения, одним из которых является технология бурения хвостовиком (БХВ). БХВ основана на принципах бурения на обсадной колонне (БОК), однако, наличие системы подвески хвостовика требует рассмотрения дополнительных критериев для оценки возможности применения технологии.

За последнее десятилетие наблюдается стремительное развитие горизонтального бурения в России, как новых скважин, так и боковых стволов. Во многих случаях требуется обсадка горизонтальных стволов хвостовиками в осложненных условиях.

Согласно сложившейся практике освоения месторождений и проектирования скважин актуальными для России размерами эксплуатационных колонн являются 177,8 мм, 168,3 мм, 139,7 мм, 127 мм и 114,3 мм. В то же время существующий на рынке размерный ряд БХВ с возможностью контроля траектории ограничен диаметром колонны не менее 177,8 мм [1].

Степень разработанности темы диссертационного исследования. Вопросами создания и применения систем бурения на обсадной колонне и хвостовиком с извлекаемыми компоновками занимались многие инженеры и исследователи в России и за рубежом. Среди

них Г.С. Баршай, Я.А. Гельфгат, А.З. Романов, Н.И. Буяновский, Я.М. Кершенбаум, Р.С.

4

Aликин, Д.И. Индрупский, М.Я. Гельфгат, К.В. Заднепрянец, В.В. Следков, М.М. Черныш, С.С. Куликов, CA. Рекин, A^. Закиров, Э.В. Чутчев, K.R. Fontenot, B. Lesse, R.D. (Bob) Strickler, T.M. Warren, Ming Zo Tan, G. Galloway, Ray Vincent, Troy Miller, Imran Butt, Allen Sinor,, Moji Karimi, Steve Rosenberg, Al Odell, Q. Noordoven, N. Sprechelmeyer, A. Torsvoll и др., однако большинство известных работ относилось к диаметрам колонн 168,3 мм и более.

С учетом финансовых ограничений в отрасли, а также осложнений геологических условий при разработке новых месторождений, актуальна разработка экономически эффективных технологических и методических решений бурения хвостовиком малого диаметра с контролем траектории, как с цементированием хвостовика, так и без.

При направленном бурении на обсадной колонне или хвостовиком возникает вопрос о расчете бурильной колонны, в составе которой есть обсадные трубы. Существенным отличием БОК является малый зазор между колонной и стенками скважины, а также муфтовое соединение труб вместо замкового для стандартной бурильной колонны. Эти отличия могут вызвать определенные ограничения при эксплуатации обсадной колонны в качестве бурильной, а имеющиеся методики расчета не позволят выбрать требуемые параметры обсадных труб для направленного бурения скважин сложного профиля.

Исследованиями в области механики бурильной колонны, в том числе для эксплуатации в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, занимались многие ученые и инженеры, среди которых М.М. Aлександров, A.E. Сароян, Е.К. Юнин, Г.М. Файн, С.М. Данелянц, В.С. Басович, В.С. Тихонов, AÄ Сафронов, A.C Повалихин, CA. Рекин, A.P. Нургалеев, О.С. Букашкина, A. Lubinsky, R.F. Mitchell, S. Miska, S. Menand, J. Wu, H.C. Juvkam-Wold, B. S. Aadnoy, R. Samuel, Khaydar Valiullin и другие. Однако известные модели и методики расчетов относятся исключительно к колонне стандартных бурильных труб. В связи с этим апробация известных моделей для расчета колонны обсадных труб или комбинации обсадных и бурильных труб при направленном бурении является актуальной задачей.

Целью диссертационной работы является разработка технологических и методических решений по направленному бурению хвостовиком малого диаметра для сокращения времени строительства скважин в сложных горно-геологических условиях.

Основные задачи диссертации: 1. Aнализ существующих и перспективных технологических схем бурения на обсадной

колонне и хвостовике и разработка их классификации;

2. Разработка системы направленного бурения хвостовиком малого диаметра, включающая неизвлекаемый забойный двигатель, опорно- центрирующий элемент, буровое долото и извлекаемую телеметрическую систему;

3. Разработка методики расчета эквивалентных механических напряжений в сечениях хвостовика при использовании его в качестве бурильной колонны на основе математической модели, позволяющей определять распределение изгибающих и контактных напряжений в соединениях обсадных труб;

4. Оценка влияния интенсивности искривления ствола скважины на изгибающие и контактные напряжения в области соединительных муфт обсадных труб хвостовика.

Объект исследования: Технология строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Предмет исследования: Технология направленного бурения хвостовиком малого диаметра на примере размера обсадной колонны 127 мм.

Научная новизна результатов исследования:

1. Разработана новая классификация технологических схем бурения на обсадной колонне и хвостовиком на основе анализа проблем и опыта их предупреждения при вскрытии и креплении направленных скважин в сложных горно-геологических условиях.

2. Предложены технико-технологические и научно-методические решения по направленному бурению хвостовиком малого диаметра, включающие неизвлекаемые элементы, в том числе забойный двигатель и извлекаемый элемент - забойная часть телеметрической системы.

3. Разработана методика расчета эквивалентных напряжений в сечениях хвостовика при его использовании в качестве бурильной колонны на основе математической модели, позволяющей определять распределение изгибающих и контактных напряжений в области соединительных муфт обсадных труб.

Теоретическая и практическая значимость работы:

1. Представленная новая классификация технологических схем бурения на обсадной колонне позволяет выявлять наиболее перспективные направления их использования при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях;

2. Разработанная компоновка для бурения хвостовиком малого диаметра обеспечивает возможность повышения эффективности процесса заканчивания направленных скважин в сложных горно-геологических условиях;

3. Предложенные технологические схемы реализации бурения хвостовиком предусматривают извлечение телеметрической системы из скважины совместно с отсоединением бурильной колонны от хвостовика и активацией пакера;

4. Разработана новая методика расчета обсадной колонны на прочность, которая позволяет оперативно проводить анализ контактных сил и изгибающих моментов между муфтовыми соединениями труб с учетом жесткости колонны и формулировать требования к конструкции бурильных труб, обсадных труб (хвостовику) и их резьбовым соединениям при бурении.

Методы решения поставленных задач:

Поставленные задачи решались на основе общих положений методологии научных исследований, анализа и обобщения данных из научно-технической литературы с применением известных в отрасли программных продуктов.

Основные защищаемые положения:

1. Классификация технологических схем бурения на обсадной колонне, позволяющая с целью их технического анализа и выявления наиболее перспективных направлений повышения их эффективности, в том числе за счет разделения компоновок низа колонны труб хвостовика на извлекаемую и неизвлекаемую части;

2. Технологические решения для направленного бурения хвостовиком малого диаметра с использованием компоновки низа хвостовика, включающей извлекаемую телеметрическую систему и неизвлекаемый забойный двигатель;

3. Методика расчета эквивалентных механических напряжений в сечениях обсадной колонны при ее использовании в качестве бурильной на основе математической модели, учитывающей распределение изгибающих и контактных напряжений в области соединительных муфт обсадных труб.

Степень достоверности результатов проведенных исследований:

Результаты получены путем математического моделирования и анализа данных в программных комплексах Well Plan Landmark, MathLab. DYNTUB.

Апробация работы:

Результаты и основные положения диссертационного исследования докладывались и обсуждались на: Российской нефтегазовой технической конференции SPE (2016, г. Москва); Российской нефтегазовой технической конференции SPE (2017, г. Москва); 4-й научно-

практической конференции «Горизонтальные скважины 2021. Проблемы и Перспективы» (2021 г.); «Сервис-2022» (2022, г. Когалым).

Проведены презентации технологических решений наклонно-направленного бурения на хвостовике малого диаметра на технических семинарах в компаниях ООО «СамараНИПИнефть» (2018 г.), ООО «Ньютек Сервисес» (2018 г), ООО «Газпром-нефть НТЦ» (2019, 2020 и 2023 гг.), ООО «НОВАТЭК-НТЦ» (2023, 2024 г.).

Публикации:

Основное содержание диссертации опубликовано в 17 научных работах, из них 9 статей в журналах, включенных в Перечень рецензируемых научных изданий, утвержденный ВАК Минобрнауки РФ, и 1 патент РФ.

Личный вклад автора состоит в постановке цели и задач исследования, в разработке новой классификации технологических схем бурения на обсадной колонне и хвостовиком, в разработке технико-технологического решения направленного бурения хвостовиком малого диаметра, в разработке методики расчета эквивалентных напряжений в сечениях хвостовика при его использовании в качестве бурильной колонны.

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы, включающего наименований 64 научно-технических работ отечественных и зарубежных авторов. Работа содержит 122 страницы машинописного текста, включает 78 рисунков и 10 таблиц.

Благодарности:

Автор выражает глубокую благодарность за поддержку и помощь, оказанные при работе над диссертацией, научному руководителю М.Я. Гельфгату. Свою признательность за всестороннюю помощь и поддержку автор выражает сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, ООО «Везерфорд», ООО «ТМК Премиум Сервис», ПАО «ТМК».

За актуальные и своевременные замечания при обсуждении проблематики исследования, за ценные советы и помощь при подготовке работы автор также выражает искреннюю благодарность С.А. Рекину, А.С. Оганову, К.В. Сидоренко, Е.Ю. Клычкову, К.В. Заднепрянцу, С.С. Куликову, В.С. Тихонову, А.Р. Нургалееву.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ БУРЕНИЯ НА ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ -КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ

1.1 Определение термина: технология бурения на обсадной колонне

Бурение на обсадной колонне (БОК) — это стремительно развивающаяся технология, которая совмещает бурение скважины и её обсаживание в одну операцию, уменьшая затраты времени на СПО. В этом случае обсадная колонна используется как бурильная колонна для передачи механической и гидравлической энергии долоту. География применения технологии широкая. БОК представлено на всех континентах нашей планеты (рис.1). Основными причинами применения являются:

• наличие осложнений, приводящих к непроизводственному времени;

• необходимость повышения коммерческой скорости бурения.

Оборудование для бурения на обсадной колонне делится на наземное и скважинное.

Наземное оборудование включает устройства и инструменты, расположенные в буровой установке, которые обеспечивают подачу, вращение и наращивание колонны при бурении.

Забойное оборудование в зависимости от траектории скважины включает либо разбуриваемое долото (прямолинейный участок бурения), либо извлекаемую компоновку (направленное бурение): долото, гидравлический забойный двигатель (ВЗД), телеметрическая система, раздвижной расширитель.

Рис. 1 География применения технологии БОК. (согласно опубликованным работам SPE в

период с 1993 по 2020)

Таким образом, существуют две принципиальные схемы БОК (рис. 2):

1. БОК с неизвлекаемой компоновкой, состоящей из обратного клапана и разбуриваемого бурового башмака. Основным преимуществом является простота конструкции и возможность немедленного цементирования колонны после окончания процесса бурения. Возможность контроля траектории отсутствует;

2. БОК с извлекаемой компоновкой, в которую входит раздвижное долото, или пилотное долото с раздвижным расширителем, ВЗД, или РУС с ВЗД, телеметрическая система. Для передачи нагрузок при бурении КНБК фиксируется с помощью специального узла в башмаке обсадной колонны. Основным преимуществом является возможность контроля и управления траекторией. Однако, система достаточна сложна в эксплуатации, увеличиваются риски потери дорогостоящего инструмента в скважине, по сравнению с обычным способом бурения. Для проведения цементирования после извлечения компоновки требуется дополнительная операция по установке обратного клапана в башмаке колонны.

а. БОК с не извлекаемой компоновкой б. БОК с извлекаемой компоновкой

Рис. 2 Схемы бурения БОК

1.2 История и современное состояние развития технологии бурения на обсадной колонне

Эволюция развития технологии связана с разработкой конструкций раздвижных долот и расширителей и узла их закрепления в башмаке обсадной колонны, обеспечивающего надежную активацию и дезактивацию извлекаемых компонентов.

Конструкции долот должны обеспечивать после завершения бурения на обсадной колонне возможность бурения следующего интервала под заданный размер обсадной колонны. Конструкторская мысль и технические возможности на первых этапах развития технологии предлагали применение раздвижных долот, которые были извлекаемыми. Позже конструкции были модернизированы в направлении применения раздвижных расширителей с пилотным долотом, которые в настоящее время являются основными элементами извлекаемых компоновок. Наличие пилотной компоновки, в которой между долотом и раздвижным расширителем устанавливаются забойный двигатель или РУС, позволяет реализовать наклонно-направленное бурение. Параллельно были предложены технические решения, которые позволили исключить применение раздвижных конструкций при бурении без контроля траектории: разбуриваемые буровые башмаки.

Впервые технология БОК была применена во Франции и Польше в 1920. Однако родиной принято считать США, так как именно там в 1926 г. был выдан патент #1585540 Чарльзу Доэрти, который сформулировал основные преимущества БОК [1]:

1) Исключение бурильных труб;

2) Исключение процессов СПО, связанных с заменой долота;

3) Исключения половины числа рабочих из-за оптимизации процесса бурения;

4) Исключение искривления ствола скважины, так как колонна формирует направление для долота, которое бурит стабилизированную скважину без возможности отклонения;

5) Исключение прихватов бурильного инструмента, так как бурильные трубы не применяются;

6) Уменьшается количество ловильных операций в скважине;

7) Требуется сравнительно небольшая энергия, так как обсадные трубы не извлекаются для смены долота, что снижает стоимость бурения не менее, чем наполовину при сравнении с обычным роторным бурением;

8) Каждый пробуренный фут скважины можно считать законченным, что позволяет устанавливать обсадную колонну глубже;

9) Снижаются боковые нагрузки на обсадные трубы благодаря получению прямолинейной скважины;

10) Число обсадных колонн может быть сокращено;

11) Сокращение НПВ и др.

В 50-х технология БОК применялась для вскрытия продуктивных пластов с помощью НКТ с последующим цементированием.

Первые опыты бурения в России на обсадной колонне размером 219 мм также проводились в 50-х. Однако, впоследствии, обсадные трубы были заменены на специальные равнопроходные бурильные трубы с тонкостенными замками.

В конце 80-х в Западном Техасе при уплотнении сетки скважин велось бурение на НКТ размером 88,9 мм с ВЗД и алмазным долотом TSP диаметром 120,6 мм. Было пробурено 67 интервалов по 100...200 м.

В конце 60-х, согласно работе [2], компания Brown Oil tool испытала технологию БОК для анализа извлечения КНБК двумя способами. Одна из конфигураций включала внутреннюю колонну труб, соединенную с КНБК (ВЗД с раздвижным расширителем и пилотным долотом). Другая система предполагала закрепление КНБК в нижней части обсадной колонны и извлечение на канате. Первой компоновкой было пробурено 1200 м на ОК размером 244,5 мм с применением электрического верхнего привода. Второй компоновкой - 1950 м на ОК размером 177,8 мм с использованием установки с гидравлической подачей труб. Низкая механическая скорость бурения по сравнению со стандартной компоновкой ограничила развитие технологии.

а - общий вид в рабочем положении

б - рабочее положение

в - транспортное положение

Рис. 3 Четырехшарошечное раздвижное долото 4ДВ-295

В России данная технология была предложена Всесоюзным научно-исследовательским институтом буровой техники (ВНИИБТ) в 50х, но трансформировалась в технологию бурения без подъема труб (ББПТ). ББПТ проходило различные фазы опытно-промышленных работ в объединении «Саратовнефтегаз» в 1965-1975 г. и способствовало созданию технологических основ для БОК. Одним из результатов была разработка раздвижного долота 4ДВ-295 для БОК 244,5 мм (рис. 3).

В 1975 г. на скв. 325, куст 118 Сургутского УБР были проведены испытания, целью которых было сравнить показатели работы БОК извлекаемой компоновкой с обычной для бурения под кондуктор. Результаты представлены в табл.1. Бурение производилось турбобуром и раздвижным долотом 4ДВ-295.

Таблица 1. Сравнение показателей работы БОК извлекаемой компоновкой с обычной для

бурения под кондуктор

Наименование Интервал бурения, м Скорость бурения, м/ч Средняя скорость бурения, м/ч

БОК 25-400 80-32 57

Традиционное бурение 78

Созданные в 1960-70-х гг конструкции для БОК содержали извлекаемые компоновки с турбобуром. Для закрепления компоновки в башмаке обсадной колонны и передачи нагрузок использовалось посадочное седло. Осевая гидравлическая нагрузка была велика из-за значительного перепада давления на турбобуре, что было достаточно для восприятия реактивного момента за счет трения в седле. Недостатком такой схемы было использование посадочного седла, что приводило к потере 10 мм диаметра ствола для последующего бурения. Во избежание потери диаметра при испытаниях в Сургуте долото с турбобуром и блоком уплотнения размещались в алюминиевом посадочном седле башмака, которое предполагалось разбурить при дальнейшем углублении скважины. Однако выбор материала оказался неудачным - извлечение компоновки по окончании бурения было затруднено.

Испытания показали, что раздвижное долото типа 4ДВ способно пробурить интервал под кондуктор за один рейс, однако по экономическим причинам дальнейшие работы были остановлены.

Дополнительно результаты испытаний технологии позволили сформулировать ряд задач, которые предстояло решить в последующие годы:

1. Разработка узла для крепления и извлечения компоновки для бурения на ОК;

2. Выбор материала ОК, используемой в качестве бурильной;

3. Разработка высокомоментных премиальных соединений ОК.

Далее, в России работы по применению технологии бурения без подъема труб были продолжены ЗАО «Акватик» для нефтяной компании «Лукойл» [1]. Был разработан и испытан комплекс технических средств для бурения на колонне 244,5 мм. Испытания проводились на месторождениях республики Коми и Пермского края.

За основу разработанной системы были взяты технические решения, испытанные в 1970-гг в Сургутском УБР, однако схема закрепления извлекаемой компоновки была изменена на систему с «плашечным устройством», впервые примененной в 1950-х гг. Технологическая схема системы, проходившей испытания в 2004-2006 гг. показана на рис. 4.

а б в

1 - ведущая труба; 2 - перфорированный патрубок; 3 - превентер; 4 - обсадная колонна; 5 - башмак обсадной колонны; 6 - устройство посадки инструмента; 7 - УБТ; 8 - забойный двигатель; 9 - раздвижное долото

Рис. 4. Схема работы извлекаемого инструмента при бурении на обсадной колонне: а - спуск;

б - бурение; в - подъем

Извлекаемая компоновка состояла из устройства его посадки в башмаке обсадной колонны (рис. 5), винтового забойного двигателя и шарошечного раздвижного долота. Ниже башмака обсадных труб было предусмотрено расположение утяжеленных бурильных труб для обеспечения нужной жесткости КНБК и системы измерения в немагнитной трубе. Длина секции от башмака обсадной колонны до долота составляла 35 м.

а б

Рис. 5 . Устройство посадки инструмента УПИ-245: а - схема; б - опытный ообразец.

Для предложенной системы спуск извлекаемого инструмента происходит под действием собственного веса и потока бурового раствора, закачиваемого в обсадные трубы. После установки извлекаемой компоновки и перевода в рабочее положение раздвижного долота начинается процесс бурения. Подъем извлекаемого инструмента можно проводить с помощью

каната, обратной циркуляции или комбинированно с учетом баланса давлений на забое скважины, чтобы исключить проявления или поглощения бурового раствора. Вместо шарошечного долота могут применяться пилотное долото (обычное долото, диаметр которого меньше внутреннего диаметра обсадной колонны) и раздвижной расширитель.

Комплекс БОК-245 включал два типа породоразрушающего инструмента:

• Известное долото 4ДВ-295 с усовершенствованными опорой и вооружением;

• Раздвижной расширитель РРА-215.9/311 с вооружением типа РБС (рис. 6).

Транспортное Рабочее

положение положение

Рис. 6. Раздвижной расширитель РРА-215.9/297-311.2: а - схема в транспортном и рабочем

положениях; б - фото образца для испытаний

Для спуска и подъема был разработан овершот ОВ-245, в конструкции которого учтен опыт ББПТ и особенности БОК (рис. 7).

Рис. 7 Овершот для спуска или подъема извлекаемой компоновки ОВ-245

Было проведено три цикла испытаний элементов и системы БОК. Породоразрушающий инструмент работал удовлетворительно, в конструкцию устройства посадки были внесены корректировки с целью исключения возможности зашламования и повышения надежности работы плашек. На скважине 407 куста 7 (Картаельском месторождении) был успешно испытан цементировочный клапан, который спускался после извлечения компоновки для бурения. Оценка экономической эффективности способа для бурения интервала 300...700 м оказалась малоубедительной, что, видимо, и стало причиной прекращения дальнейших испытаний.

За рубежом наиболее активными исследованиями и разработками занимались и занимаются компании «Tesco Corporation» (сейчас Schlumberger), Baker Hughes и Weatherford. В 1999 г. состоялась первая публичная презентация технологии обсаживания скважины во время бурения на конференции SPE/IADC в Амстердаме компанией Tesco [3].

Первоначально для БОК планировалось применение специализированной буровой установки. Однако это препятствовало коммерциализации технологии. Поэтому с 2002 г. на буровые установки с системами верхнего привода поставляются отдельные элементы, позволяющие реализовать БОК, то есть обеспечить вращение обсадной колонны при спуске с промывкой.

Естественно появилась потребность в разработке системы БОК, обеспечивающей контроль траектории. В реализации направленного БОК вместе с Теско принимали участие компании Schlumberger и Halliburton. В работе [4] представлен анализ пробуренных скважин в период с 1999-2004 гг. компанией Tesco и приведено сравнение применения стандартных компоновок для бурения наклонно-направленных скважин с ВЗД при БОК, а также применения РУС при БОК. Также выделяются различия в эффективности бурения роторным способом стандартной компоновкой и БОК. При высокой частоте вращения обсадной колонны (более 60-80 об./мин) наблюдаются повышенные вибрации, недопустимые для соединений обсадных труб. Установка «прямого» ВЗД между расширителем и башмаком способствует оптимизации режима бурения при меньшей частоте вращения колонны. Данный вопрос будет подробно описан в разделе 2.

В 2005 г. были проведены первые работы по применению БОК с РУСом. Компания Conoco Phillips на месторождении Лобо в период с 2000-2001 гг. столкнулась с проблемами, связанными с потерей циркуляции и дифференциальными прихватами при строительстве скважин. Это приводило к увеличению в среднем времени строительства одной скважины на 1,5 дня. В период 2002-2003 гг. было пробурено 94 скважины по технологии БОК типоразмерами 244,5 мм и 177,8 мм с извлекаемой компоновкой, позволившей решить проблемы. Именно компания Conoco Philips впервые решила испытать технологию для морских месторождений и опыт, полученный на месторождении Лобо показал недостатки применения ВЗД для типоразмеров 177,8 мм из-за низкой скорости проходки. Таким образом, компании Conoco Philips, Теско и Schlumberger согласовали проведение 2-х работ по испытанию технологии БОК с РУСом [5]:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Агишев Альберт Ряшитович, 2026 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гельфгат М.Я. Бурение на обсадной колонне - история и современная классификация технологических схем / М.Я. Гельфгат, А.Р. Агишев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - ВНИИОЭНГ. - 2016. - №12. - С. 4-17.

2. Ray Vincent. Liner and Casing Drilling- Case Histories and Technology / Ray Vincent, Troy Miller, Imran Butt, Allen Sinor // World Oil 2003 Casing Drilling Technical Conference, Houston, Texas, March 6 -7, 2003. - WOCD-0307-02.

3. Bob Tessari R.M. Casing Drilling - A Revolutionary Approach to Reducing Well Costs / R.M. Bob Tessari, Garret Madell // SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, Holland, March 9-11, 1999. - SPE-52789-MS.

4. Warren T. Casing drilling directional wells / T. Warren, B. Lesso // Offshore Technology Conference, May 2-5, Texas, USA, 2005. - OTC Conference Paper, SPE 17453-MS.

5. Strickler R. Casing Directional Drilling Using a Rotary Steerable System / R. Strickler, T. Mushovic, T. Warren, and B. Lesso // SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands, February 2005. - SPE 92195 -MS.

6. Fontenot Kyle R. Using Casing to Drill Directional Wells / Kyle R. Fontenot, Bill Lesse, R.D. (Bob) Strickler, M. Warren Tommy // Schlumberger, Oilfield review, June 2005. Pp. 44-61.

7. Sinor L.A. Rotary liner drilling for depleted reservoirs / L.A. Sinor, P. Tybero, O. Eide, B.C. Wenande // IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, 3-6 March, 1998. - SPE 39399-MS.

8. Rosenberg Steven M. Liner Drilling Technology as a Tool to Reduce NPT - Gulf of Mexico Experiences / Steven M. Rosenberg, Deepak M. Gala // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, North America, October, 2011. - SPE 146158-MS.

9. Jim Kunning. Nonretrievable liner drilling system successfully deployed to overcome challenging highly stressed rubble zone in a GOM Ultra-deepwater sub-salt application / Jim Kunning, Yafei Wu, Ian J. Thomson, Larry Marshall, Drrick Daigle, Henry J. Mata, Robert Pena, Matt Hensgens, Billy Eppley // Journal of Petroleum Technology. - 2011. SPE 124854-MS.

10. Michael Niedermayr. First Australasian Batch Conductor Drilling - World Record Size - Ahead of Time Estimate / Michael Niedermayr, Jack Pearse, Ming Zo Tan, Budi Utama //

International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, December, 2009. - IPTC-13627-MS.

11. Weatherford Real results. - №7025. - 2009.

12. Vogt C. F. Drilling Liner Technology for depleted reservoir / C. Vogt, Makohl P. Suwarno, and B. Quitzau // European Petroleum Conference, Milan, Italy, October, 1996. - SPE 36827-MS.

13. Srinivasan A. New directional drilling with liner systems allows logging and directional control while getting casing across trouble zones / A. Srinivasan, R. Frisby, T. Talbot and M. Paraschiv // CPS/SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, June, 2010. - SPE 131391-MS.

14. Scott R. "Pushing the Limit" of Drilling with Casing / R. Scott, Apache China, P. Brown, M.Z. Tan // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, U.S.A., 3-6 May, 2004. - OTC 16568.

15. Отклонение от вертикали. - Сибирская нефть. - 2011. - №8/85. - С. 32-34.

16. План доюрского периода. - Сибирская нефть. - 2014. - №1/108. - С. 24-27.

17. Кульчицкий В.В. Интеллектуальное заканчивание бурения скважин на обсадной колонне / В.В. Кульчицкий, А.В. Огородов, С.А. Якунин // Нефть. Газ. Новации. -2014. - № 3 (182). - С. 50-52.

18. Tan M. Z. Avoid the Flat Spot in the Drilling Curve: Drilling w/Casing helps reduce Rig Time, minimizes Risks / M. Z. Tan, M. McGrath, C. Montoya Pino // International Conference and Exhibition for Advanced Drilling Technology, Celle, Germany, September, 2013.

19. Meza O.G. Combined Investigation of Effects of Contact Stresses, Pore Size and Rotary Dynamics on Mud Plastering in Prevention of Lost Circulation in Weak Zones during Casing Drilling / O.G. Meza, T. Yaqoob, O. Bello, F. Boulakhrif, J. Holzmann, J. Oppelt // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE, November, 2017. - SPE 188182-MS.

20. Karimi M. Plastering effect of casing drilling: a qualitative analysis of pipe size contribution / M. Karimi, E. Moellendick, C.Hott // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE, October, 2011. - SPE 147102-MS.

21. Agishev A.R. Design of 5 Liner Drilling System for Directional Drilling / A.R. Agishev, M. Ya. Gelfgat // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October, 2017. - SPE-187924-MS.

22. Рекин С.А. Особенности конструкции соединений для заканчивания горизонтальных скважин / С.А. Рекин, А.Р. Агишев, А.Р. Нургалеев, С.А. Якунин // Бурение и нефть. -2020. - №9. - С. 40-43.

23. Rune Godoy. Successful Cementing Bottomhole Drilling Assemblies / Rune Godoy, Solve Grude, Cecille Dyrkom, Roberta Illuminati, Ola Rorvik // Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, November, 2012. - SPE 161086-MS.

24. Johancsik C.A. Torque and Drag in Directional Wells - Prediction and Measurement / C.A. Johancsik, D.B. Freisen, R. Dawson // Journal of Petroleum Technology, June, 1984. - SPE-11380-PA.

25. Mirhaj S.A. Torque and Drag Modeling; Soft-string versus Stiff-string Models / S. A. Mirhaj, E. Kaarstad, B. S. Aadnoy // SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, January, 2016. - SPE-178197-MS.

26. Tikhonov V. Dynamic Model for Stiff String Torque and Drag / K. Valiullin, A. Nurgaleev, et al. // IADC/SPE Drilling Conference, The Netherlands, Amsterdam, March, 2013. - IADC/SPE 163566-MS.

27. Paslay P.R. Bending stress magnification in constant curvature dogleg with impact on drillstring and casing / P.R. Paslay, E.P. Cernocky // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, U.S.A., October, 1991. - SPE 22547-MS.

28. Tikhonov V.S. Analysis of Postbuckling Drillstring Vibrations in Rotary Drilling of Extended-Reach Wells / V.S. Tikhonov, A.I. Safronov // Journal of Energy Resources Technology. -2011. - Vol. 133 (4). - Pp.1-8.

29. API Recommended Practice 7G, Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits, Sixteenth Edition, August 1998, Effective Date: December 1,1998. - 154 p.

30. Sikal A. Drill Pipe Stress and Cumulative Fatigue Analysis in Complex Wells Drilling: New Approach in Fatigue Optimization / A. Sikal, J. Boulet, S. Menand, H. Sellami // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, U.S.A., September, 2008. - SPE 116029-MS.

31. Рекин С.А. Анализ усталостной прочности резьбового соединения TMK UP CWB для технологии бурения на обсадной колонне / С.А. Рекин, А.Р. Агишев, А.Р. Нургалеев // Oil&Gas Journal Russia. - 2018. - №12.

32. С.А. Рекин. Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин: Автореф. дис ... д-ра техн. наук: 25.00.15. - Уфа, 2005. - 248 с.

33. Miner M.A. Cumulative Damage in fatigue // Journal of Applied Mechanics. - September, 1945. - Pp.321-332.

34. R.F. Mitchell. Advanced Drilling and Well Technology. - Section 3.4 Loads, Friction and Buckling. - SPE Textbook series (2009). - Pp. 162-190.

35. H.L. Leve. Cumulative Damage Theories, in Metal Fatigue: Theory and Design / Ed. A.F. Madayag, John Wiley and Sons. - New York, 1969. - Pp. 170-203.

36. Тихонов В.С. Разработка универсального матобеспечения для моделирования динамики колонны труб / А.И. Сафронов, Х.Р. Валиуллин, О.С. Букашкина // Российская нефтегазовая конференция SPE: SPE-171280-RU, г. Москва 14-16 октября.

37. Gorokhova L. Comparing Soft-String and Stiff-String Methods Used to Compute Casing Centralization / L. Gorokhova, A. Parry, N. Flamant // SPE/IADC Drilling Conference & Exhibition. Amsterdam, The Netherlands, 2013. - SPE/IADC 163424.

38. Тихонов В.С. Разработка математической модели, численного метода и алгоритма расчета контактных сил, действующих на бурильную колонну. Динамическая постановка (Методика расчета) / В.С. Тихонов, О.С. Букашкина. - Отчет по проекту: P15704, ред. 26-2, ВЗФ, Москва, 2013. - С. 68.

39. Гельфгат М.Я. Технологии бурения на хвостовике - опыт и перспективы. / М.Я. Гельфгат, А.Р. Агишев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.

- ВНИИОЭНГ. - № 11. - 2017. - С. 4-15.

40. Drilling Engineering Application WELLPLAN Software. - Chapter 6. Torque&Drag Analysis.

- 220 p.

41. Samuel Robello J. Advanced Design Engineering: Principles and Designs / J. Samuel Robello, Liu Xiushan. - GPC, Houston, Texas, 2009. - 504 p.

42. Mitchell R.F. Drillstring Solutions Improve the Torque-Drag Model // IADC/SPE Conference, Orlando, Florida, 2008. - IADC/SPE 112623-MS.

43. Wellpath Planning and Projection Model (WELPATH5). Theory and User's Manual. - Report DEA-44, Phase III, Project to Develop and Evaluate Horizontal Drilling Technology. - Report of Maurer Engineering Inc, Houston, Texas, 1995.

44. Агишев А.Р. Анализ моделей расчета обсадной колонны в качестве бурильной / А.Р. Агишев, М.Я. Гельфгат, О. Букашкина, А.Р. Нургалиев // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2021. - №2. - С. 30-36.

45. Kuru E. The Buckling Behavior of Pipes and Its Influence on the Axial Force Transfer in Directional Wells / E. Kuru, A. Martinez, S. Miska // SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Holland, 1999. - SPE/IADC 52840-MS.

46. Paslay P.R. Bending Stress Magnification in Constant Curvature Doglegs With Impact on Drillstring and Casing / P.R. Paslay, E.P. Cernocky // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, U.S.A., October, 1991. - SPE 22547-MS.

47. Mitchell R.F. Section 3.4 Loads, Friction and Buckling. Advanced Drilling and Well Technology. - SPE Textbook series (2009). - Pp. 162-190.

48. Wu J. The Effect of Wellbore Curvature on Tubular Buckling and Lockup / J. Wu, H.C. Juvkam-Wold // Journal of Energy Resources Technology. - 1995. - Vol. 117. - Pp. 214-218.

49. Mitchell R.F. Tubing Buckling - The State of the Art // SPE Drilling & Completion. - 2008, December. - Pp. 361-370.

50. Рекин С.А. Концептуальный инжиниринг / С.А. Рекин, А.Р. Агишев, А.Р, Нургалеев, С.А. Якунин // Бурение и нефть, февраль, 2022.

51. Tikhonov V.S. Study of Helical Buckling of a Pipe with Tool-Joints and Pads / V.S. Tikhonov, A.I. Safronov, M.Ya. Gelfgat, V.S. Basovich // ETCE/OMAE Joint Conference, New Orleans, U.S.A., 2000. - ETCE 2000/DRILL-10118.

52. Mitchell R.F. Tubing Buckling - The State of the Art // SPE Drilling & Completion. -December, 2008. - Pp. 361-370.

53. Johancsik C.A. Torque and Drag in Directional Wells - Prediction and Measurement / C.A. Johancsik, D.B. Freisen, R. Dawson //Journal of Petroleum Technology. - June, 1984. - Pp. 987-992.

54. Басович В.С. Оценка действующих сил сопротивления в стволе сверхглубокой скважины / В.С. Басович, В.В. Следков. - Труды ВНИИБТ. - вып. 57. - 1983. - 158 с.

55. API RP 13D 7th Edition. - September, 2017. - 73 p.

56. Diaz H. Modeling of ECD in Casing Drilling Operations and Comparison with Experimental and Field Data / S. Misca, N. Takach, M. Yu // IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, U.S.A., March, 2004. - SPE 87149-MS.

57. Tao L.N. Through-flow in concentric and eccentric Annuli of fine clearance with and without relative motion of the boundaries / L.N. Tao, W.F. Donovan // ASME Dynamic Systems and Control Division. - 1995. - DSC-Vol.57-2. - Pp. 1291-1299.

58. McCann R.C. Effect of high-speed pipe rotation on pressure in narrow annuli / R.C. McCann, M. S. Quigley, M. Zamora, K. S. Slater // SPE Drilling & Completion, June, 1995. - SPE-26343-PA.

59. Diaz H. Modeling of ECD in Casing Drilling Operations and Comparison with Experimental and Field Data / H. Diaz, S. Miska, N. Takach, M. Yu // IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, U.S.A., March, 2004. - SPE-87149-MS.

60. Тихонов В.С. О критической силе спирального продольного изгиба бурильной колонны в наклонной скважине // Известия вузов. Геология и разведка. - 2000. - №1. - С. 126-129.

61. Rules for Construction of Pressure Vessels. ASME Boiler and Pressure Vessel Code. - VIII, Division 2. - Alternative Rules, 1998. - 530 p.

62. Deflection of Beams in Bending. Engineering Formulas. - Section P13, Fourth Ed. McGraw Hill - Gieck, K. - 1983. - 487 p.

63. WellPlan™ software Manual. - Houston, Texas, U.S.A., 2004. - 587 p.

64. Пат. 2021665456 РФ. Модуль расчета колонны на прочность / С.А. Рекин, А.Р. Агишев, А.Р. Нургалеев (Россия). - № 2021660074; Заявлено 25.06.21; Опубл. 27.09.1921.