Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Mô phỏng khoan hướng bằng phương pháp phần tử hữu hạn động
Tóm tắt
Khoan hướng trong các giếng gas là một quy trình tốn kém và mất nhiều thời gian. Do đó, phương pháp khoan lý tưởng nhất là khoan dọc theo quỹ đạo mục tiêu một cách nhanh nhất có thể mà không cần rút ống. Trong nghiên cứu này, một mô hình mô phỏng khoan động đã được phát triển, cho phép áp dụng ảo lực trọng tải và tốc độ quay của mũi khoan cần thiết để theo dõi quỹ đạo mục tiêu mà không cần rút ống tới BHA được trang bị một phụ kiện cong góc cố định. Hầu hết các mô hình tính toán quỹ đạo dự kiến của mũi khoan cho đến nay đều dựa trên mô hình tĩnh, vì vậy kết quả tính toán nhanh, nhưng có bất lợi là không thể mô phỏng rung động của ống khoan trong quá trình khoan. Tại các bãi khoan thực tế, việc liên tục tiếp xúc với hiện tượng dính-trượt gây ra sự gãy và biến dạng của mũi khoan, do đó cần phải rút ống. Mô hình FEM động được đề xuất trong nghiên cứu này có khả năng dự đoán các lỗi do hiện tượng dính-trượt và quỹ đạo mũi khoan theo các điều kiện hoạt động. Kết quả dự đoán quỹ đạo khoan của mô hình này phù hợp tốt với kết quả từ phần mềm thương mại thực hiện dưới cùng điều kiện. Mô hình được đề xuất mô phỏng tốt hiện tượng dính-trượt trong các điều kiện hoạt động có thể xảy ra dính-trượt. Theo kết quả, khi hiện tượng dính-trượt xảy ra trong điều kiện đá nền mô phỏng, khoảng 3,2 lần mô men xoắn quay được yêu cầu so với điều kiện hoạt động bình thường. Mô hình được đề xuất có thể mô phỏng ROP trong thời gian dính-trượt, và theo kết quả, hoạt động bình thường khi tốc độ khoan là 30 RPM cải thiện ROP khoảng 21% so với giai đoạn dính-trượt. Tóm lại, mô hình được trình bày có thể được sử dụng như một phương tiện để xây dựng ảo quỹ đạo mục tiêu nhất định dưới các điều kiện hoạt động tối ưu khi thực hiện khoan hướng với BHA được trang bị một phụ kiện cong góc cố định.
Từ khóa
#khoan hướng #mô phỏng #phần tử hữu hạn #ROP #hiện tượng dính-trượtTài liệu tham khảo
H. B. Woods and A. Lubinski, Practical charts for solving problems on hole deviation, Drilling and Production Practice (API54-056), New York (1954).
H. B. Woods and A. Lubinski, How to determine best hole and drill collar size, Oil and Gas Journal (1954).
H. B. Woods, Use of stabilizers in controlling hole deviation, Drilling and Production Practice (1955) API-55-165.
J. F. Brett and K. K. Millheim, The drilling performance curve: a yardstick for judging drilling performance, Annual Technical Conference and Exhibition (1986) SPE-15362-MS.
K. Millheim, S. Jordan and C. J. Ritter, Bottom-hole assembly analysis using the finite-element method, Journal of Petroleum Technology (1978) 265–274.
S. Rafie, H.-S. Ho and U. Chandra, Applications of a BHA analysis program in directional drilling, Drilling Conference (1986) SPE-14765-MS.
M. Birades, Static and dynamic three-dimensional bottornhole assembly computer models, SPE Drilling and Completion (1988) 160–166.
Y. A. Khulief and H. Al-Naser, Finite element dynamic analysis of drillstrings, Finite Element Analysis and Design (2005) 1270–1288.
T. Feng, Modeling and control of drillstring dynamics for vibration Suppression, Ph. D. Thesis, The University Texas at Austin, U.S.A (2019).
I. Kessai, S. Benammar, M. Z. Doghmane and K. F. Tee, Drill bit deformations in rotary drilling systems under large-amplitude stick-slip vibrations, Applied Sciences, 10 (18) (2020).
N. A. Rahman et al., Solving stickslip dilemma: dynamic modeling system significantly reduces vibration, increases ROP by 54 %, Proceedings of the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference (2012) 948–963.
G. Hareland and P. R. Rampersad, Drag-bit model including wear, Petroleum Engineering Conference (1994) SPE-26957-MS.
C. Soares, H. Daigle and K. Gray, Evaluation of PDC bit ROP models and the effect of rock strength on model coefficients, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 34 (2016) 1225–1236.
J. F. Brett, J. A. Gray, R. K. Bell and M. E. Dunbar, A method of modeling the directional behavior of bottomhole assemblies including those with bent subs and downhole motors, Drilling Conference (1986) 365–376.
L. Lei, Downhole Weight on bit prediction with analytical model and finite element method, Master’s Thesis, University of Calgary (2014).
N. M. Newmark, A method of computation for structural dynamics, Journal of Engineering Mechanics, 85(3) (1959) 67–94.
K. Millhiem and T. Warren, Side cutting characteristics of rock and stabilizers while drilling, SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition (1978) SPE-7518-MS.
A. H. Burr, Mechanical Analysis and Design-Chapter 10, Elsevier North Holland (1981).
D. Yang, M. K. Rahman and Y. Chen, Bottom hole assembly analysis by finite difference differential method, International Journal of Numerical Methods in Engineering, 74(9) (2008) 1495–1517.
H. Li, X. Wang, X. Bai, Y. Zhang and Z. Li, A transient wellbore trajectory prediction model using transfer matrix method, International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering, 5(3) (2019) 52–60.
A. Yigit and A. P. Christoforou, Coupled torsional and bending vibrations of actively controlled drillstrings, Journal of Sound and Vibration, 234(1) (2000) 67–83.
KOGAS, Project-related Internal Communications (2020).