Актуальность работы. В настоящее время в России необходимость освоения новых нефтегазовых регионов, расположенных в суровых климатических условиях на севера, на больших глубинах со сложными горно-геологическими условиями, в том числе на морском шельфе, ставит перед нефтегазовой отраслью задачу по увеличению эффективности процесса бурения и снижению затрат на строительство скважин.
В строительстве бурение производится для инженерно-геологических изысканий, закладки взрывчатых веществ при взрывных работах, для водоснабжения и водопонижения, установки столбов, дорожных знаков и надолб, устройства буронабивных свай и др. Особое место занимает строительство глубоких нефтяных и газовых скважин.
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Общепризнанно, что эффективный забойный двигатель, подобранный под буровое долото и пласт, обеспечивает лучшую скорость проходки, чем роторное бурение.
Отечественные забойные двигатели были изобретены более 50 лет назад и за это время прошли эволюционный путь развития, превратившись в эффективное техническое средство для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Однако в связи с появлением новых технологий (горизонтальное и многозабойное бурение, колтюбинг, бурение на депрессии, на обсадной колонне), породоразрушающего инструмента и бурового оборудования актуальными становятся разработки, направленные на дальнейшее совершенствование технологий бурения с забойными двигателями, их характеристик и способов управления.
Целью данной работы является анализ современного состояния конструкций и применения забойных двигателей при бурении глубоких нефтяных скважин, в том числе в особых условиях бурения.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи: Изучить типы конструкций современных забойных двигателей и определить направления их совершенствования; Определить направления исследований по выбору оптимальных технических решений, компоновок бурильных колонн, технологических режимов бурения в условиях, применимых для Красноярского края и соседних регионов; Провести анализ литературных источников по технологиям бурения скважин с забойными двигателями в указанных выше условиях.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
... пласта со скважиной в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны пласта во время глушения скважины. Способствующими процессу загрязнения пласта факторами является: снижение пластового давления, обеспечивающее условие более глубокого ...
1. ОБЗОР ТИПОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С
ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Идея создания забойного привода долота для проходки скважин базировались прежде всего на возможности эффективного решения следующих задач: снижение аварийности с бурильными трубами за счет облегчения условий их работы; обеспечение роста показателей работы долот за счет улучшения использования мощности на разрушение породы.
В дальнейшем забойный привод оказался незаменимым инструментом для осуществления проходки искривленных участков, а также корректировки траектории движения забойной компоновки [1].
В технике бурения известны различные забойные двигатели. Между собой они отличаются как по характеру движения, сообщаемого долоту, так и по виду анергии (рабочего тела), подводимой к двигателю и преобразуемой в нем в механическую работу. В основном это гидравлические и электрические двигатели (электробуры) — погружные вращатели. В практике бурения неглубоких скважин достаточно широко применяются погружные машины ударного действия — пневмоударники и гидроударники.
В бурении на нефть и газ широкое применение нашли гидравлические забойные двигатели (ГЗД), приводящие долота во вращательное движение. С их помощью осуществляется порядка 85 % всей проходки глубоких скважин в России.
В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются три вида гидравлических забойных двигателей: турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения; винтовые забойные двигатели; турбинно-винтовые забойные двигатели.
1.1 Принцип действия и особенности основных видов забойных
двигателей
1.1.1 Винтовые забойные двигатели
Применение низкооборотного бурения в конце прошлого и начале нынешнего веков приносит ощутимый эффект, и это способствует развитию винтовых забойных двигателей (ВЗД) и темпам его внедрения. Высокие темпы внедрения ВЗД отмечены в начале 21 века, так, например, если в 2000 г. доля бурения скважин с использованием ВЗД составляла всего 9-12%, то в 2003 г. уже 40-50% [2].
Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклоннонаправленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и т.д.
Диаметр винтовых забойных двигателей обычно составляет 54-230 мм и применимы в бурении и капитальном ремонте скважин.
Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе [3]: Шарошечные долота Безопорные долота Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор мажду корпусом двигателя и стенками скважин)
ВЗД эксплуатируются при использовании буровых растворов плотностью не более 2000 кг/м3, включая аэрированные растворы (и пены при капитальном ремонте скважин), с содержанием песка не более 1 % по весу, максимальным размером твердых частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше 373 К.
По принципу действия ВЗД является объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением.
Классификация винтовых забойных двигателей по применению предложена Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко и А.Н. Гноевых по 17 признакам [3].
На сегодняшний день различают 7 классификаций: Двигатели общего назначения: для бурения вертикальных скважин. Секционные винтовые забойные гидравлические двигатели. Двигатели для ремонта скважин и бурения дополнительных стволов. Двигатели для прокладки подземных коммуникаций и специфических технологий (например, для бурения на колтюбинге).
Аналитические исследования технологий бурения скважин с забойными двигателями
... бурения скважин с применением пен // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2009. - №11. - С. 30-33. 32. Кашапов М.А. Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями ... №3. - С.28-31. 20. Абнян Х.Л. Турбобуры для наклонного бурения и пути их модернизации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №7. ...
Двигатели для отбора керна. Турбовинтовые двигатели. Двигатели с разделённым потоком.
В настоящее время винтовые героторные двигатели являются практически единственным типом объемных гидравлических двигателей, которые сравнительно долговечны при перекачивании жидкостей, содержащих механические примеси и не обладающие смазывающими свойствами. Это достигается за счет особенностей принципа действия и конструктивного исполнения рабочих органов.
Винтовые забойные двигатели, как и большинство винтовых героторных насосов, отличаются традиционным конструктивным исполнением рабочих органов: металлическим ротором с износостойкой рабочей поверхностью и статором, имеющим эластичную обкладку, на внутренней поверхности которой расположены винтовые зубья.
Выбор эластомера (обычно это резина) в качестве материала обкладки статора определяется следующими соображениями [3]: необходимостью получения достаточной износостойкости в абразивной среде (широкий опыт использования резинометаллических подшипников в различных тяжелых условиях подтверждает это положение); возможностью прокачивания через рабочие органы случайно попавших в жидкость взвесей; технологичностью выполнения рабочих поверхностей зубьев статора; необходимостью компенсации неизбежных погрешностей изготовления ротора и статора по профилю, диаметрам, шагу винтовой линии и прямолинейности оси и создания при этом первоначальной герметичности рабочей пары за счет некоторого натяга (превышения диаметральных размеров ротора над соответствующими размерами статора).
В 70-х годах прошлого века во ВНИИБТ и его Пермском филиале впервые в мире был создан винтовой забойный двигатель (ВЗД) с многозаходными рабочими органами.
В ходе разработки и усовершенствования отечественных ВЗД было получено более 120 авторских свидетельств и патентов, 18 из которых были запатентованы в промышленно-развитых странах. В результате комплекса НИОКР отечественными учеными и инженерами были разработаны научные основы конструирования и технологии изготовления двигателей, теория рабочего процесса и технология бурения нефтяных и газовых скважин.
За тридцать пять лет существования ВЗД претерпели достаточно большое количество конструкционных изменений, в результате чего в настоящее время они являются эффективным техническим средством для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.
Объемы бурения в России с применением ВЗД постоянно растут, и в настоящее время удельный вес проходки с применением ВЗД в основных регионах находится в пределах 40 – 80%, ВЗД успешно конкурируют с другими способами бурения. Так, например, объем эксплуатационного бурения винтовыми двигателями в ОАО «Сургутнефтегаз» в 2011 г. составил 3500 тыс. м (около 80% от общего объема бурения) [1,4-6].
До середины 1990-х годов отечественные ВЗД изготавливались в Пермском филиале ВНИИБТ, а также на Кунгурском и Павловском машзаводах по технической документации, разработанной Пермским филиалом и лабораторией винтовых забойных двигателей ВНИИБТ [6].
Технологический процесс сборки ротора асинхронного двигателя АД160М
... ротора и тормозным моментом создаваемым нагрузкой на валу двигателя процессы изменения величин прекратятся. Выходит, что принцип работы асинхронного двигателя заключается во взаимодействии вращающегося магнитного поля статора ... Задача курсового проекта заключается в разработке технологического процесса изготовления ротора проектируемого двигателя при заданной программе асинхронных двигателей АД160М4 ...
В 2003 г. на базе Пермского филиала ВНИИБТ было создано предприятие ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», в которое вошел и Павловский машзавод. В настоящее время основными изготовителями российских ВЗД являются ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», ООО «Радиус-Сервис», ОАО «Пермнефтемашремонт» и ОАО «Кунгурский машиностроительный завод». Сегодня эти предприятия изготавливают, продают и сдают в аренду около 150 типоразмеров ВЗД диаметром от 43 до 240 мм. Парк ВЗД позволяет удовлетворять самым разнообразным технологическим задачам, решаемым буровиками и эксплуатационниками в ходе бурения и ремонта скважин. По применению ВЗД классифицируются на: Двигатели для бурения вертикальных скважин – представлены двигателями в диаметральном габарите от 172 до 240 мм; Двигатели для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин (рисунок 1) – представлены различными модификациями в диаметральном габарите от 95 до172 мм. Они имеют различные конструкции механизмов искривления корпуса и шпинделей;
Рисунок 1 — Общий вид винтового забойного двигателя:
1 – осевой подшипник; 2 – твердосплавная радиальная опора; 3 – центратор; 4 –
противоаварийный бурт.
Двигатели для ремонта скважин и бурения дополнительных стволов. Многообразие технологических задач привело к созданию гаммы типоразмеров машин этого класса в диаметральном габарите от 43 до 127 мм.
Эти двигатели повсеместно используются как при разбуривании цементных и песчаных пробок, для райбирования и фрезерования эксплуатационных колонн, так и при бурении боковых стволов; Двигатели для прокладки подземных коммуникаций и специфических технологий (например, для бурения на колтюбинге).
Односекционные ВЗД типа Д [3] включают двигательную и шпиндельную секции и переливной клапан, корпусы которых соединяются между собой с помощью конических резьб (рисунок 2).
Рисунок 2 – Винтовой забойный двигатель типа Д.
Рабочими органами двигательной секции являются многозаходные винтовые ротор и статор. Статор изготавливается из стали, внутри него размещена (привулканизирована) обкладка из резины с левыми зубьями. На внешней поверхности статора также имеются левые зубья. Количество зубьев ротора и статора отличаются на единицу (у статора на один меньше).
Количество винтовых линий должно быть пропорционально числу зубьев.
В общем виде, в основе работы винтовых забойных двигателей лежит обратный принцип «насоса Муано»: циркулирующая под давлением жидкость поступает в расширяющуюся полость, образующуюся между геликоидальным металлическим ротором скальчатого типа и винтовой геликоидальной полостью в корпусе статора из эластомерного материала. Давление циркулирующей жидкости (бурового раствора), поступающей в зазор между статором и ротором, заставляет ротор двигателя вращаться внутри статора. Таким образом, гидравлическая энергия циркулирующей жидкости преобразуется в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, передаётся на долото и приводит его в действие. Изменение числа «лепестков» геликоидального ротора и геометрии винтового канала статора позволяют создавать двигатели, обладающие различными гидравлическими и механическими характеристиками, применительно к конкретному типу буровых работ или скважинных условий.
Современный винтовой забойный двигатель состоит из четырёх основных частей: узел перепускного клапана; силовая секция двигателя: секция преобразования энергии потока промывочного агента в механическую энергию вращения: узел соединения вала двигателя с валом шпинделя; шпиндельная секция: включает узел приводного вала и подшипники.
Техническое обслуживание и капитальный ремонт асинхронного двигателя
... и 11, вал - 2, подшипниковые щиты - 3 и 9, лапы - 4, ротор - 5, статор - 6, колпак - 7, ребра - 8, вентилятор - 10 Между ротором и статором асинхронного двигателя имеется воздушный ... проекте рассматривается агрегатная Для откачки воды на НС в агрегатной поставлены 5 электродвигателей вакуумных насосов (ЭД ВН). 1.2 Основное электромеханическое оборудование агрегатной Основными потребителями ...
Перепускной клапан, устанавливаемый над силовым отсеком, позволяет предотвратить засорение долота и двигателя во время спуска на забой. Использование клапана является особенно необходимым при разбуривании стали, бурении на депрессии или бурении слабосцементированных пород.
Конструкция силовой секции включает пару «статор/ротор», которая преобразует гидравлическую энергию циркулирующей под давлением промывочной жидкости в механическую энергию вращения приводного вала.
Соединение вала двигателя с валом шпинделя обеспечивает механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично вращающимся валом.
Задачей шпинделя является передача гидравлической нагрузки с ротора двигателя на долото, а также создание перепада давления на долоте. Подшипники шпинделя должны также воспринимать радиальные нагрузки, возникающие от действия долота и шарнирного соединения.
Специфической особенностью конструкции силовой секции является его возможность работать с различными видами циркулирующего флюида, включая буровой раствор на водной и нефтяной основе, воду, сжатый воздух и пены, во всех случаях обеспечивая выходные характеристики, позволяющие обеспечить бесперебойную работу бурового оборудования. Статор и ротор турбины имеют геликоидальное сечение, при этом они имеют одинаковую форму в плане, однако стальной ротор имеет на один зубец меньше, чем количество каналов изготовленного из эластомера статора.
Силовые секции забойных двигателей можно классифицировать в соответствии с количеством зубцов ротора и эффективных ступеней статора. Зубцы ротора и каналы статора имеют геликоидальное сечение, при этом одна ступень секции соответствует линейному расстоянию полного «витка» канала статора. Различие в количестве зубцов ротора и каналов статора приводит к образованию эксцентриситета между осью вращения ротора и осью статора.
Шпиндельная секция в наиболее распространенном случае включает монолитный полый вал, соединённый посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части — с шарниром.
Соединение шпинделя и ротора может быть выполнено в виде гибкого вала или двухшарнирного карданного соединения. Его назначение – передача гидравлической силы ротора на подшипник шпинделя через преобразование планетарного движения ротора в соосное движение вала шпинделя.
Чтобы уменьшит угол перекоса, разнесенные по длине шарниры соединяют посредством соединительной трубы по конусным поверхностям. Карданный вал присоединяют к валу шпинделя и ротору конусношлицевыми соединениями. В таком случае, даже низкая частота вращения позволяет передавать высокий момент силы, увеличивается продолжительность бесперебойной работы ЗД. Благодаря этому современный ВЗД может работать даже с высокопроизводительными долотами с маслонаполненными герметизированными опорами и в услових высоких нагрузок по осевой.
Самой распространенной конструкцией шпинделя является его исполнение в виде монолитного полого вала, который соединяется с долотом с помощью переводника наддолотного (в нижней части), а с гибким валом или шарниром – с помощью муфты (в верхней части).
Асинхронный двигатель с фазным ротором
... конструкция двигателя с фазным ротором. На рис. приведен вид асинхронной машины с фазным ротором в разрезе: 1 — станина, 2 — обмотка статора, 3 — ротор, 4 — контактные кольца, 5 — щетки. У фазного ротора обмотка выполняется трёхфазной, аналогично обмотке статора, с тем ...
Именно соединение вала шпинделя и ротора ВЗД определяет надежность конструкции в целом. Секционный двигатель позволяет работать при перепадах давления в насадках используемых долот до 8 — 10 МПа.
Схема винтовых забойных двигателей с полым ротором представлена на рисунке 3. Отличительной особенностью этих двигателей является выполнение полого ротора и соединение ротора с валом шпинделя через торсион, размещенный внутри ротора. Ротор изготавливается из трубной заготовки методом фрезерования или еще более перспективным методом штамповки из тонкостенной трубы.
Рисунок 3 – Винтовой забойный двигатель типа Д2-195 с полым ротором.
Разработки по совершенствованию конструкции ВЗД, такие как добавление в конструкцию торсиона и уменьшение массы ротора, позволили суммарно снизить габариты и массу двигателей на величину до 15 %, увеличить надежность работы узла соединения вала двигателя и ротора в 3-4 раза, повысить КПД двигателя и снизить вибрацию в 2 – 4 раза.
В двигателях применяется простой и надежный переливной клапан манжетного типа.
Основными производителями ВЗД в РФ являются [5-6]: Павловский машиностроительный завод им. Мясникова; Кунгурский машиностроительный завод; Производство Пф ВНИИБТ; Производство ВНИИБ. (Экспериментальный и Опытный заводы); Пермский машиностроительный завод им. Ленина; Бердичевский машиностроительный завод.
1.1.2 Турбинные забойные двигатели
Современный турбобур имеет конструктивную схему, представленную на рисунке 4 [3].
Он включает многоступенчатую турбину, состоящую из статоров и роторов, установленных соответственно в корпусе и на валу. Вал относительно корпуса центрируется с помощью радиальных средних опор и занимает определенное осевое положение с помощью осевой опоры, состоящей из чередующихся подпятников, дисков и колец. Турбобур представляет собой забойный гидравлический агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который закачивают в бурильную колонну с поверхности насосами.
Буровой раствор, отработавший в лопаточных аппаратах турбины, поступает по каналам внутрь вала и далее в долото. Для снижения количества жидкости, минующей подпятниками устанавливаются соответствующие распорные кольца.
При установке в турбинную секцию осевая опора выполняется проточной, а в шпиндельную секцию — непроточной. Последние помимо восприятия осевой нагрузки выполняют также функцию уплотнения выхода вала.
Для работы турбобура при температурах выше 110 оС используются шарикоподшипники. Такая конструкция также способствует более легкому пуску турбобура.
Средними (или радиальными) опорами называют валы турбинных секций, обеспечивающих центровку. Если турбобур не имеет шпиндельной секции, то функцию центрирования и уплотнения выполняет ниппель в нижней части вала.
Рисунок 4 — Турбобур:
1 — вал; 2 — втулка нижней опоры; 3 — шпонка, 4 — упорная втулка; 5 уплотнительное кольцо; б — ротор; 7 — статор; 8 — средняя опора; 9 — втулка средней опоры; 10 — уплотнительное кольцо; 11 — регулировочное кольцо; 12 — диск пяты; 13 — кольцо пяты; 14 — подпятник; 15 роторная гайка; 16 — колпак; 17 — контргайка; 18 — корпус; 19 втулка корпуса; 20 — переводник; 21 — регулировочное кольцо; 22 — ниппель; 23 переводник вала.
Выпускной квалификационной работы «Анализ конструкции привода ...
... итоге – себестоимость добываемой продукции. 1. Анализ конструкций буровых станков На карьерах России применяют буровые станки типа СБШ (станок буровой шарошечный), СБР (станок бурения резанием), СБУ (станок буровой ударно-вращательного действия) и комбинированные (в типаже ...
Конусно-шлицевое соединение применяется в качестве разъемного соединения валов секций между собой, для чего концы соединяемых валов оснащаются соответствующими полу муфтами.
Переводники секций имеют две резьбы, одна из которых используется для крепления деталей в корпусе, а другая — дня соединения секций турбобура между собой.
Применяемые в турбобурах наддолотный и буровой переводники служат используются для присоединения турбобура и породоразрушающего инструмента к бурильной колонне.
Валы турбинной и шпиндельной секций являются несущими элементами конструкции. На валу турбинной секции закрепляются роторы турбины и втулки средних опор, а на валу шпиндельной секции — диски и кольца осевой опоры и втулки нижней опоры. Крепление деталей вызывает растяжение вала.
Основными требованиями, предъявляемыми к турбобурам, используемым при бурении на нефть и газа, являются [2,3]: достаточный крутящий момент; устойчивая работа при низких частотах вращения; долговечность, и высокая проходку за рейс; постоянная энергетическая характеристика; независимость энергетической характеристики от температуры и давления; независимость от реологических свойств бурового раствора, и присутствия в нем добавок и наполнителей; гашение вибрации бурового инструмента; экономический эффект.
В настоящее время производится массовый выпуск турбобуров различными отечественными и зарубежными производителями, с различными конструкциями и типоразмерами.
Турбобуры используются для выполнения различных технологических операций при строительстве и ремонте скважин.
При проходке прямолинейных участков скважины без вращения бурильной колонны применяются турбобуры, во всех секциях которых валы между собой соосны. Искривление ствола производится турбинными отклонителями типа ТО. В турбинных отклонителях оси валов шпиндельной и турбинной секций пересекаются под углом до 5°.
Турбобуры используются как привод породоразрушающего инструмента при бурении сплошным забоем, а также при обуривании керна в качестве привода керноприемного устройства или без него при размещении керноприемной трубы внутри полого вала турбобура (турбодолота).
Определенную специфику имеют турбобуры, используемые для привода шарошечных долот и безопорных долот.
Турбобуры используются при бурении скважин различного назначения: обычных, диаметром до 650-660 мм, шахтных стволов (более 4000мм).
Турбобуры используются в составе компоновок для так называемого реактивно-турбинного бурения.
Турбинное бурение алмазными долотами является одним из наиболее перспективных способов строительства глубоких нефтяных и газовых скважин. В период развития нефтегазовой промышленности СССР эффективность технологии турбоазмазного бурения была доказана многочисленными положительными технико-экономическими результатами в таких российских регионах, как Оренбург, Коми, Астрахань, Башкирия, Северный Кавказ, а также в Белоруссии, Украине, Казахстане, Туркменистане, Узбекистане. В последние годы разработкой и применением высокооборотных турбобуров с алмазными долотами интенсивно занимаются крупнейшие западные компании Smith, Halliburton и др.
Тем не менее, на сегодняшний день Россия является единственной страной в мире, продолжающей столь широко использовать турбобуры. Однако, конструкции серийных турбобуров, которыми выполняется весь объем турбинного бурения, были разработаны около 40 лет назад и с тех пор практически не обновлялись. Создание и массовое внедрение безопорных долот PDC с поликристаллическими алмазно-твердосплавными резцами, показывающих сверхвысокие проходки за рейс в мягких и средних малоабразивных породах при обеспечении механической скорости на уровне или превышающие механические скорости трех-шарошечных долот, произвели настоящую техническую революцию в технологии бурения нефтегазовых скважин. Проходка целого интервала скважины под обсадную колонну одним рейсом долота обеспечивает существенное ускорение и рост технико-экономических показателей, уменьшает количество трудоемких и рискованных спускоподъемных операций, а также способствует повышению качества ствола скважины.
«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Бурение наклонно-направленных ...
... продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих ... геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины с целью глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также рационален, когда ...
1.2 Перспективы развития отечественных забойных двигателей
Гидравлические забойные двигатели постоянно совершенствуются, появляются новые забойные двигатели, существенно отличающиеся от старых, что в свою очередь требует от буровиков новых знаний для достижения оптимальных показателей бурения (технологическая скорость, рейсовая скорость, качество строения ствола скважины и т. д.).
Основным направлением совершенствования ЗД является совершенствование рабочих органов ЗД, оптимизация геометрических и конструктивных параметров рабочих органов для обеспечения повышения износостойкости узлов и деталей, нагрузочной способности и увеличением межремонтного периода эксплуатации. Кроме того, большое внимание уделяется автоматизации рабочего места бурильщика.
1.2.1 Совершенствование рабочих органов ВЗД
На всех этапах разработки двигателей особое внимание уделялось вопросу совершенствования рабочих органов. Благодаря проведенному в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» и других предприятиях техническому перевооружению был сделан прорыв в создании этого важнейшего узла. Без преувеличения можно считать, что сейчас претворяются в жизнь инновационные проекты совершенствования рабочих органов, которые осуществляются по следующим направлениям [3-6,8-11]:
Увеличение длины рабочих органов.
Увеличение длины рабочих органов позволяет значительно снизить уровень контактных нагрузок в зацеплении, уменьшить интенсивность их износа и предотвратить преждевременное разрушение резиновых зубьев изза повышенных деформаций и разогрева резины. Повышение ресурса за счет увеличения длины рабочих органов объясняется также возможностью их наработки до больших величин зазоров в зацеплении статор-ротор 0,5 мм и более. Оснащение производственной базы современным специализированным технологическим оборудованием (зуборезными и полировальными станками фирмы «Weingartner» (Австрия) и специализированной литьевой машиной фирмы «Desma» (Германия) позволило изготавливать монолитные детали РО длиной более 5000 мм. Динамика достигнутых длин статоров иллюстрируется на рисунке 5. При этом применяемое оборудование позволяет изготавливать рабочие пары с длиной активной части до 8000 мм. Проведено обновление парка оборудования статорного производства. При этом применяемое оборудование позволяет изготавливать рабочие пары с длиной активной части до 8000 мм. Освоены в серийном производстве новые технологии: подготовки поверхности статора к заливке резины, вулканизации резины в растворе полимера.
Проектирование рабочего органа одноковшового экскаватора (2)
... гибкую подвеску рабочего органа. Характер работы определяет рабочее оборудование: прямую лопату, обратную лопату, драглайн, кран или грейфер. Рисунок 1.2. Схема работы прямой лопаты 1.3 Конструктивные особенности одноковшовых экскаваторов Одноковшовый экскаватор -- разновидностьэкскаватора, ...
Рисунок 5 — Динамика роста длины L активной части рабочих органов
ВЗД диаметром 172 – 178 мм по годам.
Уменьшение массы ротора.
Традиционные конструкции ВЗД (отечественных и зарубежных) имеют металлический ротор и резинометаллический статор. Роторы малогабаритных двигателей (диаметра 43 – 76 мм) изготавливаются, как правило, из круга металла и не имеют отверстия, роторы крупногабаритных ВЗД изготавливаются из трубной заготовки или проката с последующим сверлением отверстия. Последние имеют большую массу, что при высокой частоте переносного вращения приводит к возникновению значительной центробежной силы и созданию интенсивных поперечных вибраций, отрицательно влияющих на долговечность статора и других узлов двигателя. Для ВЗД диаметром 106 мм и длиной ротора 3500 мм инерционные нагрузки от вращения ротора составляют: для цельного ротора – 250 кгc, для полого – 140 кгc, для тонкостенного – 90 кгc.
Для уменьшения влияния инерционных поперечных нагрузок на компоновку двигателя ротор необходимо выполнять максимально облегченным. Наиболее рациональным конструктивным решением является применение гидроштампованных роторов, технологию изготовления которых освоил ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент».
1.2.2 Статоры с равномерной толщиной эластичной обкладки
Оснащение двигателей статорами с равномерной толщиной эластичной обкладки (профилированными или армированными статорами), несмотря на определенные дополнительные затраты на изготовление, превращает ВЗД в классическую объемную гидравлическую машину, у которой развиваемый крутящий момент практически не зависит от расхода подаваемой жидкости, а частота вращения, в свою очередь, – от развиваемого момента. Помимо преимуществ, характерных для ВЗД с удлиненными статорами, профилированные статоры при сравнении рабочих органов одинаковой длины обеспечивают повышенный крутящий момент, увеличение КПД и еще два важных преимущества – увеличение ресурса и термостойкости (вследствие снижения деформации эластичной обкладки и улучшения теплоотвода).
Исследованиями и изготовлением таких статоров занимается ряд российских организаций: ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», ОАО «Пермьнефтемашремонт», ООО «Радиус-сервис», ООО «Гидробурсервис», ОАО «ПКНМ».
Отечественные производители разработали несколько оригинальных способов изготовления корпуса статора с внутренними винтовыми зубьями для последующего обрезинивания: электрохимическое выжигание внутренней поверхности металлической заготовки или ковка трубной металлической заготовки на винтовом сердечнике; литье металла в полость между корпусом и винтовым; установка в цилиндрический корпус: набора металлических пластин или сегментов с вырезанным профилем, литого или кованого вкладыша с внутренней винтовой поверхностью;
— установка в корпус статора тонкостенной стальной винтовой оболочки с различными вариантами заполнения зазора между корпусом статора и поверхностью винтовой оболочки. Стендовые испытания секции рабочих органов диаметром 95 мм конструкции ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» со статором, армированным тонкостенной стальной винтовой оболочкой, полученной методом гидроштамповки, длиной 2600 мм с кинематическим соотношением 5:6 показали, что новые секции рабочих органов имеют повышенные энергетические характеристики по сравнению с серийными секциями рабочих органов длиной 3000 мм, увеличенный на 40% крутящий момент в режиме максимального КПД, более «жесткую» нагрузочную характеристику и увеличенный КПД (на 10%).
Таким образом, улучшение энергетических характеристик ВЗД позволят с большей эффективностью использовать современные моментоемкие долота.
1.2.3 Оптимизация геометрических и конструктивных параметров рабочих органов
Несмотря на выполненный отечественными специалистами комплекс теоретических и исследовательских работ по оптимизации и конструкции РО, имеются большие резервы дальнейшего совершенствования, в частности с целью улучшения трибологической обстановки в винтовом героторном механизме и оптимизации его пространственной геометрии.
Анализ тенденции развития техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин показывает, что в ближайшем будущем отечественные ВЗД останутся одними из приоритетных технических средств в России и странах СНГ. Область применения ВЗД будет постоянно расширяться, прежде всего в бурении наклонно-направленных, горизонтальных и горизонтальноразветвленных скважин, а также в капитальном ремонте.
Российский разработки в этой области находятся на самом высоком мировом уровне, что подтверждается: продажей в 1980-е годы лицензий на право производства отечественных винтовых двигателей английской фирме «Drilex», которая впоследствии превратилась в ведущую транснациональную компанию; взятием на вооружение зарубежными машиностроительными компаниями схемы многозаходного винтового двигателя после окончания действия российских патентов в середине 1990-х годов.
Кроме того, необходимо отметить, что НИОКР в области многозаходных винтовых двигателей привели к появлению новых перспективных направлений буровой и нефтепромысловой техники с использованием многозаходных винтовых механизмов. На базе многозаходного винтового механизма на стадии разработки или внедрения в России находятся:
- в бурении: турбовинтовые двигатели, двигатели-вращатели низа бурильной колонны, нагружатели породоразрушающего инструмента;
— в нефтедобыче: скважинные трубные и сбрасываемые винтовые насосы (с поверхностным и погружным электроприводом), скважинные винтовые насосные агрегаты с погружным винтовым гидроприводом, наземные мультифазные и буровые насосы.
1.3 Совершенствование конструкции турбобуров
Развитие турбинного бурения и расширение областей его применения потребовали разработки новых конструкций турбобуров для наклонного бурения.
В современных серийных турбобурах вращающиеся моменты ротора и статора передаются на вал и на корпус силами трения на зажатых торцах дисков. Необходимые сжимающие усилия дисков ротора и статора находятся в прямой связи с максимальным вращающим моментом турбины, возникающим при тормозном режиме. Если величина сжимающегося усилия недостаточна, то под действием струи возможно проворачивание дисков одной системы относительно другой. Такое проворачивание абсолютно недопустимо, так как оно приводит к нарушению важных осевых размеров дисков и потере работоспособности турбины.
Мерные турбобуры имели 64-, а затем и 100-ступенчатую турбину и осевую опору качения, работающую в смазке. Герметизация картера подшипника осуществлялась резиновыми сальниками. Масло подкачивалось с помощью лубрикаторов. Однако такая конструкция опоры турбобура оказалась недолговечной [19-20].
Первые отечественные турбобуры работали с частотами вращения от 600 до 1200 об/мин. При бурении скважин глубиной менее 2000 м скорость бурения такими двигателями была выше, а проходка на долото – больше. Эти разработки были выполнены ВНИИБТ.
Широкое внедрение этого турбобура началось в 1946 г. Благодаря простоте конструкции и эксплуатации турбинное бурение получило широкое распространение в СССР. Однако большая частота вращения вала турбобура приводит к быстрому износу шарошечного долота и небольшим проходкам на долото при сравнительно высокой скорости механического бурения. В 60х годах во ВНИИБТ были начаты работы по созданию забойного объемного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50-200 об/мин. Первые гидробуры этого типа были испытаны в 1967-1969 гг. В настоящее время создано несколько конструкций гидробуров этого типа, работающих достаточно надежно.
После разработки так называемой многоступенчатой резинометаллической пяты скольжения, наработка турбобура на отказ увеличилась до 50 ч и более. Такая конструкция работал в среде базового бурового раствора. Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале и ковкого чугуна, а затем марки стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями. В дальнейшем был создан целый размерный ряд односекционных забойных машин, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч.
Многообразие конструктивных вариантов турбобуров объясняется стремлением создать турбинный двигатель, который мог бы обеспечить требуемую рабочую характеристику долоту. Шарошечные долота при частотах вращения более 250 об/мин работают всего несколько часов и дают небольшую проходку, а турбинный двигатель хорошо работает при высоких частотах вращения (более 500 об/мин).
Секционные турбобуры появились в 1950-х. Их появления обусловлено стремлением уменьшить частоту вращения долот. В дальнейшем на основе этой конструкции появились шпиндельные турбобуры, конструкция которых которые позволяет быстро осуществлять замену осевой опоры – наиболее быстро изнашиваемого элемента.
Начиная с 1970-х начали развиваться новые направления в совершенствовании конструкций турбобуров, их испытаний и условияй эксплуатации [19,20]:
- турбобуры со ступенями гидродинамического торможения. Эти турбобуры, имеющие пониженные в 1,5 – 2,5 раза частоты вращения по сравнению с обычными быстроходными машинами, потребовали увеличения секций турбобура, что было обеспечено за счет унификации секций турбобуров;
- высокоциркулятивные турбины с клапаном-регулятором расхода буровою раствора — эффективный способ понизить частоту вращения вала турбобура па рабочем режиме, надежность которого ограничивалась низкой работоспособностью и износостойкостью клапана и буровом растворе. — пластмассовые турбины — эти турбины позволяли существенно удешевить эксплуатацию турбобуров и в свое время массово применялись в турбинном бурении в Западной Сибири;
- турбины пропеллерного типа — очень интересная турбина для целей создания телеконтроля и автоматизации процесса турбинного бурения;
- системы демпфирования вибрации турбобура и долота — позволили существенно снизить уровень вибраций в турбинном бурении и увеличить показатели отработки долот с турбобурами;
- резинометаллические опоры скольжения — постоянное совершенствование конструкций и материалов этих опор привело к созданию ряда надежных типоразмеров, широко применяемых в турбинном бурении;
- шаровые опоры качения — это направление все еще не получило должного развития и не привело к созданию надежного и долговечного шарикоподшипника для турбобура;
- турбобуры с разделенным потоком жидкости, полым валом и с вращающимся корпусом — одно из наиболее интересных и эффективных направлений, позволяющее создать турбобуры для условий глубокого бурения в осложненных горно-геологических условиях;
- турбобуры с плавающей системой статора и плавающей системой ротора, в конструкциях которых значительно упрощалась их сборка в турбинных цехах и меньше проявлялась зависимость распределения осевого люфта в ступенях турбин от износа осевой опоры турбобура или шпинделя. Турбобур с плавающим статором был успешно внедрен и широко применялся при бурении геологоразведочных скважин, особенно в условиях значительной отдаленности буровой от базы обслуживания;
- эксцентриковые соединения для турбобуров — позволяют существенно упростить сборку и регулировку многих узлов турбобура в турбинных цехах;
- герметизированные маслонаполненные шпиндели. Очень хорошие результаты промысловых испытаний, но тем не менее не привели к созданию и внедрению промышленно приемлемой конструкции;
- специальные турбобуры для бурения без подъема труб. Способ и технические средства так и не нашли широкого промышленного применения;
- реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры являются одними из самых надежных н эффективных способов проходки интервалов скважин большого диаметра, к тому же обеспечивающим высокую степень вертикальности ствола;
- системы телеметрии для турбобуров -гидротурботахометр типа ИЧТ позволяет измерять частоту вращения вала турбобура при бурении и управлять процессом турбинного бурения;
- резьбовые соединения турбобуров (без их исследования и разработки широкое развитие турбобуров и турбинного бурения было бы невозможно).
Другим важным направлением развития низкооборотных ГЗД является редукторный турбобур.
С 80-х годов прошлого столетия на мировом рынке сервисные услуги по алмазному бурению направленных нефтяных и газовых скважин начала оказывать компания «Neyrfor Turbodrilling Services» (США).
Эта компания в использует секционные шпиндельные турбобуры собственной марки Neyrfor, модельный и типоразмерный ряд которых чрезвычайно широк, а эксплуатационные характеристики весьма высоки.
Конструктивная схема турбобуров Neyrfor аналогична российским турбобурам — они состоят из одной-двух турбинных секций, содержащих многоступенчатые турбины осевого типа, и шпиндельной секции с осевой опорой. Между секциями могут устанавливаться корпусные стабилизаторы лопастного типа. Кроме этого, турбобуры оснащаются регулируемым переводником, позволяющем изменять угол перекоса осей. Компания Neyrfor выпускает турбобуры с диаметром корпуса от 9 1/2″ (240 мм) до 2 7/8″ (73 мм).
В турбобурах используются турбины высокого качества изготовления, обеспечивающие максимальные энергетические показатели. Диапазон тормозных моментов составляет от 500 до 10900 Н м, а рабочих частот вращения от 500 до 2000 об/мин, в зависимости от диаметра турбобура. В качестве осевых опор шпиндельной секции применяется многоступенчатая опора скольжения с опорными элементами, выполненными из материала PDC.
Все это в совокупности подтверждает правильность направления модернизации и совершенствования турбобуров [26] и технологии бурения с их использованием с целью расширения технологических возможностей турбинного бурения в конкретных горно-геологических условиях.
1.4 Применение забойных двигателей в сложных горно-
геологических условиях
Стратегическим направлением развития нефтяной и газовой промышленности России является повышение эффективности геологоразведочных работ, освоение новых месторождений северных и восточных регионов страны, наращивание мощностей подземных хранилищ газа, разбуривание и эксплуатация морских месторождений.
Решать проблемы прироста запасов полезных углеводородов, осваивать новые залежи и повышать коэффициент извлечения газа, газоконденсата и нефти из истощенных месторождений невозможно без строительства скважин, а также сокращения простаивающего фонда.
Одним из основных и сложных этапов в цикле строительства скважин является вскрытие продуктивного пласта, от качества выполнения которого зависит дебит эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин.
Как показывает анализ литературных источников, для решения задач по максимальному сохранению коллекторских свойств пласта при первичном вскрытии, требуется дальнейшее совершенствование техники и технологии бурения скважин, в том числе совершенствование технических решений по использованию ВЗД.
Северные районы осадочных бассейнов Сибири являются уникальными с гидрогеологической точки зрения [18].
Здесь бессолевой тип разреза меняется на соленосный по направлению от полуострова Ямал в пределах Западной Сибири через структуры Енисей-Хатангского к АнабароЛаптевскому бассейну, где развиты солянокупольные структуры. Кроме того, в районе Иркутской области в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Осинский горизонт, который является основным нефтегазопоисковым объектом территории, имеет преимущественно карбонатный состав, в подошве и кровле его, наряду с карбонатами, развитие получили соленосные и сульфатные породы. Строительство скважин в соленосных отложениях сопровождается многочисленными осложнениями, как в процессе прохождения неустойчивых глин, так и при бурении солей, а так же после их крепления обсадными колоннами. Исследование технологий строительства глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями с использованием гидравлических забойных двигателей, является весьма актуальным.
Извлекаемые запасы нефти на Верхнечонском месторождении оцениваются в 196 млн т, а суммарные запасы нефти на Толоканском и Юрубчено-Тохомском месторождениях составляют более 170 млн т. Однако все резервы углеводородов, сосредоточенные в Восточной Сибири, можно с уверенностью считать трудноизвлекаемыми в связи со сложным геологическим строением недр региона.
Так, процесс углубки скважин на Дулисьминском месторождении Иркутской области ведется при несовместимости условий бурения. Несовместимые условия бурения являются следствием распространения экзогенной трещиноватости на глубинах до 300 м в интервале Верхоленской свиты, которая имеет очень сложное строение, обусловленное также переслаиванием контрастных по проницаемости пород, и поэтому процесс бурения интервала Верхоленской свиты ведется при катастрофических поглощениях бурового раствора, что неизбежно влечет за собой колоссальные экономические затраты. Так, например, на скважине № 1106 катастрофическое поглощение бурового раствора открылось на глубине 50 м. Бороться с таким типом поглощения и на такой глубине утяжелением бурового раствора не представляется возможным, и закачивание кольматационного материала также не приносит требуемого эффекта. Вследствие этого сооружение секции кондуктора на скважинах Дулисьминского месторождения занимает до 20 дней.
При этом, основная часть новых месторождений нефти и газа разрабатывается в северных широтах на вечной мерзлоте.
Одним из приоритетных направлений вовлечения в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефти и восстановлении дебита старого фонда является использование горизонтальных скважин (ГС), что особенно актуально для морского шельфа. Бурение скважин — достаточно консервативная отрасль промышленности, однако бурное развитие в последние два десятилетия техники и технологии проводки ГС предопределяет главенствующую роль данного способа освоения месторождений в ближайшем будущем.
Опыт проводки скважин на месторождениях в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) показывает, что если в качестве промывочного агента применяется обычный глинистый раствор, то, как правило, давление, создаваемое столбом данной жидкости, значительно превышает пластовое давление. В результате происходит закупоривание пор и каналов пористой среды продуктивного пласта глинистым наполнителем промывочной жидкости, при этом резко снижаются фильтрационноемкостные свойства коллектора; процесс углубления скважины может осложниться частичной или полной потерей циркуляции с последующим оттеснением углеводорода от призабойной зоны пласта.
Одним из путей достижения поставленной цели может быть применение соответствующих промывочных жидкостей, а также режимов и схем промывки забоя, позволяющих обеспечить снижение до минимума перепада давления в системе «скважина-пласт», предотвратить глубокое проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт и максимально сохранить проницаемость коллектора.
С другой стороны применение технологий строительства скважин с наклонно направленным и горизонтальным окончанием ствола (ГОС) позволяет повысить продуктивность скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Практика строительства скважин с ГОС показала, что для получения лучших результатов проводки, наиболее целесообразным является применение винтовых забойных двигателей, обеспечивающих достаточно высокий крутящий момент при относительно низкой частоте вращения долота. Эффективное применение ВЗД отмечается при строительстве скважин с ГОС, при бурении вторых стволов, при проведении буровых работ внутри обсадных колонн и насосно-компрессорных груб, при разбуривании цементных и песчаных пробок, а также при выполнении целого ряда ремонтно-восстановительных работ.
Таким образом, с учетом проведенного анализа имеющихся технических решений в области бурения с ВЗД, а также горно-геологических условий Красноярского края и соседних регионов, было принято решение выполнить поиск технических решений по применению забойных двигателей при: наклонном и горизонтальном направленном бурении; бурении глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений; бурении скважин на месторождениях в условиях аномально низких пластовых давлений и поглощения бурового раствора.
2 НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ
БУРЕНИЯ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
2.1 Наклонное и горизонтальное бурение
При разработке продуктивных пластов нефтегазовых месторождений актуальной остается проблема сооружения горизонтальных, наклоннонаправленных, многозабойных скважин. Сооружение таких скважин позволяет добиться увеличения дебита, нефтеотдачи пласта, нормализации пластового давления, а также уменьшения обводненности нефти. Но даже небольшие неточности в сооружении горизонтального ствола могут привести к большим материальным затратам. Поэтому сооружение горизонтальных скважин требует особо внимания к качеству проведения процессов.
Особенно важным фактором в последние годы является использование ГЗД для сооружения наклонно-направленных скважин, с помощью которых бурится большинство скважин исходя из общего объема.
На практике в последние годы применяются забойные двигатели как правило диаметрами 240, 195, 172 мм. При бурении под направление и кондуктор используются двигатели диаметром 240 мм. Для сооружения эксплуатационной колонны применяют двигатели диаметром 195 мм и 172 мм [12].
2.1.1 Наклонное бурение
Наклонное бурение забойными двигателями обеспечивающий непрерывный процесс искривления ствола скважины.
Подавляющее большинство наклонно-направленных скважин бурят с применением винтовых забойных двигателей. Эти двигатели имеют гораздо большую мощность, чем турбобуры, более низкую частоту вращения вала, что благоприятно сказывается при наборе кривизны.
Отклоняющие устройства [12-14].
Назначение отклоняющих устройств — создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн (КНБК).
Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением.
В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробуренин — в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении — отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др.
Рассмотрим некоторые отклонители.
Кривой переводник (рисунок 6) — это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении наклоннонаправленных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1-4 нарезают, в основном, на ниппеле, в отдельных случаях — на муфте. Кривой переводник в сочетании с утяжеленными бурильными трубами длиной 8-24 м крепят непосредственно к забойному двигателю.
Рисунок 6 — Кривой переводник.
Отклонитель Р-1 (рисунок 7) выполняется в виде отрезка утяжеленной бурильной трубы, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси.
Рисунок 7 — Отклонитель Р-1.
В составе упругих компоновок этот отклонитель имеет длину 6-8 , а жестких – 3-4 м. Угол искривления принимается равным 2-3о.
Отклонитель с накладкой представляет собой сочетание кривого переводника и турбобура с накладкой. Его применяют для достижения значительных зенитных углов при помощи односекционных турбобуров. Высота накладки не должна выдаваться за габариты долота.
Отклонитель с накладкой рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником необходимо устанавливать трубы малой жесткости (например, немагнитные или обычные бурильные трубы).
Применение в этом случае отклонителей других типов снижает интенсивность искривления ствола, а в ряде случаев не позволяет увеличить зенитный угол ствола выше 20-25о.
Отклоняющее устройство для секционных турбобуров представляет переводник, соединяющий валы и корпуса, верхней и нижней секции турбобура под углом 1,5-2,0°, причем валы соединяются с помощью муфты.
Турбинные отклонители (ТО) (рисунок 8) конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов через специальный шарнир.
Рисунок 8 — Турбинный отклонитель ТО-2:
1 — турбинная секция: 2 — шарнирное соединение; 3 — шпиндельная секция.
Серийно выпускаются турбинные отклонители и шпинделиотклонители (ШО).
Он представляет собой осевую опору турбобура, выполненную в виде отдельного узла, искривленного под определенным углом относительно оси турбобура.
Эти отклонители имеют следующие преимущества: кривой переводник максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя; значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.
Недостаток турбинных отклонителей — малая стойкость узла искривленного соединения валов нижнего и верхнего участков отклонителя.
Эксцентричный ниппель (рисунок 9) представляет собой металлическую опору, приваренную к ниппелю турбобура. Металлическая опора может быть облицована резиной. Для обеспечения лучшей проходимости турбобура с эксцентричным ниппелем и долотом по стволу скважины нижний и верхний концы опоры скошены.
Упругий отклонитель (рисунок 10) представляет собой специальную с резиновой рессорой накладку, являющуюся сменной деталью, легко заменяемой при износе. Металлическую накладку приваривают к ниппелю турбобура. Изменяя толщину резиновой рессоры, регулируют интенсивность искривления ствола. Упругий отклонитель можно применять во всех случаях бурения наклонно направленных скважин, в том числе в породах, где возможны заклинивание и прихват бурильного инструмента и эксцентричный ниппель не может быть использован.
Рисунок 9 — Ниппель забойного двигателя с накладкой:
1 — турбобур; 2 — накладка; 3 — долото.
Рисунок 10 — Отклонитель упругий:
1 — забойный двигатель; 2 — отклонитель; 3 — рессора резиновая; 4 — долото.
2.1.2 Бурение горизонтальных скважин
Рациональная область применения скважин с малым радиусом — это пласты с низким пластовым давлением. Бурение обычно производится с помощью установок для капитального ремонта скважин.
Забуривание криволинейного ствола может производится путём вырезания окна в обсадной колонне или в интервале сплошного выреза обсадной колонны [12].
Независимо от метода вырезания обсадной колонны, на требуемой глубине устанавливается цементный мост или специальный якорь, на который, в свою очередь, закрепляется отклоняющий клин, ориентированный по необходимому азимуту. Бурильная компоновка в общем случае состоит из специального забурочного долота, центратора, шарнирного узла и гибкой бурильной колонны. Путём подбора соотношения размеров элементов КНБК достигается бурение по заданному радиусу кривизны. Способ бурения в большинстве случаев – роторный, однако применяются и способы, предусматривающие применение принудительно изгибаемого с помощью специального устройства удлинённого вала забойного двигателя взамен гибкой бурильной колонны с шарнирным сочленением секций.
Путём бурения скважин с малыми радиусами кривизны не удается достигнуть значительных смещений забоя от вертикали, поэтому в основном применяются техника и технология бурения скважин со средним и большим радиусом кривизны.
Как показывают теоретические расчеты и практика бурения, для проводки скважин со средним радиусом кривизны до определённых пределов можно использовать отклонители традиционного типа, но укороченные. Например, при замене турбинной секции отклонителя ТО-172 винтовым двигателем такого же диаметра радиус искривления R теоретически может быть уменьшен до 180 м, однако для достижения R=90 м потребовалось бы уменьшение общей длины отклонения до 4 м. Очевидно, что при этом резко снизятся энергетические характеристики отклонителя.
Отсюда следует, что для получения радиусов искривления, относящихся к средним, требуется применение других типов отклонителей.
В последние годы разработаны специальные отклонители на базе винтовых забойных двигателей для бурения долотами диаметром 120,6 – 215,9 мм с искривлением по среднему и малому радиусам [12-14].
Кроме того, перспективными для бурения со средними радиусами искривления являются шарнирные отклонители. При бурении ими может быть достигнута интенсивность искривления до 10°/10 м [12,13,16].
Основной объем бурения приходится на участки с большим радиусом искривления (интенсивность изменения зенитного угла не более 2°/10м).
Для набора зенитного угла и коррекции направления скважины используется в этом случае ориентируемые и неориентируемые КНБК.
В практике бурения у нас и за рубежом применяется большое число различных ориентируемых и неориентируемых КНБК для бурения участков скважины с большим радиусом искривления. Разнообразны и конструкции элементов КНБК [12,15].
Наиболее важными группами устройств и КНБК для бурения участков профиля с большим радиусом кривизны являются ориентируемые КНБК на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса и неориентируемые забойные компоновки различных конструкций.
Ориентируемые КНБК обычно содержат кривой переводник (с постоянным или переменным углом перекоса) или эксцентричный элемент. Имеются конструкции самоориентирующихся отклонителей.
Неориентируемые компоновки могут содержать определенном образом установленные на забойном двигателе или утяжеленных буровых трубах опорно-центрирующие элементы различного диаметра, шарнирные узлы, а также сочетание шарнира с опорно-центрирующими элементами.
Ориентируемые КНБК на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса общеизвестны [12].
Наиболее простой в изготовлении компоновкой является кривой переводник в сочетании с утяжеленными буровыми трубами и коротким турбобуром. Недостатками этой КНБК является возникновение больших упругих деформаций турбобура и снижение его энергетических параметров, непостоянство интенсивности искривления при изменении зенитного угла а и даже полное прекращение набора угла при определенных его величинах [14].
Кроме того, указанная компоновка не обеспечивает и постоянства интенсивности изменения азимута при заданном угле установки отклонения. Большая длина нижнего плеча компоновки становится причиной его повышенной чувствительности к изменениям вращающегося момента на долоте.
Перечисленные недостатки КНБК с кривым переводником послужили причиной поиска конструкции отклонителей на базе забойных двигателей более устойчивыми показателями искривления скважины. В результате были созданы турбинные отклонители и механизмы искривления для электробуров, в которых место перекоса осей отклоняющей компоновки приближено к долоту [15].
С увеличением объёма наклонного бурения все более широкое применение на практике находят неориентируемые забойные компоновки, с помощью которых реализуется интервалы набора, стабилизации и уменьшения зенитного угла проектного профиля наклонных скважин.
Использование в компоновке низа бурильной колонны неориентируемых отклонителей (калибратор, центратор, стабилизатор и др.) наряду с повышением качества проводки и удешевлением стоимости бурения наклонной скважины позволяет сократить длину искривленного участка ствола реализуемыми ориентируемыми компоновками и максимально уменьшить количество рейсов с ним и, следовательно, затраты на бурение.
Надёжное управление искривлением наклонных скважин с использованием неориентируемых КНБК является одним из основных и решающих вопросов в проблеме качественной проводки наклонных скважин.
Регулировать характеристику неориентируемой КНБК можно двумя способами: за счёт изменения места установки опорно-центрирующих элементов при неизменном диаметре или путём изменения диаметра при постоянном месте установки. При бурении с забойными двигателями это сопряжено с рядом сложностей. Существующие соотношения диаметров долот и забойных двигателей таковы, что передвижные центраторы достаточной прочности можно использовать, лишь переходя на один размер турбобура ниже.
2.1.3 Системы с управляемыми винтовыми забойными двигателями
Винтовой забойный двигатель Д1-195 относится к машинам объемного (гидростатического) действия. По сравнению с другими типами забойных гидравлических двигателей винтовой двигатель имеет ряд преимуществ [12,13,18,19]: низкая частота вращения при высоком крутящем моменте на валу двигателя позволяет получить увеличение проходки за рейс долота (в сравнении с турбинным бурением); существует возможность контроля за работой двигателя по изменению давления на стояке насосов; перепад давления на двигателе создает возможность применения высокопроизводительных гидромониторных долот.
По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением (рисунок 11).
Рисунок 11 – Схема рабочей пары управляемого ВЗД.
С помощью таких управляемых двигателей наклон скважины создается следующим образом. Кривой переводник обеспечивает снос долота, необходимый для инициирования и сохранения изменений в направлении его движения. Через три геометрические точки прикосновения — долото, наддолотный стабилизатор бурильной колонны на двигателе и стабилизатор над двигателем — проходит дуга, по которой следует траектория скважины.
В современных компоновках с управляемыми двигателями все еще используются объемные двигатели, но также имеются управляемые с поверхности кривые переводники. Стандартный управляемый двигатель включает силовой блок, через который закачивают буровой раствор для приведения в движение ротора, вращающего несущий вал и долото. Изгиб, задаваемый с поверхности, можно установить в диапазоне от 0° до 4°, позволяя направить долото под совсем небольшим углом отхода от оси ствола; такое, казалось бы, незначительное отклонение играет определяющую роль в скорости наращивания угла. Значение кривизны ствола, задаваемое в месте изгиба, зависит от его угла, внешнего диаметра и длины двигателя, места расположения стабилизатора и размера УБТ относительно диаметра скважины [9].
Бурение с управляемыми винтовыми забойными двигателями ведётся [13,15,18] в двух режимах: с неподвижной бурильной колонной (именуемый далее «скольжение») и с вращающейся колонной («вращение»).
Режим скольжения используют для изменения зенитного угла или направления скважины путём сохранения стационарности бурильной колонны в поперечном направлении, что и позволяет сориентировать долото нужным образом. Бурение в режиме скольжения связано с рядом недостатков, приводящих к неэффективной работе.
Для того, чтобы соблюсти требуемую траекторию, забойный двигатель не только должен быть правильно сориентирован, но и должен сохранить необходимую траекторию движения во время проходки. Ориентация двигателя обеспечивается сочетанием вращения бурильной колонны и «подработки», чтобы повернуть трубу в нужном направлении. После того как направление установлено, для поддержания заданной ориентации к бурильной колонне требуется приложить момент, компенсирующий реактивный момент на двигателе при работе долота. Это может быть полезно, когда сила трения относительно мала, при этом нагрузку на долото можно отрегулировать так, чтобы изменить реактивный момент, который в свою очередь скручивает нижний конец колонны и изменяет положение передней поверхности долота. Таким образом, небольшие изменения положения передней поверхности долота могут быть обеспечены просто в результате регулирования нагрузки на долото. Это вредно, если силы трения значительны, поскольку скручивание нижнего конца бурильной колонны сохранять постоянным трудно. По этой причине сложно поддерживать желаемое положение передней поверхности долота.
Во-вторых, при бурении в режиме скольжения затруднено удаление шлама из скважины, особенно в скважинах с большим зенитным углом [15,18]. Полнота удаления шлама в значительной степени зависит от вращения бурильной колонны, которое препятствует осаждению шлама на забой. Недостаточная очистка требует дополнительного времени на промывку, приподъёмы и спуски шламоуловителя, а если эта необходимость игнорируется, могут возникнуть прихваты и увеличенные потери давления, вызывающие повышенную опасность потери циркуляции.
В-третьих, подачу бурильной колонны зачастую не удаётся осуществлять плавно и непрерывно, а это не позволяет забойному двигателю работать в оптимальном режиме [15].
Когда бурильная колонна неподвижна, обусловленное трением сопротивление её скольжению вдоль оси зависит от статического коэффициента трения, массы бурильной колонны и геометрии скважины. Разгрузка колонны на забой для увеличения нагрузки на долото должна позволить колонне преодолеть силы трения, чтобы осуществлять скольжение. Как только бурильная колонна начинает движение, коэффициент трения из статического превращается в динамический, что обычно приводит к уменьшению сил трения на 25% [15].
Это означает, что минимальное приращение нагрузки на долото составит примерно 25% от суммарной величины сил трения в скважине.
Выбор конкретного двигателя зависит от его способности наращивать, сохранять или уменьшать угол в ходе вращательного бурения. Обычная практика предполагает вращательное бурение при малом числе оборотов в минуту, приведение в действие бурильной колонны с поверхности и создание изгиба равномерного во всех направлениях, тем самым формируя прямолинейную траекторию. Измерения наклона и азимута можно получать в режиме реального времени при помощи инструментов инклинометрии в процессе бурения, чтобы сообщать буровику о всех отклонениях от намеченного курса. Для корректировки таких отклонений необходимо перейти с вращательного на скользящий режим для изменения траектории скважины [17].
Технологически управляемые системы направленного бурения с винтовыми забойными двигателями можно классифицировать разными способами, но два из них являются, вероятно, наиболее существенными: ориентированная и безориентированная технологии. Первая — ориентируемые компоновки винтового забойного двигателя (ОКВЗД) на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса; вторая — неориентируемые компоновки без кривого переводника (НКВЗД).
Ориентируемые компоновки винтового забойного двигателя на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса общеизвестны (рисунок 12) [12,19].
Варьируя геометрическими параметрами рассмотренных компоновок, а также диаметром и месторасположением опорно-центрирующих элементов на корпусе двигателя, можно проводить бурение горизонтальных и наклонно направленных скважин по заданному радиусу (от 10 до 100 м и более).
Для этого применяются так называемые регуляторы угла (рисунок 13) специальные узлы ВЗД, представляющие собой сложный механизм искривления (изменения), на заданный диапазон углов, оси перекоса ВЗД относительно нижней части бурильной колонны (рисунок 14) [13].
Конструктивно регулятор состоит из двух переводников (верхнего и нижнего), сердечника и зубчатой муфты, которая в целях повышения износоустойчивости армирована твердосплавными зубками [9-22].
Рисунок 12 – Схемы компоновок ВЗД для горизонтального бурения: а – «жесткая» компоновка с прямым или искривленным жестким переводником между силовой и шпиндельной секциями; б — компоновка с регулируемым на поверхности искривленным жестким переводником; в — компоновка с корпусными шарнирами односекционного ВЗД с шарниром (с одной степенью свободы) между силовой и шпиндельной секциями; г — компоновка с корпусными шарнирами односекционного ВЗД с шарниром между силовой и шпиндельной секциями и шарниром (с двумя степенями свободы) между двигателем и бурильной колонной; д — компоновка с корпусными
шарнирами многосекционного ВЗД с шарнирами между секциями.
Отклоняющая КНБК без опорно-центирирующих элементов (ОЦЭ) и с наддолотным калибратором достаточно широко применялись при разбуривании Западной Сибири кустовым способом, где в качестве забойного двигателя на начальном этапе использовались турбинные отклонители. Ориентирование производилось с помощью инклинометров и магнитных переводников, позже появилось устройство для ориентирования типа «Зенит», а в дальнейшем нередко применялась телеметрическая система. Работа с такими КНБК осуществлялась только в режиме скольжения и предназначены они были для набора параметров кривизны наклоннонаправленных скважин. Дальнейшее бурение осуществлялось компоновками неориентируемого типа, с возможными корректировками для обеспечения попадания в круг допуска. Данная технология бурения направленных скважин имеет недостатки, основными из которых являются отклонение фактического профиля от проектного и нередко скважины не попадали в круг допуска, а также приходилось тратить много времени на корректировки и на частые спускоподъемные операции для смены типов КНБК. При бурении только в режиме скольжения невозможно эффективно влиять на интенсивность искривления траектории скважины, если отсутствует возможность изменения геометрии двигателя-отклонителя в процессе бурения.
а б
Рисунок 13 – Регулятор угла:
а – общая схема, б — двигатель ДРУ-240.
Рисунок 14 – Схема работы регулятора угла.
С увеличением требований к качеству проводки скважин, например: при сокращении сетки разработки месторождений, при проводке горизонтальных скважин и боковых стволов и т.д. появилась новая технология бурения скважин, предусматривающая периодическое вращение бурильной колонны с двигателем-отклонителем. Данная технология направлена на улучшение качества проводки траектории и на достижение минимального количества рейсов в процессе бурения. Для решения этой задачи все более широко используется, так называемый комбинированный способ бурения двигателем-отклонителем, основанный на сочетании режима «скольжения» и режима «вращения» бурильной колонны [1].
Суть применения данного способа заключается в том, чтобы в определенных пределах осуществлять управление траекторией бурения направленной скважины, с возможностью реализации искривленных и прямолинейных ее участков.
Комбинированный способ бурения позволяет в определенных пределах управлять зенитным углом и азимутом. Управление зенитным углом осуществляется путем чередования режима «скольжения» и «вращения» через определенные интервалы бурения, а управление азимутом в основном осуществляется при бурении в режиме «скольжения». Данный способ все больше используется при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также боковых стволов у нас в стране и за рубежом.
Однако данная проблема недостаточно изучена и отражена в отечественной и зарубежной литературе. Отсутствуют исследования с использованием комплексного подхода, основанного на анализе двигателяотклонителя как в режиме «скольжения», так и в режиме «вращения».
С увеличением объёма наклоннонаправленного бурения всё более широкое применение на практике находят неориентируемые забойные компоновки, с помощью которых реализуются интервалы набора, стабилизации и уменьшения зенитного угла проектного профиля наклонных скважин.
В общем виде, неориентируемые КНБК – это компоновки для управления только зенитным углом; на базе турбобуров и ВЗД. Предназначены для бурения вертикального участка ствола скважины. Эти компоновки должны обеспечить строгую вертикальность ствола скважины во избежание пересечения стволов соседних скважин в кусте. К ним относятся: клин-отклонитель ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами [16,19,21].
В формировании наклонного ствола существенную роль играет низ бурильной колонны. Бурильная колонна, расположенная в наклонном стволе, принимает такое устойчивое положение равновесия, при котором на некотором расстоянии от долота имеется сечение, за которым забойный двигатель или трубы лежат на стенке скважины.
Неориентируемые КНБК разделяют на многоцентраторные и маятниковые. Многоцентраторная КНБК состоит из долота – калибратора утяжеленных бурильных труб – отклоняющего элемента – утяжеленных бурильных труб – отклоняющего элемента (или его может не быть).
На определенном расстоянии устанавливается опорный элемент, который позволяет достичь определенного технологического решения. Когда отклоняющий элемент максимально прижимается к режущей кромке долота, то система набирает зенитный угол, если далеко — то система сбрасывает зенитный угол. Маятниковая КНБК — это наиболее простая компоновка при роторном бурении, состоящая из долота и УБТ различных диаметров, не включающая центрирующий элемент. Если такая компоновка не обеспечивает минимального искривления, то ставят один или два центрирующих элемента.
При турбинном бурении первым утяжелителем выступает турбобур. В этом случае компоновка включает дополнительный участок утяжеленной бурильной трубы, расположенный над турбобуром.
На искривление стволов наклонных скважин при бурении неориентируемыми компоновками влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов.
До недавних пор управляемые объемные двигатели играли доминирующую роль при реализации проектов бурения с высокой интенсивностью отклонения ствола скважины. Однако бурение с использованием объемных двигателей может занимать продолжительное время. Для бурения вертикального участка скважины, как правило, используют традиционную роторную забойную компоновку. После достижения точки отклонения скважины от вертикали снаряд извлекают из скважины для смены забойной компоновки. После этого спускают объемный двигатель с кривым переводником, установленным под необходимым углом кривизны бурения. После достижения долотом целевого пласта бурильную колонну снова извлекают для уменьшения угла регулируемого кривого переводника на более низкую интенсивность набора кривизны, после чего инструмент снова спускают в скважину для бурения бокового ствола. В результате этих процедур время работы без углубления забоя — когда долото не находится в забое и фактически не осуществляет активное бурение оказывается весьма продолжительным [15].
Тем не менее, достижения в области технологий направленного бурения помогают операторам получить доступ к тем углеводородам, которые иначе добыть невозможно. Последнее поколение роторных управляемых систем обеспечивает бурение таких траекторий и отходов от вертикали, которые раньше нельзя было себе представить, параллельно снижая затраты и риски бурения скважин и повышая дебит. Такие траектории скважин постоянно возрастающей сложности стимулируют компании нефтегазовой отрасли проникать все глубже в недра в поиске новых запасов.
2.2 Технологии бурения глубоких скважин гидравлическими
забойными двигателями в условиях соленосных отложений
Основными проблемами, возникающими при проводке скважин до вскрытия продуктивных отложений, являются проблемы при проводке скважин в толще соленосных отложений пермского возраста. Строительство скважин в соленосных отложениях сопровождается многочисленными осложнениями, как в процессе прохождения неустойчивых глин, так и при бурении солей, а так же после их крепления обсадными колоннами. Изменение диаметра скважины приводит к осложнениям и авариям образованию каверн и уступов. К засолено-глинистым и другим породам сцементированным солью, приурочены обвалообразования [22].
Сложные геологические среды таких месторождений характеризуются сильными изменениями не только в латеральных, но и в вертикальных направлениях.
Все эти осложнения являются факторами, снижающими скорость бурения. Кроме того, с началом эксплуатационного бурения наклоннонаправленными и горизонтальными скважинами накопленные технические решения оказались неприемлемыми в этих условиях. Бурение скважин недопустимо по ряду причин [24]: Невозможность корректного построения кровли подсолевых и продуктивных отложений в склоновых частях соляных куполов. Высокие риски проводки скважин. В связи с тем, что соляные купола существенно отличаются по барическим условиям от вмещающих отложений, в кровлю соли устанавливается башмак технической колонны.
Величина погрешности существенно превышает допустимые изменения глубин спуска колонны по сравнению с проектными.
Соляные отложения характеризуются высокой скоростью, что обуславливает значительное различие по скорости с окружающими слоями. Наличие склонов соляных куполов с выклинивающимися на них надсолевыми горизонтами существенно осложняет решение поставленных задач. В связи с этим авторами [23-25] указываются такие особенности бурения скважин как: бурение проводится при низких расходах буровых растворов,обладающих повышенной плотностью; бурение соленосных отложений горных пород необходимо проводить с применением соленасыщенных буровых растворов, негативно влияющих на работоспособность роторов рабочих пар ВЗД; необходимость вскрытия продуктивных горизонтов в условиях пониженных пластовых давлений;
— Для бурения в таких условиях авторами [24-26] предлагается использование импрегнированных алмазных долот для бурения открытых окончаний боковых стволов малого диаметра в твердых карбонатных породах с повышением крутящего момента забойного привода. Сообщается, что использование турбобуров с алмазными долотами обеспечивает рост рейсовой скорости бурения и значительно увеличивает среднюю проходку за рейс, являясь резервом повышения технико-экономических показателей строительства скважин в условиях солевых отложений. При этом отмечается, что проходка за рейс алмазного долота почти в три раза превышает проходку шарошечного долота.
Алмазные долота являются одним из наиболее эффективных породоразрушающих инструментов, используемых при строительстве глубоких нефтегазовых скважин. Применение этих долот в интервалах глубин более 3000 м позволяет значительно увеличить техникоэкономические показатели бурения в породах средней и высокой твердости. В импрегнированных долотах алмазы перемешаны с матрицей. Долото так спроектировано, что изношенные алмазы будут постепенно выпадать из долота по мере износа матрицы. Стойкость таких долот существенно выше, чем традиционных [27-28].
Алмазные долота разрушают горную породу истиранием и микрорезанием и поэтому должны отрабатываться при высокооборотном режиме бурения. Наилучшим видом привода для таких долот является высокооборотный турбобур. Однако, ограниченные по мощности энергетические характеристики так называемых серийных турбобуров (серии ГСШ 1 и АШ) не позволяют форсировать режимные параметры для повышения технико-экономических показателей алмазного бурения. Недостаточно высокий крутящий момент серийного турбобура вынуждает отрабатывать алмазные долота с минимальной осевой нагрузкой, практически «с навеса». Кроме того, частоты вращения серийных турбобуров, равные 450 — 600 об/мин, также оказываются недостаточными для эффективной работы алмазных долот, особенно с импрегнированным вооружением [27,28].
Для совершенствования режимов и показателей турбоалмазного бурения глубоких скважин разрабатываются конструкции модернизированных турбобуров, например 2TCA-195 П [25].
Согласно современным рекомендациям производителей долот PDC. их следует отрабатывать при средних частотах вращения — от 250 до 400 об/мин. Между тем, обобщение многочисленных результатов бурения этими долотами в разных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что они эффективны и при более широком диапазоне частот вращения. Хорошо известно, что самые первые долота PDC с большим успехом применялись при высоких частотах вращения с турбобурами. Однако энергетические характеристики так называемых «серийных» турбобуров (серий ТСШ1 и АШ) хотя и позволяют работать при частотах вращения свыше 400 об/мин. не обладают достаточным крутящим моментом для реализации эффективного режима бурения алмазными долотами режущего типа. Кроме того, стандартная длина трехсекционного турбобура (около 28 м) является существенным недостатком при реализации современной технологии направленного бурения с постоянным телеконтролем траектории скважины. Необходимо также учитывать, что конструкции долот PDC, выпускаемых сегодня американскими и российскими производителями, адаптированы для работы в основном с низкооборотными видами долотного привода, такими, как ротор и винтовые забойные двигатели, при частотах вращения от 100 до 250 об/мин. По этим причинам отечественные трехсекционные турбобуры не применяются с долотами PDC, а относительные объемы турбинного бурения у нас в стране значительно сократились.
Важным элементом конструкции гидравлического забойного двигателя является его опорный узел, который в секционных турбобурах располагается в специальной шпиндельной секции. Сегодня существуют технические решения, обеспечивающие надежную работу опорного узла в течение не менее 350 ч. Это время соизмеримо со стойкостью алмазного долота н может быть признано достаточным для эффективной работы турбобура при алмазном бурении.
При переходе в процессе бурения интервала скважины с шарошечных долот на алмазные в прежнюю компоновку низа бурильной колонны вносятся некоторые изменения, часто связанные с сокращением длины утяжеленных бурильных труб. Как правило, обязательным считается установка наддолотного калибратора и стабилизаторов. Выбор опорноцентрирующих элементов КНБК зависит от горно-геологических условий бурения н степени искривления ствола скважины. Целесообразно также применение в составе КНБК виброгасителей (амортизаторов) для снижения ударных нагрузок на элементы вооружения алмазного долота [28].
Эффективная работа алмазного долота и особенно реализация форсированных режимов бурения возможны только при условии создания интенсивной очистки забоя скважины от выбуренной породы. Недостаточная очистка приводит к образованию так называемой «шламовой подушки» под торцом долота, которая не позволяет форсировать режим бурения. В то же время чрезмерный расход бурового раствора или слишком высокая скорость истечения жидкости из промывочных каналов могут привести к преждевременному износу каналов н размыву корпуса долота.
Большое значение для технологии турбо алмазного бурения имеет выбор типа бурового раствора, соответствующего физико-механическим свойствам разбуриваемых горных пород н снижающего риск образования сальника на долоте. Хорошие результаты бурения алмазными долотами получаются при работе с буровыми растворами на углеводородной основе.
Одной из наиболее сложных проблем обеспечения эффективного турбоалмазного бурения является повышенное давление на выкиде бурового насоса по сравнению с роторным способом и, в некоторых случаях, бурением винтовыми забойными двигателями. Опыт работы высокомощных турбобуров в глубоком бурении (до 5000 м) показывает, что при форсировании режимов турбинного бурения давление насоса может увеличиваться до 30 МПа и более. Решение этой проблемы требует оснащения буровой установки более мощными буровыми насосами н тщательным контролем эксплуатации всех элементов бурильной колонны.
Создание нового поколения турбобуров, отвечающих современным технологическим требованиям, позволит реализовать преимущества алмазного бурения при высоких частотах вращения и увеличить техникоэкономические показатели строительства глубоких скважин.
Имеются данные о применении ВЗД при бурении в условиях солевых отложений. Однако сообщается, что ВЗД имеют более высокую стоимость по сравнению с турбобурами, в также такие недостатки, как отрицательное воздействие на долота поперечных колебаний, вызываемых близко расположенной к нему винтовой рабочей парой и относительно короткий срок службы битовой рабочей пары, особенно, при использовании соленасыщенных буровых растворов. Кроме того для эффективной работы ВЗД, необходимо выдерживать рекомендуемый заводом-изготовителем расход бурового раствора.
Одним из перспективных направлений развития низкооборотных гидравлических забойных двигателей при бурении в толще соленосных отложений является создание турбовинтовых двигателей (ТВД) (впервые предложены в 1970 г. Гусманом М.Т., Балденко Д.Ф., Кочневым А.М., Никомаровым С.С.), представляющих собой редукторный турбобур с редуктором в виде винтовой пары. Особенностью ТВД является высокая стойкость свойственная турбобурам и оптимальная энергетическая характеристика характерная для ВЗД (высокий уровень отношения M/n при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя).
При этом также появляется возможность использования изношенных винтовых рабочих пар. Ограничением по эксплуатации ТВД является температура бурового раствора (>120 град), плотность бурового раствора (>1700 кг/м3), содержание в растворе углеводородных соединений (более 5%) [29].
Пример конструкции ТВД приведен на рисунке 15.
ТВД состоит из шпинделя (шпинделя-отклонителя) (1), двух или трех турбинных секции (2), винтового модуля (3), при этом существуют различные варианты агрегирования.
В то же время, крупнейшие российские и зарубежные производители ГЗД эту продукцию не выпускают [5,7,16,17]. В турбинных цехах буровых предприятий ТВД комплектуются из узлов и деталей стандартных турбобуров и винтовых двигателей.
ТВД не имеют недостатков ВЗД или турбобуров. Выходная энергетическая характеристика ТВД формируется в результате гидромеханического торможения винтовой рабочей пары, путем совместного действия ее момента сопротивления и вращающего момента турбины, в зависимости от частоты вращения вала турбобура.
Рисунок 15 – Пример компоновки турбовинтового двигателя.
С использованием же ТВД при работе одного бурового насоса возможно осуществлять бурение в режиме, близком к роторному, обеспечивая при этом частоту вращения долота от 90 мин-1 (с одной турбинной секцией) до 240 мин-1 (с двумя турбинными секциями).
В целом, использование ТВД при строительстве скважин позволяет обеспечить [29,30]: применение высокопроизводительных шарошечных долот; повышение стойкости работы шарошечных долот; увеличение осевой нагрузки; корректировку траектории ствола скважины в заданном интервале за один рейс; общее сокращение затрат времени в цикле строительства скважины.
Компоновочная схема сборки и комплектации ТВД в основном соответствовала. Основной отличительной особенностью явилось дополнительное крепление переводника торсиона, установленного в заводских условиях посредством резьбового соединения левого направления в верхней части полого ротора винтовой рабочей пары.
Испытания турбовинтового забойного двигателя ТВД-195 проводились в компоновке с долотом 8 1/2″ MXL-09 № 6065321 в скважине № 5402 — Вишанская, в интервале 799 — 1286 м при разбуривании горных пород, представленных солью с пропластками глин, мергелей, известняков и ангидритов глинисто-галитовой подтолщи [29].
Всего при испытаниях ТВД-195 было пробурено 487 м горных пород за 62,67 ч со средней механической скоростью 7,77 м/ч. Вследствие включения в КНБК полноразмерного калибратора, установленного над ТВД-195, для предотвращения «зависания» бурильного инструмента, осуществлялось дополнительное вращение бурильной колоны ротором с частотой 30 — 40 мин-1.
При испытаниях ТВД-195 на скважине в соответствии с описанными ниже методиками проводились промысловые эксперименты по определению: зоны устойчивой работы ТВД-195; при этом, с целью определения зоны устойчивой работы ТВД-195, проводились изменение расхода бурового раствора в диапазоне от 20 до 27 л/с и последовательное увеличение осевой нагрузки на долото от 1,0 до 1,6 кН. Установлено, что турбовинтовой забойный двигатель ТВД-195 уже при расходе 20 л/с устойчиво работает с осевой нагрузкой 1,0 кН. При повышении расхода бурового раствора до 24 л/с и повышении значения осевой нагрузки до 1,6 кН ТВД-195 также работал устойчиво; оптимальной осевой нагрузки на долото; при этом определение данного параметра осуществлялось методом «заторможенного» барабана с использованием станции контроля бурения АМТ-100 (г. С.-Петербург).
Замеры осуществлялись при расходе бурового раствора 24 л/с и частоте вращения ротора 30-40 мин-1 в диапазоне осевых нагрузок от 1,6 до 0,8 кН. Установлено, что при значении расхода бурового раствора, составляющем 24 л/с, оптимальный режим работы ТВД-195 находится в диапазоне значений осевой нагрузки на долото от 1,4 до 1,6 кН.
В целом, испытания турбовинтовых двигателей ТВД-195 и ТВД-240 при бурении глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба показали, что: принятая модульная компоновочная схема ТВД с верхним расположением винтового модуля является рациональной; бурение с использованием ТВД не отражается существенным образом на динамике увеличения люфта опор долота; использование ТВД в компоновке с высокопроизводительными долотами эффективно за счет более высокой скорости проходки в сравнении с роторным способом; с целью повышения надежности работы ТВД целесообразно в его силовых модулях устанавливать устройства, предотвращающие разъединение их валов.
2.3 Бурение скважин на месторождениях в условиях аномально
низких пластовых давлений и поглощения бурового раствора
При вскрытии продуктивных пластов с АНПД и условиях минимальной репрессии о системе «скважина-пласт», в качестве промывочного агента используются аэрированные жидкости, пены, инертные газы и другие.
Применение газа в качестве промывочной жидкости.
При бурении в поглощающих горизонтах, зонах тектонических и стратиграфических несогласий, пониженного пластового давления с применением промывочной жидкости происходит ее поглощение с разной интенсивностью. Бурение скважин с применением в качестве циркуляционного агента сжатого инертного газа вместо бурового раствора позволяет, в случае отсутствия пластовой воды, пройти эти зоны с достаточной очисткой забоя от выбуренной породы и без создания репрессии на прискважинную зону пласта.
При бурении таким способом увеличиваются механическая скорость и срок службы долота, меньше загрязняются горные породы и продуктивные пласты; сокращается время отбора образцов шлама; практически устраняется потеря циркуляции в пластах, не содержащих воду и нефть, при использовании газов можно осуществлять заканчивание в продуктивных газовых пластах, имеющих низкие пластовые давления, с сохранением естественных коллекторских свойств; устраняются выпучивания, размыв стенок ствола и обвалы в породах, естественная структура которых нарушается при смачивании водой. Полученные преимущества позволяют уменьшить время и стоимость бурения скважин [37].
Существует несколько видов газообразных агентов, которые применяются при бурении скважин: выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, азот, природный газ, сжатый воздух, туман, пены, аэрированные жидкости. Выбор определенного вида промывочного агента зависит от множества факторов, требующих детального анализа, в том числе от устойчивости пород разреза скважины, величины притока пластового флюида к скважине.
Однако при использовании воздуха и газа процесс бурения усложняется по следующим причинам: нет противодавления в скважине, которое обеспечило бы контроль за притоком воды, нефти и газа; отсутствует возможность контролировать устойчивость стенок ствола скважины; бурильная колонна теряет плавучесть из-за отсутствия архимедовой силы, что вызывает увеличение нагрузки на лебедку на 20-25 %; увеличивается возможность образования взрывоопасной смеси в стволе скважины (при использовании воздуха) и в зоне буровой установки (при применении газа); буровую установку необходимо укомплектовать дорогим специальным оборудованием (компрессоры, дивертор) [37].
В работах [31,32] приведен пример успешного применения способа бурения с очисткой забоя воздухом в компоновке низа бурильной колонны винтового забойного двигателя фирмы «Dyna-Drill» (США).
Для проводки скважины использовали долото, предназначенное для бурения с очисткой забоя воздухом, двигатель с наружным диаметром 127 мм, припой переходника с углом смещения оси на 1,5о и специального патрубка с расточкой для циклинометра. Все эти узлы были спущены в скважину на бурильной колонне диаметром 114 мм. За 3,5 часа было пробурено 6,4 м, израсходован при этом 67 м3 газа при дарении 1,7 МПа. За второй рейс с новым долотом (оказались заклинены шарошки первого долота) было пройдено еще 10 м. Итого в процессе бурения с применением забойного двигателя было пробурено 16,4 м. Этот пример доказывает возможность использования винтового двигателя в КНБК с применением в качестве энергоносителя газовой смеси.
При использовании ВЗД с продувкой воздухом, хотя конструктивно они были изготовлены для бурения с промывкой жидкостью, возникали проблемы, связанные с различием свойств этих циркуляционных агрегатов. Поскольку газ является сжимаемой системой, то давление его при движении в циркуляционной системе (и в частности в затрубном пространстве) изменяется), в связи с чем изменяется и скорость восходящего потока. Для обеспечения выносной способности, равновеликой выносной способности несжимаемой среды (бурового раствора), требуются более высокие расходы газа, которые превосходят рекомендуемые расходы ли жидкости для ВЗД, что зачастую вызывает их преждевременный износ (выход из строя).
Было отмечено, что для работы этих двигателей требуемый расход газа, необходимый для эффективной очистки ствола скважины, в 2-3 раза больше, чем рекомендуемый расход по жидкости (техническая вода).
Трение поверхности ротора и статора при этом вызывают резкое увеличение выделяемого тепла внутри двигателя и снижают срок его службы [31].
Практика [31,32] показала, что стандартные двигатели, в которых использовался газ вместо бурового раствора, имеют ограниченный срок службы статора и ускоренный износ подшипников. Межремонтный период ВЗД обычно составляет менее 50 ч, механические скорости бурения вдвое ниже, чем при бурении роторным способом. Более того, при использовании воздуха стандартные двигатели после спуска на забой имели тенденцию не запускаться.
Для увеличения срока межремонтного периода работы винтового забойного двигателя с продувкой газом требуется снижение подаваемого расхода. Данный вопрос может быть решен за счет конструктивного изменения самого двигателя, а именно [31]: некоторая часть газа может быть выведена из бурильной колонны в зарубное пространство через перепускной клапан, установленный непосредственно над двигателем, т.e. минуя двигатель, тем самым повысится его работоспособность. Однако при этом ухудшается очистка забоя от выбуренной породы. в двигателях с пустотелым ротором некоторая часть газа может быть выведена внутрь вала двигателя через центральное калиброванное отверстие (насадку), минуя рабочие органы, и далее через долото на забой и в затрубное пространство. Благодаря этому снижается расход газа через рабочие органы ВЗД, улучшается охлаждение, вследствие чего увеличивается его срок службы, И при этом весь расход газа поступает на забой, осуществляя его очистку.
В случае применения стандартного ВЗД вышеуказанные проблем выявили экономическую нецелесообразность бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с продувкой воздухом.
С учетом этого при выпуске ВЗД для бурения с продувкой газом необходимо соблюдать следующие требования: оптимальный срок службы двигателя должен составлять как минимум 50 ч., позволяющий пробурить требуемый интервал набора кривизны за один рейс; двигатели и элементы, их составляющие, должны быть стандартных типоразмеров; двигатель должен быть работоспособным при бурении с продувкой инертным газом в сухих разрезах скважины; компоновка двигателя (с фиксированным и регулируемыми углами перекоса и соединительных переводниках) должна обладать способностью к подбору темпа приращения кривизны порядка 10/30 м и должна иметь гибкость, для обеспечения кривизны скважин с большим и средним радиусом искривления; экономически оправданная механическая скорость бурения с продувкой газом должна быть порядка 9 — 18 м/ч.
Бурение скважин с применением аэрированных жидкостей.
В отечественной нефтегазовой промышленности практически все способы, а именно бурение скважин с использованием турбобуров, электробуров, ВЗД и роторным способом, были апробированы с промывкой аэрированными растворами. Данные технологии применялись для решения проблем при определенных геолого-технических условиях месторождений независимо от способа бурения с целью [20]: сокращения затрат времени и материально технических средств на прохождение интервалов зон поглощений; улучшения показателей работы долот: увеличения их стойкости, проходок на долото, механической скорости бурения и, как следствие, увеличения рейсовой скорости бурения; улучшения условий работы забойных двигателей; повышения качества вскрытия продуктивных пластов; повышения качества и снижения затрат при строительстве скважин и др.
Выполнение указанных задач обеспечивало существенное улучшение технико-экономических показателей проводки скважин, снижение стоимости одного метра проходки и увеличение добываемого дебита углеводородов.
Технология бурения с использованием аэрированных жидкостей широко апробирована и внедрена на многих месторождениях Башкирии, Татарии, Волгоградской, Саратовской, Пермской областей и других нефтегазовых регионов страны.
Наибольший объем внедрения приходится на Башкирию и Волгоградскую область. В Башкирии этот метод внедрялся в сочетании с электробурением, бурением турбобурами и ВЗД, а в Волгоградской области с турбобурами и роторным способом [32,33].
Авторы [31,32] привели пример успешной проводки первой горизонтальной скважины с использованием электробура на Новоузыбашевском нефтяном месторождении, где выбор способа бурения, типа забойного двигателя и промывочной жидкости производился с учетом специфики проводки горизонтальных скважин на данном месторождении.
Применение пенных систем в качестве промывочной жидкости [3341].
Пены обладают рядом преимуществ перед газообразными и аэрированными системами, а именно: повышенной устойчивостью, возможностью регулирования плотности широком диапазоне, высокой выносной способностью за счет флотационного эффекта, повышенной вязкостью, низкой фильтрационной способностью, способностью временно блокировать пористую прискважинную зону пласта/
Использование пены в качестве промывочного агента при вскрытии продуктивного пласта позволяет: осуществлять бурение и вскрытие пластов при коэффициентах аномальности пластового давления; снизить дифференциальное давление на разбуриваемые породы, что увеличить механическую скорость бурения; сократить время освоения скважин и вывод на оптимальный режим эксплуатации с проектируемыми дебитами.
Недостатком при использовании пен является необходимость гашения образующейся пены. В различных отраслях промышленности существует значительное число способов и устройств для разрушения пены, но поиск новых эффективных методов и разработка устройств пеноразрушения до сих пор является актуальной задачей. Излишнее пенообразование может сильно осложнить процесс приготовления раствора, закачки его в скважину, а также неблагоприятно влиять на техническое оборудование.
Авторами [32] сообщается, что применение технологий бурения на скважинах Новоузыбашевского месторождения, технико-экономические показатели проколки скважин, в которых продуктивный пласт вскрывался с помощью пены, в несколько раз выше по сравнению со скважинами, пробуренными с промывкой водой, обработанной ПАВ. Так, расход долот уменьшился в 4 раза; проходка возросла и 3-4 раза; механическая скорость возросла в 1,5-2,0 раза, максимально сохранив при этом коллекторские свойства продуктивного пласта. При сравнении полученных дебитов скважин, пробуренных с применением технологии с использованием пены и стандартной технологии, оказалось, что дебит на скважине на пене составил в среднем в 3-3,5 раза больше, чем на традиционной скважине.
Опыт использования пен на Дулисьминском месторождении показал следующие преимущества [37]: низкие скорости восходящего потока в затрубном пространстве и стабилизирующее воздействие пены на водовосприимчивые формации позволяют углублять ствол в неустойчивых породах без размывания стенок ствола и образования каверн; исключается потеря циркуляции рабочего агента в зоне низкого пластового давления; увеличиваются механическая скорость и проходка на долото по сравнению с использованием буровых растворов; по анализу пены, выходящей из выкидной линии, можно судить о наличии нефтегазоносных пластов и пластов, содержащих соленую воду; устраняется возможность неожиданного газопроявления, так как пена поглощает газ; резко сокращаются затраты на специальное оборудование
Однако использование пены имеет недостатки: низкая механическая скорость в сланцах, особенно, в липких глинах; необходимость большого количества компрессоров при наличии притоков нефти и воды свыше 3 л/мин для сохранения устойчивости пены; при газопоступлениях свыше 8-12 м /мин использование пен исключается [37].
Как показывает современная практика, благоприятными условиями ятя использования пен следует считать горные породы (например, кавернозные и трещиноватые рифовые отложения с низкими пластовыми давлениями), в которых имеются притоки воды и нефти, не превышающие 3 л/мин. Их применение наиболее экономически эффективно при углублении ствола большого диаметра [37].
Однако отсутствие необходимого специального технологического оборудования (вращающегося превентора, блока разрушения пены, компрессоров высокого давления) не позволило в дальнейшем широко применять данную технологию [39-41].
Тем не менее, отечественный и зарубежный опыт позволяет определить область эффективного применения пены в районах распространения многолетнемерзлых пород. При бурении в мерзлых породах пена, если она сохраняется между трубами и породой, предотвращает смятие колонны обсадных труб, так как содержит всего 2% воды.
Таблица 3 – Опыт использования пены при бурении скважины в многолетнемерзлых породах.
Тип циркуляционного агента
Наименование показателей Промывочная
Пена
жидкость Объем бурения, м 11620 11600 Число скважин 21 21 Средняя механическая скорость бурения,
3,16 2,21 м/ч Интервал бурения, м 13-1040 13-1040 Удельный вес бурения без отбора керна (в
95,5 95,5 общем объеме), % Проходка на долото, м 42 35 Баланс рабочего времени (всего), ст-ч 1181 8308 Чистое бурение, % 40,92 63,43 Вспомогательные работы, % 46,0 26,16 Подготовка к бурению с пеной, % 2,4 Простои, % 9,1 10,41 в том числе аварии, % 4,1 5,99
Авторы работы [32] приводят отечественный пример проводки скважины с использованием пены в условиях многолетнемерзлых зонах. При сравнении результатов проводки скважин с промывкой пеной или буровым раствором, видно (таблица 3), что при бурении с пеной механическая скорость возросла в 1,4-1,6 раза, и проходка на долото увеличилась и 1,2-1,6 раза. Одновременно применение пен позволило в целом повысить производительность и экономичность буровых работ за счет сокращения затрат времени и материалов на борьбу с поглощениями, улучшить условия охраны недр [42].
Таким образом, рассмотренный метод бурения с использованием ГЗД и пены показывает высокую эффективность в условиях многолетнемерзлого грунта. Это позволяет рекомендовать данный метод для буровых работ при строительстве скважин на континентальной части арктических регионов Красноярского края и соседних областей.
2.3.1 Применение ВЗД при бурении в условиях АНПД и
поглощения бурового раствора с промывкой пеной
В последние десятилетия в России, странах СНГ и за рубежом произошли существенные изменения как в структуре сырьевой базы, так и в характере развития буровых работ и разработки месторождений, в связи с чем современные представления о технологии строительства нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и разработке месторождений, особенно находящихся и стадии падающей добычи, требуют серьезного совершенствования.
Как показал анализ литературы, в России получили широкое распространение практически все способы бурения скважин, а также имеется опыт вскрытия продуктивных нефтяных пластов с горизонтальным окончанием ствола с промывкой в основном газожидкостными системами, практический интерес представляет исследование возможности применения винтового забойного двигателя при вскрытии продуктивных пластов в АНПД промывкой пеной. Применение пен в данных условиях обеспечит: существенное сокращение времени и материально-технических средств на проходку зон поглощений бурового раствора; значительное увеличение проходки на долото и механической скорости бурения; максимально возможный дебит углеводородов без дополнительных затрат времени и средств на его освоение; объективную оценку продуктивности вскрытых пластов; минимальное загрязнение недр и окружающей среды.
Исследования авторов [22-42] позволяют сделать следующие выводы о режимах особенностях эксплуатации ВЗД при использовании в качестве бурового раствора пен при различных расходах и перепадах давления: Расход жидкости является одним из основных параметров режима работы двигателя. С увеличением расхода повышаются основные характеристики мощность и частота вращения пала двигателя. Присутствие твердой фазы в глинистом растворе вызывает дополнительные гидродинамические потери. Но ввод пенообразователя и вспенивание того же глинистого раствора практически снижают потери до контрольных (по технической воде) значении. Однако увеличение расхода увеличиваются и гидравлические потери и двигателе. Рабочие характеристики ВЗД при использовании пен в качестве рабочего агента приближены к рабочим характеристикам работы ВЗД с промывкой глинистым раствором. Содержание твердой фазы в промывочной жидкости ведет к естественному снижению рабочих характеристик ВЗД. Увеличение степени аэрации пены увеличивает экстремальный режим работы двигателя, соответствующий условиям наиболее эффективного разрушения горных пород. С увеличением расхода повышаются показатели эффективности работы двигателя. Применение в качестве промывочной жидкости вспененных систем, в отличии от малоглинистого бурового раствора, незначительно снижает работоспособность ВЗД, поэтому применением при вскрытии продуктивных пластов с АНПД наклонно-направленным или с горизонтальным окончанием ствола, где использование бурового раствора может привести к глубокому блокированию коллектора или вызвать поглощение, позволит вести процесс углубления с максимальным сохранением естественной проницаемости пласта-коллектора.
3 ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПО ПРОВЕДЕННЫМ
ИССЛЕДОВАНИЯМ
Как видно из анализа литературных источников, проблематика эффективного использования забойных двигателей в исследованиях поднимается многими авторами. Активно рассматриваются такие вопросы, как: совершенствование конструкции забойных двигателей; совершенствование компоновок низа бурильных колонн с применением гидравлических забойных двигателей; бурение скважин в породном массиве с определенными геологическими характеристиками; обеспечение безотказной и эффективной работы забойных двигателей в режиме промывки различными буровыми растворами; увеличение безремонтного пробега двигателей за счет внедрения комплекса мер; совершенствование методов контроля режима работы винтового двигателя в забойных условиях; разработка автоматизированных систем управления процессом бурения.
В результате анализа установлено, что не существует универсальных технических решений по обеспечению безаварийного бурения глубоких нефтяных скважин. На выбор влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов. Техническая характеристика бурового навигационного комплекса, включающего породоразрушающий инструмент, винтовой забойный двигатель-отклонитель, телесистему и технологическую оснастку, должна соответствовать проектной технологии бурения скважины и обеспечивать точное выполнение проектного профиля при высоких технико-экономических показателях.
Например, нефтедобывающие компании все чаще обращаются к сложным траекториям скважин для вскрытия удаленных объектов, пересечения трещин, преодоления ступенчатых сбросов и проникновения вглубь пласта. Хотя такие скважины бурить намного сложнее, эффективность извлечения в них зачастую выше благодаря увеличению площади контакта ствола скважины с продуктивным пластом.
В результате анализа существующих технологий направленного бурения установлено, что повышение точности выполнения проектного профиля ствола скважины при минимальном количестве рейсов, возможно с использованием комбинированного способа бурения двигателемотклонителем, основанного на сочетании режима «скольжения» и режима «вращения» бурильной колонны. Данный способ позволяет в определенных пределах осуществлять управление траекторией бурения направленной скважины с возможностью реализации искривленных и прямолинейных участков её профиля.
Перспективным решением при бурении в условиях соленосных отложений является использование турбинно-винтовых двигателей, сочетающих в себе достоинства турбобуров и винтовых забойных двигателей. С использованием ТВД возможно осуществлять бурение в режиме, близком к роторному, обеспечивая при этом частоту вращения долота от 90 мин-1 (с одной турбинной секцией) до 240 мин-1 (с двумя турбинными секциями).
В целом, использование ТВД при строительстве скважин позволяет обеспечить: применение высокопроизводительных шарошечных долот; повышение стойкости работы шарошечных долот; увеличение осевой нагрузки; корректировку траектории ствола скважины в заданном интервале за один рейс; общее сокращение затрат времени в цикле строительства скважины.
Технология бурения на пенах применима при бурении геологоразведочных скважин в условиях многолетнемёрзлых пород и зонах с аномально низким пластовым давлением. В сочетании с винтовыми забойными двигателями, такая тактика бурения позволяет, наряду с увеличением механической скорости бурения, достичь снижения операционных затрат при максимальном сохранении свойств продуктивного пласта.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ:
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/zaboynyie-dvigateli/
