Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga

2. «Point-the-bit» - позиционирование долота. Достигается смещением приводного вала относительно компоновки, либо изменением его кривизны, что вызывает изменение угла. К этому типу можно отнести: «Geo-Pilot» компании Halliburton Sperry Drilling Services, «Well-Guide» компании Gyrodata Western Hemisphere. Также к «point-the-bit» можно отнести систему «Dart» компании Andergauge Drilling System[17].

Принцип работы РУС типа «Point-the-bit»

Системы такого типа - это оборудованный аппаратурой, наддолотный стабилизатор, состоящий из трёх основных компонентов (рис. 6.13), включая вращающуюся мандрель (приводной вал), эксцентриковую внутреннюю втулку и утяжелённый невращающийся наружный корпус. Инструмент работает, контролируя направление эксцентриковой внутренней втулки, которая смещает мандрель и, соответственно, долото в заданном направлении.

В таблице 6.4 приведены роторные управляемые системы ведущих фирм - производителей и их характеристики.

Таблица 6.4 - Роторные управляемые системы и их характеристики

Рисунок 6.13 - РУС типа «Point-the-bit» в разрезе



Расположение наружного корпуса постоянно отслеживается компьютером, который управляет инструментом и автоматически поправляет положение эксцентриковой внутренней втулки для сохранения соответствующей ориентации долота. Вращение внутренней втулки с целью изменения ориентации долота осуществляется двигателем постоянного тока со сверхвысоким крутящим моментом, работающим от литиевого аккумулятора или турбинного генератора[18].

Принцип работы РУС типа «Push-the-bit».

Система данного типа состоит из невращающегося базового блока, блока контроля за процессом бурения и модуля телесистемы MWD.

В состав базового блока входят навигационные сенсоры, распределительный клапан и направляющие лопасти. В состав блока контроля за процессом бурения входят внутрискважинный компьютер и турбинный генератор или литиевые батареи. Во время бурения внутрискважинный компьютер сверяет загруженные в него проектные данные со значениями, поступающими из MWD модуля.

На рисунке 6.14 представлена РУС типа «Push-the-bit».

Рисунок 6.14 - РУС типа «Push-the-bit»

Если возникает отклонение от заданной траектории, внутрискважинный компьютер, при помощи навигационных сенсоров передаёт информацию распределительному клапану, который направляет гидродинамическую энергию бурового раствора на направляющие лопасти, которые выдвигаются из корпуса. В результате происходит отталкивание всей компоновки от стенки скважины в заданном направлении[19].

Роторные управляемые системы ведущих компаний. Роторные управляемые системы Geo-Pilot компании Halliburton

В управляемой роторной системе Geo-Pilot (рис. 6.15) используется управляемый отклонитель, состоящий из цельного вала, расположенного между долотом и верхней частью инструмента.

Рисунок 6.15 - Управляемая система вращательного бурения Geo-Pilot

Выполненный из нержавеющей высокопрочной стали вал имеет внутренний канал для прохода бурового раствора. Компактный и прочный отклоняющий узел, размещённый внутри невращающейся верхней части корпуса, передаёт контролируемое отклонение на вал через два вращающихся эксцентриковых кольца. Связь с эксцентриковыми кольцами сверху и снизу осуществляется с помощью двух систем привода.

В результате действия одного или обеих систем привода кольца поворачиваются вместе или по отдельности и отводят вал в сторону по осевой линии корпуса, заставляя вал искривляться и ориентировать долото в направлении заданного угла установки отклонителя (Рисунок 6.16). Специально сконструированные вращающиеся уплотнения внутри корпуса не позволяют буровому раствору попадать внутрь системы, а смазочной жидкости вытекать наружу.

Секция вала, проходящая через корпус, опирается на верхний подшипник фиксированного конца, подшипник радиальной опоры и нижний плавающий подшипник. Когда эксцентриковые кольца изгибают вал, то вал изгибается между верхним подшипником фиксированного конца, который не даёт валу изгибаться выше себя и нижним плавающим подшипником, который позволяет долоту отклоняться в любом заданном направлении и свободно вращаться. Так как основная нагрузка на долото передаётся через корпус, то благодаря этому вал можно сделать более тонким и управляемым.

Чтобы обеспечить максимальный срок службы и надёжность системы Geo-Pilot, подшипники уплотнения и другие внутренние движущиеся детали погружены в смазочное масло. А так как оборудование работает изолированно от промывочной жидкости, то проблемы совместимости с буровым раствором практически отсутствует. Расположенный в верхней части компоновки компактный прочный компьютеризированный блок осуществляет контроль за отклонением вала.

Рисунок 6.16 - Принцип эксцентричных колец - Отклонение вала

Это позволяет непрерывно управлять направлением движения долота. Таким образом, в самой скважине становится возможным регулирование направления буренияи желательного темпа набора кривизны.

Усовершенствованные датчики с питанием от долговечной внутренней батареи отслеживают положение долота, скорость вращения колонны и внутренние параметры оборудования.

Типичная компоновка для бурения с системой Geo-Pilot приведена на рисунке 6.15а.

Система предназначена для использования с алмазным долотом с расширенной калибровочной частью.

Таблица 6.5.Системы Geo-Pilot серии 7600 и 9600- опыт применения

Статистика Geo-Pilot на декабрь 2009	7600 Series	9600 Series
Первый рейс	Jul-99	Jan-02
Всего рейсов	3,651	3,233
Межремонтный период (час)	2,812	8,764
Межремонтный период (футы)	96,835	270,342
Пробурено футов	6,416,460	7,432,265
Пробурено метров	1,956,238	2,265,934
Mилей	1,215	1,408
Самый длинный рейс	17,936 ft	13,976 ft
	5,468 m	4,261 m
Длинна среднего рейса	1,772 ft	2,175 ft
	540 m	663 m
Самый долгий рейс (Цирк часов)	322	425
Средн рейс (циррк часов)	51	59
Самая высокая интенсивность	9.8є / 100 ft	9.2є / 100 ft
Самый большой зенитный угол	122є	119є
Самая высокая температура	159 °C / 318 °F	135 °C / 275 °F
Самое высокое давление	25,600 psi	21,110 psi
Наибольшая глубина по инструменту	31,972 ft	27,342 ft
	9,745 m	8,334 m
Наибольшая глубина по вертикали	31,398 ft	27,340 ft
	9,570 m	8,333 m
Greatest Displacement	25,757 ft	23,268 ft
	7,851 m	7,092 m

Достоинства:

Ш Увеличивает скорость проходки при уменьшении непроизводительного времени

Ш Контролирует профиль при наборе угла с большой интенсивностью независимо от геологических условий (тип/твердость породы)

Ш Управление положением отклонителя с высокой скоростью в режиме реального времени в процессе бурения, одновременно с каротажом. Оптимальное качество ствола и значительно уменьшенная вибрация благодаря совмещению с системой FullDrift™ (долото с удлиненной калибрующей частью)[20].

Системы PowerDriveX и PowerDriveXceed компании Schlumberger PowerDrive X

Система используют механизмы автоматической ориентации и управляют траекторией скважины путём приложения бокового усилия к долоту. В системе расширяющийся, не вращающийся стабилизатор обеспечивает статическое боковое усилие, приложенное к стенке скважины, что вызывает противодействующее усилие, приложенное к стабилизатору и долоту. Интенсивность искривления скважины определяется соотношением объёмов бокового резания и бурения в прямом направлении. В системе на уровне долота ось вращения долота всегда расположена под углом по отношению к оси скважины.

Величина этого угла определяется геометрией инструмента и радиусом кривизны скважины.

Рисунок 6.19 - Роторно-управляемая система, работающая по принципу Push-the-Bit

Рисунок 6.20 - Принцип действия PowerDriveX6

Таблица 6.6 - PowerDriveX6-Характеристики

При использовании данной технологии набор параметров кривизны осуществляется за счет трех педалей, работающих от гидравлического привода, которые отталкиваются от стенок скважины, тем самым отклоняя долото в нужном направлении. Кроме того, в отличие от ВЗД, РУС является полностью вращающейся системой, поэтому передает большую нагрузку на долото, что позволяет использовать более агрессивные долота и гарантировать лучшую промывку ствола.

Использование управляемых роторных систем PowerDriveXtra для бурения скважин с большими отходами от вертикали позволило компании «Сахалинморнефтегаз» (СМНГ - дочерняя фирма компании «Роснефть») улучшить показатели производительности бурения и качество ствола по сравнению со скважиной, пробуренной по обычной технологии с использованием винтового забойного двигателя.

Бурение скважин производилось с наземной кустовой площадки, расположенной на севере острова Сахалин. В соответствии с техническим заданием горизонтальное смещение точки входа в пласт составляло 4000 м от побережья острова.

При бурении было задействовано 2 типоразмера управляемой роторной системы PowerDriveXtra диаметром 228,6 мм и 171,5 мм. Скорость бурения при бурении под 311,1 мм колонну повысилась на 41%, при этом время на проработку и калибровку ствола скважины сократилось на 38%.

Так же ярким примером является Верхнечонское месторождение. Для того чтобы повысить эффективность бурения и оптимизировать цикл строительства скважин, специалисты Департамента буровых работ ОАО «Верхнечонскнефтегаз» совместно с Департаментом по геологии и разработке месторождений компании Schlumberger предложили новую методологию, предусматривающую использование роторно-управляемой системы (РУС), каротажа во время бурения (КВБ) и геонавигации.

Рисунок 6.20А. - PowerDriveX6 - Размерность: PowerDrive1100PowerDrive900PowerDrive825PowerDrive675PowerDrive475

Сочетание технологий РУС и КВБ обеспечило необходимый контроль траектории и важную информацию о геофизических свойствах пород, а благодаря применению геонавигации продуктивность каждой скважины увеличилась более чем вдвое.

Для того чтобы обеспечить эффективное управление во время углубления скважины и последующего сбрасывания угла при добуривании секции диаметром 152,4 мм, была запроектирована РУС, имеющая калибратор диаметром 147,64 мм. Также использовался гибкий переводник для обеспечения плановой интенсивности искривления ствола (3° на 30 м).

Благодаря применению более агрессивных долот, средняя механическая скорость проходки с использованием РУС на четырех скважинах составила 16 м/ч (рекорд - 21,85 м/ч), что вдвое выше, чем при использовании ВЗД. Это позволило сократить цикл бурения горизонтальных секций на три дня - до 3,62 суток (Рис. 6.21). Иными словами, на бурение 100 м с использованием РУС требуется вдвое меньше времени- 0,65 суток вместо 1,39 суток.

Рисунок 6.21 - Сравнение показателей ВЗД и РУС в секции диаметром 152,4 мм

Сравнительный анализ бурения с РУС и с ВЗД также выявил преимущества новой технологии. Как показано на Рисунке 6.23а, траектория ствола с ВЗД представлена простой нисходящей линией от середины продуктивной зоны до ее подошвы.

Рисунок 6.23а. - Типовая траектория ствола скважины с ВЗД

Бурение последних 200 м горизонтальной секции сопровождалось значительными осложнениями. Результатом низкой эффективности направленного бурения и непредсказуемого падения зенитного угла стал тот факт, что конечная глубина по вертикали была достигнута на 100 м ранее проектной глубины по стволу, и геологические цели скважиной выполнены не были - в отличие от скважины, пробуренной с применением РУС и КВБ (Рисунок 6.23б). Таким образом, новые технологии открывают широкие возможности для максимально эффективной разработки продуктивных горизонтов ВЧ1 и ВЧ2.

Рисунок 6.23б - Траектория ствола скв. 640 (РУС+КВБ)

Итак, в ходе пилотного проекта был выявлен ряд преимуществ технологий РУС и КВБ как с технической, так и с экономической точек зрения:

· экономия затрат на строительство скважин;

· сокращение сроков бурения и снижение связанных с бурением рисков;

· улучшение расположения скважины в пласте и повышение качества ствола;

· ускорение ввода скважин в эксплуатацию и обеспечение более высоких дебитов;

· возможность бурения скважин с большим отходом от вертикали.

Одним из наиболее важных положительных эффектов применения РУС с силовой секцией является стабильность КНБК: во время бурения наблюдались очень слабые вибрации за счет отделения поверхностного вращения от вращения на долоте. Дополнительными преимуществами использования силовой РУС стали сокращение извилистости и улучшение очистки ствола скважины[21].

PowerDriveXceed

РУС для бурения в наиболее сложных условиях. Наклонно-направленное бурение полностью вращающейся роторной управляемой системой.

Вращение на вал долота происходит за счет вращения буровой колонны. Ось вала долота смещена по отношению к оси прибора. Электромотор вращает блок смещения против часовой стрелки с теми же оборотами, что и инструмент, обеспечивая его геостационарность, три точки контакта обеспечивают управляемость.



Рисунок 6.24 - PowerDriveXceed-Характеристики

Области применения:

· Бурение наклонно-направленных скважин, зарезка боковых стволов в открытом стволе

· Бурение скважин увеличенного диаметра

· Бурение с бицентричными долотами

· Бурение в мягких или абразивных породах

Особенности:

· Получение данных в реальном времени с использованием приборов телеметрии PowerPulse или TeleScope

· Технология направление долота «Point-the-Bit»

· Измерения зенитного угла и азимута в реальном времени в непосредственной близости от долота

· Автоматическое поддержание зенитного угла для бурения транспортных или горизонтальных секций

· Режим автоматического удержания азимута

· Измерение скорости вращения долота

· Повышенная управляемость

Эксплуатационные характеристики (общие):

· Буровые растворы на водной, нефтяной основе, а также растворы на синтетической основе

· Максимальная температура: 150°C

· Максимальное давление: 20000 psi [137895 кПа]

· Фиксированный угол смещения от оси прибора:

0.6° для Xceed675 (8°/30м), 0.5°для Xceed900 (6.5°/30м)

Системы компании Baker Hughes

· Роторная управляемая система AutoTrak ™

· Роторная управляемая система AutoTrakCurve™

· Системы вертикального бурения TruTrak™ и VertiTrak™

· CoilTrak™ наклонно-направленное бурение на ГНКТ

· Наддолотная резистивиметрия и гамма ZoneTrak™[22][26].

Рисунок 6.24 - Буровые системы Baker Hughes



Рисунок 6.25 - КНБК, используемая Baker Hughes на скважине месторождения Thien Nga(Лебедь)



Сравнительный расчёт. Исходные данные.

Показатели	Данные
Глубина бурения,м	4225-5255
Глубина залегания подошвы слабого пласта, м	4100
Давления гидроразрыва в слабом пласте, МПа	45
Глубина залегания кровли флюидосодержащего пласта,м	4000
Пластовое давление во флюидосодержащем пласте,МПа	41
Тип буровых насосов	УНБТ-950А
Условия всасывания буровых насосов	С подпором
Минимальный наружный диаметр труб в КНБК, м	0,140
Интервал отработки долот, м	4225-5255
Среднее время 1-ой СПО, ч	16
Стоимость часа работы буровой установки, руб/ч	96600

Таблица 6.6б

Показатели	Данные
Фактически пробуренная скважина
Вид привода	Ротор(РУС)
Тип ГЗД	-
Стоимость часа работы РУС, руб/ч	12000
Расход бурового раствора, м3/с	0,032
Осевая нагрузка, кН	150
Частота вращения ротора,об/мин	90
Типоразмер долот	215,9 PDC
Стоимость долота, руб.	1200000
Проходка за рейс по долблениям, м	1030
Время механического бурения по долблениям, ч.	85,7
Теоретически рассчитываемая скважина
Вид привода	ГЗД
Тип ГЗД	Д-172
Стоимость часа работы ГДЗ, руб/ч	3300
Осевая нагрузка, кН	150
Типоразмер долот	215,9 PDC
Стоимость долота, руб.	1200000



РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

1. ИЗУЧЕНИЕ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

В изучении исходных данных таблицы 6.6а представлены показатели бурения двух горизонтальных скважин на одном месторождении площади с идентичными горно-геологическими условиями. Залегание пород в интервале от 4225 до 5255 м. Способ бурения фактически пробуренной скважины - роторный с РУС, а теоретически рассчитываемой - ВЗД. В качестве привода долота в теоретически рассчитываемой скважине используется ВЗД типа Д-172. При этом в обеих скважинах использовались долота типа 215,9 PDC. В таблице 6.6б приводятся сведения о стоимости долот, среднем времени одной СПО для заданной глубины бурения, стоимости часа работы БУ и стоимости работы ВЗД.



2. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА

Установим соответствие плотности бурового раствора, применяемого в фактически пробуренной и теоретически рассчитываемой скважинах, требованиям правил безопасности бурения:

- плотность бурового раствора, кг/;

- пластовое давление, Па;

- ускорение силы тяжести, ;

- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м;

- коэффициент превышения.

Фактически пробуренная скважина:

Определим расход жидкости , необходимой для качественной очистки забоя и долота от шлама по формуле:

Где

- коэффициент расхода,м/с;

для роторного способа бурения (а=0,35…0,5),

тогда

с учетом минимальной скорости жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающей вынос шлама, = 1,4м/с, находим необходимый расход бурового раствора Q₂ по формуле:

Где- расход бурового раствора, обеспечивающий вынос шлама из скважины, м3/с;

- диаметр скважины, м; диаметр скважины для упрощения расчетов принимается равным диаметру долота на всем протяжении ствола;

- минимальным наружный диаметр бурильных труб, м;

_- средняя скорость течения жидкости.

Так как >, то согласно условию: ), где , - расход бурового раствора, обеспечивающий вынос шлама из скважины; примем = .

Теоретически рассчитываемая скважина:

Определим расход жидкости , необходимой для качественной очистки забоя и долота от шлама по формуле:

Где

- коэффициент расхода,м/с;

для способа бурения с помощью ГЗД (а=0,5…0,7),

тогда

с учетом минимальной скорости жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающей вынос шлама, = 1,4м/с, находим необходимый расход бурового раствора Q₂ по формуле:

Где-расход бурового раствора, обеспечивающий вынос шлама из скважины, м3/с;

- диаметр скважины, м; диаметр скважины для упрощения расчетов принимается равным диаметру долота на всем протяжении ствола;

- минимальным наружный диаметр бурильных труб, м;

_- средняя скорость течения жидкости.

Так как >, то согласно условию: ), где , - расход бурового раствора,обеспечивающий вынос шлама из скважины; примем = .

Однако это величину необходимо проверить на возможность обеспечения устойчивой работы гидравлического забойного двигателя Д-172. В таблице 5.2 (учебного пособия) для этого ВЗД указано рекомендуемое компанией-производителем значение расхода жидкости (тех. воды) - 0,038. Согласно рекомендациям раздела №5 это значение можно изменять в пределах ±15%, то есть диапазон рекомендуемых значений расхода жидкости для Д-172 составит от 0,0323 до 0,0437 . С учетом того, что расход не находится в указанном ранее диапазоне, принимаем



3. ВЫБОР ЧИСЛА РАБОТАЮЩИХ НАСОСОВ И ДИАМЕТРА ЦИЛИНДРОВЫХ ВТУЛОК

Фактически пробуренная скважина:

Так как всасывание промывочной жидкости буровыми насосами осуществляется c подпором, примем коэффициент наполнения насосов . Для создания равной или несколько большей по сравнению с найденной подачей с учетом данных таблицы 4.1, будем использовать 1 насос УНБТ-950А с втулками диаметром 150 мм и подачей 0,0319 . Тогда , где

- коэффициент наполнения;

- справочная подача насосов при выбранном диаметре втулок;

- количество используемых буровых насосов.

.

Полученный расход , обеспечивает качественную промывку скважины и очистку забоя и долота от шлама. Таким образом в дальнейших расчетах принимаем расход бурового раствора. Предельное давление на выходе насоса УНБТ-950А при использовании втулок 150 мм составляет 32 МПа.

Теоретически рассчитываемая скважина:

Так как всасывание промывочной жидкости буровыми насосами осуществляется с подпором, примем коэффициент наполнения насосов . Для создания равной или несколько большей по сравнению с найденной подачей с учетом данных таблицы 4.1, будем использовать 1 насос УНБТ-950А с втулками диаметром 160 мм и подачей 0,0364 . Тогда , где

- коэффициент наполнения;

- справочная подача насосов при выбранном диаметре втулок;

- количество используемых буровых насосов.

.

Полученный расход , обеспечивает качественную промывку скважины и очистку забоя и долота от шлама и устойчивую работу ВЗД. Таким образом в дальнейших расчетах принимаем расход бурового раствора. Предельное давление на выходе насоса УНБТ-950А при использовании втулок 160 мм составляет 32 МПа.



4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БУРЕНИЯ ПО ФАКТИЧЕСКИМ ДАННЫМ

Работа долот при бурении интервала скважины оценивается следующими показателями: проходка на долото (за рейс долота), время работы долота (время механического бурения, стойкость или ресурс долота), механическая скорость проходки.

1) Проходка на долото:

,

где h - средняя проходка на долото (за рейс долота), м;

H - общая проходка в интервале бурения, м;

N - количество долот (рейсов).

2) Среднее время работы работы (стойкость) долота:

где - общее время мехбурения интервала, ч;

- среднее время мехбурения долотом, ч.

3) Средняя механическая скорость проходки (м/ч):

4) Эффективность работы долот оценивается технико-экономическими показателями бурения: рейсовой скоростью бурения и стоимостью одного метра проходки в заданном интервале проводки скважины:

;

- рейсовая скорость бурения, м/ч;

- стоимость метра проходки, руб/м;

- длина интервала бурения, м;

- общее время мехбурения интервала, ч;

- общее время спускоподъёмных операций и вспомогательных работ, ч;

- суммарная стоимость всех долот, руб;

- стоимость часа работы буровой установки, руб/ч;

- стоимость проката (аренды) ГЗД или РУС, руб/ч.

Фактически пробуренная скважина:

Долото 215,9 PDC.

Расход бурового раствора .

Осевая нагрузка на долото G = 150 кН.

Частота вращения долота n = 90 об/мин.

Вид привода - ротор.

Количество долот N= 1.

Общая (суммарная) проходка.

H= 1030 м.

Средняя проходка на долото м.

Общее (суммарное) время мехбурения.

.

Среднее время работы долота.

.



Средняя механическая скорость проходки.

Рейсовая скорость бурения.

.

Стоимость всех долот.

1200000*85,7/300 = 342800 руб.

Стоимость метра проходки.

.

Теоретически рассчитываемая скважина:

Для проведения дальнейших расчетов необходимо, используя справочные значения параметров из табл. 5.2, пересчитать энергетическую характеристику винтового двигателя Д-172 по формулам (5.6)-(5.8) на фактически применяемые значения расхода и плотности бурового раствора:

тормозной момент ;

холостая частота вращения ;

перепад давления на режиме максимума мощности ;

где - крутящий момент;

- частота вращения;

- расход бурового раствора;

- плотность бурового раствора;

- расход бурового раствора, соответствующий справочной характеристике ВЗД;

- плотность бурового раствора, соответствующая справочной характеристике ВЗД;

- крутящий момент, соответствующий справочной характеристике ВЗД;

- частота вращения, соответствующая справочной характеристике ВЗД;

- перепад давления, соответствующий справочной характеристике ВЗД.

Тормозной момент:

;

холостая частота вращения:

;

перепад давления на режиме максимума мощности:

частота вращения на режиме максимума мощности:

.



Параметры	Значение
Расход жидкости,	0,0364
Плотность жидкости, кг/	1097
Тормозной момент, Н	21542
Холостая частота вращения, об/мин	163
Частота вращения при максимуме мощности, об/мин	134
Перепад давления, МПа	9,14

Для определения фактических параметров отработки долот при бурении заданных интервалов необходимо определить режимные параметры ВЗД при его совместной работе с конкретным долотом. Используя формулы (3.7), (5.11) и (5.9) рассчитаем удельный момент на долоте, рабочий крутящий момент и частоту вращения винтового двигателя при работе в скв.2. При определении m частоту вращения в формуле (3.7) примем равной частоте вращения на режиме максимальной мощности - 134 об/мин. При расчете n показатель степени в формуле (5.9) примем как для нового ВЗД.

Удельный момент на долоте для долота 215,9 PDC:

;

Крутящий момент (долото 215,9 PDC):

, где

- осевая нагрузка.

Частота вращения (долото 215,9 ТЗГАУ), , так как принимаем, что ВЗД - новый:

Используя полученные значения фактических показателей бурения -времени работы долота, а также параметров режима бурения - осевой нагрузки и частоты вращения долота, определим числовые значения адаптационных коэффициентов по формулам:

Где - время механического бурения, ч;

- частота вращения долота, об/мин;

- осевая нагрузка на долото, кН;

- эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам фактической отработки всех долот одного типоразмера в рассматриваемом интервале.

Для долота 215,9 PDC c использованием РУС:

Долото 215,9 PDC, бурение с использованием ВЗД.

;

- время механического бурения, ч;

- частота вращения долота, об/мин;

- осевая нагрузка на долото, кН;

- эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам фактической отработки всех долот одного типоразмера в рассматриваемом интервале.

Расход бурового раствора .

Осевая нагрузка на долото G = 150 кН.

Вид привода - ГЗД.

Количество долот N= 1.

Общая (суммарная) проходка.

H = 1030 м.

Средняя проходка на долото м.

Общее (суммарное) время мехбурения.

.

Среднее время работы долота.

.

Средняя механическая скорость проходки.

Рейсовая скорость бурения.

.

Стоимость всех долот.

1200000* = 260040 руб.

Стоимость метра проходки.

.

Данные сводим в таблицу:

Показатели	Средние показатели бурения по скв. 1	Средние показатели бурения по скв.2
Способ бурения	Ротор(РУС)	ГЗД
Тип долота	215,9 PDC	215,9 PDC
Плотность бурового раствора, кг/м3	1097	1097
Расход бурового раствора, м3/с	0,0297	0,0364
Осевая нагрузка на долото, кН	150	150
Частота вращения, об/мин	90	156
Количество долот, шт.	1	1
Общая проходка, м	1030	1030
Средняя проходка на долото, м	1030	1030
Общее время мехбурения, ч	85,7	65,01
Стоимость 1 долота, руб.	1200000	1200000
Стоимость всех долот, отработанных в интервале, руб	342800	260040
Среднее время одной СПО, ч	16	16
Суммарное время СПО, ч	16	16
Рейсовая скорость, м/ч	10,13	12,71
Стоимость 1м, руб/м	10869	8058,39

В результате выполненных расчетов установлено, что при использовании ВЗД увеличивается рейсовая скорость в 1,25 раз, стоимость проходки уменьшается в 1,35 раза по сравнению с бурением роторным способом с РУС[3].

Изначально бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин высокопроизводительными забойными двигателями (ВЗД) может быть экономически эффективным. Однако различные проблемы, осложняющие заканчивание скважины, могут привести к значительным потерям времени и большим затратам. Обычно проблемы при наклонно-направленном бурении с использованием ВЗД возникают из-за неравномерного диаметра ствола и микро-искривлений, которые могут осложнить спуск обсадной колонны. Существует постоянный риск прихвата трубы во время проводки длинных горизонтальных участков скважины с использованием забойных двигателей без вращения бурильной колонны. РУС, использующие технологию направления долота (point-the-bit), помогут избежать такого рода проблем, возникающих при отклонении долота забойным двигателем (push-the-bit).

Таблица 6.7. Фактические показатели работы отклонителей по породам возраста миоцена и верхнего олигоцена

№ п/п	Показатель	Ед.изм.	ВЗД
1	Проходка	м	1030
2	Время механического бурения	ч	190,74
3	Механическая скорость проходки	м/ч	5,4
4	Количество долблений	шт.	6
5	Проходка за долбление	м	201

Исходя из таблицы 6.7 рассчитаем фактические параметры оптимизации.

Фактически пробуренная скважина с ВЗД.

Количество долот N= 1.

Рейсовая скорость бурения.

.

Стоимость всех долот.

1200000*190,74/300 = 762960 руб.

Стоимость метра проходки.

.



Правильный выбор инструмента имеет жизненно важное значение для добывающих компаний с точки зрения технических аспектов и затрат. Несмотря на то, что РУС могут заменять высокопроизводительные гидравлические забойные двигатели, обоснованность их применения в большинстве случаев гарантируется только при условии тщательного проектирования скважины и учета инженерно-технических особенностей.

Роторная управляемая система не использует режим слайдирования для контроля направления скважины. Она постоянно вращается, направляя долото по желаемой траектории. Вращение всей бурильной колонны предотвращает прихваты и спиральное скручивание труб, обеспечивая передачу необходимой нагрузки на долото для оптимизации скорости проходки, экономии времени и затрат. Попеременное бурение без вращения и с вращением бурильной колонны при использовании забойных двигателей может привести к существенным изменениям скорости проходки, особенно на горизонтальных участках.

Сравнивая проводку скважины с помощью РУС и ВЗД, можно обнаружить ряд серьезных моментов не в пользу последнего. Бурение длинных горизонтальных участков с помощью забойного двигателя крайне сложно, поскольку по мере увеличения длины участка контролировать положение отклонителя двигателя становится все сложнее. При слайдировании при помощи ВЗД бурильная колонна не вращается, буровой раствор находится в статичном состоянии, поэтому буровой шлам должным образом не выносится на поверхность и может скапливаться вокруг бурильной колонны, в результате чего происходит прихват. При проталкивании долота двигателем без вращения колонны сила трения увеличивается, однако постоянное вращение роторной управляемой системы устраняет данную проблему. По мере увеличения длины ствола становится сложнее задать правильную скорость вращения в скважине для программирования роторной управляемой системы на бурениев необходимом направлении. Управление ВЗД осложнено в длинных боковых горизонтальных интервалах, где нижняя часть бурильной колонны лежит на стенке скважины и может скручиваться, крайне затрудняя поддержание точного положения отклонителя. Это приводит как к проблемам поддержания необходимого направления, так и к удорожанию бурения в связи с осложненной установкой отклонителя забойного двигателя. Однако, роторная управляемая система может программироваться не только изменением скорости вращения бурильной колонны, но и пульсациями давления с использованием специального наземного оборудования, что позволяет точно и оперативно задавать траекторию. Роторные управляемые системы совместно с инструментами для каротажа в процессе бурения (LWD) позволяют получать отличные азимутальные имиджи ствола и высокоточные каротажные данные благодаря ровному и точному диаметру ствола, получаемому в результате использования роторной управляемой системы. Каротажные данные более высокого качества позволяют геофизикам выполнять геонавигацию в пластах малой мощности.

Например, получить точную азимутальную плотность и сопротивление ствола, используя геонавигацию при бурении забойными двигателями, невозможно ввиду отсутствия вращения во время слайдирования. Непрерывное же вращение РУС позволяет получать высококачественные имиджи в гладких и ровных стволах, гарантируя проводку скважины в центральной части продуктивного горизонта.

Таким образом РУС позволяют повысить скорость проходки, улучшают очистку ствола, обеспечивают более гладкие стволы, точное размещение скважин и высококачественные каротажные данные наряду с более высоким качеством ствола и сокращением общих затрат.

В определенных условиях ВЗД способны обеспечить ощутимую экономию

Хотя технология роторного управляемого бурения имеет определенные преимущества по сравнению с забойными двигателями, существуют ситуации, когда последние являются более оптимальным решением. Сравнивая РУС с ВЗД, важно точно оценить экономию, получаемую от использования роторной управляемой системы, с учетом всех работ, а также поломок дорогостоящего оборудования и расходов в результате потери инструмента в скважине.

Например, если РУС будет потеряна в скважине во время бурения, стоимость замены данного оборудования может превысить $1 млн. А замена ВЗД обойдется примерно в $200 тыс. Если главная проблема заключается в неустойчивости ствола, что может привести к потере КНБК, возможно, лучшим выбором станет именно забойный двигатель.

Высокопроизводительные забойные двигатели в отличие от РУС совместимы со всеми долотами. Использовать определенное долото, исходя из свойств пласта, который предстоит пробурить, с РУС может быть невозможно. Кроме того, в случае неправильного выбора долота может снизиться и скорость проходки.

РУС зависит от наземной буровой установки для придания необходимой ей скорости вращения. Небольшие буровые установки не могут обеспечить скорость, необходимую для максимальной эффективности роторной управляемой системы, сводя на нет ее преимущества. Моторизованная РУС может использоваться для обеспечения необходимой скорости вращения, но значительно увеличит общую стоимость работ. Высокая скорость вращения роторной управляемой системы может вызвать износ обсадной колонны и повреждение бурильной колонны. Если по каким-либо причинам применение РУС невозможно, то ВЗД может обеспечить аналогичные показатели там, где точный контроль направления не столь важен.

Высокопроизводительные забойные двигатели оснащаются усовершенствованными резиновыми эластомерами, обеспечивающими повышенный крутящий момент, хорошую мощность и высокую эффективность. Они также способны достигать более высокой интенсивности набора угла по сравнению с РУС. Хотя скорость проходки может быть сопоставима с роторными управляемыми системами, ВЗД чаще всего не обеспечивают надлежащей очистки ствола, равномерного номинального диаметра, и приводят к варьированию интенсивности набора угла. В конечном итоге пострадает качество ствола скважины, что приведет к ухудшению качества каротажных данных и осложнит спуск обсадной колонны и заканчивание[24].

Моторизованная роторная управляемая система

Данная система прокладывает сложные траектории скважин благодаря регулируемой скорости вращения долота.

Система управления направлением бурения, или моторизованная управляемая система MotarySteerableSystem (MSS), соединяет в себе забойный двигатель, телесистему для непрерывного вращения бурильной колонны и систему управления направлением бурения. По последним данным, в Канаде, Колумбии, Мексике, Перу,Польше, России и США с использованием технологии MSS выполнено уже более сотни проектов в скважинах с разнообразной геометрией: вертикальных, с боковыми стволами и многоствольных, J-образныхи S-образных.

Технология MSS обеспечивает управление направлением бурения за счет модуляции потока бурового раствора через забойный двигатель по отношению к торцу долота. Стандартная система измерений в процессе бурения MWD используется для управления наклоном корпуса двигателя, при котором скорость вращения долота изменяется в зависимости от положения его торца. Такой поток с периодически изменяющимся расходом приводит к разрушению несоразмерно большего объема породы в определенных изогнутых участках ствола. Траектория ствола следует в направлении долота, вращающегося с повышенной скоростью: за счет увеличения скорости вращения и проходки траектория ствола направляется к проектному горизонту, а при их снижении удаляется от него.

Интенсивность набора кривизны более четко выражена в скважинах малого диаметра. Система диаметром 4,75 дюйма в скважине диаметром 6 дюймов может обеспечивать интенсивность около 3°/100 футов; а система диаметром 8 дюймов в скважине диаметром 12,25 дюйма может создавать интенсивность не более 1°/100 футов.

Если в режиме применения MSS невозможно добиться достаточной пространственной интенсивности, то для ее увеличения можно использовать традиционный метод ориентирования двигателя и направленное бурение, или слайдирование.

Целью испытаний моторизованной управляемой системы стало достижение темпов набора кривизны от 3 до 5°. Более высокие темпы набора кривизны в результате более высокой стабильности и контроля положения торца долота ставят возможности MSS в один ряд с эффективностью роторных управляемых систем (РУС).

На практике существуют лишь два метода управления направлением бурения - с помощью забойных двигателей (ВЗД) и роторных управляемых систем (РУС). В стандартных ВЗД с искривленным переводником используются циклы попеременного направленного бурения и бурения с вращением бурильной колонны, что обеспечивает двухмерный контроль направления при увеличении темпов набора кривизны в режиме слайдирования. Однако необходимость осуществления направленного бурения снижает его эффективность, а сопутствующие силы трения ограничивают отход от вертикали, при этом повышаются риски для устойчивости ствола. В результате использования таких систем обычно получают скважины с высокой степенью кривизны и большим числом уступов по сравнению с относительно более качественными и гладкими стволами, которые обеспечивает роторная управляемая система. Тем не менее забойные двигатели более экономичны с точки зрения затрат на обслуживание или в случае их потери в скважине.



Рис. 6.25. Благодаря непрерывному вращению бурильной колонны технология MSS характеризуется низким трением вращения, что значительно расширяет ее возможности при бурении скважин с большим отходом от вертикали.

РУСы обеспечивают непрерывное вращение компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в процессе бурения и полноценный пространственный контроль. С их помощью можно добиться увеличения темпа набора кривизны при вращении КНБК (но не слайдирования), что повышает эффективность бурения и позволяет бурить с большим отходом от вертикали при уменьшении трения при вращении.

Технология MSS объединяет в себе возможности ВЗД и РУС. Как и роторная управляемая система, она обеспечивает непрерывное вращение бурильной компоновки в процессе бурения с полноценным пространственным контролем. Применяемая технология обеспечивает низкую интенсивность набора кривизны при вращении в режиме направленного бурения и увеличенную интенсивность набора кривизны в режиме слайдирования.

Рис. 6.26. Как и РУС, технология MSS позволяет осуществлять непрерывное вращение КНБК в процессе бурения при полноценном пространственном контроле. Однако она представляет собой при этом более простую и экономически выгодную систему по сравнению с РУС благодаря более низким затратам на обслуживание и расходам в случае ее потери в скважине.

При использовании MSS повышение эффективности за счет низкого трения вращения обеспечивает возможность бурения с большим отходом от вертикали. Благодаря вращению система MSS бурит более качественные и гладкие стволы. Расходы при потере в скважине столь простой системы, а также затраты на ее обслуживание можно считать промежуточным значением соответствующих затрат на содержание ВЗД и РУС.

В заключение стоит отметить, что применение данной технологии полностью оправдывает возложенные на нее ожидания. Применение моторизованных управляемых систем обеспечивает практически непрерывный пространственный контроль направления во время бурения сложных скважин[25].



7. РАЗДЕЛ БЕЗОПАСНОСТИ. БЕЗОПАСНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ С ВЗД

Аварии с винтовыми забойными двигателями регулярно встречаются при бурении скважин на месторождении Thien Nga(Лебедь). Успешная и своевременная ликвидация указанных аварий при бурении скважин является одной из важнейших задач для сокращения сроков работ и обеспечения качества строительства скважин. Поэтому в данном разделе безопасность проектных решений обоснована с точки зрения безопасного выполнения работ в процессе ликвидации аварий с забойными двигателями на месторождении Thien Nga(Лебедь).

7.1 Аварии с забойными двигателями

Виды аварий с забойными двигателями:

· Слом корпуса по телу;

· Слом вала;

· срыв резьбы или отвинчивание по резьбовому соединению верхнего переводника с корпусом;

· отвинчивание ниппеля;

· отсоединение от бурильной колонны;

· заклинивание корпуса в местах резкого изменения направления оси ствола скважины.

7.1.1 Слом корпуса по телу

Поломка корпуса забойного двигателя происходит при резком ударе о забой скважины или при ударах об уступы в стволе скважины. Причиной слома может стать усталостное состояние металла, в результате которого образуются микротрещины, а также дефекты, полученные в результате эксплуатации забойного двигателя (надрезы, вмятины, трещины). Эти дефекты становятся очагами концентрации напряжений, по которым происходит слом.

Имеется много случаев слома корпуса забойного двигателя по резьбе. У забойных двигателей основные поломки наблюдаются в соединительных переводниках. Сломы носят усталостный характер.

7.1.2 Слом вала забойного двигателя

Слом вала происходит в основном по резьбе под роторную гайку и контргайку, по промывочным окнам в местах перехода с основного диаметра под пяту, по упору втулки нижней опоры.

7.1.3 Срыв резьбы или развинчивание резьбового соединения

Установлено, что при отсутствии дефектов в корпусе забойного двигателя наибольшее число сломов приходится на участки ослабления резьбы.

Срыв резьбы или ее развинчивание происходит вследствие недостаточного крепления узлов в процессе сборки - чрезмерный или низкий момент свинчивания резьбовых соединений. В процессе эксплуатации забойного двигателя на резьбовые соединения действуют знакопеременные нагрузки. Кроме того, резьба подвергается износу из-за трения соприкасающихся поверхностей ее витков. На сорванной резьбе отмечается значительная сработка ее профиля по рабочей стороне.

Износ резьбы ускоряется воздействием на нее бурового раствора под высоким давлением. Износ ротора и статора приводит к ослаблению напряженного состояния резьбового соединения и вызывает необходимость довинчивания резьбы.

7.1.4 Отвинчивание ниппеля

В случае отвинчивания ниппеля в скважине остаются: вал забойного двигателя, долото, ротор и статор. В случае полного отвинчивания ниппеля из скважины поднимают только корпус забойного двигателя, а остальные элементы остаются на забое. Причиной отвинчивания ниппеля может быть заклинивание его на нижней втулке забойного двигателя. При заклинивании вал, вращаясь вправо, заставляет ниппель тоже вращаться вправо, а это для него является левым вращением.

Причинами заклинивания ниппеля на валу забойного двигателя могут быть:

· скопление шлама между поверхностями обрезиненной части ниппеля и наружной части втулки опора вала забойного двигателя;

· резкая подача бурового раствора в скважину;

· отслоение резиновой обкладки ниппеля;

· изгиб вала забойного двигателя при ударах о забой или уступы.

7.1.5 Отсоединение забойного двигателя от бурильной колонны

Аварии из-за износа замковых резьб верхнего и предохранительного переводников происходят вследствие недосмотра за их состоянием.

Часто работы проводят без верхнего предохранительного переводника, что приводит к быстрому износу замковой резьбы, и при установке нового переводника изношенная резьба соединяется с новой. В результате этого происходит разрушение резьбы, характер которого подобен характеру разрушения замковых соединений бурильных труб и УБТ.

Слом верхнего переводника забойного двигателя происходит в шейке под элеватор. Аварии этого вида возникают при сложных работах, главным образом в условиях, когда прилагаемые усилия близки или равны временному сопротивлению металла. Так, были случаи, когда излом муфт ниже шеек происходил при попытках извлечь забойный двигатель домкратом, а также при сильных ударах бурильной колонны об уступ.

Характерными признаками аварий с забойными двигателями являются:

· резкое падение давления промывочной жидкости при незначительной потере веса бурильной колонны;

· прекращение проходки[4].

7.2 Ликвидация аварий с забойными двигателями

При срыве замковой резьбы верхнего переводника забойного двигателя в скважину спускают ловитель или труболовку. Если резьба замковой муфты находится в хорошем состоянии, спускают метчик-калибр или новый замковый ниппель, которым соединяются с оставленным забойным двигателем. Работы производятся согласно правилам эксплуатации выбранного ловильного инструмента. При срыве резьбы, соединяющей переводник с корпусом забойного двигателя или секций между собой, спускается резьбовой калибр или новый переводник. Последний используется в том случае, когда резьба корпуса забойного двигателя не нарушена и доступ к ней не закрыт.

Другой способ извлечения забойного двигателя - захват его укороченным ловителем или труболовкой.

При поломке вала забойного двигателя он извлекается ловителем или колоколом.

Для ликвидации заклинивания забойного двигателя используют кислотную ванну, а для ликвидации прихвата из-за сальникообразования - нефтяную или водяную ванну.

Если корпус забойного двигателя заклинило над забоем и расхаживание и ванны не дают результата, то перед торпедированием бурильной колонны пытаются сбить забойный двигатель на забой. Для этого разгружают колонну на 100-150 кН, опускают в нее шаблон, чтобы выяснить возможность последующего прохождения инструмента до вала забойного двигателя. После подъема шаблона в колонну бросают два жестко соединенных вала забойного двигателя с головкой в верхней части для захвата шлипсом грунтоноски.

Валы передают усилия удара на заклиненный забойный двигатель. Если после первого удара забойный двигатель не освободился, валы поднимают и операцию повторяют[5].

7.2.1 Труболовки

Труболовками называют ловильный инструмент для извлечения целиком или по частям из скважины труб и других объектов цилиндрической формы, имеющий захватные устройства клинового типа. Они подразделяются по виду захвата на внутренние и наружные, по возможности освобождения от захваченного объекта на освобождающиеся и неосвобождающиеся, по конструкции захватного устройства на цанговые, втулочные, плашечные, комбинированные.

Труболовки спускают в скважину на колонне НКТ.

Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся - только из механизма захвата.

Рис. 7.1.Труболовки внутренняя ТВМ и внутренняя плашечного типа ТВ

7.2.2 Метчики

Относятся к ловильным инструментам нарезного типа. Метчики, вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, называются универсальными. К ним относятся метчики типов МЭУ, МБУ. Метчики, ввинчиваемые в имеющуюся резьбу муфты трубы или трубного замка, называются специальными. К ним относятся метчики МЭС, МСЗ. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые - для извлечения колонны по частям.

Ловильный метчик имеет форму усеченного конуса для врезания в детали замка труб при ловильных работах. На верхнем конце метчика нарезана резьба замка труб, а на нижнем конце - специальная ловильная резьба (правая или левая).

Метчики МЭС предназначены для захвата и последующего извлечения оставшейся в скважине колонны труб оканчивающейся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты.

Метчики типа МЭУ, предназначены для захвата и последующего извлечения оставшейся в скважине колонны труб путем врезания ввинчиванием в тело утолщенных элементов извлекаемой колонны.

Рис. 7.2. Метчики МЭС и МЭУ.

7.2.3 Колокола ловильные

Относятся к ловильному инструменту врезного типа. По конструкции они подразделяются на сквозные и несквозные. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков и муфты. Колокол представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, а в нижней части внутренняя ловильная резьба с конусностью 1:16.

Рис. 7.3. Колокол КС, Колокол ловильный ЛК, К

7.2.4 Ловители

Ловители (рис. 7.4) используют для извлечения оставшейся в скважине части бурильной колонны путём соединения с её верхним концом посредством захвата снаружи трубы или замка.

Ловитель состоит из корпуса, в котором установлены подвижные в осевом направлении плашки, фиксируемые шпонками от проворота относительно корпуса. В нижней части ловитель соединяется на резьбе с направляющей воронкой, в верхней -- с переходником или трубой. На плашках по их внутренней поверхности выполнена левая винтовая нарезка. Контактирующие поверхности корпуса и плашек выполнены коническими, что обеспечивает надёжный захват верхнего конца аварийной трубы[27].



Рис. 7.4. Ловитель:

1 - корпус; 2 - подвижные плашки; 3 - шпонки; 4 - направляющая воронка.

7.3 Профилактические мероприятия по предотвращению аварий с забойными двигателями

1. Перевозка ЗД производится на специализированном транспорте.

Секционные ЗД перевозятся в разобранном виде отдельными секциями.

2. Резьбовые соединения должны иметь защитные колпачки или пробки.

3. Погрузку и разгрузку ЗД следует производить с помощью кранов, не допуская ударов. Нагрузка на корпус ЗД должна быть равно распределенной, исключающей его искривление.

4. Двигате...