image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 12 2016

Бурение

01.12.2016 10:00 Промысловые испытания компоновки низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото
Статья посвящена методу доведения необходимой нагрузки до долота и улучшению технико-экономических показателей бурения при разбуривании нефтяных и газовых скважин, в частности наклонно-направленных и горизонтальных. Авторами предложена компоновка низа бурильной колонны (КНБК), состоящая из долота PDC (Polycrystalline Diamond Cutter), скважинного осциллятора, винтового забойного двигателя, телесистемы и бурильных труб. Включенный в КНБК скважинный осциллятор позволяет усилить динамическую составляющую осевой нагрузки на долото благодаря низкочастотным колебаниям промывочной жидкости, достигающим забоя скважины, а долото PDC образует ровную цилиндрическую горную выработку. Малоамплитудные продольные колебания осциллятора снижают силы трения бурильной колонны о стенки скважины, тем самым способствуя дохождению осевой нагрузки на долото. Плавность подачи нагрузки на долото и упрощение управления компоновкой с включением в нее наддолотного скважинного осциллятора становится возможным при использовании долот типа PDC. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний предлагаемой компоновки, проведенных на скв. № 6053 Шереметьевского месторождения Республики Татарстан. Описаны условия проведения промысловых испытаний. Представлены данные по опытной и оценочным скважинам, пробуренным в идентичных горно-геологических условиях с включением в компоновку осциллятора и без него. В процессе бурения контролировались такие параметры, как механическая скорость бурения, проходка на долото, осевая нагрузка на долото, давление промывочной жидкости, расход промывочной жидкости. Промысловые испытания выявили, что проходка на опытной скважине на долото возросла в среднем на 35 %, а механическая скорость – на 21 % по сравнению с бурением соседних скважин в аналогичных геолого-технических условиях.
Ключевые слова: наклонно-направленная скважина, нагрузка на долото, компоновка низа бурильной колонны, долото PDC, осциллятор, проходка, механическая скорость бурения.
Ссылка для цитирования: Хузина Л.Б., Фаткуллин Р.Х., Шайхутдинова А.Ф., Фахрутдинов Ш.Х., Еромасов А.В. Промысловые испытания компоновки низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 12. С. 20–24.
Открыть PDF


Одними из актуальных задач для нефтегазовых компаний России являются разработка и внедрение новых технологий, способствующих повышению эффективности бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, число которых неуклонно растет. Однако проблема доведения и поддержания необходимой нагрузки на долото по-прежнему остается актуальной ввиду значительной площади контакта бурильной колонны труб со стенками скважины и наличия больших сил сопротивления движению колонны, следствием которого являются преждевременный износ долот, снижение скорости бурения, прихваты и множество других негативных последствий.

1_1_3.jpg

Рис. 1. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото

Fig. 1. The bottom-hole assembly with enhanced dynamic load on the bit

В последние годы проводились различные теоретические, лабораторные и промысловые исследования работы бурильного инструмента [1]. Установлено, что при работе бурильного инструмента возникают продольные, поперечные и крутильные колебания, тесно взаимосвязанные друг с другом. Если крутильные и поперечные колебания стремятся погасить, применяя различные разделители и демпферы, то продольные колебания, существенно влияющие на увеличение механической скорости бурения, усиливают при помощи различных наддолотных устройств, создающих динамическую осевую нагрузку на долото [1–3].

В работе [2] подробно описаны конструкции виброусилителей динамики бурильного инструмента (виброусилитель с трехлопастным долотом, вибратор с перекидным клапаном, вибратор с регулируемой динамикой и др.) и приведены результаты промысловых испытаний. Компоновки с включением в них механизмов с динамической составляющей осевой нагрузки на долото проходили промысловые испытания с различными забойными двигателями: турбобурами, электробурами, винтовыми забойными двигателями, а также при роторном бурении. В каждом из представленных вариантов наблюдалось превышение механической скорости и проходки на долото. В качестве породоразрушающего инструмента применялись трехшарошечные долота, в частности МЗ-ГАУ, ТЗ-ГНУ.

1_1.jpg

Рис. 2. Спектр частот КНБК без применения осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с

Fig. 2. The frequency spectrum of BHA without the use of an oscillator with the consumption of flushing fluid 20 l/s

Современное состояние рынка буровых долот характеризуется усилением доли новых типов долот с поликристаллическими алмазно-твердосплавными резцами (PDC – Polycrystalline Diamond Cutter), которые стремительно завоевывают популярность, увеличивая проходку на долото, механические скорости бурения, сокращая время на спускоподъемные операции и вытесняя тем самым долота шарошечного типа. Широкое применение долота PDC получили в Западной Сибири, месторождения которой сложены мягкими породами и мягкими с включениями средних по твердости пород [4]. В связи с этим становятся актуальными разработки новых типов КНБК с включением долот PDC, так как рациональный подбор породоразрушающего инструмента совместно с необходимым забойным двигателем способен обеспечить значительную экономию капитальных затрат при строительстве нефтегазовых скважин.

Учитывая преимущества новых оригинальных долот PDC, характеризующихся высокими технико-экономическими показателями, на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института была разработана и запатентована компоновка низа бурильной колонны, состоящая из долота PDC, скважинного осциллятора-турбулизатора, винтового забойного двигателя, телесистемы и бурильных труб [5] (рис. 1).

1_1_1.jpg

Рис. 3. Спектр частот КНБК с применением осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с

Fig. 3. The frequency spectrum of BHA with the use of the oscillator with the consumption of flushing fluid 20 l/s

Включенный в КНБК скважинный осциллятор-турбулизатор [6] позволяет усилить динамическую составляющую осевой нагрузки на долото благодаря низкочастотным колебаниям промывочной жидкости, достигающим забоя скважины, и способствует более эффективному разрушению горных пород, а долото PDC образует ровную цилиндрическую горную выработку. Малоамплитудные продольные колебания осциллятора снижают силы трения бурильной колонны о стенки скважины, способствуя дохождению осевой нагрузки на долото. Плавность подачи нагрузки на долото и упрощение управления компоновкой с включением в нее наддолотного скважинного осциллятора становится возможным при использовании долот PDC.

Для определения влияния предлагаемой КНБК на основные технико-экономические показатели бурения были проведены промысловые испытания.

Составлена программа проведения испытаний, предметом которых являлась компоновка с усиленной динамической нагрузкой на долото, целью – определение степени влияния предлагаемой компоновки на технико-экономические показатели бурения: механическую скорость бурения и проходку на долото, а также снятие амплитудно-частотной характеристики осциллятора.

Image_010.png

В качестве контрольно-измерительного прибора использовался двухканальный портативный автономный виброизмерительный прибор АГАТ-М фирмы
«Диамех», предназначенный для контроля и анализа вибрационного состояния примышленного оборудования. Прибор позволяет проводить измерения таких вибрационных характеристик, как общий уровень вибрации, амплитуды/фазы первой гармонической составляющей оборотной частоты, спектральный анализ вибросигналов и их форм, 1/3-октавный анализ с расчетом мощностей вибрации в 33 стандартных частотных полосах, и обеспечивает возможность просмотра, анализа и разгрузки данных для обработки на персональном компьютере и снятия частотных и временных характеристик.

Промысловые испытания проводились на скв. № 6053 Шереметьевского месторождения ПАО «Татнефть». Месторождение площадью 19,13 км2 расположено на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода. Бурение скважины велось буровой установкой БУ-2000/125 ЭБМ. Для подачи промывочной жидкости (техническая вода) применяли буровые насосы БРН-1, осевая нагрузка на долото составила 9–10 т. Для бурения скважины использовали винтовой забойный двигатель ДРУ172, долото PDC215,9. Опытное бурение проводилось в интервале 305–800 м, геологический разрез сложен твердыми и крепкими породами. Проектная глубина скважины составила 1115 м. В процессе бурения контролировались такие параметры, как механическая скорость бурения, проходка на долото, осевая нагрузка на долото, давление промывочной жидкости, расход промывочной жидкости.

Перед спуском в скважину работу осциллятора проверяли на устье скважины восстановлением циркуляции жидкости. В процессе бурения был замерен спектр частот. После обработки данных были получены графики (рис. 2–3).

На рис. 2 представлены спектры частот, характерные для работы насоса и других элементов циркуляционной системы.

Из рис. 3 видно, что появилась линия в спектре частот, равная 40,13 Гц, которой ранее не было, и она соответствует частоте работы осциллятора. Из рис. 2 и 3 следует, что осциллятор подтверждает свою работоспособность в промысловых условиях при различном уровне расхода промывочной жидкости. Для оценки эффективности данной компоновки был выполнен сравнительный анализ результатов бурения соседних скважин без применения осциллятора в аналогичных геолого-технических условиях на том же месторождении. Результаты опытного бурения с применением предлагаемой КНБК приведены в таблице.

Проведенные промысловые испытания выявили, что проходка на опытной скважине на долото возросла в среднем на 35 %, а механическая скорость – на 21 %
по сравнению с бурением соседних скважин в аналогичных геолого-технических условиях. Осциллятор проработал без аварий и осложнений и показал хорошую работоспособность и надежность. После проведения промысловых испытаний осциллятор был в рабочем состоянии, износ деталей незначительный, менее 5 %.

Таким образом, проведенные промысловые исследования показали, что применение предлагаемой КНБК в составе с наддолотным скважинным осциллятором совместно с долотами PDC позволяет эффективно использовать ее, увеличивая механическую скорость бурения и проходку на долото.


Сравнительные данные применения КНБК на скважинах в аналогичных геолого-технических условиях с применением скважинного осциллятора и без него

The comparative data of the use of BHA in the wells with the same geological-technical conditions and with the use of a downhole oscillator and without it

Площадь

Square

Стратиграфия

Stratigraphy

Крепкость пород

The strength of the rocks

Расход промывочной жидкости, л/с

The consumption of the washing fluid, l/s

Давление на стояке, ат

The riser preasure, at

Нагрузка на долото, т

Workload on the bit, t

Тип промывочной жидкости

The type of washing liquid

Номер скважины

Well’s No

Интервал применения, м

Range, m

Проходка на долото, м

The penetration of the bit, m

Механическая скорость бурения, м/ч

Mechanical drilling speed, m/h

КНБК

BHA

Шереметьевское месторождение

Sheremetyevo deposit

Нижнепермский

Low Permian

Твердые

Solid

20–32

Техническая вода

Technical water

Скважина, пробуренная с применением осциллятора

Well drilled with using of an oscillator

Верхний карбон

Upper carbon

Твердые

Solid

85–90

9–10

6053

305–800

495

30,8

(PDC) 215,9 БТ7716SМА-013 (новое) + осциллятор + ДР-172 № 4436 (новое) + центратор
212 + 75 м УБТ (178) + 18 м
(ЛБТ) + БИ

(PDC) 215,9 BТ7716SМА-013 (new) + oscillator + DM-172
No. 4436 (new) + oscillator
212 + 75 m drill collar (178) +
+ 18 m (LWDP) + drilling tools

Мячковский

Myachkovsky

Крепкие

Tough

Подольский

Podolsky

Крепкие

Tough

Скважины, пробуренные без применения осциллятора

Well drilled without  using of an oscillator

Башкирский

Bashkir

Крепкие

Tough

85–90

10–12

6041

685–921

236

21,6

215,9 БТ616SМА-009 № 0010213 (новое) + калибратор 213 +
+ ДР-195 № 1295 (новое) +
+ центратор 212 + 75 м УБТ + БИ

215,9 BT616SМА-009
No. 0010213 (new) + calibrator 213 + DM-195 No. 1295 (new) +
+ centrator 212 + 75 m drill
collar + drilling tools

Верейский

Vereisky

Средние

Average

80–90

6–9

6031

328–650

322

21

(PDC) 215,9 БТ7716МR
№ 0011113 (новое) + ДР172
№ 517 (новое) + центратор 212 + + 75 м УБТ + БИ

(PDC) 215,9 BT7716МR
No. 0011113 (new) + DM-172
No. 517 (new) + centrator 212 +
+ 75 m drill collar + drilling tools

100–115

10–13

6044

495–712

217

24

(PDC) 215,9 БТ7616МА-609
№ 0011113 (новое) + ДРУ172
№ 3375 (50/110 ч) + центратор 212 + 75 м УБТ (178) + БИ (114)

(PDC) 215,9 BT7616МА-609
No. 0011113 (new) + DDM-172 No. 3375 (50/110 h) + centrator 212 + 75 m drill collar (178) +
+ drilling tools (114)

Среднее значение (оценочное)

The average value (estimated value)

259

22



← Назад к списку


im - научные статьи.