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.
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.
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).
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.
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
(PDC) 215,9 BТ7716SМА-013 (new) + oscillator + DM-172 |
|||
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 +
215,9 BT616SМА-009 |
|||
Верейский Vereisky |
Средние Average |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
80–90 |
6–9 |
6031 |
328–650 |
322 |
21 |
(PDC) 215,9 БТ7716МR
(PDC) 215,9 BT7716МR |
|||
|
|
100–115 |
10–13 |
6044 |
495–712 |
217 |
24 |
(PDC) 215,9 БТ7616МА-609
(PDC) 215,9 BT7616МА-609 |
|||
Среднее значение (оценочное) The average value (estimated value) |
|
|
|
|
|
|
259 |
22 |
|