Территория Нефтегаз № 12 2016

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