WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

       На правах рукописи

Любимова Светлана Владимировна

ПОВЫШЕНИЕ эффективности БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ УЧАСТКАМИ путём снижения прихватоопасности

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа - 2012

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института

Научный руководитель - доктор технических наук Хузина Лилия Булатовна

Официальные оппоненты:

Агзамов Фарит Акрамович - доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», профессор кафедры

Поваляев Александр Иванович - кандидат технических наук, ОАО «Татнефть», отдел технико-технологического анализа и оптимизации технологических процессов при бурении скважин, начальник отдела

Ведущая организация - Самарский государственный технический университет

       Защита состоится «18» мая 2012 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул.8-ое Марта, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан «13» апреля 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета                                Хисаева Дилара Ахатовна

Общая характеристика работы

актуальность темы

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 г. необходимо создание условий для надежного топливного снабжения рынков по устойчивым ценам. Решение этой проблемы невозможно без обеспечения приростов запасов за счет строительства нефтяных и газовых скважин. Наиболее рентабельным, на сегодняшний день, является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

Одной из основных задач при бурении скважин, особенно с горизонтальным участком ствола, является снижение значительной силы трения и обеспечение доведения необходимой нагрузки на долото. Известно, что доля наклонно-направленных скважин со смещением от вертикали более 1500 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными фильтрационными, структурно-реологическими и смазочными свойствами, составляет около 40%, а в исследованиях Б.В.Байдюка отмечается, что на образование трещин при единичном цикле разрушения породы расходуется только 8-12% подведённой энергии, а 68-76% энергии расходуется на трение на поверхностях, упругую деформацию породы и т.д.

В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования для разработки новых технических и технологических решений для снижения силы трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Цель диссертационной работы – повышение эффективности бурения путем снижения прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Объект исследования – наклонно-направленные скважины с горизонтальными участками.

Предмет исследования – способы снижения коэффициента трения бурильной колонны  о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины

Основные задачи исследования

  1. Анализ методов снижения коэффициента трения бурильной колонны  о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважин.
  2. Обоснование повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.
  3. Разработка способа повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны или ствола скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.
  4. Разработка скважинного осциллятора с помощью 3D-моделирования и изготовление опытного образца.
  5. Теоретические и лабораторные исследования влияния основных энергетических параметров и апробация скважинного осциллятора.

Методы исследования

При проведении экспериментальных исследований и математического моделирования использовались программа Компас 3D, а также стандартные методы согласно программе опытно-промысловых работ по испытанию скважинного осциллятора. Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Microsoft Excel и др.

Научная новизна

  1. Разработана классификация методов, снижающих коэффициент трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, для их научно-обоснованного выбора.
  2. Предложен способ повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным скважинным осциллятором, включенным в компоновку бурильной колонны (патент РФ №96160).
  3. Выявлена количественная взаимосвязь между расходом промывочной жидкости и перепадом давления, создаваемого скважинным осциллятором.

Основные защищаемые научные положения

  1. Повышение энергии, подводимой к долоту в скважинах с горизонтальными участками, за счет уменьшения трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины созданием дополнительных продольных виброперемещений колонны бурильных труб наддолотным скважинным осциллятором.
  2. Результаты экспериментальных и промысловых исследований по обоснованию оптимальных условий функционирования скважинного осциллятора.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций  обеспечена высокой степенью сходимости результатов экспериментальных исследований и математического моделирования значений параметров скважинного осциллятора, анализом и апробацией его на стенде.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработано технико-технологическое решение, включающее в компоновку низа бурильной колонны наддолотный скважинный осциллятор, способствующий снижению силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны скважин с горизонтальными участками.

Экспериментальными исследованиями обоснованы минимальное пороговое значение расхода промывочной жидкости, необходимое для работы скважинного осциллятора, а также рациональный режим работы.

Стендовыми испытаниями была подтверждена работоспособность скважинного осциллятора. Подготовлена программа испытаний, утвержденная начальником управления бурения ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина.

Личный вклад автора заключается в определении цели и постановке задач,  проведении теоретических исследований, стендовых испытаний скважинного осциллятора и математической обработки полученных результатов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: Молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию Ромашкинского месторождения; VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г.Туапсе, 2011); XІ Молодежной научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Азнакаевскнефть» (г.Азнакаево, 2011); ІІ Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г.Уфа, 2010); научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института по итогам 2008 и 2009 г.г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 13 научных статей, в том числе 2 статьи - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, содержит 137 страниц машинописного текста, в том числе 50 рисунков и 16 таблиц, список использованных источников из 146 наименований.

Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность научному руководителю Хузиной Лилие Булатовне,  коллективу кафедры БНГС АГНИ и специалистам Бугульминского механического завода, института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина (г. Бугульма), помогавшим в выполнении работы.

содержание работы

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель, задачи, научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость диссертационной работы.

В первой главе приведен анализ проблемы низких скоростей и показателей бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

В нефтедобывающих регионах России широкое применение получило бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Это связано с тем, что на сегодняшний день данный вид бурения является наиболее перспективным методом интенсификации добычи нефти и достижения полноты извлечения её из недр земли, особенно для месторождений со сложным строением, а также для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Основные теоретические положения и практика применения технологии горизонтального бурения в разработке нефтяных месторождений освещены в трудах следующих исследовате­лей: Р.Г.Абдулмазитова, Ф.А.Агзамова, Ю.А.Волкова, A.M.Григоряна, В.Г.Григулецкого, P.P.Ибатуллина, А.И.Ибрагимова, В.А.Иктисанова, Г.Г.Ишбаева, В.И.Кудинова, Р.Х.Муслимова, Р.С.Хисамова, Н.И.Хисамутдинова, В.Ф.Чекушина, В.В.Черных, Х.Г.Шакирова, И.Г.Юсупова, З.А.Янгуразовой, D.K.Babu, R.M.Butler, M.J.Economides, C.A.Ehlig-Economides, KM.Giger, P.A.Goode, S.D.Joshi, F.J.Kuchuk, G.J.Lichtenberger, A.S.Odeh, R.Raghavan, R.Suprunowicz, R.K.Thambynaygam и многих других.  Имеющийся в настоящее время большой отечественный и зарубежный опыт позволяет применять  бурение скважин с горизонтальными окончаниями на место­рождениях со степенью выработанности запасов на 75-80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами,  а также в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ, при этом дебиты нефти в несколько раз выше дебитов вертикальных сква­жин.

  Так, на  месторождениях Башкортостана  с 1988 г. пробурено более 100 горизонтальных стволов со средним дебитом нефти 7,1 т/сут; в компании ОАО «Сургутнефтегаз» на 1.10.2009 г. пробурено 2865 горизонтальных боковых стволов с длиной горизонтального участка  до 500 м и 42 скважины с двумя и более горизонтальными боковыми участками; в Республике Татарстан пробурено 531 горизонтальных и 82 разветвленно-горизонтальных скважин по состоянию на 01.01.2011 г. В ОАО «Татнефть» в эксплуатации находятся 464 скважины с горизонтальным окончанием, в том числе 79 разветвленно-горизонтальных скважин. Приведённые цифры говорят о  перспективности строительства скважин с горизонтальным окончанием и актуальности темы диссертационного исследования.

Опыт бурения горизонтальных стволов показывает, что одной из основных причин, приводящих к низким технико-экономическим показателям, являются затяжки, посадки и зависания бурильной колонны на стенках скважины, вызванные прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования. Среди влияющих факторов можно выделить значительную силу трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

       Основные мероприятия по предупреждению прихватов при строительстве скважин с горизонтальным окончанием сводятся к регулированию гидростатического давления буровых растворов, а также к управлению динамикой бурильного инструмента и др.

Вопросами динамики низа бурильной колонны занимались такие исследователи как В.П.Балицкий, М.С.Габдрахимов, А.С.Галеев, М.П.Гулизаде, И.Л.Гуреев, Е.И.Ишемгужин, А.Г.Калинин, З.Г.Керимов, М.Г.Копейкис, В.Е.Копылов, М.Р.Мавлютов, Р.Х.Санников, ВВ.Симонов, Н.Г.Середа, Б.З.Султанов, А.Г.Черемных, P.M.Эйгелес, Е.К.Юнин, В.К.Юртаев, Э.Л.Комма, Г.Ф.Перлов, Б.Н.Мокшин, А.И.Спивак, А.И.Попов, Б.Л.Стеклянов, Н.А.Биланенко, Б.Н.Трушкин, М.М.Абдуллин, О.Б.Трушкин, О.Г.Блинков, Е.К.Юнин, В.К.Хегай, В.И.Иванников, Г.А.Кулябин, Л.Б.Хузина и др. Из зарубежных исследователей наиболее известными являются Г.Вудс, Д.В.Дейринг, Ф.Дейли и др.

Одним из направлений снижения затрат энергии при спуско-подъемных операциях, предупреждения затяжек и прихватов бурильных колонн и приборов в скважинах является повышение смазочных свойств буровых растворов. Зарубежный и отечественный опыт показывает, что  применение промывочных жидкостей с улучшенными антифрикционными (противоприхватными) свойствами оказывает положительное влияние на работоспособность породоразрушающих инструментов, следовательно, влияет на технико-экономические показатели бурения. Результаты проведенного анализа применения смазочных добавок в России и за рубежом сводятся к следующему.

Одной из распространенных смазочных добавок для снижения прихватоопасности является нефть. Установлено, что ввод 5...10% об. в необработанный буровой раствор уменьшает силу трения между металлической поверхностью и глинистой коркой на 20...30%, что ведет к уменьшению возникновения вероятности дифференциального прихвата.

Имеется опыт использования для улучшения сма­зочных свойств бурового раствора и снижения прихватоопасности в процессе бурения скважин поверхностно-активных веществ (ПАВ). Добавление ПАВ в буровой раствор в количестве 0,01...0,03% об. позволяет снизить коэффициент трения между металлом и фильтрационной коркой на 15%.

Г.В.Конесевым, Т.Д.Дихтярь были разработаны составы смазочных добавок для улучшения противоприхватных свойств полимерглинистого раствора, в котором были применены многофункциональные  присадки ИНХП-21 и ВНИИНП-360. Эффективность применения смазочных добавок сравнивалась с остатками синтетических жирных кислот (ОСЖК), рыбожировой смазкой (РЖС) и графитом. Были получены следующие результаты снижения коэффициента трения для:  ОСЖК - до 50%, РЖС – до 40%, графита – до 25%. Содержание смазочной добавки РЖС 0,3...1,0% об. обеспечивает снижение коэффициента трения на 30...50% по сравнению с исходным глинистым раствором, что соот­ветствует значениям коэффициента трения при содержании в раство­ре 5...17% об. нефти.

По результатам исследований В.Е.Копылова и Ю.А.Чистякова применение СМАД-1 в буровом растворе позволяет увели­чить проходку на долото на 25…40%, повысить механическую ско­рость бурения на 20...25%, сократить количество прихватов и затраты времени на их ликвидацию. При введении смазочной добавки СПРИНТ, разработанной во ВНИИКРнефть, в буровой раст­вор в количестве 0,3...0,5% об. достигается снижение коэффициента трения на 50...60%.

На сегодняшний день известны также следующие смазочные добавки: легкое талловое мас­ло (ЛТМ), гудроны соапстока растительных или животных жиров, а также их смеси (СГ), растительное масло борносиликатное (РАМБС), смазоч­ная добавка экологически безвредная (СДЭБ) и др.

Применение вышеперечисленных смазочных добавок  ограничено в связи с  требованиями экологической безопасности.

За рубежом наиболее известными являются добавки серии Radeageen бельгийской фирмы «Олеон» - EBL, EME-Sweet, EME salt, Dreel Free, K-LUBE и др. Например, добавка Dreel Free в количестве 0,5% об. в глинистый раствор плотностью 1150 кг/м3 позволяет снизить коэффициент трения до 40%. Для повышения смазочных и противоприхватных свойств фильтрационной корки в буровых растворах, как за рубежом, так и в России, используется также малотоксичный американский реагент LUBE-167 фирмы M-I DRILLING FLUIDS. Использование реагента LUBE-167 в качестве смазочной добавки к буровым растворам позволяет уменьшить опасность возникновения прихватов до 40%. Смазочные добавки импортного производства, как правило, удовлетворяют требованиям технологии бурения скважин, но из-за высокой стоимости их применение на территории России ограничено.

На основании обобщения применяемых методов снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины автором предложена их классификация (таблица 1). Химические методы базируются на применении промывочных жидкостей с улучшенными противоприхватными свойствами, достигаемыми вводом в них смазочных добавок. К механическим методам относятся технические устройства, включаемые в компоновку низа бурильной колонны: осцилляторы, вибродемпферы, вибраторы, яссы и т.д.  Яссы способствуют безаварийной проходке скважин, ликвидации возникающих прихватов, но из-за высокой стоимости они широкого применения в условиях России не нашли. Центраторы служат для уменьшения прогиба бурильной колонны, площади соприкосновения со стенками скважины и т.д. Но они ориентированы на достаточно протяжённые участки бурильных колонн, а места локальных концентраций напряжений, приводящих к прихватоопасности бурильных труб, остаются незащищёнными. Поэтому необходимы дальнейшие разработки технических устройств с продольными перемещениями для устранения трения и снижения прихватоопасности на проблемных  участках.

Предлагаемая классификация позволяет научно обосновать и выбирать метод для снижения силы трения бурильной колонны о стенки скважины в процессе бурения вертикальных, наклонно-направленных скважин, а также скважин с  горизонтальными окончаниями для снижения прихватоопасности бурильных труб. 

Во второй главе обоснована возможность повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. Предварительно проанализированы существующие на сегодняшний день схемы компоновок низа бурильной колонны при бурении горизонтальных участков скважин. Проектирование компоновок низа бурильной колонны является сложной задачей и требует спуска соответствующих элементов бурильной колонны в интервалах сжатия, чтобы передать нагрузку на долото через горизонтальный участок.

  Таблица 1 – Классификация методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины


Методы снижения сил трения

Химические

Механические


Российские

Зарубежные

Российские

Зарубежные


Графит 

Нефть

ПАВ

СМАД-1

Т-66 и Т-80

Спринт

ИНХП-21, ВНИИНП-360

СЖК (ОСЖК)

РЖС

Эмультал

ЛТМ, СГ

РАМБС, СДЭБ

K-Lube

Lube-167

Dreel Free

EME-Sweet

EME-Salt

EBL

Центраторы (типа ЦЦ, ЦТ и др)

Калибраторы (КЛ, КЛС)

Стабилизаторы (КС, КСС)

Вибродемпферы

Яссы (типа ГМ, ГУ и др)

Осцилляторы 

Осциллятор марки AGT-066

Яссы типа ZSJ/ZXJ и др.


Ввод смазочной добавки от объема бурового раствора, %

В составе компоновки низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных, вертикальных и скважин с горизонтальным окончанием


0,02

10

0,01-0,03

1-4

0,3-0,5

2-3

0,5

0,5

0,3-1

0,3-1

0,5

0,5-1

0,5

0,5-1

0,5

0,5

0,5

0,5-1

Уменьшение площади соприкосновения со стенками скважины

Уменьшение коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины

Ликвидация  прихватов  бурильных труб

Снижение силы трения и сопротивления перемещению бурильной колонны, доведение нагрузки на долото



Снижение коэффициента трения, %


25

20-30

15

50-60

30-50

50-60

25-50

50

30-50

25

80

30-50

30-50

30-50

40

30-40

20-40

20-40


Представленные на рис.1а, б схемы типичных компоновок с забойным двигателем являются универсальными и применяются на всех участках направленных и горизонтальных скважин. Они используются для отклонения от вертикали и набора зенитного угла, бурения участков стабилизации зенитного угла и обеспечивают точное управление траекторией скважины. На рис.1 б показана компоновка с забойным двигателем с одним центратором над долотом и одним центратором над рабочей секцией забойного двигателя. Дополнительные центраторы улучшают работу компоновки, включающей забойный двигатель с регулируемым углом перекоса при небольших зенитных углах скважины, а также способствуют снижению силы трения бурильной колонны.

 

       а б

Рисунок 1. Схемы компоновок низа бурильной колонны при бурении  наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин

В зарубежной практике в составе бурильных колонн при бурении горизонтальных участков скважин для ликвидации прихватов применяют один или два ясса, причем верхний ясс срабатывает при движении колонны труб как вверх, так и вниз, а нижний должен срабатывать только при движении колонны труб вверх, во избежание его срабатывания в процессе бурения. Например, известна следующая забойная компоновка при бурении горизонтального ствола: долото - ГЗД - стабилизатор – телеметрическая система Measurement While Drilling (MWD) - немагнитная УБТ - УБТ - ясс – УБТ до устья. Но задачу снижения  прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали  яссы не решают.

Вышеуказанные методы снижения сил трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны являются достаточно эффективными средствами на протяженных участках скважин,  но для устранения трения и снижения прихватоопасности в проблемных локальных участках необходимы разработки технических устройств с продольными виброперемещениями. В этом случае виброударное возмущение, создаваемое устройством импульсного действия, передается на зону прихвата, при этом изменяются реологические свойства среды, создаётся псевдоожиженный слой на границе между стенками бурильной колонны и стенками промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.  Среда разжижается, а, следовательно, уменьшается прочность ее на сдвиг и коэффициент трения, что способствует ликвидации прихвата.

       В известных исследованиях, связанных с динамикой низа бурильной колонны, приводятся сведения о существенной роли колебательных процессов при бурении нефтяных и газовых скважин. Из всех видов колебаний релаксационные автоколебания возникают при периодическом высвобождении энергии, аккумулируемой трением замков о скважину в случае разгрузки части веса колонны на стенки ствола скважины. Зубцовые высокочастотные продольные колебания шарошечного долота, возникающие от перекатывания зубьев шарошек по поверхности забоя скважины, играют важную роль в увеличении механической скорости бурения. Грунтовые колебания, возникающие при бурении многошарошечными долотами, являются низкочастотными, высокоамплитудными и наиболее энергоемкими в системе «ухабообразный забой – многошарошечное долото - бурильная колонна». Эти колебания вызывают наиболее ин­тенсивное усталостное разрушение бурового инструмента и являются ос­новной причиной большей части прихватов, затяжек и аварий с элементами колонны при бу­рении забойными двигателями и значительной части аварий - при роторном бурении. Следовательно, снижение энергетических затрат на продольные грунтовые колебания низа колонны, достигающих нескольких десятков киловатт, является значительным резервом повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту, и увеличения производительности строительства наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

В проведенных ранее теоретических исследованиях Л.Б.Хузиной и др. была выявлена зависимость кинематического коэффициента трения от частоты виброперемещений:

,  (1)

где  к - кинематический коэффициент трения,  0  - трение покоя, AF - работа сил нормального давления на пути перемещения, AT - работа сил трения на площадке фактического контакта.

Работа деформации энергии движущегося тела со скоростью V=X при виброперемещениях с частотой ω и амплитудой виброперемещения Х равна: 

  (2)

где X – амплитуда виброперемещения, – частота виброперемещения, n0 – частота вращения долота,  – угол отклонения оси маятника при колебаниях, m – масса маятника, X/Sm – работа, приходящая на один контакт единичной длины.

Исходя из анализа результатов ранее проведенных теоретических исследований Л.Б.Хузиной и др., при использовании дополнительно продольных виброперемещений колонны, например, с частотой 2…10 Гц и амплитудой до 6…9 мм можно значительно уменьшить коэффициенты трения замков о стенки ствола скважины. Следовательно, применением специальных скважинных осцилляторов можно уменьшить силы трения колонны о стенки ствола скважины путем нейтрализации влияния продольных релаксационных авто­колебаний, способствующих возникновению наиболее энергоёмких грунтовых низкочастотных колебаний многошарошечного долота, что будет способствовать повышению энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту.

Из зарубежных конструкций необходимо остановиться на осцилляторе фирмы Эндергейдж Лимитед, применявшемся при бурении пары горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении природных битумов Республики Татарстан. Для бурения использовалась вертикальная буровая установка грузоподъемностью 75т. Компоновка бурильной колонны: легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), стальные бурильные трубы (СБТ), УБТ, осциллятор марки AGT-066,  нецементируемый фильтр. В результате удалось увеличить протяженность горизонтального участка ствола скважины в 2 раза, а также довести нагрузку на долото, снизить силы трения и сопротивления перемещению бурильной колонны в горизонтально-восходящем стволе. Но осциллятор широкого применения в условиях России не нашел из-за большой стоимости.

Из приведенного выше обзора видно, что применение вибрационных устройств (вибраторы, вибродемпферы, осцилляторы) оказывает положительное влияние на снижение коэффициента трения, что обеспечивает увеличение проходки на долото и механической скорости бурения. Но на сегодняшний день отсутствуют надежные в работе и недорогие по стоимости наддолотные моночастотные механизмы, позволяющие снизить силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

На кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного нефтяного института при непосредственном участии автора разработан, смоделирован и изготовлен опытный образец моночастотного скважинного осциллятора, на который получен патент РФ №96160 (рис.2).

  Осциллятор работает следующим образом. Промывочная жидкость закачивается с поверхности насосными агрегатами и проходит по колонне бурильных труб к скважинному осциллятору. Проходя через проходной канал, струя жидкости попадает на клапанный узел осциллятора. Под действием струи клапан начинает совершать колебательные движения, наклоняясь то одной, то другой стороной к проходному каналу, в результате чего в определенные моменты времени проходной канал оказывается частично перекрытым. Это приводит к возникновению моночастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, что позволяет снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины.

Основным элементом скважинного осциллятора является клапан, который при попадании на него промывочной жидкости совершает колебательные движения. В соответствии с проведенными ранее теоретическими исследованиями Л.Б.Хузиной и других, было выявлено уравнение динамики вращательного движения клапана скважинного осциллятора с учётом действующих на него сил тяжести mg, выталкивающей  Ar и сил давления промывочной жидкости P:

,  (3)

где m – масса клапана, кг; – плотность промывочной жидкости, кг/м3; Q – расход промывочной жидкости, м3/с; Fтр – сила трения, Н; а – расстояние от оси до острия клапана, м; b – расстояние от оси клапана до стенки втулки, м; P - сила давления промывочной жидкости, МПа.

Таким образом, рассмотрев все действующие силы, получено уравнение (3) вращательного движения клапана скважинного осциллятора, позволяющее получить зависимость длины клапана скважинного осциллятора от действующих сил, расхода и плотности промывочной жидкости. 

Рисунок 2. Схема скважинного осциллятора.

1 – корпус скважинного осциллятора, 2 – калиброванная втулка, 3 – клапан, 4 – ось клапана , 5 – верхний диффузор, 6 – нижний диффузор

В третьей главе проведен обзор методик исследования, применяемых при проведении испытаний наддолотных механизмов, проведены теоретические исследования работы скважинного осциллятора.

Было исследовано влияние расхода жидкости на амплитуду пульсации жидкости, длины клапана - на перепад давления и частоту скважинного осциллятора и установлено, что с увеличением длины клапана и расхода промывочной жидкости, перепад давления, создаваемый в скважинном осцилляторе, увеличивается пропорционально расходу (рис.3).

Рисунок 3. График зависимости перепада давления и частоты от расхода промывочной жидкости

В данной главе представлены результаты математического моделирования и лабораторных испытаний  разработанного образца скважинного осциллятора. При математическом моделировании в качестве исходных данных использовались параметры, изменение которых приводит к изменению конфигурации детали, взаимным перемещениям деталей в сборке и т. п. При применении 3D-технологии были получены чертежи каждой детали осциллятора, после чего на основе этих данных строились детали (рис.4). Также, с помощью математического моделирования, было установлено, что оптимальным размером перекидного клапана является длина 0,125м, необходимая для эффективной работы скважинного осциллятора.

Для подтверждения работоспособности осциллятора, разработанного с использованием математического моделирования, были проведены лабораторные исследования. Лабораторный стенд состоял из гидравлической и измерительной систем.

Рисунок 4. Клапан скважинного осциллятора

Гидравлическая часть лабораторного стенда включала в себя замкнутую систему циркуляции жидкости, прокачиваемой насосом А1-56/25.05 (аксиально-поршневой) через скважинный осциллятор, рабочую емкость, соединительные трубы с задвижками, манометры и  т.д.

При  разработке измерительной части лабораторного стенда была поставлена задача максимального учета приближения к промысловым условиям, для чего использовались приборы контроля, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин. В процессе проведения лабораторных исследований в качестве измерительной части применялась станция геолого-технологических исследований (ГТИ) «ЛЕУЗА». Конструкция стенда для лабораторных исследований позволила получить две характеристики:  амплитуду давления в избранных участках и частоту колебаний, создаваемых скважинным осциллятором в процессе работы. В результате лабораторных исследований было установлено, что с увеличением расхода жидкости от 0,00216 до 0,00540 м3/с амплитуда давления, создаваемого осциллятором, растет от 1,06 МПа до 3,06 МПа. Относительная погрешность проведённых экспериментальных исследований составила ξ = 4,6% .

Также были определены теоретические значения перепада давления при работе скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном, по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского. Результаты сопоставления теоретических расчетов и экспериментальных значений приведены на рис. 5.

Рисунок 5. Результаты сопоставления данных теоретических расчетов и экспериментальных значений перепада давления

Из рис. 5 видно, что экспериментальные значения находятся в диапазоне значений между определёнными по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского, что подтверждает сходимость результатов математического моделирования и экспериментальных исследований.

В четвертой главе приведены результаты промысловых испытаний поличастотных скважинных осцилляторов с целью оценки их влияния на механическую скорость и проходку на долото, а также - прогнозного расчета экономического эффекта от внедрения моночастотного скважинного осциллятора.

Промысловые испытания проводились в скважинах Туймазинского месторождения. В процессе бурения скважин контролировались следующие параметры: расход промывочной жидкости, давление на стояке, нагрузка на долото, механическая скорость, амплитуда колебания давления.

Например, промысловые испытания поличастотного наддолотного устройства в скважине №1314 «С» проводились при следующей компоновке низа бурильного инструмента: долото 142,9STR-30D, наддолотный гидроударник с подвижным штоком, УБТ-108 (28м), СБТ-73. Для оценки результатов опытного бурения с применением поличастотного наддолотного устройства были выбраны соседние скважины, пробуренные на том же месторождении в равноценных геолого-технических и технологических условиях: № 371«С», №372«С», №434«С», №1469«С». По опытным скважинам достигнуты следующие результаты: средняя проходка 32 м/ч, средняя механическая скорость 0,67 м/ч, то есть получено превышение скорости на 48% по сравнению с окружающими скважинами.

Также были проведены промысловые испытания поличастотного вибратора при бурении скважин малого диаметра. Испытания были проведены в скважине №331 Туймазинского месторождения. Проектная глубина скважины составила 1729м, проектный горизонт Старооскольский, категория скважины II. Компоновка бурильного инструмента: долото ЕНР 142,9; КС, вибратор, УБТ-108 длиной 8 м, СБТ-73. Геологический разрез сложен из твердых, крепких пород. Интервалы бурения 1680-1712м, 1715-1729м. Для оценки результатов опытного бурения с применением вибратора были выбраны соседние скважины №1097, №1098. В результате было пробурено 46 м горных пород со средней механической скоростью 1,32 м/ч вместо 0,67м/ч по соседним скважинам.  Превышение механической скорости бурения составило 109%. Таким образом, применяемые на практике осцилляторы показали положительные результаты, но ввиду их поличастотности не  обеспечивалось попадание в соответствующий интервал воздействия грунтовых колебаний (от 3…5 Гц  до 25…35 Гц), приводящих к прихватам бурильной колонны.

Для проведения промыслового испытания моночастотного скважинного осциллятора была составлена и утверждена программа, включающая в себя краткое описание теоретических основ работы, выбранные объекты для испытания. Предлагается применение моночастотного скважинного осциллятора в составе компоновки низа бурильной колонны при бурении горизонтальных участков скважин, в состав которой будут входить долото, скважинный осциллятор, ВЗД, телеметрическая система, бурильные трубы (рис. 6).

Моночастотный скважинный осциллятор находится в стадии опытно-промысловых испытаний в скважине №21304д НГДУ «Альметьевнефть», в скважине №9338а НГДУ «Лениногорскнефть».

Предполагаемый экономический эффект от внедрения скважинного моночастотного осциллятора составляет 298 тыс. рублей в расчете на одну скважину и достигается за счет снижения прихватоопасности бурильного инструмента, в том числе материалов, транспортных и временных затрат при ликвидации прихватов.

Рисунок 6. Предлагаемая компоновка низа бурильной колонны при бурении горизонтальных участков

Основные выводы

  1. Анализ применяемых методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины показал, что наиболее перспективным является применение механических методов снижения коэффициента трения.
  2. Предложена классификация методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины, включающая в себя российские и зарубежные разработки и позволяющая осуществить научно-обоснованный выбор их в зависимости от условий применения.
  3. Обоснована возможность повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки  промежуточной обсадной колонны или ствола  скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.
  4. Путем проведения специальных промысловых испытаний показано отсутствие возможности полного исключения прихватоопасности с применением поличастотных осцилляторов.
  5. Разработан моночастотный скважинный осциллятор (патент РФ №96160) и определены его основные параметры с помощью 3D-моделирования.
  6. Путем проведения теоретических и лабораторных исследований установлено влияние расхода промывочной жидкости на перепад давления, создаваемого скважинным осциллятором. Установлено, что при длине клапана 0,125м и  расходе промывочной жидкости от 0,00216 до 0,0054 м3/с перепад давления со временем увеличивается от 1,06 до 3,06 МПа.
  7. Подготовлена и утверждена программа промысловых испытаний скважинного осциллятора в двух скважинах Ромашкинского месторождения ОАО «Татнефть». Предполагаемый экономический эффект от внедрения скважинного осциллятора составляет около 300 тыс. рублей на одну скважину.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ:

  1. Хузина Л.Б. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком / Л.Б.Хузина, С.В.Любимова, // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. – 2012. №2. http: www.ogbus.ru/authors/LubimovaSV/LubimovaSV_2.pdf
  2. Любимова С.В. Разработка вспомогательного оборудования, снижающего коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. №2. – С.12-16.
  3. Любимова С.В. Патент 96160 Россия МПК E21B7/00. Скважинный осциллятор / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина, Р.Б.Набиуллин // ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - №2008139867/22; заявлено 07.10.2008; опубл. 20.07.2010; Бюл.№20.

в других изданиях:

  1. Любимова С.В. Разработка скважинного осциллятора для бурения скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина //  Труды VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». -  Туапсе, Россия. - 2011.- С.125-128.
  2. Любимова С.В. Применение скважинного осциллятора при бурении многозабойных скважин и скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина //  НТЖ «Нефть. Газ. Новации». – Самара: АГНИ. – 2012 №1. – С.30-32.
  3. Любимова С.В. Применение скважинного осциллятора при бурении скважин / С.В.Любимова // Материалы VІІІ Молодежной научно-практической конференции, посвященная 55-летию НГДУ «Азнакаевскнефть»: г.Азнакаево, 16 сентября 2011 / Тезисы и публикации конференций, г.Азнакаево 2011.- С.135-138.
  4. Любимова С.В. Применение скважинного вибратора при строительстве битумной скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Молодежная научно-практическая конференция, посвященная 60-летию Ромашкинского месторождения. - Лениногорск. - 2008. – С.164-165.
  5. Любимова С.В. О влиянии плотности промывочной жидкости на энергетические параметры скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VIII: Альметьевск: АГНИ. - 2010. – С.37-41.
  6. Любимова С.В. Моделирование конструкции скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Р.А.Хакимов // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том ІX: Альметьевск. АГНИ. - 2011. – С.45-48.
  7. Любимова С.В. Технология увеличения длины горизонтального участка скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VІІ: Альметьевск. АГНИ. - 2009. – С.33-36.
  8. Любимова С.В. Наддолотный механизм для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Материалы научной сессии ученых по итогам 2008 года: Альметьевск. АГНИ. - 2009. – С.76-78.
  9. Любимова С.В. Теоретические основы работы скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года: Альметьевск. АГНИ. - 2010. – С.52-55.
  10. Любимова С.В. Применение скважинного вибратора при строительстве битумной скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // ІІ Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин». – Уфа. – 2010. – С.244-248.
 



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.