8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Расшифровка кнбк в бурении


КНБК

Технические средства направленного бурения

Компоновка низа бурильной колонны

Изобретение относится к инструменту, применяемому для проводки наклонно-направленного ствола скважины с использованием забойного двигателя. Изобретение позволит повысить точность установки отклонителя во всем круговом секторе азимутального направления от 0 до 360° непосредственно во время бурения без вмешательства оператора (автоматически). Компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения состоит из долота, соединенного посредством шарнирной муфты с валом забойного двигателя. Муфта расположена внутри переводника, соединенного под углом с корпусом забойного двигателя. Корпус двигателя соединен с немагнитной утяжеленной бурильной трубой, внутри которой размещены измерительный модуль, микропроцессор и блок питания. Немагнитная труба с помощью вертлюжного соединения подвешена на бурильных трубах. В верхней части немагнитной трубы расположен прерыватель ее связи с бурильными трубами с фиксатором. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к бурению скважины забойным двигателем, а именно к техническим средствам для бурения наклонно-направленной скважины с обеспечением направления ствола скважины без извлечения инструмента на поверхность.

Известна компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения скважины, включающая породоразрушающий инструмент, кривой переводник с расположенной внутри него шарнирной соединительной муфтой, забойный двигатель и над ним измерительный модуль с датчиком угла наклона и азимута ствола скважины, азимутального угла установки отклонителя - кривого переводника и блоком питания, бурильную колонну (1).

Выдерживание траектории ствола скважины осуществляется с помощью электромагнитной системы получения скважинной информации в процессе бурения (MWD).

Имея на поверхности на табло монитора данные об азимуте скважины, угле наклона ствола, азимутальном угле установки плоскости симметрии кривого переводника в скважине на данный момент, бурильщик может ориентировать компоновку в нужном направлении и получить информацию с забоя.

Недостатком указанного устройства является неустойчивость процесса ориентирования ввиду непредсказуемого закручивания колонны (из-за сил трения между колонной и стенкой скважины) - круговое перемещение нижнего конца практически никогда не бывает адекватно повороту колонны, произведенному на поверхности.

Кроме того, в процессе бурения скважины происходит закручивание бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя, что влияет на текущую токсичность установки отклонителя.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения скважины, включающая долото, отклонитель с забойным двигателем, бурильные трубы и установленный между отклонителем и забойным двигателем прерыватель их связи в виде зубчатого конца на корпусе двигателя и фиксатора отклонителя с возможностью взаимодействия с венцом в рабочем положении (2).

Указанная компоновка позволяет исключить влияние реактивного момента забойного двигателя на точность установки отклонителя во время бурения.

Недостатком компоновки является недостаточная надежность работы и невозможность изменения азимутального направления ствола скважины непосредственно в процессе бурения.

Задачей изобретения является точность установки отклонителя во всем круговом секторе азимутального направления от 0 до 360o непосредственно во время бурения без вмешательства оператора.

Указанная задача решается тем, что в компоновке низа бурильной колонны для направленного бурения скважины, включающей долото, отклонитель с забойным двигателем, бурильные трубы и установленный между отклонителем и двигателем прерыватель их связи в виде зубчатого венца на корпусе забойного двигателя и фиксатора отклонителя с возможностью взаимодействия с венцом в рабочем положении, между бурильными трубами и забойным двигателем установлена немагнитная труба с размещенными внутри нее измерительным модулем, микропроцессором и блоком питания, в верхней части немагнитной трубы расположен прерыватель ее связи с бурильными трубами в виде жестко связанного с ними двухрядного зубчатого венца, причем один ряд развернут относительно другого на величину половины шага зубьев, а фиксатор отклонителя представлен втулкой, жестко связанной с немагнитной трубой, со сквозными последовательно расположенными в диаметральной плоскости пазами, в которых размещены с возможностью радиального перемещения пластины, шарнирно связанные между собой центральным толкателем с концевыми проточками, запираемым при крайних положениях пластин замком с электромагнитом, связанным с измерительным модулем и микропроцессором, при этом замок выполнен в виде шаров, размещенных во втулке и взаимодействующих с концевыми проточками толкателя в его крайних положениях и фиксируемыми подпружиненным протектором.

Сущность изобретения заключается в том, что благодаря размещенным в немагнитной трубе измерительному модулю, микропроцессору и блоку питания обеспечивается замер фактических пространственных данных траектории ствола скважины, сравнение их с проектными и выдача сигнала для срабатывания прерывателя в случае расхождения фактических и проектных данных без участия оператора.

Расположение прерывателя связи между немагнитной трубой и бурильными трубами позволяет использовать реактивный момент забойного двигателя как исполнительный механизм для кругового перемещения отклонителя, а выполнение прерывателя в виде жестко связанного с бурильными трубами двухрядного зубчатого венца, причем один ряд развернут относительно другого на величину половины шага зубьев, и фиксатора в виде жестко связанной с немагнитной трубой втулки со сквозными последовательно расположенными в диаметральной плоскости продольными пазами, в которых размещены с возможностью радиального перемещения пластины, шарнирно связанные между собой центральным толкателем, запираемым при крайних положениях замком, обеспечивает шаговый (дискретный) характер кругового перемещения отклонителя, что повышает точность установки отклонителя.

Наличие замка с электромагнитом, связанным с измерительным модулем и микропроцессором, выполненного в виде шаров, размещенных во втулке и взаимодействующих с концевыми проточками толкателей в его крайних положениях и фиксируемыми подпружиненным протектором, позволяет при ликвидации расхождения между фактическим замером азимутального направления ствола скважины и заложенным в память микропроцессора проектным азимутом осуществить посредством включения и выключения шаговый характер поворота и обеспечить жесткую связь между бурильной колонной и отклонителем после совпадения фактического и проектного замера.

Предлагаемое изобретение поясняется графическими изображениями.

На фиг. 1 представлен продольный разрез компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения скважины, на фиг. 2 - выносной элемент "А" фиг. 1, на фиг. 3 - сечение Б-Б фиг. 2, на фиг. 4 - сечение В-В фиг. 2, на фиг. 5 - сечение Г-Г фиг. 2.

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для направленного бурения скважины (фиг. 1) состоит из долота 1, соединенного посредством шарнирной соединительной муфты 2 с валом 3 забойного двигателя.

Муфта расположена внутри переводника-стабилизатора 4, соединенного под углом с корпусом 5 забойного двигателя. Долото, переводник и забойный двигатель образует отклонитель. Корпус 5 забойного двигателя соединен с немагнитной утяжеленной бурильной трубой 6, внутри которой размещены измерительный модуль 7, микропроцессор 8, блок питания 9. Немагнитная труба с помощью вертлюжного соединения 10 подвешена на бурильной колонне. В верхней части немагнитной трубы расположен прерыватель 11 ее связи с бурильными трубами 12.

Прерыватель связи (фиг. 2) состоит из жестко связанного с бурильными трубами двухрядного зубчатого венца 13, причем один ряд развернут относительно другого на величину половины шага зубьев (фиг. 4 и фиг. 5). С зубчатым венцом соединена с возможностью вращения на шарах 14 немагнитная труба 6, верхняя часть которой - фиксатор - представлена втулкой 15 со сквозными последовательно расположенными в диаметральной плоскости пазами 16, в которых размещены с возможностью радиального перемещения пластины 17 с профильными выступами, соответствующими профилю зубьев венца 13. Пластины с помощью шарнирных рычагов 18 связаны с центральным толкателем 19. В нижней части толкателя выполнены кольцевые проточки 20, а нижняя часть втулки 15 образует обойму 21, в отверстиях 22 которой размещены шары 23, взаимодействующие с проточками 20. На наружную поверхность обоймы смонтирован протектор 24 с выемкой 25. Протектор связан с электромагнитом 26 и опирается на пружину 27. Электромагнит жестко связан с немагнитной трубой штифтом 28. Вертлюжное соединение 10 загерметизировано уплотнением 29. Взаимное угловое положение между бурильной колонной и отклонителем определяется с помощью сенсора - линейного потенциометра 30, контактирующего с торцом 31 корпуса венца 13. Циркуляция промывочной жидкости осуществляется через отверстия 32 втулки 15.

Возможны два режима работы компоновки: - бурение в направлении плоскости симметрии отклонителя при соответствующей его установке и жесткой его связи с бурильной колонной - для коррекции направления ствола согласно проектной траектории. Долото вращается забойным двигателем, 2 стабилизатора и долото служат тангенциальными точками, определяющими траекторию (радиус скважины) ориентированной КНБК; - бурение прямых участков, не выходящих из проектной траектории ствола - при отсутствии жесткой связи КНБК с бурильной колонной, когда долото вращается забойным двигателем с одновременным вращением КНБК под действием реактивного момента.

При бурении направленных участков траектории ствола скважины (со стабилизированным зенитным углом наклона и азимутом) электромагнит 26 выключен (обесточен). В этом положении протектор 24 под действием пружины 27 поднят и своей внутренней цилиндрической поверхностью загоняет шары 23, размещенные в обойме 22, в кольцевую проточку 20 центрального толкателя 19, шарнирно связанного рычагами 18 с пластинами 17. Положение кольцевой проточки 20 на толкателе рассчитано таким образом, что оно соответствует полному зацеплению с зубчатым венцом 13 одной пары пластин 17 (фиг. 4) и выходу из зацепления другой пары пластин (фиг. 5).

Благодаря зацеплению одной пары пластин 17, размещенных в пазу 16 втулки 15, являющейся верхней частью немагнитной трубы 6, с зубчатым венцом 13, жестко связанным с бурильными трубами 12, осуществляется жесткая связь КНБК с бурильной колонной.

Во время бурения в микропроцессор 8 постоянно поступают с измерительного модуля 7 данные фактического азимутального (углового) положения плоскости симметрии отклонителя. С поверхности в микропроцессор посылается закодированный сигнал, несущий информацию глубины скважины, который вызывает из памяти данные для глубины проектного азимутального направления бурения ствола скважины. В случае несовпадения направления действия отклонителя с заданным азимутом процессор выдает сигнал на включение электромагнита 26, который, преодолевая сопротивление пружины 27, втягивает протектор 24 до расположения выемки 25 над шарами 23. В этом положении шары не препятствуют продольному перемещению толкателя 19, которое произойдет за счет выдавливания выступов пластин 17 из впадин зубьев венца 13. За счет постоянно действующего реактивного момента двигателя по мере выхода из зацепления одной пары пластин, другая пара пластин входит в зацепление с венцом 13. Включая и выключая электромагнит, можно осуществлять поворот КНБК (под действием реактивного момента двигателя) в шаговом режиме с различными величинами углового перемещения, в зависимости от временных интервалов подачи импульсов включения - выключения.

Принудительное совмещение направления действия отклонителя с заданным азимутом будет достигнутом последовательными шаговыми поворотами КНБК под действием реактивного момента забойного двигателя за счет дискретного прерывания и восстановления жесткой связи между КНБК и бурильной колонной с помощью прерывателя 11. После совмещения направления действия отклонителя и требуемого (проектного) азимута скважины жесткую связь отклонителя с бурильными трубами сохраняют восстановленной путем отключения электромагнита 26, обеспечивая тем самым углубление ствола в требуемом (заданном) азимутальном направлении.

При возможном рассогласовании азимутальных направлений в ходе дальнейшего бурения принудительное их совмещение повторяется в описанной последовательности в автоматическом режиме при подаче сигнала с поверхности о текущей глубине скважины, например, через каждые 0,5 м.

В режиме постоянного включения электромагнита жесткая связь КНБК с бурильной колонной отсутствует. В этом случае осуществляется бурение с повышенной эффективностью стабилизированного по направлению прямых участков ствола скважины долотом, вращаемым забойным двигателем с одновременным вращением КНБК под действием реактивного момента.

Предложенная компоновка низа бурильной колонны для направленного бурения скважины позволит повысить точность проводки, сократить сроки бурения направленных скважин, улучшить качество ствола скважины и увеличить показатели нефти отбора при эксплуатации скважины.

Список литературы

1.Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М., ООО "Недра-Бизнесцентр", Москва, 2002 г., 632 стр., УДК: 622.24 (075), ISBN: 5-8365-0128-9

http://www.findpatent.ru/patent/214/2148696.html

http://www.freepatent.ru/patents/2148696

7

studfile.net

Сборка кнбк и бурильной колонны

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, за­тем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, при­легающих к буровой

Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой

Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину

Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки В под-вышечном основании дня них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкла­дыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки Всю компоновку затем подни­мают и подают к ротору для соединения с КНБК

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с по­мощью пневматического бурового ключа и специаль­ного машинного ключа с сухарями Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ — для окончательного крепления .После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опу­скают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхно­сти это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната.

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой техно­логическим отделом Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для дости­жения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позво­ляет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором После этого под верхней муфтой буриль­ной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двух­трубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее достав­ленной в шурф бурильной трубы Пневматическим ключом, рас­положенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления

Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в ро­торе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания.

Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную ко­лонну извлекают из скважины.

Рис 1.8 Схема наращивания бурильного инструмента.

1 — спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 — подъем соединения с мост­ков (стеллажа) для труб, 3 — свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной тру­бой, 4 — посадка в муфту бурильной трубы; 5 — наращенная бурильная колонна го това к бурению

studfile.net

Вопрос №44 "Принципиальная схема КНБК для бурения горизонтальных скважин по различным радиусам"

Ответ на вопрос: «Принципиальная схема КНБК для бурения горизонтальных скважин по различным радиусам».

    По назначению КНБК делят на 2 группы:
  1. Компоновки, предназначенные для управления зенитным углом и азимутом ствола наклонной скважины. Эту группу составляют ориентируемые отклоняющие приспособления (ОТС, турбобур с кривым переводником, компоновки, включающие турбобур с эксцентричным ниппелем, турбинные отклонители типа ТО и шпиндель-отклонители (ШО)).
  2. Компоновки для управления только зенитным углом. К этой группе относятся неориентируемые отклоняющие (стабилизирующие) компоновки (ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами).

Виды ориентируемых компоновок бурильной колонны

Ориентируемые компоновки используются для бурения участка набора зенитного угла и для исправления параметров кривизны, если фактический профиль скважины значительно отличается от проектного.

    Механизмы искривления:
  • кривой переводник,
  • турбинный отклонитель (ТО),
  • отклоняющие системы на базе ВЗД,
  • электробуры с механизмами искривления,
  • системы с накладками (отклоняющие),
  • системы с шарнирными элементами,
  • в роторном бурении: отклоняющие клинья в сочетании с шарнирными отклонителями.

В турбинном бурении отклоняющая (ориентируемая) компоновка включает в себя: долото, турбинный отклонитель, магнитный переводник, бурильную трубу из немагнитного материала, УБТ и обычные бурильные трубы (БТ).

Чем больше угол перекоса кривого переводника, тем меньше длина нижнего плеча, тем больше интенсивность искривления ствола.

Ориентируемые КНБК для наклонно-направленных скважин

Ориентируемые КНБК должны включать хотя бы один искривленный элемент. Базируются на возможности использовать кривой переводник. ВЗД состоит из шпиндельной секции и винтовой пары.

    ИЭ можно расположить:
  1. между шпиндельной секцией и винтовой парой. Система серьезно изогнется. Величина угла перекоса от 0,5 до 1,75. Этот ИЭ максимально приближен к режущей кромке долота.
  2. Искривленный элемент (ИЭ) расположен за винтовой парой. Наблюдаем, что система прижимается режущей кромкой долота к верхней стенке скважины. Чем больше угол перекоса, тем сильнее прижимается. Угол перекоса составляет от 2 до 3,5-4.
    Чем дальше находится ИЭ, тем меньше эффективность (поэтому угол перекоса во втором случае больше, надо как-то компенсировать потерю эффективности из-за отдаленности ИЭ).
    Мы создаем как можно больший угол перекоса во втором случае, чтобы добиться того же эффекта, что и в первом. Но при этом происходит износ вала, подшипниковых элементов, все быстрее выходит из строя.
    Следовательно, снижается интенсивность набора зенитного угла.
  3. система с двумя искривленными элементами. Это более напряженный режим, но и более высокая интенсивность набора параметров. Особенность: оба искривленных элемента должны находиться в одной абсидиальной плоскости.
  4. система с двумя искривленными элементами и двумя перекосами в разных направлениях (применяется на последних участках донабора, набора зенитного угла). В режиме скольжения мы получаем либо увеличение, либо уменьшение зенитного угла. По краям системы установлены опорные элементы, чтобы сильно не било по стенкам скважины.
    Однако, биение все равно будет. Это приведет к увеличение диаметра ствола скважины на 20%.
    Бурение происходит в режиме скольжении, без вращения БИ, вращается только долото.
    Если происходит вращение БИ, то угол перекоса «убивается», то есть идет участок стабилизации.

Ориентируемые КНБК для горизонтальных скважин

В ориентируемых КНБК для горизонтальных скважин используется шарнирный элемент.

Применяется ориентируемая КНБК с шарнирным для строительства горизонтальных скважин по среднему и малому радиусу.

Шарнирный элемент обеспечивает более сильное искривление и более интенсивную степень набора зенитного угла. Шарнирный элемент имеет изгиб 4-5 градусов.

Шарнирный элемент имеет одну степень свободы, что позволяет двигателю работать в одной абсидиальной плоскости. Плоскость проходит через шарнирный элемент и искривленный переводник.

Иногда можно использовать два шарнирных элемента – отклонителя с одной степенью свободы. Излом составляет в этом случае 4,5-5 градусов. В целом систему можно изломать до 10 градусов. Но в случае прихвата система в этом узле порвется.

Если в КНБК входят несколько опорных элементов, то можно использовать шарнирный элемент с двумя степенями свободы. Однако, чем меньше ОЭ, тем легче спускать инструмент и бурить скважину. Так как, каждый опорный элемент касается стенок скважины, внедряется лопастями в породу, перемещение системы затрудняется, меняется гидродинамическая картина.

Если в КНБК есть только калибратор, то шарнирный элемент с двумя степенями свободы позволяет спустить бурильную колонну в резко искривленную скважину.

КНБК работает устойчиво в пространстве, когда зенитный угол достигает 85-90 градусов.

Неориентируемые КНБК для наклонно-направленного и горизонтального бурения

Неориентируемые КНБК – это компоновки для управления только зенитным углом; на базе турбобуров и ВЗД. Предназначены для бурения вертикального участка ствола скважины. Эти компоновки должны обеспечить строгую вертикальность ствола скважины во избежание пересечения стволов соседних скважин в кусте.

К ним относятся: ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами.

В формировании наклонного ствола существенную роль играет низ бурильной колонны.

Бурильная колонна, расположенная в наклонном стволе, принимает такое устойчивое положение равновесия, при котором на некотором расстоянии от долота имеется сечение, за которым забойный двигатель или трубы лежат на стенке скважины.

Неориентируемая КНБК может быть многоцентраторной или маятниковой.

Многоцентраторная КНБК: долото – калибратор – УБТ – ОЭ – УБТ – ОЭ (или его может не быть). На определенном расстоянии устанавливается опорный элемент, который позволяет достичь определенного технологического решения.

Когда ОЭ максимально прижимается к режущей кромке долота, то система набирает зенитный угол. Если ОЭ расположен далеко, то система сбрасывает зенитный угол.

Маятниковая КНБК: наиболее простой является компоновка при роторном бурении, состоящая из долота и УБТ различных диаметров, не включающая центрирующий элемент. Если такая компоновка не обеспечивает минимального искривления, то ставят один или два центрирующих элемента.

При турбинном бурении первым утяжелителем выступает турбобур. В этом случае компоновка включает дополнительный участок УБТ, расположенный над турбобуром. Примечание: после долота калибратор не ставится!!!

На искривление стволов наклонных скважин при бурении неориентируемыми компоновками влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов.

    К техническим факторам относятся
  • параметры компоновки низа бурильной колонны;
  • типоразмер долота;
  • типоразмеры турбобура и утяжеленных (обычных) бурильных труб, входящих в компоновку низа;
  • тип и геометрические параметры отклоняющих или стабилизирующих приспособлений.

Технологическими факторами являются параметры режима бурения, плотность промывочной жидкости.

Технические и технологические факторы поддаются активному воздействию в отличие от геологических факторов, влияние которых может лишь учитываться при расчетах.

К геологическим факторам относятся элементы залегания проходимых пластов, анизотропия их по буримости и перемежаемость пород различной твёрдости.

Кроме вышеуказанных факторов, на процесс последующего искривления существенное влияние оказывает кривизна ствола на участке расположения компоновки низа бурильной колонны.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Поделитесь с друзьями:

www.megapetroleum.ru

Оценка эффективности бурения переслаивающегося разреза - Бурение на шельфе

Низкие показатели механической скорости проходки и проблемы удержания проектной траектории скважины характерны при проводке наклонно-направленных и горизонтальных стволов в часто переслаивающихся терригенных и карбонатных породах в разрезах месторождений Республики Коми и Ненецкого АО.

Низкие показатели механической скорости проходки и проблемы удержания проектной траектории скважины характерны при проводке наклонно-направленных и горизонтальных стволов в часто переслаивающихся терригенных и карбонатных породах в разрезах месторождений Республики Коми и Ненецкого АО. [1].

Возрастающий объем проходки на этих месторождениях требует повышения эффективности за счёт оптимизации режимов бурения, применения специально разработанных модификаций долот и компоновок низа бурильной колонны.

Критерием оптимизации процесса бурения может служить механическая скорость проходки, которая, являясь «интегральным» показателем буримости горных пород, наиболее полно учитывает разнообразные внутрискважинные процессы, влияющие на процесс разрушения породы долотом.

Естественно, что буримость горных пород зависит не только от физических свойств пород, но также и от механизма взаимодействия породоразрушающего инструмента с забоем скважины, применяемых технологических режимов бурения, влияния среды промывочной жидкости и ряда других факторов.

В нашей работе предпринята попытка оценить эффективность разрушения интервала переслаивающихся пород различной твёрдости путем сопоставления прочности горных пород с затратами механической энергии на углубление забоя.

К основным физико-механическим свойствам горных пород, входящим в понятие буримости, относятся их плотность, прочность, упругость и абразивность. При выборе конкретного типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, в первую очередь, учитываются прочностные и абразивные характеристики геологического разреза.

Механические свойства горных пород наиболее точно определяют по образцам керна в лабораторных условиях. Однако на текущем этапе развития технологий есть возможность с той или иной степенью достоверности количественно оценить ряд механических свойств горных пород по данным скважинных геофизических исследований (ГИС) [2]. Например, радиоактивные методы каротажа позволяют установить плотность материала зерен горных пород; по совмещенным показаниям акустического и плотностного каротажей определяются модуль Юнга и коэффициент Пуассона. Существующие модели прочности горных пород позволяют производить ее вычисление по геофизическим данным; в настоящее время известно свыше 30 эмпирических выражений для определения прочности различных пород при одноосном сжатии [3]. К сожалению, не существует сколько-нибудь достоверной методики определения абразивных свойств горных пород по данным ГИС.

Для анализа прочностных характеристик горных пород по стволу горизонтальной скважины, пробуренной в условиях частого переслаивания различных по твёрдости отложений, нами использованы промысловые геофизические материалы. Обработка с помощью компьютерного программного обеспечения данных электрических (потенциалы собственной поляризации, индукционный каротаж, резистивиметрия), радиоактивных (естественная гамма-активность горных пород, плотностной гамма-гамма каротаж) и акустических методов ГИС дала возможность получить базовую литологическую характеристику исследуемого интервала, включающего известняки, доломиты, песчаники и глины. Корреляция с учетом фактической шламограммы, составленной при проведении геологических исследований скважины на базе станции ГТИ, позволила дополнительно выделить в разрезе скважины аргиллиты, мергель, алевролит.

На рис. 1 представлен литологический разрез рассматриваемой скважины (столбец Lithology Log) в интервалах (а) Верхнефранского яруса и (б) Пашийской свиты. Известно, что показания акустических методов ГИС коррелируются с прочностью горных пород при одноосном сжатии, измеренной на образцах керна в лабораторных условиях при атмосферном давлении [2, 3].

При этом в естественных условиях залегания горные породы находятся под избыточными внешними напряжениями, что сопровождается повышением их прочности. Однако практическое ее вычисление сильно затруднено, поэтому в данной работе под прочностью породы мы будем понимать напряжение, необходимое для ее разрушения, вычисленное по показаниям ГИС и представленное графиком UCS на рис. 1.

При сопоставлении литологической колонки и рассчитанных значений прочности горных пород наблюдаем, что в интервалах (пачках) однородных пород значение их прочности остается относительно постоянным, в то время как в интервалах переслаиваний величина прочности горных пород многократно и скачкообразно изменяется. Известно, что при прохождении перемежающихся по прочности пропластков горных пород возникают сильные вибрации бурильной колонны, провоцирующие хаотичный разброс значений реактивного момента и ударно-абразивный износ вооружения и корпуса породоразрушающего инструмента [1]. Возникает вопрос о количественной оценке интенсивности переслаиваний горных пород.

Компанией Baker Hughes запатентован и реализован в программном обеспечении алгоритм, позволяющий получить характеристику разреза в виде числового индекса частоты переслаивания в безразмерном виде. Методика разработана с таким учетом, что каждой отметке глубины скважины соответствует свое значение индекса, изменяющееся в диапазоне от 0 до 1. При этом величины в интервале 0-0.3 принимаются «неопасными», в интервале 0.3-0.5 - «умеренно опасными», свыше 0.5 - «крайне опасными». Промысловый опыт применения данного алгоритма свидетельствует об адекватности такой оценки и успешном выявлении потенциально опасных геологических интервалов в скважинах.

На полученном графике (рис. 1, столбец Rattiness) выделяются интервалы 3200-3300 м и 3500-3600 м по стволу скважины с высоким (от 0.6 до 1) индексом частоты переслаивания. В привязке к стратиграфической колонке, указанные интервалы принадлежат соответственно Верхнефранскому и Пашийскому горизонтам. При проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин на рассматриваемом месторождении именно в этих горизонтах наблюдались высокий уровень вибраций КНБК и неуправляемость компоновок с ВЗД и долотами PDC.

Для оценки работы КНБК и долота на забое воспользуемся концепцией удельной механической энергии. Она устанавливает связь удельной энергии, требующейся на разрушение единицы объема горной породы, с входными (нагрузка и частота вращения долота) и выходными (механическая скорость и момент на долоте) параметрами режима бурения [4].

Данная концепция выражается следующей зависимостью

где MSE - удельная механическая энергия, затрачиваемая на разрушение единицы объема породы, МДж/м3; D - диаметр долота, мм; WOB-нагрузка на долото, кг; RPM - частота вращения долота, об/мин; T - момент на долоте, Н*м; ROP - механическая скорость бурения, м/ч.

Данная модель не учитывает гидравлическую энергию потока промывочной жидкости, подводимую к забою и оказывающую влияние на механическую скорость проходки за счет своевременного удаления выбуренной породы из призабойной зоны, частичного разупрочнения породы и компенсации порового давления. Тем не менее, она успешно применяется для оценки эффективности и проектирования режимов бурения.

На сегодняшний день существуют технологии, которые позволяют производить непосредственные замеры забойных параметров режима бурения, входящих в указанное выражение. К ним относятся, например, приборы CoPilot и MultiSense, разработанные компанией Baker Hughes и измеряющие большое количество внутрискважинных параметров, при этом CoPilot позволяет передавать эти данные на поверхность в реальном времени. Однако, в случае применения КНБК, включающей стандартные ВЗД и телесистему, ни один из приведенных забойных параметров не может быть замерен непосредственно. Для их определения была использована методика, описанная в [5].

Компоновка с ВЗД спускается в скважину. Не доходя до забоя, включают циркуляцию бурового раствора. После запуска двигателя, при его работе в режиме холостого хода отмечают давление на стояке буровой установки, а затем производят проворачивание бурильной колонны с поверхности ротором или верхним приводом и замеряют величину момента на роторе (ВСП) в режиме работы ВЗД на холостого хода .

Затем бурильная колонна с работающим двигателем подается вниз до контакта с забоем, плавно создается осевая нагрузка на долото. Определяют рабочий режим работы ВЗД по давлению на стояке , после чего проворачивают бурильную колонну с замером момента на роторе (ВСП) . Полученные результаты измерений можно интерпретировать следующим образом.

Для определения момента на долоте МД на практике часто применяют соотношение

МДр.р.р.х.

Это довольно грубое приближение, поскольку при вращении КНБК на забое крутящий момент на поверхности увеличивается, в том числе, из-за возрастания локальных крутящих моментов на элементах КНБК. Для наших расчетов будем использовать дифференциальный перепад давления на ВЗД

Таким образом, обработка стандартного механического каротажа станции ГТИ позволяет определить приблизительные величины забойных параметров режима бурения для КНБК с ВЗД. С учетом принятых допущений, нами получена характеристика удельной механической энергии для разрушения забоя при углублении скважины в интервале бурения под эксплуатационную колонну.

Рассмотрим интервал 3000-3400 м по стволу скважины, пробуренный долотом PDC (рис. 2а). Верхняя часть интервала (примерно до 3200 м) представлена пачками известняков, относящихся к Фаменскому ярусу. По нашей оценке, их прочность варьируется от 120 до 150 МПа. Другая часть интервала представлена частым переслаиванием известняков, доломитов и аргиллитов Верхефранского яруса с прочностью от 80 до 200 МПа. Из рис. 2а видно, что в однородных породах (индекс частоты переслаивания близок к нулю) удельная механическая энергия принимает значения в интервале 300-600 МДж/м3, а мгновенная механическая скорость в интервале 5-25 м/ч. При этом отмечаются периодические увеличения механической энергии до 1500 МДж/м3 при ориентированном бурении, которое сопровождается неравномерным удержанием нагрузки на долото из-за подвисаний КНБК с последующим срывом на забой.

При бурении пород Верхефранского яруса со схожими прочностными характеристиками, представленных частым переслаиванием (индекс частоты переслаивания выше 0.5), механическая скорость бурения снижается до 3-8 м/ч, при этом удельная энергия для разрушения пород возрастает до 2000 МДж/м3.

В связи с неуправляемостью КНБК с лопастным долотом в частом чередовании пород, углубление скважины в Пашийской свите (интервал 3450-3700 м по стволу скважины) было продолжено шарошечными долотами (рис. 2б). При прочности горных пород 60-120 МПа удельная механическая энергия превышает 1500 МДж/м3, механическая скорость проходки составляет не более 3 м/ч.

При сравнении величин MSE и UCS видно, что на всем интервале бурения под эксплуатационную колонну удельная механическая энергия значительно больше прочности горных пород, полученной нами ранее (рис.2, столбцы MSE и UCS). Установлено, что при идеальных условиях бурения величина удельной механической энергии стремится к прочности горной породы [4].

Для оценки эффективности механического разрушения горных пород рассмотрим отношение

DE=USC/MSE

DE - коэффициент механической эффективности бурения (рис.2, столбец DE).

Показательна зависимость данного коэффициента от типа долота и индекса частоты переслаивания горных пород (рис. 3). При бурении долотом PDC (синий цвет на рис. 3) в относительно однородных породах Фаменского яруса (индекс частоты переслаивания ниже 0.3) значения DE в среднем составляют около 0.5, при этом отмечаются кратковременные повышения коэффициента до 0.6-0.7. При переходе в перемежающиеся породы Верхнефранского яруса (индекс частоты переслаивания выше 0.5) эффективность разрушения горных пород снижается до 0.25-0.3.

Шарошечные долота (красный цвет на рис. 3) использовались в Пашийской свите, представленной преимущественно частым переслаиванием карбонатных и глинистых пород различной прочности.

В интервалах с низким индексом частоты переслаивания эффективность бурения шарошечными долотами приближается к 0.2, однако при увеличении колебаний прочности пород значения DE снижаются до 0.05-0.1.

Низкие показатели коэффициента эффективности бурения указывают на несовершенство механики взаимодействия долота с забоем скважины как в силу конструкции долот и их постепенного износа при работе в скважине, так и вследствие применения неэффективных режимов бурения, способствующих созданию интенсивных вибраций КНБК. С точки зрения физики процесса, малые значения коэффициента DE означают, что большая часть энергии, подводимой к забою, расходуется не на разрушение горной породы, а на преодоление диссипативных сил, создание и поддержание в системе незатухающих колебаний, что подтверждается данными с датчиков вибраций телесистемы, входящей в состав КНБК.

Таким образом, для условий перемежающегося геологического разреза требуется оптимизация режимов бурения в комплексе с конструкцией породоразрушающего инструмента и соответствующая компоновка узлов КНБК, обеспечивающая снижение уровня вибраций и стабилизирующая реактивный момент на долоте, что, в конечном итоге, позволит увеличить механическую скорость бурения.

Выводы.

  1. Установлено, что механическая энергия, затрачиваемая на разрушение горных пород, значительно превышает их предел прочности на сжатие.
  2. Энергетическая эффективность применения шарошечных долот ниже по сравнению с долотами PDC как в однородных, так и в неоднородных породах, что, в первую очередь, связано со способом разрушения забоя скалыванием при использовании шарошечных долот.
  3. С увеличением перемежаемости разреза эффективность бурения каждым из этих типов долот заметно снижается, и наименьшие значения коэффициентов DE (0.1 для шарошечных и 0.25 для PDC) зафиксированы в интервалах, характеризующихся высокочастым переслаиванием горных пород со значительным изменением их прочности (индекс частоты переслаивания выше 0.5).

Список литературы.

  1. Каматов К.А., Подгорнов В.М. Факторы, влияющие на показатели работы долот PDC в перемежающихся по твердости горных породах при бурении наклонных и горизонтальных скважин в Тимано-Печорском регионе. // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, №2, 2013.
  2. Khaksar A. et al. Rock properties from core and logs: Where we stand and ways to go. // SPE Paper 121972.
  3. Chang C. et al. Empirical relations between rock strength and physical properties in sedimentary rocks. // Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 51, issues 3-4, 2006.
  4. Teale R. The Concept of Specific Energy in Rock Drilling. // International Journal of Rock Mechanics and Mining Science, vol. 2, 1965.
  5. Овчинников В.П., Двойников М.В. и др. Технологии и технологические средства бурения искривленных скважин. - Тюмень, Издательство ТюмГНГУ, 2008.

neftegaz.ru


Смотрите также