close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

- Ухтинский государственный технический университет

код для вставкиСкачать
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
С. А. Кейн
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
Учебное пособие
Допущено Учебно-методическим объединением вузов
Российской Федерации по нефтегазовому образованию
в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по направлению подготовки магистратуры
«Нефтегазовое дело», по представлению Ученого совета
Ухтинского государственного технического университета
Ухта, УГТУ, 2014
Учебное издание
Кейн Светлана Александровна
Современные технические средства управления траекторией
наклонно направленных скважин
Учебное пособие
УДК 621.225.4(075.8)
ББК 33.131 я7
К 33
Кейн, С. А.
К 33 Современные технические средства управления траекторией наклонно направленных
скважин [Текст] : учеб. пособие / С. А. Кейн. – Ухта : УГТУ, 2014. – 119 с.
ISBN 978-5-88179-798-0
Учебное пособие предназначено для изучения дисциплин «Бурение горизонтальных
скважин» и «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». Содержание пособия полностью соответствует Федеральному государственному образовательному стандарту по подготовке магистров направления 131000 – Нефтегазовое дело.
Учебное пособие также предназначено работникам нефтяной и газовой промышленности, а также аспирантам и студентам нефтегазовых вузов.
В учебном пособии рассматриваются современные технические средства, применяемые
для управления траекториями наклонно направленных и горизонтальных скважин. В их числе: винтовые двигатели-отклонители с регулируемым углом перекоса осей, роторные управляемые системы (РУС), бурение на обсадных трубах и бурение с применением гибких труб
(колтюбинг).
УДК 621.225.4(075.8)
ББК 33.131 я7
Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским советом
Ухтинского государственного технического университета.
Рецензенты:
В. И. Крылов, профессор кафедры бурения Российского государственного
университета нефти и газа им. И. М. Губкина, д.т.н.; Н. Г. Деминская,
ведущий инженер отдела проектирования строительства и реконструкции
скважин филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть»
в г. Ухте, к.т.н.
Редактор и технический редактор: Т. К. Шпилёва.
© Ухтинский государственный технический университет, 2014
© Кейн С. А., 2014
ISBN978-5-88179-798-0
План 2013 г., позиция 46. Подписано в печать 30.04.2014.
Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.
Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.
Усл. печ. л. 7,0. Уч.-изд. л. 6,3. Тираж 150 экз. Заказ №284.
Ухтинский государственный технический университет.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
Типография УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ
ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ-ОТКЛОНИТЕЛЕЙ .......................5
1.1 Конструктивные особенности винтовых двигателей, в том числе
с регулятором угла перекоса осей.......................................................................5
1.1.1 Принцип действия.....................................................................................6
1.1.2 Силовая секция двигателя ........................................................................9
1.1.3 Шпиндельная секция ..............................................................................12
1.1.4 Трансмиссия забойного двигателя ........................................................14
1.1.5 Клапанный переводник (перепускной клапан) ....................................17
1.1.6 Регулятор угла перекоса осей двигателя ..............................................19
1.2 Стендовые характеристики винтовых забойных двигателей...................22
1.3 Классификация винтовых забойных двигателей с характеристикой
по области применения ......................................................................................25
1.3.1 Двигатели универсального применения ...............................................26
1.3.2 Двигатели для бурения дополнительных стволов ...............................28
1.3.3 Двигатели для ремонта скважин............................................................29
1.3.4 Винтовые забойные двигатели для колтюбинга..................................33
1.4 Сравнение технических характеристик винтовых отклонителей
для наклонно направленного и горизонтального бурения .............................33
1.5 Технология бурения наклонно направленных и горизонтальных
скважин с применением винтовых двигателей-отклонителей.......................38
2. РОТОРНЫЕ УПРАВЛЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ ..................................................42
2.1 Классификация роторных управляемых систем по способу
управления смещением долота..........................................................................42
2.1.1 Принцип работы РУС типа «Point the bit»............................................43
2.1.2 Принцип работы РУС типа «Push the bit» ............................................43
2.2 Роторные управляемые системы ведущих компаний...............................46
2.2.1 Управляемая система DART компании Андергейдж..........................46
2.2.2 Роторные управляемые системы Geo-Pilot и EZ-Pilot компании
Sperry-Sun..........................................................................................................50
2.2.3 Система PowerDrive Xtra компании Schlumberger с системой
AutoTrak компании Baker Hughes...................................................................54
2.3 Телеметрия при использовании роторных управляемых систем ............57
3. БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ ......................................59
3
3.1 Основные принципы бурения скважин на обсадных трубах...................59
3.1.1 Оборудование и забойные компоновки нижней части бурильной
колонны при бурении на обсадных трубах ...................................................60
3.1.2 Особенности работы с забойными двигателями при бурении
на обсадных трубах..........................................................................................64
3.1.3 Применение роторной управляемой системы при бурении
на обсадной колонне ........................................................................................64
3.2 Оборудование для бурения на обсадных трубах.......................................66
3.2.1 Система верхнего привода .....................................................................66
3.2.2 Технические средства для расширения ствола скважины..................70
3.2.3 Обсадные трубы с резьбой Батресс по стандарту АНИ......................74
3.3 Бурение под кондуктор ................................................................................74
3.3.1 Технические средства при бурении под кондуктор ............................74
3.3.2 Особенности технологии бурения на обсадных трубах
в многолетнемёрзлых породах на Самбургском месторождении...............78
3.4 Бурение под хвостовик.................................................................................82
4. БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА ГИБКИХ НЕПРЕРЫВНЫХ ТРУБАХ –
КОЛТЮБИНГ........................................................................................................86
4.1 Общая характеристика технологии бурения на гибких трубах ...............86
4.2 Анализ технологии и забойной техники колтюбингового бурения........88
4.3 Колтюбинговые буровые установки и оборудование...............................99
4.4 Применение колтюбинга для ликвидации и разбуривания песчаных
пробок в горизонтальных скважинах, пробуренных из шахтных
уклонов на Ярегском месторождении ............................................................. 111
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК................................................................. 118
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
ВЗД
КГТ
ПК
РУ
РУС
СВП
УБТ
CWD
DLA
RSS
– винтовой забойный двигатель
– колонна гибких труб
– переводники клапанные
– регулятор угла перекоса осей двигателя
– роторные управляемые системы
– система верхнего привода
– утяжелённая бурильная труба
– casing while drilling (система бурения на обсадных трубах)
– drill lock assembly (буровой замковый узел)
– rotary steerable system (роторные управляемые системы)
4
1. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ
ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ-ОТКЛОНИТЕЛЕЙ
1.1 Конструктивные особенности винтовых двигателей, в том числе
с регулятором угла перекоса осей
В настоящее время буровые сервисные компании всё больше внимания
уделяют снижению затрат на строительство скважин. Современный технологический комплекс буровых предприятий включает, как обязательный элемент,
винтовые двигатели-отклонители с регулируемым углом перекоса осей между
двигательными и шпиндельными секциями: ДРУ, ДНУ и ДГР [1]. Общий вид
винтового двигателя-отклонителя приведён на рисунке 1.1. Эти двигатели используются для ориентируемого изменения угла при бурении наклонных и горизонтальных скважин.
Рисунок 1.1 – Двигатель ДРУ-240
5
При работе забойным винтовым двигателем (ВЗД) увеличивается частота
вращения долота. Увеличивается механическая скорость проходки с минимальной нагрузкой на долото.
Общепризнанно, что эффективный забойный двигатель, подобранный
под буровое долото и пласт, обеспечивает лучшую скорость проходки, чем роторное бурение [5].
Износ и усталость компонентов бурильной колонны уменьшается.
Уменьшается износ вертлюга, ведущей трубы и привода ротора.
Возможен более эффективный контроль за отклонением и резким искривлением скважины.
Винтовые забойные двигатели позволяют осуществлять процесс бурения
при реализации высокого момента силы и частоты вращения на выходном валу,
мало изменяющейся при увеличении осевой нагрузки, что позволяет эффективно применять долота различных типов.
1.1.1 Принцип действия
Источником энергии забойных двигателей является поток бурового раствора. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором.
В основе работы винтовых забойных двигателей лежит обратный принцип «насоса Муано» [1]: циркулирующая под давлением жидкость поступает в
расширяющуюся полость, образующуюся между геликоидальным металлическим ротором скальчатого типа и винтовой геликоидальной полостью в корпусе
статора из эластомерного материала. Давление циркулирующей жидкости (бурового раствора), поступающей в зазор между статором и ротором, заставляет
ротор двигателя вращаться внутри статора. Таким образом, гидравлическая
энергия циркулирующей жидкости преобразуется в механическую энергию
вращения, которая, в свою очередь, передаётся на долото и приводит его в действие. Изменение числа «лепестков» геликоидального ротора и геометрии винтового канала статора позволяют создавать двигатели, обладающие различными гидравлическими и механическими характеристиками, применительно к
конкретному типу буровых работ или скважинных условий. Типы гексагональных сечений винтового двигателя приведены на рисунке 1.2.
Существуют различные варианты исполнения по длине активной части
статора и заходности, позволяющие эффективно применять ВЗД. Сравнение
характеристик двигателя по заходности приведено в таблице 1.1.
6
Рисунок 1.2 – Типы геликоидальных сечений забойного двигателя
Таблица 1.1 – Характеристика двигателей по заходности
С заходностью 1:2
Многогребневые ВЗД
Высокая скорость
Низкая скорость
Низкий крутящий момент
Высокий крутящий момент
Низкие скорости потока
Более высокие скорости потока
Низкая потеря давления на двигателе
Более высокая потеря давления на двигателе
Низкая потеря давления на долоте
Более высокая потеря давления на долоте
Малый эффективный вес на долото
Более высокий предел нагрузки на долоте
Необходимы высокоскоростные долота Можно применять шарошечные долота
Анализ характеристик показывает, что применение многогребневых двигателей является более целесообразным в современном бурении [2].
Скоростные параметры можно менять изменением числа «гребней» ротора, их «покатости» и, соответственно, выемок статора. Вращающийся переводник долота – единственная наружная движущаяся часть двигателя. Чем больше
заходность, тем меньше скорость и больше момент. Заходность на отечественных двигателях определяется по звуку. Чем больше заходность, тем плавнее
ход и меньше ударные нагрузки.
В общем случае работу двигателя принято характеризовать с использованием следующих параметров.
Расход – диапазон расхода потока через винтовую пару двигателя.
Максимальный перепад давления – перепад давления, который можно
создавать только в течение коротких временных интервалов, так как при этом
усиливается износ/повреждение винтовой пары двигателя.
7
Максимальный крутящий момент – момент на долоте при максимальном
перепаде давления на винтовой паре.
Давление в отсутствие нагрузки – давление (при нахождении долота над
забоем), которое требуется для преодоления внутреннего трения и потерь давления на двигателе; эта величина изменяется с расходом.
Эксплуатационный перепад давления – номинальная разность давлений
при работе инструмента над забоем и на забое.
Эксплуатационный крутящий момент – крутящий момент на долоте при
эксплуатационном перепаде давления.
Выходная мощность – механическая мощность при номинальном перепаде давления и максимальном расходе.
Частота вращения – диапазон частоты вращения долота, связанный с
расходом. Минимальная частота вращения долота наблюдается при минимальном указанном расходе потока, а максимальная частота вращения при максимальном указанном расходе.
Современный винтовой забойный двигатель состоит из четырёх основных частей [1]:
1) узел перепускного клапана;
2) силовая секция двигателя: секция преобразования энергии потока
промывочного агента в механическую энергию вращения;
3) узел соединения вала двигателя с валом шпинделя;
4) шпиндельная секция: подшипники и узел приводного вала.
Перепускной клапан, устанавливаемый над силовым отсеком, позволяет
предотвратить засорение долота и двигателя во время спуска на забой. Использование клапана является особенно необходимым при разбуривании стали, бурении на депрессии или бурении слабосцементированных пород.
Конструкция силовой секции включает пару «статор/ротор», которая преобразует гидравлическую энергию циркулирующей под давлением промывочной жидкости в механическую энергию вращения приводного вала.
Соединение вала двигателя с валом шпинделя обеспечивает механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично вращающимся валом.
Шпиндель передаёт осевую нагрузку на долото, воспринимает гидравлическую нагрузку, действующую на ротор двигателя, и уплотняет выходной вал,
способствуя созданию необходимого перепада давления на долоте. Подшипники шпинделя должны также воспринимать радиальные нагрузки, возникающие
от действия долота и шарнирного соединения.
Основные конструкционные узлы ВЗД приведены на рисунке 1.3.
8
Рисунок 1.3 – Винтовой забойный двигатель:
1 – статор; 2 – ротор; 3 – упорный подшипник; 4 – радиальный подшипник;
5 – вал шпинделя
1.1.2 Силовая секция двигателя
Специфической особенностью конструкции силовой секции (рис. 1.4) является его возможность работать с различными видами циркулирующего
флюида, включая буровой раствор на водной и нефтяной основе, воду, сжатый
воздух и пены, во всех случаях обеспечивая выходные характеристики, позволяющие обеспечить бесперебойную работу бурового оборудования. Статор и
ротор турбины имеют геликоидальное сечение, при этом они имеют одинаковую форму в плане, однако стальной ротор имеет на один зубец меньше, чем
количество каналов изготовленного из эластомера статора.
9
Ротор (сталь)
Статор (эластомер)
Корпус статора (сталь)
Рисунок 1.4 – Силовая секция забойного двигателя (статор/ротор)
Силовые секции забойных двигателей можно классифицировать в соответствии с количеством зубцов ротора и эффективных ступеней статора. Зубцы
ротора и каналы статора имеют геликоидальное сечение, при этом одна ступень
секции соответствует линейному расстоянию полного «витка» канала статора.
Различие в количестве зубцов ротора и каналов статора приводит к образованию эксцентриситета между осью вращения ротора и осью статора.
Геликоидальные поверхности ротора и статора, а также углы наклона
винтовых образующих подобраны таким образом, чтобы пара «ротор/статор»
создавала герметичные участки на равных интервалах длины корпуса турбины.
Таким образом, в винтовых каналах статора образуются изолированные аксиальные полости, заполненные жидкостью под давлением.
Давление жидкости внутри этих аксиальных полостей заставляет ротор
вращаться и прецессировать внутри статора. Геометрия поверхности статора и
ротора и величина планетарного перемещения ротора подобраны таким образом, чтобы обеспечить минимальные давление контакта, трение скольжения,
абразивный износ поверхностей и вибрацию системы в целом, т. е. обеспечить
пониженный износ статора и ротора.
Эластомерный статор изготовляется литьём под давлением, при этом особое
внимание в процессе его изготовления уделяется однородности состава эластомера, надёжному связыванию компонентов и качеству профиля геликоидальных каналов статора. Отливка статора производится непосредственно в стальной корпус
статора забойного двигателя. Количество геликоидальных каналов статора может
изменяться от 2 до 10 в зависимости от типоразмера двигателя.
10
Роторы изготавливаются из стальных заготовок на высокоточных металлорежущих станках, позволяющих получить минимальные аксиальные и радиальные допуски; кроме того, они могут быть плакированы специальными покрытиями для того, чтобы повысить их способность противостоять механическому износу и повысить их стойкость к коррозионному воздействию. В зависимости от типоразмера мотора, количество заходов ротора может изменяться
от одного до девяти.
Силовые характеристики двигателя – его входная и выходная мощности
зависят, прежде всего, от числа зубцов ротора и каналов статора, их геометрии,
угла наклона винтовых образующих и количества ступеней.
Для каждого конкретного рабочего диапазона частота вращения долота
прямо пропорциональна скорости потока циркулирующей жидкости между
статором и ротором. В том случае, когда перепад давления циркулирующей
жидкости на движителе превышает максимальный рабочий перепад для данного типа двигателя, рабочая жидкость начинает просачиваться между статором и
ротором, что приводит к снижению скорости вращения долота. Сильное просачивание рабочей жидкости может привести к глушению двигателя, т. е. к полной остановке долота, связанной с «заклиниванием» ротора.
Кроме того, для каждого конкретного рабочего диапазона, крутящий момент на выводном валу двигателя прямо пропорционален перепаду давления,
возникающего на паре «статор-ротор» двигателя. Таким образом, работа двигателя с крутящими моментами, превышающими максимальные паспортные значения, приводит к повышенному износу статора и ротора и, в конечном итоге, к
«заклиниванию» ротора.
Вырабатываемая двигателем мощность прямо пропорциональна частоте
вращения и крутящему моменту. Таким образом, мощность забойного двигателя и связанные с нею величины частоты вращения и крутящего момента необходимо подбирать в зависимости от конкретных условий бурения.
Конструкция статора и ротора предусматривают возможность их работы
в широком диапазоне условий и параметров бурения, включая такие, как изменение температуры, плотности и/или вязкости бурового раствора и содержания
в нём бурового шлама, а также присутствие в буровом растворе агентов, использующихся для борьбы с поглощением. Кроме того, использующийся для
изготовления статора эластомерный материал способен противостоять воздействию пластового флюида, а также масел и смазок. Материалы, использующиеся для изготовления двигателя, обладают высокой стойкостью к эрозии, коррозии и истиранию.
11
Ротор и статор изготавливаются по повышенному классу точности и тщательно подгоняются, что обеспечивает высокую надёжность работы пары «ротор-статор» и необходимые эксплуатационные характеристики двигателя для
работы в различных условиях бурения, позволяет практически полностью исключить проблемы при запуске двигателя и обеспечить высокую эффективность и долговечность забойного двигателя.
Подводя итоги вышесказанного [2], можно сделать вывод, что для создания в рабочих органах двигателя полостей, теоретически разобщённых от областей высокого и низкого давлений, необходимо и достаточно выполнение четырёх условий:
1) число зубьев Z1 наружного элемента (статора) должно быть на единицу
больше числа зубьев Z2 внутреннего элемента (ротора): Z1 = Z2 + 1;
2) отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев: Г/t = Z1/Z2;
3) длина рабочих органов L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента: L > T;
4) профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть
взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте между собой в любой
фазе зацепления.
1.1.3 Шпиндельная секция
Шпиндель – один из главных узлов двигателя. Он передаёт осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и
гидравлическую осевую нагрузку, действующую в рабочих органах, а также
радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала). В ряде
случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками
(гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения
выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках
долота. Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединённый посредством наддолотного переводника в нижней
части с долотом, а с помощью муфты в верхней части – с шарниром. Для восприятия осевых нагрузок используются как радиально упорные, так и упорные
подшипники. Подшипники выполняются многорядными и сохраняют свою работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5-7 мм.
В большинстве случаев шпиндель может быть отсоединён без демонтажа
силовой секции, при необходимости и на буровой.
12
Шпиндели отечественных винтовых забойных двигателей (рисунок 1.5) выполняются не маслонаполненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются
буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом к конструированию
забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.
Блок подшипников
Канавка шарикоподшипника
Приводной вал
Рисунок 1.5 – Шпиндельная секция в сборке
Конструкция шпинделя включает большое число сборок опорных и радиально-упорных подшипников, ограничитель потока и приводной вал.
Опорные подшипники предназначены для компенсации осевой нагрузки
ротора и вертикальной реактивной составляющей противодавления возникающего вследствие приложения нагрузки на долото. В конструкции забойных
двигателей большого диаметра применяются многорядные подшипники смешанного (шариково-роликового) типа, а для двигателей малого диаметра –
подшипники скольжения на основе карбидов.
Для поглощения боковых нагрузок на приводной вал используются металлические и неметаллические радиальные подшипники, установленные выше
13
и ниже сборок радиально-упорных подшипников. Боковые нагрузки на приводной вал могут достигать значительной величины, особенно в ходе направленного бурения или в процессе перебуривания ствола. Материалы, из которых изготавливаются радиальные подшипники, подбираются и производятся таким образом, чтобы обеспечить надёжность работы подшипников в любых условиях
бурения. Охлаждение и смазка опорной втулки производятся буровым раствором – для этого отбирается приблизительно 5-8% объёма промывающей жидкости; поток жидкости через втулку регулируется при помощи клапанаограничителя потока.
Приводной вал забойного двигателя служит для передачи на долото, как
аксиальной нагрузки, так и крутящего момента. Приводной вал изготавливается
из стали методом ковки; в нижней части вала имеется резьбовое соединение
для крепления бурового долота. Таким образом, он является единственным узлом открытого вращения в забойном двигателе. Буровой раствор подается на
долото через внутреннюю полость приводного вала.
Все подшипниковые сборки сконструированы таким образом, чтобы исключить возможность «выдергивания» приводного вала и подшипников из корпуса забойного двигателя при высвобождении прихваченного инструмента с
усилиями, превышающими расчётные растягивающие нагрузки для двигателя
данного типа.
1.1.4 Трансмиссия забойного двигателя
Соединение ротора винтового забойного двигателя и вала шпинделя
представляет собой один из основных узлов двигателя, определяющих долговечность и надёжность гидромашины в целом.
Механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично
вращающимся валом, работает в тяжёлых условиях. Помимо передачи крутящего момента и осевой силы, этот узел должен воспринимать сложную систему
сил в рабочих органах, характеризующуюся непостоянной ориентацией ротора.
В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение
между двумя соосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в винтовом забойном двигателе является связующим звеном
с ротором, совершающим планетарное движение, причём за один оборот выходного вала ротор поворачивается вокруг своей оси, совершая определённое
число циклов переменных напряжений.
14
Это обусловливает повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаходных винтовых забойных
двигателей.
Своеобразные условия работы соединения и невозможность использования
готового технического решения обусловили многообразие компоновок этого узла.
Принципиально могут быть использованы четыре типа соединений на базе:
1) деформации одного или нескольких элементов конструкции;
2) обеспечения свободы перемещения ротора за счёт введения элементов
с относительно большим люфтом;
3) шарнирных соединений;
4) гибкого вала (торсиона).
Первый и второй тип соединения из-за существенных удельных нагрузок
в винтовых забойных двигателях не нашли применения.
В первом поколении отечественных винтовых забойных двигателей применялись двухшарнирные соединения зубчатого типа с центральным шаром. Оно
использовалось для передачи крутящих моментов до 700 кГ*м (68600 Н*м) при
частоте вращения до 200 об./мин. Эксцентриситет соединения доходил до 5 мм.
Шарнирные соединения винтовых двигателей работают, как правило, в
среде абразивных жидкостей. Поэтому надёжная герметизация шарниров является одним из основных направлений повышения их работоспособности. Проблема герметизации осложняется тем, что полости, которые требуется изолировать, вращаются вокруг смещённых осей в условиях вибрации и значительного
гидростатического давления. Поэтому герметизирующие элементы должны
быть гибкими и прочными при циклической нагрузке, а устройство для герметизации – в целом простым и надёжным.
Сначала в шарнирах использовались простейшие резиновые уплотнения,
в дальнейшем стали применять уплотнения сильфонного и манжетного типов.
Торсион (гибкий вал). Существенный шаг, оказавший влияние на подходы к конструированию винтовых забойных двигателей в целом был сделан в
середине 70-х годов, когда ВНИИБТ впервые в практике проектирования винтовых забойных двигателей предложил конструкцию гибкого вала. К началу
90-х годов в большинстве типоразмеров винтовых забойных двигателей, выпускаемых в России, для соединения ротора и выходного вала применяются
гибкие валы (рис. 1.6).
15
Узел сочленения
Отклоняющее устройство
Передаточный вал
Узел сочленения
Рисунок 1.6 – Торсион забойного двигателя
В двигателях с наружным диаметром 88 мм и более гибкий вал размещается в расточке ротора, а в малогабаритных двигателях ниже ротора.
В большинстве случаев гибкий вал винтовых забойных двигателей представляет собой металлический стержень круглого сечения с утолщёнными концами. На концах выполняются присоединительные элементы: гладкий конус
или коническая резьба. Иногда гибкий вал выполняется полым со сквозным цилиндрическим каналом для подвода рабочей жидкости высокого давления непосредственно к долоту.
Для повышения циклической прочности в месте перехода от заделки к
рабочей части вала имеется конус с углом 5-15° или галтель с отношением радиуса галтели к диаметру вала в пределах от 0,1 до 0,2.
Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримом с
ресурсом корпусных деталей двигателя, а также возможностью реализации различных компоновок двигателей.
Опыт эксплуатации двигателей в наклонно направленном и горизонтальном бурении выявил недостаточную стойкость гибких валов при углах перекоса секций более 1°30. В связи с этим в последних конструкциях двигатели типа
ДГ стали оснащать шарнирно-торсионными соединениями.
16
1.1.5 Перепускной клапан
Геометрия рабочей пары (ротор/статор) забойного двигателя не позволяет
обеспечить свободный переток рабочей жидкости (бурового раствора) между
колонной и затрубным пространством в ходе спускоподъёмных работ.
Для того чтобы обеспечить заполнение буровой колонны раствором в
процессе спуска инструмента, а также свободный слив бурового раствора из
колонны в процессе её подъёма, в конструкции двигателя предусмотрен клапанный переводник, который устанавливается непосредственно над турбиной.
Кроме того, наличие клапанного переводника позволяет при необходимости
снизить циркуляцию раствора через двигатель.
Рабочим узлом клапанного переводника является полый цилиндр с отверстиями в боковой стенке, через которые осуществляется циркуляция раствора
между бурильной колонной и затрубным пространством.
При работе на буровых растворах с повышенным содержанием взвешенных
частиц (что может привести к засорению клапана), либо в процессе бурения с
продувкой забоя воздухом, клапанный переводник можно не устанавливать.
По своей конструкции (рис. 1.7) клапанный переводник представляет собой подвижный поршень (золотник), перемещающийся внутри пружины.
Поршень
Пружина
Отверстие для прохода
бурового раствора
Рисунок 1.7 – Клапанный переводник забойного двигателя
Все детали клапана изготавливаются из высококачественных сталей. Для
повышения эффективности и надёжности работы клапана в его конструкцию
включён ряд изготовленных с повышенной точностью уплотнительных элемен17
тов; внутренние и внешние поверхности клапана либо обрабатываются по высокому классу точности, либо плакируются специальными покрытиями.
Клапан переводника остаётся в открытом положении до тех пор, пока давление циркулирующего бурового раствора не превысит жёсткости пружины, что
приведёт к смещению поршня и, в конечном счёте, к перекрытию боковых отверстий в его корпусе, тем самым перекрывая переток раствора в затрубное пространство, то есть весь буровой раствор будет поступать в забойный двигатель.
При остановке циркуляции пружина возвращает клапан в исходное положение, при этом открываются боковые отверстия, и восстанавливается поток
бурового раствора в затрубное пространство. Циркуляционные каналы в корпусе переводника оснащены фильтрующими решётками, предотвращающими засорение клапана шламом, выносящимся с забоя буровым раствором. Необходимая для закрытия клапана величина подачи бурового раствора ниже минимальной расчётной величины рабочего потока забойного двигателя.
Характеристики клапанных переводников приведены в таблице 1.2 и выпускаются для всех типоразмеров забойных двигателей.
Таблица 1.2 – Характеристики переводников клапанных (ПК)
Характеристика
ПК-95 ПК-108 ПК-120 ПК-172 ПК-195 ПК-240
Максимальное давление
промывочной жидкости, МПа
15
15
15
15
15
15
Максимально – допустимая
осевая нагрузка, Т
70
100
100
180
180
180
Давление срабатывания клапана,
МПа
1+0,5
1+0,5
1+0,5
1+0,5
1+0,5
1+0,5
Присоединительная замковая
резьба по ГОСТ 5286–75
З-76
З-88
З-88
З-147
З-147
З-171
Диаметр проточной части, мм
18
18
25
36
70
80
Наружный диаметр, мм
95
108
120
172
195
205
Длина, мм, не более
460
475
490
615
850
850
Масса, кг, не более
20
28
39
90
105
110
Верхние и нижние переходные муфты переводников выполняются либо
по стандартам АНИ, либо согласно общепринятым промышленным стандартам,
что позволяет эксплуатировать забойные двигатели, как с клапанными переводниками, так и без них.
18
Кроме того, между переводником и силовой секцией забойного двигателя
можно установить кривой переводник, что позволяет сократить расстояние между ним и долотом и, тем самым, облегчить забуривание бокового ствола.
При использовании полых роторов, оснащённых соплами, циркулирующая рабочая жидкость (буровой раствор) имеет возможность свободно поступать в двигатель из затрубного пространства и выходить из него. Таким образом, отпадает необходимость в использовании клапанного переводника, необходимого для того, чтобы освобождать колонну от бурового раствора при
подъёме инструмента; однако при этом необходимо помнить, что диаметр сопла должен быть достаточно большим для того, чтобы обеспечить свободный
слив бурового раствора из колонны.
1.1.6 Регулятор угла перекоса осей двигателя
Регулятор угла (РУ) перекоса осей двигателя (таблица 1.3) предназначен
для использования в составе забойного двигателя при бурении наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин.
Таблица 1.3 – Регуляторы угла перекоса осей двигателя-отклонителя
Наименование
РУ1-195
ПКР2-240
Диаметр наружный, мм
195
240
Длина, мм
1066
1045
Масса, кг
168
175
Угол искривления, град.
(минимальный / максимальный)
0/3
0/3
Шаг изменения угла, мин.
30’
30’
к двигательной секции
РКТ-177*5.08*1:16
РКТ-208*6.35*1:6
к шпиндельной секции
МК-98*6
-
торсион
торсион
Расход промывочной жидкости
не лимитируется
не лимитируется
Плотность промывочной жидкости
не лимитируется
не лимитируется
Присоединительные резьбы
Соединение валов двигателя
Использование регулятора угла обеспечивает возможность оперативного
изменения угла перекоса осей отклонителя на устье скважины и исключает необходимость иметь на буровой несколько отклонителей с различными углами
перекоса.
19
Схема, поясняющая работу регулятора угла перекоса осей отклонителя,
приведена на рисунке 1.8.
Рисунок 1.8 – Схема работы регулятора угла
При повороте секций регулятора угла происходит их перекос до максимального при повороте на 180° относительно исходного положения механизма.
При этом угол перекоса осей равен 2α.
При каждом изменении угла перекоса осей секций забойного двигателя
происходит изменение плоскости его искривления, что необходимо учитывать
при ориентировании отклонителя в скважине.
Регулятор угла (рис. 1.9) включает следующие основные узлы:
− узел искривляющий;
− торсион;
− переводник соединительный.
20
Рисунок 1.9 – Регулятор угла РУ1-195:
1 – диск; 2 – полукольцо; 3 – уплотнительное резиновое кольцо; 4 – переводник;
5 – зубчатый венец; 6 – поджимная гайка; 7 – стопорная пробка; 8 – сердечник;
9 – метки на зубчатом венце; 10 – метки на гайке; 11 – метки на сердечнике
Для изменения угла перекоса осей РУ необходимо:
1) отвернуть стопорную пробку 7 специальным ключом, входящим в
комплект РУ;
2) с помощью механических ключей раскрепить гайку 6 (резьба правая,
закреплена моментом силы 10000Н*м), при этом механический ключ с приводом от пневмораскрепителя следует устанавливать на сердечник 8 или корпус
шпинделя, а гайку захватывать вторым ключом;
21
3) ввернув резьбовой конец ключа для стопорной пробки в отверстие на
гайке, отвернуть гайку на 25-30 мм, при этом зубчатый венец 5 опускается вниз
и выходит из зацепления с зубьями переводника 4;
4) при помощи цепных или механических ключей провернуть шпиндельную секцию до совмещения одноимённых меток (на переводнике 4 и зубчатом
венце 5) с требуемым значением угла, положение этих меток определяет и новое положение плоскости искривления отклонителя;
5) приподняв венец 5, проверить совпадение положения зубьев венца и
впадин на переводнике 4, при необходимости немного повернуть шпиндель;
6) придерживая руками венец в зацеплении, завернуть и подтянуть гайку
руками (использовать ключ, ввёрнутый в резьбовое отверстие), проконтролировать угол между длинной меткой 9 на зубчатом венце и метками 10 на гайке, он
должен находиться в пределах 40-90°;
7) закрепить гайку механическими ключами (ключ с приводом на пневмораскрепитель следует устанавливать на гайку, а второй на переводник соединительный) до совмещения длинной метки 9 на зубчатом венце и верхней метки 10 на гайке (или нижней метки 10 и метки 11 на сердечнике, как удобнее
контролировать), при этом отверстие под пробку на гайке должно совпасть с
отверстием в сердечнике 8, а также обеспечивается требуемый момент крепления гайки (10000Н*м);
8) ввернуть и закрепить фиксирующую пробку 7.
1.2 Стендовые характеристики винтовых забойных двигателей
Описание характеристик объёмных винтовых забойных двигателей, как
правило, проводится на основе экспериментальных исследований [3]. Современные программы бурения ведущих зарубежных и отечественных фирм предусматривают стендовые испытания каждого винтового забойного двигателя с
целью получения их фактических характеристик [4] (рисунок 1.10).
Несмотря на дополнительные затраты, это позволяет наиболее эффективно использовать гидродвигатель, в частности обоснованно регулировать режим
промывки скважины и косвенно по давлению на стояке контролировать нагрузку на долото, что, в конечном счёте, приводит к улучшению техникоэкономических показателей процесса бурения. Вместе с тем аналитические методы описания и пересчёта характеристик винтовых двигателей также имеют
немаловажное значение для теории и практики бурения с использованием винтовых забойных двигателей, что подтверждается значительным числом публикаций отечественных и зарубежных авторов, посвящённых этой тематике.
22
0
1
2
3
4
5
6
7 М, кНм
Рисунок 1.10 – Стендовая характеристика винтового забойного двигателя (ДГ-155)
В общем случае аналитические методы описания характеристик винтовых
двигателей (n – М; Р – М), основанные на теории рабочего процесса винтовых
забойных двигателей и анализе их стендовых характеристик, можно условно
разделить на две группы:
1) аппроксимация зависимостей (размерных и безразмерных), связывающих частоту вращения n, крутящий момент М и перепад давления Р винтовых
забойных двигателей с их геометрическими параметрами и показателями
свойств рабочей жидкости;
2) обобщение критериальных характеристик гидромашины.
В теории объёмных гидромашин, к которым относятся винтовые гидродвигатели, выделяют две основные (первичные) характеристики гидромашины,
строящиеся при постоянных значениях расхода, плотности и вязкости жидкости:
− механическую, то есть зависимость между угловой скоростью, ω (частотой
вращения, n), и крутящим моментом, М, гидродвигателя;
− гидравлическую, то есть зависимость между перепадом давлений, Р, в гидродвигателе и крутящим моментом, М.
По известным первичным характеристикам винтовых двигателей, получаемым при стендовых испытаниях, рассчитываются энергетические характеристики гидродвигателя: зависимости мощности, N, и η (КПД) гидродвигателя
от крутящего момента.
23
В общем случае характеристики двигателя зависят от геометрических параметров рабочих органов гидромашины (кинематического отношения, i, контурного диаметра, D, v – числа шагов статора, натяга, δ, в паре ротор-статор),
расхода, Q, и показателей свойств рабочей жидкости (плотности, ρ, и условной
вязкости), а также физических параметров материалов пары ротор-статор
(плотности, модуля упругости).
Если в процессе бурения скважины не происходит замена винтового гидродвигателя, то переменными являются:
− натяг в паре (вследствие износа рабочих органов);
− показатели свойств рабочей жидкости (вследствие изменения технологических режимов бурения).
Основополагающими исследованиями для описания характеристик являются два комплекса стендовых испытаний винтовых двигателей Д2-172М и Д1-195,
проведённые на полигонах ВНИИБТ в Москве и Перми (рис. 1.11).
Рисунок 1.11 – Характеристика винтовых забойных двигателей при различном расходе
жидкости Q1<Q2<Q3
Проведённые испытания винтовых забойных двигателей позволяют сделать два вывода, имеющих определяющее значение для аппроксимации характеристик гидродвигателей:
1) механическая характеристика ω – М при любых параметрах гидродвигателей имеет нелинейный характер и описывается степенной функцией;
2) гидравлическая характеристика Р – М в области рабочих режимов двигателя с достаточной точностью описывается линейной зависимости, причем
для данного гидродвигателя наклон характеристик Р – М практически не зависит как от расхода и плотности жидкости, так и от натяга в паре.
24
Для определения границ экстремальных и оптимальных режимов винтового двигателя необходимо исследовать функции N – М; η – М c целью нахождения значений, обеспечивающих максимум мощности или КПД гидродвигателя при различных α и K (рис. 1.12).
Рисунок 1.12 – Безразмерные энергетические характеристики ВЗД (α =2; K = 4)
Анализ характеристик винтовых двигателей различных типоразмеров при
различных показателях свойств рабочей жидкости позволяет сделать вывод о
«координатах» оптимального и экстремального режимов работы двигателя. Таким образом, при разработке программ бурения с использованием винтовых забойных двигателей необходимо стремиться так подбирать параметры режима
бурения (расход жидкости и осевую нагрузку на долото), чтобы попадать в оптимальный интервал.
1.3 Классификация винтовых забойных двигателей с характеристикой
по области применения
Винтовые забойные гидравлические двигатели подразделяются на следующие типы [6]:
− общего назначения;
− для наклонно направленного и горизонтального бурения;
− для отбора керна;
− для ремонта скважин;
− с разделённым потоком;
− многомодульные.
Разработана широкая гамма высокоэффективных винтовых забойных
двигателей общего назначения типов Д и ДС с высокими энергетическими и
эксплуатационными параметрами и повышенной надёжности.
25
Выпускаемые в России винтовые забойные гидравлические двигатели
общего назначения выполняются по единой схеме, имеющей неподвижный статор и вращающийся ротор, соединяемые со шпинделем. Охватывают диапазон
диаметров корпуса от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот шарошечных и безопорных, бурголовок, фрезеров и райберов диаметром от 139,7
до 295,3 мм с обеспечением минимального технологически требуемого зазора
между корпусом двигателя и стенками скважины в конкретных горногеологических условиях разрезов нефтяных, газовых и газоконденсатных
месторождений.
Винтовые забойные двигатели эксплуатируются с использованием воды и
буровых растворов плотностью от 1000 кг/м3 и менее до максимальной 2000 кг/м3,
включая аэрированные растворы и пены (при бурении и капитальном ремонте
скважин), с содержанием песка не более 1% по весу, максимальным размером
частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше +100 °С.
Порядок назначения шифров ВЗД:
Д
– двигатель в прямом исполнении;
ДР
– двигатель с регулируемым узлом искривления;
ДГР – двигатель с укороченным шпинделем и регулируемым узлом
искривления;
ДВ
– двигатель с повышенной частотой вращения;
Д1
– цифра обозначает номер модификации.
Пример: ДГР-178.6/7.62-01.
ДГР – тип двигателя с укороченным шпинделем и регулируемым узлом искривления;
178
– диаметр двигателя, мм;
6/7
– количество зубьев ротора/статора;
62
– число шагов винтового зуба статора ∗ 10 (6 целых 2 десятых);
01
– корпус двигателя выполнен с резьбой для установки центратора.
1.3.1 Двигатели универсального применения
Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм [7] и предназначены для привода долот
диаметром 139,7-295,3 мм (таблица 1.4). Они создавались на основе многолетнего опыта конструирования винтовых двигателей и в них использовались апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др.
26
Марка двигателя
Диаметр, мм
Длина, мм
Шаг
статора, мм
Число шагов
Расход жидкости,
л/с
Крутящий момент,
Н*м
Частота
Перепад давления, МПа
Таблица 1.4 – Винтовые забойные двигатели для бурения и капитального
ремонта скважин (второе поколение двигателей)
Д1-54
54
1890
222
2
1,0-2,5
70-110
3,0-7,5
4,5-5,5
Д1-88
88
3225
390
2
4,5-7,0
800-950
2,7-5,0
5,8-7,0
Д1-127
127
5800
650
2
15-20
2200-3000
3,3-4,3
5,5-8,5
Д1-172
172
6880
850
2
25-35
3100-3700
1,3-1,8
3,9-4,9
Д1-195
195
6550
850
2
25-35
1,3-1,8
3,9-4,9
Д1-240
240
7570
880
3
30-50
3100-3700
1000014000
1,2-2,2
6,0-8,0
В то же время специфические узлы и детали двигателей (рабочие органы,
соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов и
разрабатывались по результатам проведённых теоретических и экспериментальных исследований (рис. 1.13).
Рисунок 1.13 – Устройство двигателя модели ДЗ-172
27
Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняются по единой схеме
и имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор [4]. На рисунке 1.13 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух
секций: силовой и шпиндельной. Конусные детали секций соединяются между
собой замковыми резьбами, а валы с помощью конусных, конусношлицевых
или резьбовых соединений. Третий узел двигателя переливной клапан, как правило, размещается в автономном переводнике непосредственно над двигателем
или между трубами бурильной колонны. Силовая секция включает в себя статор 1, ротор 2, соединение ротора и выходного вала 3 и корпусные переводники
4 и 5. Шпиндельная секция состоит из корпуса 6, вала 7 с осевыми 8 и радиальными 9 опорами, наддолотного переводника 10.
1.3.2 Двигатели для бурения дополнительных стволов
Эта серия представлена двигателями с наружным диаметром от 54 до
172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин. Обладая рядом конструктивных особенностей и рациональным критерием эффективности, M/n, двигатели этой серии эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.
При использовании ВЗД в горизонтальном бурении [8] реализуются их
преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость
от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет
сконструировать силовую секцию длиной 1-2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.
В 90-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей
типа ДГ диаметром 54-172 мм для проводки новых горизонтальных скважин и
бурения дополнительных стволов. При проектировании этой серии двигателей
использовался двадцатипятилетний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывались требования технологии горизонтального
бурения.
Основные особенности двигателей серии ДГ:
− уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секций, при этом силовая секция, как правило, двухшаговая, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс работы;
28
− уменьшенный наружный диаметр (108 против 120 мм; 155 против 172 мм),
что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД, обеспечивает надёжную
проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;
− многообразие механизмов искривления корпуса (жёсткий искривлённый
переводник, регулируемый переводник, корпусные шарниры с одной или двумя
степенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;
− возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих
элементов;
− усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее
надёжную работу с большими углами перекоса.
Технические характеристики двигателей серии ДГ представлены в таблице 1.5.
1.3.3 Двигатели для ремонта скважин
Двигатели, применяемые для ремонта нефтяных и газовых скважин, выпускаются под шифром Д с наружным диаметром 108 мм и менее (таблица 1.6).
Диапазон наружных диаметров, конструкция двигателей, а также их характеристики позволяют использовать эти машины для всевозможных буровых работ
при ремонте скважин. ВЗД используются при разбуривании цементных мостов,
песчаных и гидратных пробок, фрезеровании труб, кабелей электропогружных
насосов и прочих предметов.
Эти двигатели могут производить бурение как внутри насоснокомпрессорных труб, так и внутри эксплуатационных. При проведении капитального ремонта внутри колонны можно использовать также двигатель Д1-127. По
своей конструкции ВЗД для ремонта скважин принципиально не отличаются от
двигателей общего назначения. По заказу РАО «Газпром» ВНИИБТ разработан
многофункциональный двигатель ДК-108.
Особенностью двигателя является широкий диапазон его энергетических
параметров, обеспечивающийся наличием в его комплекте трёх модификаций
рабочих органов с различными рабочими объёмами, что позволяет использовать эти машины для самых разнообразных видов ремонтно-восстановительных
работ при капитальном ремонте скважин.
Двигатели серии Д диаметром от 42 до 127 мм предназначены для капитального ремонта скважин. Двигатели этой серии также могут быть использованы при бурении прямолинейно-наклонных и горизонтальных участков вторых стволов скважин, проводимых из эксплуатационных колонн.
29
Таблица 1.5 – Винтовые забойные двигатели для бурения горизонтальных скважин, дополнительных стволов
и капитального ремонта скважин
Длина, мм
30
Марка
двигателя
Диаметр,
мм
общая
Д-48
ДГ-60
Д-95
Д-295
Д-595
ДГ-95
Д-108
Д2-108
Д5-108
ДГ-108
ДК-108-I
ДК-108-II
ДК-108-III
ДГ-155
48
60
95
95
95
95
108
108
108
108
108
108
108
155
1850
2550
2855
3580
3580
2680
2930
3690
3690
2600
5000
3000
3000
4330
нижнего
плеча
Шаг
статора,
мм
Число
шагов
Расход
жидкости,
л/с
Крутящий
момент, Н∗
∗м
Частота
вращения,
с-1
Перепад
давления,
МПа
–
1350
–
530
–
620
–
1600
–
–
–
–
–
–
200
225
630
630
945
630
640
640
880
640
975
640
625
680
3
3
2
3
2
2
2
3
2
2
1,5
2
2
3
0,5-1,5
1-2
6-10
6-10
6-10
6-10
6-12
6-12
6-12
6-12
3-6
6-12
6-12
24-30
60-80
70-100
600-900
900-1200
900-1400
600-900
800-1300
1200-1800
1300-1900
800-1300
2000-2700
800-1300
500-800
3500-4000
4,1-6,7
3,0-6,0
2,0-3,3
2,0-3,3
1,3-2,2
2,0-3,3
1,3-2,5
1,3-2,5
0,8-1,6
1,3-2,5
0,3-0,65
1,3-2,5
1,9-3,8
2,2-2,7
4,0-5,0
4,5-5,5
4,5-6,0
6,0-9,0
4,5-6,0
4,5-6,0
3,5-5,5
5,0-7,5
3,5-5,5
3,5-5,5
5,5-7,5
3,5-5,5
3,0-5,0
6,5-7,5
Таблица 1.6 – Двигатели для ремонта скважин
Присоединительные
резьбы
Длина, мм
Общая
От торца
наддолотного
переводника
до плоскости
искривления
1
2
3
Д-42
700
Д-48
Шифр
Диаметр,
мм
Диаметры
долот, мм
Расход
рабочей
жидкости,
л/с
Частота
вращения
вала, с-1
Допустимый
угол
перекоса,
град.
31
к трубам
к долоту
4
5
6
7
8
9
10
–
42
по заказу
по заказу
58
2,0-4,0
30
–
1850
–
48
по заказу
по заказу
55-93
4,0-5,0
60-80
–
Д1-54
1890
–
57
З-42
З-42
76-93
4,5-5,5
80-100
–
ДГ-60
2300
1350
60
З-42
З-42
76-98,4
4,5-5,5
70-100
1,5
ДГ-75
3820
1160
76
З-66
З-66
83
5,0-9,0
500-700
1,5
Д-85
3230
–
88
З-66
З-66
98,4 -120,6
5,5
500
–
Д1-88
3225
1450
88
З-66
З-66
98,4 -120,6
5,8-7,0
800-950
0,5
ДО-88**
3570
1450
88
З-66
З-66
112,0-120,6
5,8-7,0
40-60
3 (5)
Д-95
3035
–
95
З-76
З-76
120,6-139,7
4,5-6,0
600-900
–
ДГ-95*
2640
530
95
З-76
З-76
120,6-139,7
4,5-6,0
600-900
4
Окончание таблицы 1.6
32
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Д-105**
3740
1670
106
З-88
З-76
120,6-151,0
5,0-8,0
800-1400
1,5 (3)
ДГ-105**
2355
825
106
З-88
З-76
120,6-139,7
5,0-8,0
600-1000
3 (5)
Д-106
4240
—
106
З-88
З-76
120,6-151,0
5,0-9,0
1000-2300
–
ДО-106*
5265
1450
106
З-88
З-76
120,6-151,0
5,0-9,0
1000-2300
3
Д-108
2900
—
108
З-88
З-88
120,6-151,0
3,5-5,5
800-1300
–
ДК-108-1
5000
—
108
З-88
З-88
120,6-151,0
5,5-7,5
2000-2700
–
ДК-108-2
3000
—
108
З-88
З-88
120,6-151,0
3,5-5,5
800-1300
–
ДК-108-3
3000
—
108
З-88
З-88
120,6-151,0
3,0-5,0
500-800
–
ДГ-108*
2565
620
108
З-88
З-88
120,6-139,7
5,0-7,5
800-1300
3,5
Д1-127*
5800
2135
127
З-101
З-88
139,7-158,7
5,5-8,5
2200-3000
1 (3)
ДГ-127
4780
1280
127(136)
З-101
З-88
139,7-158,7
5,5-8,5
2200-3000
3
*Двигатели могут быть изготовлены с регулируемым углом перекоса.
** Возможно изготовление специального варианта двигателя-отклонителя с увеличенным углом перекоса (указан
в скобках).
Двигатели
серии
ДК
также
предназначены
для
ремонтновосстановительных и аварийных работ при капитальном ремонте скважин. Особенность двигателя – наличие в комплекте трёх взаимозаменяемых модификаций
винтовых пар, что позволяет изменять частоту вращения от 0,3 до 4,0 с-1.
Двигатели серии ДГ диаметром от 60 до 195 мм предназначены для ремонта, а также для бурения участков набора кривизны наклонно направленных
и горизонтальных скважин.
Двигатели диаметром 108, 127 и 155 мм могут выпускаться с регулируемым углом перекоса корпуса между шпиндельной секцией и рабочей парой.
1.3.4 Винтовые забойные двигатели для колтюбинга
При выполнении буровых работ и удалении пробок применяют забойные
двигатели двух типов – объёмного и динамического действия (таблица 1.7).
Таблица 1.7 – Характеристики забойных двигателей используемых для
колтюбинга
Марка двигателя
Д-42
Д-48
Д1-54
ДГ-60
Д-85
Диаметр наружный, мм
42
48
54
60
85
Диаметр долот, мм
59
5 9 -76
59 -76
76-98,4
98,4-20,6
0,3-0,5
1,2-2,6
1-2,5
1-2
4,8
2-4
4-5
4,5-5,5
4,5-5,5
5,5
Расход рабочей жидкости, л/с
Перепад давления на двигателе, МПа
К первым относятся винтовые и аксиально-поршневые двигатели, ко вторым – турбобуры. Наиболее целесообразно использовать забойные двигатели
объёмного действия, а из них предпочтительнее винтовые, поскольку последние обладают более приемлемой характеристикой для условий работы с колонной гибких труб. Кроме того, для их привода необходим меньший расход технологической жидкости, что важно для обеспечения прочности колонны.
1.4 Сравнение технических характеристик винтовых отклонителей
для наклонно направленного и горизонтального бурения
Для сравнения выбраны винтовые забойные двигатели-отклонители равного диаметра, сравнение проводится по рабочим и стендовым характеристикам, которые приведены в таблице 1.8 и на рисунках 1.14-1.17.
33
Таблица 1.8 – Сравнение
отклонителей ДР-240 и ДГР-240
технических
Характеристика
характеристик
винтовых
ДГР-240
ДР-240
Диаметр корпуса, мм
240
240
Диаметр корпуса максимальный, мм
270
245
Размер по «пятке» регулируемого переводника, мм
245
245
Длина активной части статора, мм
3600
3600
Длина, мм
7800
8320
Масса, кг
1800
1890
311,1-444,5
311,1-369,9
З-152, З-171 или
З-177
З-152, З-171 или
З-177
Диапазон углов искривления, град.
0-3
0-3
Нагрузка на долото, кН
300
300
Максимальная прикладываемая
растягивающая нагрузка, кН
2000
2000
Расход рабочей жидкости, л/с
30-50
30-50
Частота вращения выходного вала, на холостом ходу,
об./мин.
90-150
90-150
Перепад давления на холостом ходу, МПа
2,0-3,0
2,0-3,0
Момент силы на выходном валу в режиме
максимальной мощности, кН·м
13,0-16,0
13,0-16,0
Перепад давления в режиме
максимальной мощности, МПа
6,5-10,0
6,5-10,0
Максимально допустимый дифференциальный
перепад давления на ВЗД при работе, МПа
3,0-5,0
3,0-5,0
Мощность максимальная, кВт
106-220
100-230
45
45
Диаметры применяемых долот, мм
Присоединительные резьбы по ГОСТ Р 50864–96
Максимальный эффективный КПД, %
34
Рисунок 1.14 – Стендовые характеристики ДГР-240.7/8.41-01
Рисунок 1.15 – Стендовые характеристики ДР1-240.7/8.41
35
Из стендовых характеристик видно, что при увеличении объёма жидкости, пропускаемой через двигатель, увеличиваются все основные пиковые
характеристики.
Рисунок 1.16 – Стендовые характеристики ДГР 178.6/7.57-01
Рисунок 1.17 – Стендовые характеристики ДГР -178.9/10.35-01
36
При сравнении двигателей равного диаметра при равном расходе жидкости видно, что двигатель с большей заходностью имеет меньшую частоту вращения и мощность при одинаковом моменте.
Сравнение двигателей типа 1:2 и многогребневых [9]. Из-за различных
конструктивных особенностей, двигатели 1:2 и многогребневые имеют существенно разные рабочие характеристики. Они могут быть подытожены следующим образом:
− более широкие границы диапазона скорости потока и потери давления на
долоте для многогребневых двигателей позволяет оптимизировать гидравлику
долота;
− более высокий выходной крутящий момент уменьшает вероятность выхода
на предельное давление при использовании высокомоментных долот.
Это также даёт возможность применения больших диаметров бурового
инструмента (расширителей, долот большего диаметра и т. п.) под двигателем.
При той же самой выходной мощности двигатель типа 1:2 должен быть существенно длиннее (и иметь большее число ступеней), чем многогребневый двигатель того же наружного диаметра.
В таблице 1.9 представлены спецификации для многогребневого и 1:2
двигателей с наружным диаметром 240 мм, которые иллюстрируют разницу
между ними.
Таблица 1.9 – Спецификации для многогребневого и 1:2 двигателей
с наружным диаметром 240 мм
Конфигурация
1:2
9:10
Диапазон размеров ствола скважины, мм
250,8-311,2
250,8-374,7
Длина, м
6,16
7,41
Максимальная нагрузка на долото, кг
9072
29483
Максимальная потеря давления на долоте, атм.
34,5
103,4
Минимальная скорость потока, л/с
18,9
12,6
Максимальная скорость потока, л/с
28,4
41
Максимальная скорость потока через ротор, л/с
50,5
Скорость вращения вала
275-415 об./мин. 55-185 об./мин.
Максимальный крутящий момент, кГ* м
Максимальная потеря давления на моторе, атм.
Количество ступеней
37
159
24,8
3
622-830
55,2
2
1.5 Технология бурения наклонно направленных и горизонтальных
скважин с применением винтовых двигателей-отклонителей
Бурение наклонных и горизонтальных скважин в настоящее время чаще
всего осуществляют по трёхинтервальному профилю [17], который включает
следующие участки:
− вертикальный;
− набор зенитного угла с отклонителем; искривление может осуществляться с
различной интенсивностью на разных интервалах;
− прямолинейный участок – участок стабилизации зенитного угла; в наклонной
скважине угол может быть равен 25…55°, в горизонтальной – 80…100°.
Компоновка с забойным двигателем стала универсальной, т. к. может
применяться на всех участках направленных и горизонтальных скважин (вертикальный, набор, спад угла, стабилизация).
Наибольшее распространение получила компоновка с искривлённым корпусом двигателя, которая позволяет набирать или терять угол, когда колонна не
вращается, и бурить строго прямо вперёд при её вращении ротором. При условии
правильно подобранного долота и компоновки нижней части бурильной колонны
в соответствии с геолого-техническими условиями бурения это приводит к тому,
что количество спускоподъёмных операций резко уменьшается [13].
Винтовой отклонитель может иметь угол перекоса осей между шпиндельной секцией и секцией двигателя от 0° до 3°. Величина угла перекоса осей
определяет интенсивность изменения зенитного угла при работе с отклонителем и может изменяться в широком диапазоне: от 1 до 3 градусов на 10 метров.
Интенсивность искривления определяется геометрическими размерами
отклонителя, её находят по известной формуле А. Г. Калинина [12, 15]:
R=
L1 + L 2
,
2 sin(δ − β )
где L1 – длина нижнего плеча отклонителя (от торца долота до места искривления переводника отклонителя), м;
L2 – длина верхнего плеча отклонителя (от места искривления переводника до торца верхнего переводника с ножами), м;
δ – угол перекоса секций винтового забойного двигателя, град.;
β – угол наклона нижнего плеча отклонителя к оси скважины, град.
Угол β определяется по формуле:
β = arctg
где
D−d
,
2L1
D и d – диаметры долота и отклонителя соответственно, м.
38
На рисунке 1.18 приведена формализованная компоновка нижней части
бурильной колонны для бурения искривлённых и прямолинейно-наклонных
участков скважины.
Элемент
Примечания
УБТС - создание нагрузки
Ясс - ликвидация прихватов
УБТС - создание нагрузки
ТБТ - диамагнитная труба
ЦС - центрирование
БП - безопасный переводник
Телесистема
Переводник
ТБТ - диамагнитная труба
ЦДП - центрирование
ДРУ - забойный двигатель-отклонитель
Долото
Рисунок 1.18 – Компоновка нижней части бурильной колонны
39
При бурении прямолинейно-наклонного участка – участка стабилизации
зенитного угла наклонно направленной скважины, компоновку с отклонителем
вращают ротором. Это позволяет исключить дополнительные спускоподъемные
операции и сократить время бурения.
При вращении искривлённого двигателя в прямолинейном стволе на отклонитель действуют моменты сил, в том числе центробежной силы, которые
могут привести к напряжениям в теле корпуса двигателя, превышающим предел текучести (упругости) материала [19, 20]. Поэтому скорость вращения имеет предельно допустимые значения, которые определяют с помощью номограмм, приведённых на рисунках 1.19-1.21.
Рисунок 1.19 – Номограмма для определения угла искривления и допустимой скорости
вращения двигатель ДГР-178
Пример использования номограммы поясняется рисунком 1.19. Пусть длина
нижнего плеча отклонителя 2400 мм (точка А), проводим перпендикуляр до пересечения с линией АВ (точка В), затем до пересечения по стрелке с осью «угол искривления» (точка С). Получаем допустимый угол перекоса 1°25', продолжим линию до пересечения с прямой ДЕ (точка Д) и опускаем перпендикуляр на ось абсцисс (точка Е). Таким образом, для винтового отклонителя ДГР-178 получаем допустимое число оборотов ротора 68 об./мин.
Для бурения горизонтального участка применяют следующую технологию:
выставляют регулятором угла винтового отклонителя перекос осей 0°, то есть получают практически прямой двигатель. Бурение осуществляют забойным двигателем, включённым в состав компоновки, приведённой на рисунке 1.18.
40
Рисунок 1.20 – Номограмма для определения угла искривления и допустимой скорости
вращения двигатель ДГР-195
Рисунок 1.21 – Номограмма для определения угла искривления и допустимой скорости
вращения двигатель ДГР-240
41
2. РОТОРНЫЕ УПРАВЛЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ
Управляемые системы роторного бурения (rotary steerable system – RSS) –
это системы, в которых долото движется по заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны. Вращение забойной компоновки обеспечивает эффективную очистку скважины, снижает риск прихватов и, в конечном счёте, позволяет пробурить более протяжённые участки по сравнению с
бурением забойным двигателем. Основная сложность заключается в передаче с
поверхности достаточной мощности долоту, чтобы обеспечить необходимую
скорость бурения. В некоторых случаях бурение забойным двигателем оказывается предпочтительным.
Полностью автоматизированные системы были впервые применены на
очень дорогостоящих скважинах с большим отклонением забоя от устья, на которых они обеспечили возможность решения задач, недоступных для существующих компоновок с забойными двигателями. Рекордной является скважина,
пробуренная компанией British Petroleum с южного берега Великобритании.
При вертикальной глубине скважины около 1500 метров смещение её забоя составило 10100 метров.
С момента внедрения в середине 1990-х годов роторных управляемых
систем (РУС) их применение и совершенствование резко возросли. К числу самых последних технологических достижений относится вращающаяся с высокой частотой управляемая система, а также комбинирование данной системы и
мощного винтового забойного двигателя.
2.1 Классификация роторных управляемых систем
по способу управления смещением долота
Роторные управляемые системы по способу управления смещением долота относительно оси скважины можно разделить на два основных типа [26].
1. «Push the bit» – отталкивание от стенки скважины всей компоновки или
большей её части относительно оси, что вызывает давление на боковую поверхность долота в определённом направлении. К этому типу можно отнести
системы «AutoTrak» компании Baker Hughes INTEQ и «PowerDrive» компании
Schlumberger.
2. «Point the bit» – позиционирование долота. Достигается смещением
приводного вала относительно компоновки, либо изменением его кривизны,
что вызывает изменение угла. К этому типу можно отнести: «Geo–Pilot» компа42
нии Halliburton Sperry Drilling Services, «Well–Guide» компании Gyrodata Western Hemisphere. Также к «point the bit» можно отнести систему «Dart» компании
Andergauge Drilling System.
В таблице 2.1 приведены роторные управляемые системы ведущих фирмпроизводителей и их характеристики.
2.1.1 Принцип работы РУС типа «Point the bit»
Системы такого типа – это оборудованный аппаратурой, наддолотный
стабилизатор, состоящий из трёх основных компонентов (рис. 2.1), включая
вращающуюся мандрель (приводной вал), эксцентриковую внутреннюю втулку
и утяжелённый невращающийся наружный корпус. Инструмент работает, контролируя направление эксцентриковой внутренней втулки, которая смещает
мандрель и, соответственно, долото в заданном направлении.
Рисунок 2.1 – РУС типа «Point the bit» в разрезе
Расположение наружного корпуса постоянно отслеживается компьютером, который управляет инструментом и автоматически поправляет положение
эксцентриковой внутренней втулки для сохранения соответствующей ориентации долота.
Вращение внутренней втулки с целью изменения ориентации долота
осуществляется двигателем постоянного тока со сверхвысоким крутящим моментом, работающим от литиевого аккумулятора или турбинного генератора.
2.1.2 Принцип работы РУС типа «Push the bit»
Система данного типа состоит из невращающегося базового блока, блока
контроля за процессом бурения и модуля телесистемы MWD.
43
Таблица 2.1 – Роторные управляемые системы и их характеристики
Наименование
Способы
управления
смещением
долота
Длина, м
Диаметр
скважины,
мм
Максимальный темп
искривления,
град./100
Максимальная температура, °С
Максимальное
внутреннее
давление, МПа
Источник
питания
Наличие
системы
LWD
175
172,4
–
–
Andergauge Drilling System
Dart475
3–х точечная
стабилизация
7,9
147,9-171,5
3,5
Baker Hughes INTEQ
9,5'' AutoTrak
G3.0 RCLS
44
6,75'' AutoTrak
eXpress RCLS
Гибридная
система
кривления
(Point+Push)
17,7
304,8-660,4
6,5
150
172,4
Турбинный
генератор
Да
Гибридная
система
кривления
(Point+Push)
19,5
212,7-269,9
8,0
125
137,9
Турбинный
генератор
Нет
125
137,9
Литиевые
батареи
Нет
Gyrodata Western Hemisphere
Well-Guide 10300
Point
9,4
311,2-444,5
3,3
Halliburton Sperry Drilling Services
Geo-Pilot System
7600 Series
Point
9,4
212,7-269,9
8,0
140
151,7
Литиевые
батареи
Да
EZ-Pilot
1225 System
Point
3,6
304,8-374,7
5,0
150
124,1
Литиевые
батареи
Нет
Окончание таблицы 2.1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
150
103,4
Литиевые
батареи
Да
Pathfinder Energy Services
Pathmaker 12.25
in.
Гибридная
система
кривления
(Point+Push)
7,6
311,2-419,1
6,0
Schlumberger
PowerDrive
Xceed 675
Point
7,6
212,7-250,8
8,0
150
137,9
Турбинный Модульная
генератор
система
PowerDrive X5 675
Push
4,0
200,0-250,8
8,0
150
172,4
Турбинный Модульная
генератор
система
165
172,4
Weatherford International
45
Revolution 675
rotary
steerable system
Point
3,9
212,7-250,8
10,0
Литиевые
батареи
Да
В состав базового блока входят навигационные сенсоры, распределительный клапан и направляющие лопасти. В состав блока контроля за процессом бурения входят внутрискважинный компьютер и турбинный генератор или литиевые батареи. Во время бурения внутрискважинный компьютер сверяет загруженные в него проектные данные со значениями, поступающими из MWD модуля.
На рисунке 2.2 представлена РУС типа «Push the bit».
Рисунок 2.2 – РУС типа «Push the bit»
Если возникает отклонение от заданной траектории, внутрискважинный
компьютер, при помощи навигационных сенсоров передаёт информацию распределительному клапану, который направляет гидродинамическую энергию
бурового раствора на направляющие лопасти, которые выдвигаются из корпуса.
В результате происходит отталкивание всей компоновки от стенки скважины в
заданном направлении.
2.2 Роторные управляемые системы ведущих компаний
2.2.1 Управляемая система DART компании Андергейдж
Роторная система кривления DART (рисунок 2.3) (Downhole Adjustable
Rotary Tool) представляет собой 100% механический инструмент для бурения
скважин по плавным кривым траекториям с постоянной интенсивностью изменения угла [16]. Кривление по принципу трёхточечной стабилизации обеспечивается путём приложения постоянного бокового усилия от несоосного стационарного стабилизатора к долоту.
46
В процессе бурения ориентация торца инструмента поддерживается невращающимся масс-эксцентриком, который за счёт силы тяжести постоянно находится в подвешенном состоянии. Изменение ориентации торца инструмента
производится при отрыве долота от забоя при выключенных насосах и, в среднем, занимает не более 3 минут.
Механизм
ориентации торца
Сердечник
Невращающийся
масс-эксцентрик
Соосный
стабилизатор
Несоосный
стабилизатор
Скребок
Долото
Рисунок 2.3 – Система кривления DART
Система DART включает следующие элементы и устройства:
1) сердечник, проходящий сквозь инструмент для передачи крутящего
момента и вращения долота; используется как часть механизма изменения ориентации торца;
2) скребок, который является частью сердечника и вращается вместе с
ним. Диаметр скребка меньше диаметра долота, и обычно скребок не касается
стенок ствола. Он предназначен для удаления всех уступов, образующихся в
процессе бурения и способных затруднить продвижение невращающихся стабилизаторов (соосного и несоосного);
3) несоосный (управляющий) стабилизатор – невращающийся, полноразмерный, немного смещённый по отношению к оси сердечника. Это смещение
создаёт боковое усилие на долото, позволяющее управлять траекторией ствола
в трёх измерениях;
4) соосный стабилизатор – концентрический, также невращающийся, создаёт третью точку опоры для реализации трёхточечной стабилизации, которая
необходима для точного и предсказуемого управления компоновкой с помощью системы DART. Также этот стабилизатор принимает на себя вес массэксцентрика.
На рисунке 2.4 показан пример принципа действия системы: несоосный
стабилизатор передаёт на долото боковое усилие, которое направляет торец инструмента на 45 градусов вправо от точки зенита. Таким образом, бурение осуществляется именно по этому вектору.
47
Рисунок 2.4 – Принцип действия системы
Для изменения ориентации торца выполняют следующие действия: отрывают долото от забоя и прекращают вращения колонны; останавливают насосы;
вращают бурильную колонну на количество щелчков ротора, необходимое для
установки новой ориентации торца (каждый щелчок ротора смещает вектор бурения вправо на 2,25 град.); прекращают вращение по достижении заданной
ориентации торца; запускают насосы и начинают циркуляцию с обычным расходом; продолжают бурение скважины.
Если при остановке насосов бурильную колонну не вращают ротором, то
ориентация торца останется неизменной.
При необходимости ориентации торца по точке зенита выполняют следующее: отрывают от забоя и прекращают вращения колонны; останавливают
насосы; вращают колонну на более чем 180 градусов. Каждый щелчок ротора
смещает ориентацию торца системы на 2,25 градуса по часовой стрелке. Колонну вращают ротором до тех пор, пока торец не будет направлен на точку зенита. Вращение колонны на более чем 180 градусов гарантированно доведёт
ориентацию торца до точки зенита, вне зависимости от первоначальной ориентации. После этого привод механизма ориентации торца отключается, и торец
остаётся ориентированным по точке зенита. Дальнейшее вращение колонны не
может повлиять на ориентацию торца.
Порядок действий для установки нового вектора бурения после ориентации торца по точке зенита: прекращают вращение ротором; совершают рабочий
цикл насосов (т. е. запускают насосы, доводят подачу раствора до обычного для
бурения уровня, поддерживают циркуляцию в течение 20 секунд, затем снова
48
останавливают насосы). Эта процедура вновь включает привод механизма ориентации системы, и дальнейшая ориентация торца производится в обычном режиме посредством вращения колонны на требуемое количество оборотов.
Бурение прямолинейно-наклонных участков с применением системы
DART производится путём поочередной ориентации торца в противоположных
направлениях. Поскольку изменение ориентации торца при помощи системы
DART производится легко и быстро, эта процедура не приводит к увеличению
времени бурения и позволяет получить прямой ствол скважины.
Технические характеристики системы DART приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Технические характеристики системы DART
Характеристика
Значение
Диаметр инструмента, мм
120,6 для бурения скважин 149,2-171,5 мм
8,23, включая наддолотный и первый
колонный калибратор
Длина, м
30/30 м (возможна регулировка под меньшую интенсивность)
Интенсивность набора угла, град./30 м
Объём подачи раствора, л/с
9,5-18,9
Внутренний диаметр, мм
28,57
Максимальная температура, 0С
150
Максимальная осевая нагрузка, кН
13,6
Максимальная скорость вращения, об./мин.
220
Максимально допустимая интенсивность
искривления, град./30 м
25 град./30 м (без вращения)
В таблице 2.3 приведено сравнение результатов бурения двух контрольных стволов скважин диаметром 155,6 мм компоновкой с забойным двигателем
и ствола, пробуренного с применением системы DART на Ближнем Востоке.
Таблица 2.3 – Сравнение результатов бурения
Скважина
Контрольная
скважина,
участок 1
Контрольная
скважина,
участок 2
Секция DART
Длина по стволу
от-до, м
Проходка, м
Время
бурения, ч
Средняя скорость
проходки, м/ч
1747-4303
2556
152,25
16,7
1752-4255
2503
113,75
20,5
1727-4220
2493
61,25
40,7
49
Сравнение результатов бурения двух контрольных стволов диаметром
155,6 мм при помощи управляемых компоновок с забойным двигателем и ствола,
пробуренного с применением системы DART, показывает, что скорость проходки
увеличена вдвое по сравнению с контрольными скважинами. Все участки пробурены по идентичным породам на одинаковой глубине. Во всех компоновках,
включая систему DART, использовались конические шарошечные долота.
2.2.2 Роторные управляемые системы Geo-Pilot и EZ-Pilot
компании Sperry-Sun
В управляемой роторной системе Geo-Pilot (рис. 2.5) используется управляемый отклонитель, состоящий из цельного вала, расположенного между долотом и верхней частью инструмента [26].
Рисунок 2.5 – Управляемая система вращательного бурения Geo-Pilot
Выполненный из нержавеющей высокопрочной стали вал имеет внутренний канал для прохода бурового раствора. Компактный и прочный отклоняющий узел, размещённый внутри невращающейся верхней части корпуса, пере50
даёт контролируемое отклонение на вал через два вращающихся эксцентриковых кольца. Связь с эксцентриковыми кольцами сверху и снизу осуществляется
с помощью двух систем привода.
В результате действия одного или обеих систем привода кольца поворачиваются вместе или по отдельности и отводят вал в сторону по осевой линии
корпуса, заставляя вал искривляться и ориентировать долото в направлении заданного угла установки отклонителя. Специально сконструированные вращающиеся уплотнения внутри корпуса не позволяют буровому раствору попадать внутрь системы, а смазочной жидкости вытекать наружу.
Секция вала, проходящая через корпус, опирается на верхний подшипник
фиксированного конца, подшипник радиальной опоры и нижний плавающий
подшипник. Когда эксцентриковые кольца изгибают вал, то вал изгибается между верхним подшипником фиксированного конца, который не даёт валу изгибаться выше себя и нижним плавающим подшипником, который позволяет долоту отклоняться в любом заданном направлении и свободно вращаться. Так
как основная нагрузка на долото передаётся через корпус, то благодаря этому
вал можно сделать более тонким и управляемым.
Чтобы обеспечить максимальный срок службы и надёжность системы
Geo-Pilot, подшипники уплотнения и другие внутренние движущиеся детали
погружены в смазочное масло. А так как оборудование работает изолированно
от промывочной жидкости, то проблемы совместимости с буровым раствором
практически отсутствует.
Расположенный в верхней части компоновки компактный прочный компьютеризированный блок осуществляет контроль за отклонением вала. Это позволяет непрерывно управлять направлением движения долота. Таким образом,
в самой скважине становится возможным регулирование направления бурения
и желательного темпа набора кривизны.
Усовершенствованные датчики с питанием от долговечной внутренней
батареи отслеживают положение долота, скорость вращения колонны и внутренние параметры оборудования.
Типичная компоновка для бурения с системой Geo-Pilot приведена на рисунке 2.6а.
Система предназначена для использования с алмазным долотом с расширенной калибровочной частью.
Ещё одной разработкой Sperry-Sun является система EZ-Pilot. Компоновка с системой EZ-Pilot приведена на рисунке 2.6б.
51
Интерфейс
системы сбора
данных в процессе
бурения (MWD)
Спиральный
стабилизатор
Поправочный
стабилизатор
Невращающийся
кожух
Устройство
для изменения
угла наклона
а)
Корпусное долото
с расширенной
калибровочной
частью
б)
Рисунок 2.6 – Роторные управляемые системы компании Sperry-Sun:
а – компоновка управляемой системы вращательного бурения Geo-Pilot;
б – компоновка с РУС компании Sperry-Sun
Система EZ-Pilot – это оборудованный аппаратурой, наддолотный стабилизатор, состоящий из трёх основных элементов, включая вращающуюся мандрель, эксцентриковую внутреннюю втулку и утяжелённый невращающийся наружный корпус.
Технические характеристики системы EZ-Pilot приведены в таблице 2.4.
52
Таблица 2.4 – Технические характеристики системы EZ-Pilot
Характеристика
Номинальный наружный диаметр
инструмента, мм
Диаметр ствола скважины, мм
Максимальный наружный диаметр наружного
корпуса, мм
Длина, м
Номинальный вес инструмента
(в воздухе), кг
Проектная интенсивность искривления при
зарезке из вертикального участка, град./30 м
Максимальная интенсивность искривления
во время проработки, град/30 м
Максимальный крутящий момент на валу,
кН*м
Интервал скоростей вращения (об./мин.)
Максимальная расход (л/с)
Максимальная нагрузка на долото, кН
Вибрация
Тип бурового раствора
Максимальное содержание песка, %
по объёму
Номинальная рабочая температура, °С
Номинальное рабочее давление, кПа
Система 850
Система 1225
171
203
212,7-250,8
304,8-374,7
205,7
279,4
3,69 м
3,57
816,4
952,5
8
8
10
10
18,7
66,5
30-280
30-280
88
88
200
400
Согласно спецификациям LWD Sperry
Совместим с большинством буровых
растворов; успешно используется с
буровыми растворами на водной,
углеводородной основе, синтетической
основе и силикатными буровыми
растворами
3
3
150
125
138
124
Sperry DWD (инклинометрия в процессе
бурения)
± 0,1°; интервал
± 0,1°; интервал
изменения угла
изменения угла
0-110°
0-110°
Линия связи
Точность и интервал изменения зенитного
угла
Место установки датчика измерения углов
(средняя), м
Место установки наддолотного датчика
ABI™, м
Источник питания
Внутренний диаметр, мм
8,54
8,54
2,29
1,74
Литиевые батареи
50,8
50,8
Инструмент работает (рис. 2.1), контролируя направление эксцентрика
внутренней втулки, которая смещает мандрель и, соответственно, долото в заданном направлении.
53
Вращение внутренней втулки с целью изменения ориентации тулфейса
(торца бурильного инструмента) выполняется двигателем постоянного тока со
сверхвысоким крутящим моментом, работающего от литиевого аккумулятора.
Расположение наружного корпуса постоянно отслеживается компьютером и
инструмент автоматически поправляет положение эксцентрика внутренней втулки при необходимости сохранения соответствующей ориентации тулфейса.
Заданная координата тулфейса устанавливается посредством простых команд скорости вращения, направляемых с поверхности в электронный модуль,
установленный в инструменте.
С помощью системы EZ-Pilot можно избежать дополнительных расходов,
связанных с использованием отдельной системы передачи данных.
Инструментом можно осуществлять бурение в любом заданном направлении тулфейса или бурить по прямой. Преимуществом системы EZ-Рilot является простота в применении.
2.2.3 Системы PowerDrive Xtra компании Schlumberger с системой
AutoTrak компании Baker Hughes
Система PowerDrive Xtra компании Schlumberger с системой AutoTrak
компании Baker Hughes представлены на рисунке 2.7 [26].
Системы используют механизмы автоматической ориентации и управляют траекторией скважины путём приложения бокового усилия к долоту. В системах расширяющийся, не вращающийся стабилизатор обеспечивает статическое боковое усилие, приложенное к стенке скважины, что вызывает противодействующее усилие, приложенное к стабилизатору и долоту. Интенсивность
искривления скважины определяется соотношением объёмов бокового резания
и бурения в прямом направлении. В обеих системах на уровне долота ось вращения долота всегда расположена под углом по отношению к оси скважины.
Величина этого угла определяется геометрией инструмента и радиусом кривизны скважины.
Основные блоки рассматриваемых РУС выделены на рисунке 2.7.
Интегрированная система MWD замеряет зенитный угол и азимут, величину вибрации, обеспечивает связь с системой на поверхности.
Скважинный компьютер производит сравнение данных, полученных
системой контроля MWD с проектными характеристиками траектории, затем
передаёт команду на наддолотный блок отклонения для корректировки курса.
Передаёт данные на поверхность, получает команды по корректировке курса.
54
Наддолотный блок отклонения следит за отклонением долота. Производит передачу данных забойной системе контроля MWD.
Интегрированная система MWD
Скважинный компьютер
Наддолотный сенсор
отклонения
а)
б)
Рисунок 2.7 – Роторная система AutoTrak:
а) основные компоненты системы; б) невращающийся расширяющийся стабилизатор
Использование управляемых роторных систем PowerDrive Xtra для бурения скважин с большими отходами от вертикали позволило компании «Саха55
линморнефтегаз» (СМНГ – дочерняя фирма компании «Роснефть») улучшить
показатели производительности бурения и качество ствола по сравнению со
скважиной, пробуренной по обычной технологии с использованием винтового
забойного двигателя.
Бурение скважин производилось с наземной кустовой площадки, расположенной на севере острова Сахалин. В соответствии с техническим заданием
горизонтальное смещение точки входа в пласт составляло 4000 м от побережья
острова (рис. 2.8).
При бурении было задействовано 2 типоразмера управляемой роторной
системы PowerDrive Xtra диаметром 228,6 мм и 171,5 мм. Скорость бурения
при бурении под 311,1 мм колонну повысилась на 41%, при этом время на проработку и калибровку ствола скважины сократилось на 38%.
Рисунок 2.8 – Профиль скв. №216 компании «Сахалинморнефтегаз»
Использование системы PowerDrive Xtra обеспечило эффективное управление траекторией и высокую степень очистки ствола скважины, а также снижение момента вращения бурильной колонны. Благодаря применению системы
PowerDrive Xtra удалось добиться значительного уменьшения числа «затяжек»,
что в дальнейшем способствовало успешному спуску обсадной колонны. При
этом затраты времени на ориентированное бурение с винтовым забойным двигателем были полностью исключены.
Непрерывное вращение бурильной колонны позволило добиться сглаженной траектории скважины.
56
2.3 Телеметрия при использовании роторных управляемых систем
В компоновке роторных управляемых систем не редко используют MWD
(Measurement While Drilling – измерения в процессе бурения) и LWD (Logging
while drilling – каротаж в процессе бурения) – модули, которые дают полную
информацию о ходе бурения, в режиме онлайн, посредством гидравлического
или электромагнитного канала связи.
Телеметрическая система PowerPulse использует гидроимпульсный канал
связи. Запатентованный способ модулирования сигнала один из самых помехоустойчивых, позволяет достигать скоростей передачи сигнала с забоя на поверхность до 12 бит/с.
Телесистема позволяет получать надёжные, точные навигационные замеры в режиме реального времени для всех основных видов бурения, а также передачу данных замеров и измерений приборов каротажа во время бурения с забоя на поверхность при бурении.
Особенности телесистемы:
– высокая скорость передачи данных для высокой плотности данных до
12 бит/с;
– возможность программирования прибора с поверхности для выбора необходимой скорости передачи данных или изменения типа передаваемых данных;
– определение положения отклонителя;
– измерение зенитного угла и азимута в стационарном положении;
– замеры зенитного угла и азимута при вращении колонны;
– гамма-каротаж;
– измерения нагрузки доходящей на долото, крутящего момента и скорости
вращения;
– измерение степени хаотичности вращения бурильной колонны;
– измерение по 4 осям степени вибраций и ударной нагрузки КНБК;
– комбинируется со всеми VISION LWD приборами;
– электропитание для забойного оборудования.
Извлекаемая телеметрическая система SlimPulse с гидроимпульсным каналом связи – экономичное решение для высокоэффективных режимов бурения.
Телесистема обеспечивает надёжные, точные измерения в режиме реального времени для всех основных видов бурения; извлекается и устанавливается
вновь с помощью геофизического кабеля для увеличения эффективности и
уменьшения степени риска; обеспечивает бурение скважин с траекториями малого радиуса; надёжные замеры при бурении боковых стволов.
57
Особенности телесистемы:
– данные в режиме реального времени и в записи;
– гамма-каротаж;
– определение положения отклонителя;
– измерение зенитного угла и азимута;
– инклинометрия в режиме реального времени;
– измерение уровня вибраций и ударной нагрузки КНБК;
– измерение степени хаотичности вращения бурильной колонны;
– измерение удельного электрического сопротивления в режиме реального времени (с применением технологий arcVISION и mcrVISION);
– возможность программирования прибора на поверхности для выбора необходимой скорости передачи данных или изменения типа передаваемых данных.
Технические характеристики телесистемы SlimPulse:
– буровые растворы на водяной, нефтяной основе, а также синтетические
растворы;
– температурные диапазоны: 150°С и 175°С (высокотемпературное исполнение);
– максимальное давление: 82,7 МПа;
– внешний диаметр: 44,5 мм;
– диаметр модулятора: 28,6 мм, 54 мм, 60,3 мм, 66,7 мм;
– максимальная интенсивность кривизны для зонда: 145°/30 м.
Таким образом, в заключение можно сделать следующие выводы:
- традиционные методы наклонно направленного бурения с использованием винтовых забойных двигателей зачастую приводят к увеличению неоднородности ствола скважины:
- благодаря использованию управляемых роторных систем осуществляется непрерывное вращение бурильной колонны, что способствует значительному снижению локальной интенсивности искривления ствола скважины;
- также возрастает эффективность управления траекторией при одновременном увеличении продолжительности рейсов и механической скорости бурения.
В дополнение к вышесказанному непрерывное вращение всей бурильной
колонны значительно улучшает очистку ствола и снижает вероятность прихватов.
58
3. БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
3.1 Основные принципы бурения скважин на обсадных трубах
Система бурения на обсадных трубах (casing while drilling – CWD) – один
из наиболее прогрессивных методов бурения скважин, в котором обеспечивается предупреждение осложнений в стволе скважины за счёт одновременного бурения и обсаживания ствола скважины обсадными трубами непосредственно в
процессе бурения [22].
Проведённая широкая программа испытаний системы показала эффективность её применения, как в вертикальных, так и в наклонно направленных и
горизонтальных скважинах. Преимуществами технологии являются: сокращение количества спускоподъёмных операций, возможность разбуривания труднопроходимых зон с переходным давлением и истощенных зон, а также ускорение бурения при пониженном забойном давлении.
В этом случае нет необходимости поднимать бурильные трубы в вышку,
подготавливать условия в скважине и поднимать долото на поверхность, прежде чем спускать обсадную колонну в скважину – всё это обеспечивает сокращение времени использования буровой установки.
В технологии используются уникальные буровые установки и скважинное оборудование, работающее как интегрированная комплексная буровая система, в которой для передачи механической и гидравлической энергии на долото применяются стандартные промысловые обсадные трубы. Необходимость в
спускоподъёмных операциях с традиционно применяемой бурильной колонной
отпадает благодаря использованию компоновок нижней части бурильной колонны, спускаемых на кабеле и соединяющихся с обсадной колонной с помощью анкерной уплотнительной сборки.
Обсадную колонну можно использовать в качестве всей бурильной колонны или части её различными способами, однако эти системы можно характеризовать как извлекаемые или неизвлекаемые.
Неизвлекаемая система предполагает возможность бурения хвостовиком
или обсадной колонной с использованием фиксированного долота. Это долото
может быть разбуриваемое или обычное долото, оставляемое в скважине на конечной глубине.
Извлекаемые системы позволяют заменять долото и забойные компоновки без подъёма обсадной колонны на поверхность. Использование извлекаемой
системы – это альтернатива бурению наклонно направленных скважин по стандартной технологии.
59
В этом случае нет необходимости извлекать дорогостоящее оборудование
для наклонно направленного бурения и ориентирования долота, заменять неисправное оборудование до того, как будет достигнута проектная глубина установки обсадной колонны.
3.1.1 Оборудование и забойные компоновки нижней части бурильной колонны
при бурении на обсадных трубах
В извлекаемой CWD-системе используется скважинное и поверхностное
оборудование, которое позволяет применять стандартные нефтепромысловые
обсадные трубы в качестве бурильной колонны, так что скважину одновременно бурят и обсаживают [23]. Забойную компоновку можно заменить без подъёма обсадной колонны.
Извлекаемый на канате забойный инструмент (рис. 3.1) подвешивается в
профильном ниппеле в башмаке нижней части обсадной колонны (рис. 3.2).
Верхним элементом забойной компоновки, является буровой замковый узел
(drill lock assembly – DLA), который облегчает присоединение к профильному
ниппелю.
Обсадную колонну вращают с поверхности, а закачиваемый буровой раствор движется вниз внутри обсадной колонны и поднимается к устью по кольцевому пространству за обсадной колонной.
Забойный инструмент (компоновка нижней части бурильной колонны)
содержит рычажный расширитель и заканчивается пилотным долотом. Но в него могут быть включены и другие обычные компоненты бурильной колонны,
такие как гидравлический забойный двигатель, стабилизаторы, УБТ, инструменты измерения или каротажа во время бурения. Пилотное долото выбирают
по размеру в расчёте на прохождение через обсадную колонну.
Рычажный расширитель увеличивает диаметр ствола до обычного размера, получаемого при бурении под конкретную обсадную колонну. Рычажный
расширитель можно располагать непосредственно над долотом или выше других элементов, спускаемых в пилотный ствол.
Верхний силовой привод обеспечивает вращение обсадной колонны для
бурения, а также используется для создания вращающего момента при свинчивании или развинчивании колонны.
60
Стопорный захват
Транспортировочная
сборка для КНБК
Осевой
замок
Якорь крутящего
момента
Можно установить
ТБ или УБТ
Расширитель
Анкерная и уплотнительная сборка (встроенный байпас)
Рисунок 3.1 – Забойный инструмент (транспортируемая на кабеле КНБК)
61
Колонна
Центраторы
Муфта-замок
Муфта-фиксатор
крутящего момента
Рисунок 3.2 – Сборка обсадной колонны
Башмак
Долото
Обсадную колонну обычно вращают при осуществлении всех операций,
за исключением бурения с использованием забойного двигателя или двигателяотклонителя для ориентируемого бурения. Забойный двигатель можно также
использовать для вращения забойной компоновки, когда применяется роторная
управляемая система (RSS). При этом можно минимизировать частоту вращения обсадной колонны.
Обсадная колонна присоединяется к верхнему приводу через систему быстрого подключения без свинчивания с резьбовым соединителем. Оснастка
включает плашечный узел для захвата труб изнутри или снаружи (в зависимости от диаметра труб) и внутреннюю труболовку, которая обеспечивает жидкостное уплотнение труб. Она работает вместе с системой управления верхнего
привода. Эта система быстрого подключения ускоряет работу с обсадной колонной и предотвращает повреждение резьбы, обеспечивает вращение колонны
при одновременной циркуляции и адаптируется под любой верхний привод.
Устраняется необходимость в стандартном оборудовании для спуска колонны,
таком как приводной ключ, элеватор, приподнятая площадка, устройство для
долива раствора.
Сегодня существует два разных типа оборудования для вращения и расхаживания колонны. Внутреннее устройство для вращения и расхаживания колонны (рис. 3.3а) с диапазоном диаметра 244,4-508 мм и наружное устройство
(рис. 3.3б) для колонн размером от 89 мм до 223,3 мм. Устройство включает:
стандартное соединение с правой резьбой, полная длина которого около
3000 мм; раздвижной захват; уплотнительную манжету и направляющую воронку внизу.
Шарнирно-отклоняющиеся штропы устраняют необходимость в использовании обыкновенного элеватора. Штропы гидравлически управляются с устройства верхнего привода. В системе используются одноштропный элеватор и
независимый гидравлический силовой модуль. Выдвижной штроп пригоден для
рабочих площадок различной конфигурации и может, в принципе, использоваться как с гидравлическим, так и с ручным элеватором.
Для улучшения эффективности используется система регистрации момента Torque Turn. Одноштропные гидравлические элеваторы рассчитаны на
5,4 тонны и предназначены для труб диаметром от 114 мм до 244 мм. Что касается безопасности, у них имеется блокировка с датчиком нагрузки. То есть, если элеватор защелкнут на колонне, он не откроется произвольно. Гидравлическая силовая установка расходует 22 литра в минуту при 136 атмосферах. Она
независима, автономна, мобильна и безопасна для окружающей среды.
62
Стандартное соединение
с правой резьбой
Гидравлический привод
Раздвижной захват
а)
Уплотнительная манжета
б)
Направляющая воронка
Рисунок 3.3 – Устройство для вращения и расхаживания колонны:
а) внутреннее (244,4-508,0 мм); б) наружное (89,0-223,3 мм)
Система регистрации уровня момента – это система, которая использует
два компонента: систему регистрации момента Torque Turn и ноутбук. С их помощью можно контролировать крутящий момент, а также видеть отношение
текущего уровня момента к числу оборотов. Также используются колонные
центраторы, которые функционируют как калибрующие устройства и как центраторы для улучшения качества цементирования.
Обсадные трубы со стеллажа по отдельности подаются к V-образному
проёму, откуда они захватываются элеватором, входящим в систему. Труба переводится в вертикальное положение при подъёме верхнего привода, стыкуется
с верхней трубой обсадной колонны, подвешенной к столу ротора, захватывается быстро устанавливаемыми плашками, свинчивается при заданном вращающем моменте и затем используется для бурения обычным образом.
Извлекаемые забойные компоновки были использованы для проводки более 300 000 метров ствола – это 300 интервалов установки обсадных колонн.
Компания Conoco Phillips пробурила примерно 80% этих скважин. Сравнительно небольшое число интервалов крепления обсадными трубами (13 интервалов)
приходится на наклонно направленные скважины, пробуренные с использованием извлекаемых управляемых забойных двигателей или RSS методом CWD с
63
помощью 7 (178 мм) и 9 5/8–дюймовых (245 мм) обсадных колонн, однако в
большинстве случаев эффективность бурения с забойным двигателем оказалась
низкой. Поэтому в большинстве случаев для проводки направленных скважин
стараются использовать роторную управляемую систему для увеличения эффективности работы при бурении на обсадных трубах.
3.1.2 Особенности работы забойными двигателями при бурении
на обсадных трубах
Поскольку обсадная колонна имеет диаметр, превышающий диаметр бурильных труб, она растягивается (удлиняется) гораздо сильнее, чем бурильная колонна. В результате образуется система с положительной обратной связью, которая затрудняет работу забойного двигателя. Во время бурения на обсадных трубах
кривая «вращающий момент – давление», имеет крутопадающий характер.
При первых попытках осуществления наклонно направленного бурения
на обсадных трубах с использованием гидравлического забойного двигателяотклонителя столкнулись с многочисленными проблемами. Для того чтобы забойный двигатель при спуске проходил в 178 мм обсадную колонну, он должен
быть на один размер меньше, чем требовалось бы. Это приводит к низкой
скорости проходки, ставшей причиной неэффективности работ и повышенных
затрат. Эти проблемы в меньшей мере проявились и при бурении на 245 мм
обсадной колонне, когда мощность гидравлического забойного двигателя была
менее ограниченной.
3.1.3 Применение роторной управляемой системы при бурении
на обсадной колонне
Испытание технологии бурения на обсадных трубах с роторной управляемой системой была проведены на месторождении Лобо для бурения наклонно направленной скважины по четырёхинтервальному профилю. В проектной
траектории предусматривалось увеличение зенитного угла до 29° с последующим его уменьшением. Траектория должна была следовать в обход существующей добывающей скважины, чтобы избежать пересечения с ней, поэтому на
глубине 640 метров предусмотрен поворот ствола на 100° от первоначального
азимута. Таким образом, проектная траектория представляет собой сложную
пространственную кривую.
64
Буровой
замковый узел
Внутренний
сдвоенный
стабилизатор
Верх забойного
двигателя
Башмак обсадной
колонны
диаметром 7 5/8 “
Замковая муфта
для подсоединения
бурового инструмента к забойному
двигателю
Переводник с датчиком вибрации
Рычажный
расширитель
диаметром 9 7/8”
Внешний
сдвоенный
стабилизатор
Система измерения
в процессе бурения
Роторная
управляемая
система
Долото с поликристаллическими
алмазами
Рисунок 3.4 – Забойная
компоновка для наклонно
направленного бурения
на обсадных трубах
Состав забойной компоновки для бурения
ствола диаметром 178 мм приведён на рисунке 3.4. Она имеет длину 40 метров с выступающей на 25,5 метров частью ниже башмака
178 мм обсадной колоны. Внутри обсадной колонны располагается буровой замковый узел
(DLA). Ниже него находится сдвоенный стабилизатор для центрирования обсадной колонны.
Каждый из них снабжён двумя центрирующими
лопастными секциями, которые имеют калиброванный диаметр 155,6 мм, что обеспечивает их
прохождение в 178 мм колонне. Эти стабилизаторы рассчитаны на гашение большей части
вибраций при бурении, что снижает износ DLA.
Гидравлический забойный двигатель находится ниже сдвоенного стабилизатора и имеет
сравнительно большой (152 мм) диаметр.
Рычажный расширитель размещается непосредственно ниже забойного двигателя, обеспечивая расширение пилотного ствола до
225,4 мм. При остановке насосов рычаги расширителя втягиваются, так чтобы максимальный
диаметр инструмента был немного менее
155,6 мм. Для возможности извлечения на поверхность все элементы забойной компоновки
должны быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.
Бурение под 178 мм ствол началось на глубине 390 м, резкое изменения направления ствола
находилась на отметке 640 м. При проводке 178
мм наклонно направленного ствола методом CDD
были использованы 132 обсадные трубы.
К поверхностному оборудованию, применяемому при бурении обсадными трубами, относятся установка для спуска на канате забойной компоновки и шкив кронблока, система
плашечных превенторов для каната, раздвоенный талевый блок и верхняя система привода
для вращения обсадной колонны.
65
3.2 Оборудование для бурения на обсадных трубах
3.2.1 Система верхнего привода
Система верхнего привода (СВП) в последнее время становится наиболее
популярным способом бурения нефтяных и газовых скважин. Этой системой
оборудуются как импортные, так и отечественные буровые установки. СВП являются принципиально новым типом механизмов буровых установок, обеспечивающих выполнение целого ряда технологических операций. В принципе
верхний привод представляет собой подвижной вращатель с сальникомвертлюгом, оснащённый комплексом средств механизации СПО – силовой
вертлюг.
Силовой верхний привод буровых установок обеспечивает выполнение
следующих технологических операций:
− вращение бурильной колонны при бурении, проработке и расширении ствола
скважины;
− свинчивание, докрепление труб, как бурильных, так и обсадных;
− проведение спускоподъёмных операций с трубами, в том числе наращивание
колонны свечами и однотрубками;
− проведение операций по спуску обсадных колонн;
− проворачивание бурильной колонны при бурении забойными двигателями;
− промывку скважины и проворачивание бурильной колонны при СПО;
− расхаживание бурильных колонн и промывку скважины при ликвидации
аварий и осложнений.
Преимущества силового верхнего привода:
1. Экономия времени на наращивание труб при бурении. Наращивание
колонны бурильных труб свечой длиной 28 метров позволяет устранить каждые
два из трёх соединений бурильных труб.
2. Уменьшение вероятности прихватов бурильного инструмента. Силовой
вертлюг позволяет в любой необходимый момент времени при спуске или
подъёме инструмента элеватором в течение 2...3 минут соединить с колонной и
восстановить циркуляцию бурового раствора и вращение колонны, тем самым
предотвратить прихват инструмента.
3. Расширение (проработка) ствола скважины не только при спуске, но и
при подъёме инструмента.
4. Повышение точности проводки скважин при направленном бурении.
При использовании забойного двигателя-отклонителя для измерения угла
скважины свечу можно удерживать в заданном положении по всей длине свечи,
66
что приводит к лучшей ориентации колонны и меньшему числу контрольных
замеров.
5. Повышение безопасности буровой бригады. Возможность вести наращивание свечой, а не одной трубкой, снижает число используемых соединений,
что уменьшает вероятность несчастных случаев.
6. Снижение вероятности выброса флюида из скважины через колонну.
Наличие механизированного сдвоенного шарового крана (превентора) позволяет быстро перекрыть внутреннее отверстие в колонне, тем самым предотвратить разлив бурового раствора при отсоединении ствола силового вертлюга от
свечи. Вся операция проводится бурильщиком без участия остальных членов
буровой бригады.
7. Облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счёт вращения. Возможность вести спуск обсадной колонны с вращением и промывкой
обсадных труб при добавлении специального переводника для обсадных труб.
8. Повышение качества керна. Бурение на всю длину свечи без наращивания одной трубкой улучшает качество керна, уменьшает число рейсов.
9. Обеспечение точного крутящего момента при свинчивании и докреплении резьб. Использование электродвигателя постоянного тока или переменного с изменяющейся частотой даёт возможность получать точный и плавный
меняющийся вращательный момент докрепления для каждого соединения, что
увеличивает срок службы бурильной свечи.
Характеристики верхнего силового привода приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Общие характеристики верхнего привода 250 HMI 475
Характеристика
Значение
Грузоподъёмность
Номинальная мощность
Вес
Активная длина
Ширина
Максимальный крутящий момент
Максимальная скорость вращения выходного вала
Диаметр проходного отверстия
250
336
3628
4390
838
2847
170
57
Единица
измерения
Т
кВт
кг
мм
мм
Н*м
об./мин.
мм
Основные конструктивные элементы верхнего силового привода типа 250
HMI 475 приведены на рисунке 3.5.
67
Рисунок 3.5 – Верхний привод 250 HMI 475
Функции, выполняемые верхним приводом: захват трубы (колонны труб)
для подъёма; захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания);
свинчивание (развинчивание) резьбовых соединений труб; соединение с напорной магистралью (стволом) для промывки (очистки) скважины; бурение; укладка труб.
68
Подвижная часть силового привода состоит из вертлюга-редуктора, который на штропах подвешен на траверсе талевого блока. На верхней крышке
вертлюга-редуктора установлен взрывозащищенный электродвигатель постоянного тока. Один конец вала электродвигателя через эластичную муфту соединён с быстроходным валом редуктора. На другом конце установлен дискоколодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через которую блоком роликов передаётся крутящий момент на направляющие и с них –
на вышку.
Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система
разгрузки резьбы, обеспечивающая автоматический вывод резьбовой части
ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля
при свинчивании замка. При этом исключается повреждение резьбы.
Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может разворачивать элеватор в нужную сторону: на мостки, на шурф
для наращивания или в любую другую сторону при необходимости.
Трубный зажим служит для захвата и удержания от вращения верхней
муфты трубы во время свинчивания (развинчивания) с ней ствола вертлюга.
Между ниппелем и стволом вертлюга навёрнут ручной шаровой кран для
перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который одновременно служит для удержания
остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.
Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части системы верхнего привода на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора.
Система отклонения штропов предназначена для отвода и подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой
штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов.
Главная особенность СВП – возможность монтировать его в любое время
проводки скважины, практически не прерывая бурения.
69
3.2.2 Технические средства для расширения ствола скважины
Разработкой расширителей занимается компания ООО «Сервисная компания внедрение». Раздвижные рычажные расширители предназначены для
расширения ствола скважин (рис. 3.6).
Рисунок 3.6 – Раздвижной рычажный расширитель
Они могут быть применены также для бурения скважин с одновременным
расширением, расширения суженных участков ствола, выпрямления перегибов
ствола, проработки их, удаления глинистой корки и др. Раздвижной расширитель может быть использован и для выполнения ремонтных работ в колонне
или при ликвидации обрывов колонны. В этом случае необходимо заменить породоразрушающие рабочие элементы расширителя металлорежущими.
Рабочие элементы расширителя состоят из плашек, установленных в наклонных пазах корпуса типа «ласточкин хвост». Плашки оснащены цапфами,
жёстко соединёнными с ними, на которых с возможностью вращения установлены шарошки с твёрдосплавными зубками. Конструкция шарошек расширителя, оптимальное количество твёрдосплавных зубков и геометрии их расположения определяются расчётным путём. Причём зубки на каждой из шарошек
расположены с различным шагом. Конструкция плашек обеспечивает надёжную калибровку стенок скважины до оптимального диаметра.
В целях улучшения технико-экономических параметров совместно с
СП ЗАО «УДОЛ» были разработаны новые конструкции породоразрушающих
элементов расширителя, в которых функции расширения и калибровки ствола
скважины выполняют специальные плашки (рисунок 3.7).
Плашки нового расширителя оснащены двумя типами породоразрушающих элементов – это резцы, армированные синтетическими алмазами (PDC) с
конфигурацией алмаза PLAIN (плоский, простой) и зубки из твёрдого сплава,
которые применяются для шарошечных долот.
70
Рисунок 3.7 – Рычажный расширитель со специальными плашками
При проектировании этих плашек использовалась программа компьютерного моделирования породоразрушающего инструмента Wear Graph. Это позволило оптимизировать размещение режущих и калибрующих элементов вооружения расширителя для увеличения его работоспособности, а также минимизировать дисбаланс сил и вибрацию расширителя. Основным отличием конструкции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным
элементом, по терминологии фирмы HYCALOG называемый «импрегом». Эти
зубки выполняют несколько функций.
Во-первых, они предохраняют резцы от ударных нагрузок, которые возникают от вибраций в процессе вращения бурильной колонны. Наиболее разрушительными для резцов PDC являются поперечные колебания. Когда отдельный резец PDC «захватывает» породу, мгновенный центр вращения расширителя смещается к точке контакта резца с породой. Это в свою очередь,
приводит к перемещению в обратном направлении и ударной нагрузке на резец
PDC, находящийся на противоположной стороне от центра вращения. Вызванные биением повреждения обычно происходят из-за этих больших, воздействующих на резцы сзади, ударных нагрузок. А резцы, защищённые «импрегами», стабилизируют работу расширителя и уменьшают его тенденцию к поперечным колебаниям. «Импрег» воспринимает на себя основную часть любой,
направленной сзади ударной силы, тем самым, защищая PDC от повреждения.
Во-вторых, они производят предразрушение породы, тем самым снимая
нагрузку на режущую кромку резца. Зубок образует ядро предразрушения породы путём создания в ней трещин, зон растяжения и других деформаций, что
способствует уменьшению её сопротивляемости идущему за ним резцу PDC.
Кроме того, эффективность работы таких плашек, по сравнению с шарошечной
конструкцией, заключается ещё и в том, что частица шлама, образованная за
счёт действия зуба шарошки, может оставаться на месте своего образования изза прижатия дифференциальным давлением, а её сдвиг и вынос могут осуществляться или потоком жидкости, или повторным действием зуба. При использовании резцов разрушение и сдвиг образующегося шлама составляют единый
71
процесс, то есть частица шлама никогда не остаётся на месте своего образования при любом дифференциальном давлении, то есть резец является и разрушающим, и очищающим инструментом одновременно.
В-третьих, вследствие равномерного распределения нагрузок между резцом PDC и дублирующим его «импрегом», уменьшается абразивный износ режущих элементов.
В-четвёртых, на калибрующей части плашек наплавлены полоски из
твёрдого сплава, которые выполняют центрирующую и калибрующую функции, но, чтобы не создавать повышенного трения о стенки скважины, выполнены короткими.
Технические характеристики расширителей ООО «Сервисная компания
внедрение» приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Технические характеристики расширителей ООО
«Сервисная компания внедрение»
116/132
120/134
124/132
134/152
140/160
138/156
200/
234245
295/
315325
3-5
3-5
5-8
3-5
3-5
3-5
3-5
5-8
5-8
3 плашки
110/124
3 плашки
РРМ–
295/320
3 плашки
РРМ–
216/237
3 шарошки
РР–
122/156
3 шарошки
Расширители
РРУ–
РРУ–
РРУ–
124/132 134/152 140/160
3 шарошки
РРГМ–
120/134
3 шарошки
Ресурс работы одного
комплекта
вооружения,
м
Вид
промывочной жидкости
Длина,
не более, мм
Масса, кг
РРУ–
116/132
3 шарошки
Диаметр
расширителя,
(транспортное / рабочее
положение),
мм
Скорость
проходки,
м/ч
Количество
и тип рабочих
элементов
РРУ–
110/124
3 шарошки
Наименование
50-70
50-70
120150
50-70
50-70
50-70
70-120
300350
300350
техническая вода (минерализованная, пресная), буровой раствор
1200
1200
1043
1200
1200
1200
1696
1500
1616
55
60
73
62
67
75
93
200
390
Американские расширители компании Tesco отличаются от российских
калибрующей частью между долотом и рычагами расширителя (рис. 3.8 и
табл. 3.3), это в свою очередь увеличивает износостойкость плашек, что влияет
на ресурс работы комплекта вооружения.
72
Рисунок 3.8 – Расширитель компании Tesco
Таблица 3.3 – Основные характеристики расширителей компании Tesco
Характеристика
1
Транспортный диаметр, мм
Рабочий диаметр, мм
Диаметр расширяющейся
скважины, мм
Внутренний диаметр, мм
Длина, мм
Вес, кг
Количество плашек, шт.
Максимальная скорость
вращения, об./мин.
7” TYPE
5C PDC
2
146
158
Расширители
9 5/8” TYPE
5C PDC
3
203,2
215,26
13 3/8” TYPE
5C PDC
4
254
310,5
225,4
341,5
406,4
28,57
1270
142,4
3
50,8
1447,8
257,2
3
63,4
1524
461
3
120
120
120
Ещё одна возможность расширения пилотного ствола скважины является
расширяемое долото серии XpandaBit (рис. 3.9) компании Weatherford.
а)
б)
Рисунок 3.9 – Расширяемое долото серии XpandaBit:
а) транспортное положение; б) рабочее положение
Особенность расширяемого долота состоит в том, что при его использовании нет необходимости устанавливать дополнительный расширитель, так как
оно одновременно бурит и расширяет ствол скважины. Расширение лопастей
(лезвий) происходит за счёт увеличения подачи бурового раствора.
73
3.2.3 Обсадные трубы с резьбой Батресс по стандарту АНИ
При бурении используются трубы со специальным соединением, с трапецеидальной резьбой Батресс по стандарту Американского нефтяного института
(АНИ). Трубы эти обладают повышенной прочностью и герметичностью.
Прочность резьбового соединения доходит до 90% от прочности тела трубы.
Размеры и прочностные характеристики труб приведены в таблице 3.4.
3.3 Бурение под кондуктор
3.3.1 Технические средства при бурении под кондуктор
Одним из основных элементов технологии бурения на обсадных трубах
под кондуктор является бурильный башмак, наворачиваемый на низ обсадной
колонны [25]. Для бурения обсадными трубами используют башмак-долото, который может напрямую устанавливаться на обсадную трубу, при этом в качестве бурильной колонны используют обсадную.
Вращение обсадной колонны осуществляется с помощью инструмента
для внутреннего привода обсадной колонны, передающем вращение через оснастку, включающую комплект плашек и резиновую манжету, которая поддерживает давление от забоя при промывке во избежание противотока внутри обсадной колонны.
Система плашек работает как освобождающаяся внутренняя труболовка,
которая обеспечивает спуск и вращение обсадной колонны вправо. Система позволяет спускать и поднимать труболовку вращением её на четверть оборота,
при этом труболовка складывается и может перемещаться свободно.
Круглая пластина, установленная на муфте, удерживает перемещение инструмента. Инструмент соединялся с верхним приводом при помощи переводника и короткого патрубка бурильной трубы.
При навинчивании следующей обсадной трубы инструмент работает как
элеватор и используется обычная плашка клинового захвата колонны на вкладыше ротора.
Обсадная колонна комплектуется обычными, невращающимися
центраторами.
Для сборки компоновки применяются стандартные ключи для обсадных
труб. Стабилизатор, расположенный напротив башмака обсадной колонны,
уменьшает поперечные колебания КНБК внутри колонны. Центраторы на обсадных трубах придают стабильность в стволе и защищают муфты от износа.
74
Ширина торца муфты,
В, мм
Длина муфты, LM, мм
177,8 (7")
Диаметр фаски
у муфты ,d0, мм
168,3 (6 /8")
уменьшенный
5
4
15,60
17,23
19,70
22,53
19,58
22,56
27,01
23,32
25,54
29,82
33,80
30,08
36,03
41,94
47,10
34,50
38,90
43,35
47,65
51,88
5576
нормальный
139,7 (5 ⁄2")
3
102,92
101,60
99,56
97,18
114,14
111,96
108,62
125,74
124,26
121,36
118,62
153,64
150,40
147,10
144,16
161,70
159,42
157,08
154,78
152,50
150,36
Средний диаметр
резьбы в основной
плоскости, dp, мм
1
2
5,69
6,35
7,37
8,56
6,43
7,52
9,19
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
Наружный
диаметр
муфты, мм
Общая длина резьбы,
G, мм
75
127,0 (5")
Вес 1 м трубы
с муфтами, кг
1
114,3 (4 1⁄2")
Внутренний диаметр,
d, мм
Наружный
диаметр трубы,
D, мм
Толщина стенки, s, мм
Таблица 3.4 – Характеристики обсадных труб Батресс по стандартe АНИ
5
92,39
6
113,132
7
127,0
8
123,8
9
117,9
10
3,2
11
225,4
95,57
125,832
141,3
136,5
130,6
4,0
231,8
97,16
138,532
153,7
149,2
143,3
4,0
235,0
101,92
167,107
187,7
177,8
171,8
6,4
244,5
106,68
176,632
194,5
187,3
181,4
5,6
254,0
Наименьшее разрушающее усилие, тс
муфты с нормальным
наружным диаметром
J-55
C-75
N-80
12
103
113
−
−
1281
49
−
1541
69
−
−
195
236
−
−
2262
57
−
−
−
−
13
−
144 1
65
−
−
189 2
27
−
214
251 2
52
−
299
351 3
96
287
325
364
383
383
383
14
−
152 1
74
−
−
198 2
40
−
225
265 3
01
−
315
369 4
17
302
343
383
423
462 4
97
P110
15
−
189
218
250
−
248
299
−
281
330
376
−
394
462
521
−
428
479
529
577
619
муфты с уменьшенным
наружным диаметром
из стали последующей
группы прочности*
PJ-55
C-75 N-80
110
16
17
18
19
103
−
−
−
113
144 1 152 1 189
−
45
74
218
−
−
−
241
128 1
−
−
−
49
164 1 198 2 248
−
64
15
270
154 1
−
−
−
69
181
225
281
−
181 1 238 2 297
−
81
38
297
195
−
−
−
222
222
292
360
−
222 2 292 2 360
−
22
92
360
226 2
240
302
−
240
316
387
40
316
387
−
240
387
−
240
316
240
316 3 387
−
16
387
−
240
Окончание таблицы 3.4
1
5
193,7 (7 /8")
219,1 (8 5/8")
244,5 (9 5/8")
273,0 (10 3/4")
76
298,4 (11 3/4")
3
339,7 (13 /8")
2
8,33
9,52
10,92
12,70
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
8,89
10,16
11,43
12,57
13,84
15,11
9,52
11,05
12,42
9,65
10,92
12,19
13,06
3
177,02
174,64
171,84
168,28
201,20
198,76
196,22
193,68
190,78
226,60
224,42
222,38
220,50
216,80
255,27
252,73
250,19
247,91
245,37
242,83
279,41
276,35
273,61
320,42
317,88
315,34
313,60
4
39,57
44,62
50,44
57,71
48,38
54,24
60,27
66,22
72,91
54,19
60,11
65,57
70,57
80,32
60,42
68,17
75,85
82,68
90,21
97,67
70,47
80,65
89,72
81,48
91,21
100,89
107,42
5
111,4
6
192,507
7
215,9
8
206,4
9
197,2
10
7,9
11
263,5
114,62
217,907
244,5
231,8
222,6
9,5
269,9
114,62
243,307
269,9
257,2
248,0
114,62
271,882
298,5
285,8
276,6
9,5
269,9
114,62
297,282
323,8
−
302,0
9,5
269,9
114,62
338,557
365,1
−
343,3
9,5
269,9
9,5
269,9
12
256
−
−
−
311
352
−
−
−
347
388
−
−
−
383
435
487
−
−
−
443
512
573
504
569
632
−
13
324
368
419
482
−
446
498
550
609
−
494
542
585
670
−
−
628
688
−
−
−
−
741
−
−
−
874
* Для труб из стали С–75 муфты изготовляются из стали той же группы прочности.
14
341
388
441
508
−
469
525
579
641
−
520
570
616
706
−
−
660
722
−
−
−
−
775
−
−
−
914
15
−
483
550
633
−
−
647
714
790
−
−
696
752
861
−
−
797
873
956
1039
−
−
−
−
−
−
−
16
256
−
−
−
311
352
−
−
−
347
388
−
−
−
383
435
464
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
17
324
335
335
335
−
383
383
383
383
−
426
426
426
426
−
−
475
475
−
−
−
−
−
−
−
−
−
18
341
388
440
440
−
469
497
497
497
−
520
548
548
548
−
−
603
603
−
−
−
−
−
−
−
−
−
19
−
483
538
538
−
−
608
608
608
−
−
670
670
670
−
−
738
738
738
738
−
−
−
−
−
−
−
Для бурения на обсадных трубах используют буровой башмак, разработанный компанией Weatherford (рисунок 3.10а)
а)
б)
Рисунок 3.10 – Буровой башмак компании Weatherford:
а) буровой башмак; б) лезвия из твёрдого сплава с HVOF
Это неизвлекаемый инструмент из поликристаллических алмазов, смонтированный на конце колонны обсадных труб или хвостовика. Он состоит из
двух частей: корпуса, механически обработанного из куска сортовой стали 4145
ASI и торца, выточенного из авиационного алюминия.
Шестимиллиметровые круглые участки TSP (Термостойкий Поликристаллический Алмаз) впрессованы в переднюю часть лезвий. Лезвия наплавлены твёрдым сплавом с Карбидом Вольфрама HVOF (рис. 3.10б). Размеры варьируются от 127 до 762 мм.
Буровой башмак применяется как для расширения пробуренного стола, так
и для бурения на колонне обсадных труб нового ствола и обладает системой промывочных насадок для циркуляции промывочной жидкости или цементирования.
Он может вращаться одним из двух способов: через удлинитель, соединённый с колонной бурильных труб, или через колонну обсадных труб при помощи верхнего привода.
По окончании операции, башмак разбуривается долотами серии Genesis с
использованием технологии EZSteer, контролирующей глубину среза и предотвращающей торсионную вибрацию.
77
Разбуривающиеся башмаки системы BBL (рис. 3.11) используются в тех
скважинах, где существуют осложнения геологического характера. Башмак успешно может быть применён в породах, где наблюдается разбухание, желобообразование, кавернообразование, осыпание и обваливание стенок скважины.
а)
б)
Рисунок 3.11 – Разбуривающие башмаки системы BBL:
а) башмак расширителя BBL; б) система BBL DiamondBack ReamerShoe
Система BBL ReamerShoe предназначена для установки на обсадных трубах всех размеров. Эксцентриковый наконечник Ledgerider позволяет легко
преодолевать препятствия в стволе скважины при спуске колонны. Поддаётся
разбуриванию коронками, армированными поликристаллическими синтетическими алмазами или трёхшарошечными долотами.
Система BBL DiamondBack ReamerShoe эффективна при использовании
как при роторном бурении, так и при бурении с забойными двигателями.
3.3.2 Особенности технологии бурения на обсадных трубах
в многолетнемёрзлых породах на Самбургском месторождении
ОАО «Арктикгаз» совместно с компанией Weatherford провели испытание технологии бурения обсадными трубами интервалов многолетнемёрзлых
пород (ММП) на четырёх валанжинских скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
78
Одним из основных элементов технологии является бурильный башмак-долото, наворачиваемый на низ обсадной колонны. Для условий мягких
пород ММП Самбургского НГКМ по заявке ОАО «Арктикгаз» были изготовлены бурильные башмаки 431,8 мм типа Defyer и 406,4 мм Drillshoe без клапана с 5 алюминиевыми лопастями, оснащённые 7 медными или керамическими насадками.
Выше башмака над первой трубкой установлен обычный обратный клапан, предотвращающий переток после цементирования колонны. Вращение обсадной колонны осуществляется с помощью инструмента для внутреннего привода обсадной колонны, передающего вращение через оснастку, включающую
комплект плашек и резиновую манжету, которая поддерживает давление от забоя при промывке во избежание противотока внутри обсадной колонны.
Круглая пластина, установленная на муфте, удерживает перемещение инструмента. Инструмент соединялся с верхним приводом при помощи переводника и короткого патрубка 127 мм бурильной трубы. При навинчивании следующей обсадной трубы инструмент работает как элеватор и используется
обычная плашка клинового захвата 340 мм колонны на вкладыше ротора. Обсадная колонна 340х10,92 мм J-55 (резьба Батресс) комплектуется обычными,
невращающимися центраторами, начиная от башмака на расстояние до 62 м.
Для сборки компоновки применяются стандартные ключи для обсадных
труб. Стабилизатор, расположенный напротив башмака обсадной колонны,
уменьшает поперечные колебания КНБК внутри колонны. Центраторы на обсадных трубах придают стабильность в стволе и защищают муфты от износа.
Проведение экспериментальных работ по бурению обсадными трубами на
Самбургском НГКМ производилось со станка Т-505 грузоподъёмностью 320 тонн,
оснащённого верхним приводом Varco аналогичной грузоподъёмностью.
Конструкция скважин Самбургского газонефтеконденсатного месторождения трёхколонная: 340 мм кондуктор спускается на глубину 450 метров для
перекрытия интервалов многолетнемёрзлых пород (глубина залегания их до
380 м); участок вертикальный. Техническая колонна 245 мм перекрывает интервал сеноманских пластов и спускается на глубину порядка 1200 м по вертикали. Эксплуатационная колонна 178 мм обсаживает продуктивные валанжинские пласты до глубины 3600 м по вертикали. Отходы скважин от вертикали
колеблются от 300 до 1700 метров.
При бурении обсадными трубами первой скважины №1018 столкнулись с
некоторыми трудностями из-за невозможности создать достаточную нагрузку
на бурильный башмак. Бурение интервала проходило плавно на скорости
40-80 об./мин., с расходом жидкости 15 ÷ 29 л/с.
79
Скорость поддерживалась в пределах 10 м/ч во избежание зашламования
затрубного пространства. Для предупреждения зашламования при бурении использовался буровой полимерглинистый ингибирующий раствор, разбавленный
наполовину свежеприготовленным бентонитовым раствором. Параметры раствора: удельный вес 1,14–1,20 Г/см3, условная вязкость 56-60 с, пластическая
вязкость 20 Па*с, водоотдача 6 см3/30 мин., рН – 9,5, содержание глины порядка 70 кг/м3.
Цементирование кондуктора производилось компанией Халлибуртон через стингер, т. е. закачка цементного раствора производится до момента выхода
его на устье; далее производится продавка буровым раствором в объёме спущенных бурильных труб.
Разбуривание башмака обсадной колонны производилось компоновкой с
винтовым забойным двигателем и стандартным PDC долотом в течение часа.
Нагрузка на долото составляла 2-3 тонн, со скоростью вращения 30 об./мин.
верхним приводом, производительность насосов – до 50 л/с.
При бурении обсадными трубами на скважине №1018 (рис. 3.12), по
сравнению со стандартной технологией, была получена значительная экономия
времени.
В целом результат эксперимента положительный – инклинометрия показала угол на башмаке обсадной колонны 0,34 градуса, т. е. ствол кондуктора
вертикальный; качество крепления кондуктора оказалось лучше, чем при бурении обычной компоновкой компоновкой с шарошечным долотом. В целом валанжинская наклонно направленная скважина 1018 длиной ствола 3556 м с отходом 850 м была пробурена за 24 дня, т. е. на 15 дней быстрее планируемых
показателей.
Для оптимизации технологии бурения обсадными трубами интервала
ММП были предложены следующие мероприятия:
1) Бурение шарошечным долотом 444 мм и бурильными трубами до глубины порядка 30-60 метров с целью создания веса обсадных труб для нагрузки
на башмачное долото.
2) Повышение предела нагрузки на башмачное долото до 10-12 тонн в
интервалах, сложенных более плотными глинами.
3) Прокачка через каждые 50 метров 5 м3 вязкоупругой жидкости для предотвращения сальников.
80
Скважина №1018
Дни
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
340
245
178
0
500
По факту
По плану
1000
Глубина, м
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Рисунок 3.12 – Сравнение затрат времени при бурении скважины методом CWD
и бурении классическим методом
Бурение интервалов ММП на обсадных трубах следующих скважин производилось с учётом накопленного опыта и указанных выше мероприятий. Башмачное долото DrillShoe компании Weatherford имело меньший диаметр – 406,4 мм.
Бурение осуществлялось с параметрами: производительность насосов –
до 35 л/с, скорость вращения – 70-85 об./мин., нагрузка на долото – от 4 до
10 тонн, крутящий момент составлял 3-4 кН*м. Каждые 50 метров производилась прокачка 5 м3 высоковязкой пачки для предупреждения сальникообразования. Скорость проходки изменялась в пределах от 9 до 13,7 м/ч. Все после81
дующие три скважины успешно добурены до проектной глубины и зацементированы, углы на башмаке кондукторов не превышали 0,2-0,3 градуса; алюминиевые части башмаков разбурены без дополнительных спускоподъёмных операций. Время бурения на обсадных трубах за счёт оптимизации режимов сокращается. На скважине 1017 интервал 40-452 м пробурен в общей сложности за 44 часа (практически на сутки быстрее первой скважины 1018). Отработка технологии
бурения на обсадных трубах в ОАО «Арктикгаз» успешно продолжается.
Необходимо отметить, что, помимо экономии во времени за счёт отсутствия подъёма и разборки КНБК, а также исключения проработки перед спуском
кондуктора, уменьшается растепление ММП. Как известно, за счёт интенсивного растепления мерзлотных пород нередко наблюдается просадка грунта, и требуются дополнительные работы по укреплению фундаментов под буровыми установками. На месторождениях Крайнего Севера с более низкой температурой
в ММП до минус 6-7 градусов в конструкцию скважин закладывается дополнительное направление глубиной 30-70 метров. При использовании технологии
бурения на обсадных трубах дополнительного направления не требуется.
В перспективе возможно применение технологии бурения на обсадных
трубах и в других интервалах, в которых происходят различные осложнения
ствола скважины. Использование данного вида оборудования позволит за счёт
вращения и промывки достичь требуемой проектной глубины и таким образом
предотвратить осложнения при разбуривании продуктивных пластов.
3.4 Бурение под хвостовик
Растущая с каждым годом доля старых месторождений ставит на одно из
первых мест проблему проводки скважин в условиях чередования пластов с
существенно различающимися величинами порового давления. Например, нередки недопуски хвостовиков в продуктивные ачимовские отложения Уренгойского НГКМ.
Стандартный подход к строительству скважины в таких случаях предусматривает использование тяжёлых буровых растворов, что может позволить
укрепить стенки верхних интервалов, но влечёт за собой большие поглощения в
нижележащих интервалах с меньшим пластовым давлением.
Одним из способов предотвращения такого рода проблем стала технология бурения на обсадных трубах, а точнее бурение на хвостовиках.
При бурении ствола скважины в пластах с пониженным пластовым давлением и просто истощённых пластов, применение стандартной технологии
82
часто сопровождается прихватом инструмента, обрушением стенок скважины и
потерей циркуляции промывочной жидкости.
Таким образом, технологию бурения на хвостовике целесообразно применять в случае истощённых коллекторов, неустойчивых пород, зон поглощения (потери циркуляции), зон с низким пластовым давлением, при разбуривании соляных куполов, текучих и разбухающих пород, чрезмерным обрушении
стенок скважины, а также в целом ситуации, когда сокращение непроизводственного времени оказывается особенно важным. При этом непосредственное
использование технологии может ограничиваться отдельными интервалами. До
и после проблемных зон можно использовать стандартную технологию.
У технологии бурения на хвостовике довольно много преимуществ и помимо проводки стволов в проблемных зонах.
Во-первых, снижается риск недопуска обсадной колонны или хвостовика
до проектной глубины.
Во-вторых, сокращаются затраты на ремонтно-восстановительные работы, поскольку устраняется необходимость спуска инструмента на промывку
скважины, сокращаются и затраты, связанные с поглощением бурового раствора, появляется возможность избежать спуск промежуточной колонны.
Наконец, экономические показатели улучшаются за счёт совмещения бурения и спуска обсадной колонны за одну операцию и сокращения непроизводственного времени в целом.
Вместе с тем, технология бурения на хвостовике требует соблюдения ряда условий. Так, необходимо обеспечивать достаточное вращательное усилие
для спускаемого инструмента, соединения бурильного инструмента, соединения хвостовика и так далее. Особое внимание необходимо уделять качественному удалению выбуренной породы с целью увеличения площади затрубного
пространства и улучшения сечения ствола скважины.
Среди других условий – обеспечение соответствующей эквивалентной
плотности циркуляции, расхода промывочной жидкости и материалов для
борьбы с поглощениями.
Ключевым элементом системы бурения на хвостовике является EZCase –
долото для бурения на колонне обсадных труб разработки компании Huhges
Christensen. Это неизвлекаемое долото из поликристаллических алмазов, смонтированное на конце колонны обсадных труб или трубы хвостовика. Оно применяется как для расширения пробуренного стола, так и для бурения на колонне обсадных труб нового ствола и обладает оптимизированной системой промывочных насадок для циркуляции или цементирования.
83
Четырёхлопостное долото EZCase с поликристаллическими алмазными
вставками, выполненное из легированной стали, приваривается к обсадной колонне, сбоку имеет дополнительные промывочные отверстия и специально
спроектированный внутренний профиль.
По окончании операции, реализация которой насчитывает несколько вариантов, долото EZCase разбуривается долотами серии Genesis с использованием технологии EZSteer, контролирующей глубину среза и предотвращающей
торсионную вибрацию.
По состоянию на ноябрь 2006 года итоги использования технологии выглядят следующим образом:
- пробурено свыше 8,84 тыс. м новых стволов;
- расширено свыше 8,69 тыс. м открытых стволах при диаметрах от
6" (152,4 мм) до 17 1/2" (444,5 мм);
- максимальный зенитный угол при бурении составил 89°;
- наиболее протяжённый пробуренный интервал составил 820 м, а наибольшая плотность промывочной жидкости – 1,97 кг/м3.
Варианты реализации технологии спусков хвостовика:
1. Технология двух спусков (рис. 3.13):
1) спуск установочной муфты хвостовика с профилем HRD без подвески
или пакера;
2) спуск изоляционного пакера в сборе (пакер хвостовика и уплотняющий
узел).
Преимущества технологии: увеличение перепускного сечения за счёт
меньших наружных диаметров и более сглаженной геометрии; система не предусматривает ограничений по промывке, что позволяет осуществлять циркуляцию или бурение без ограничения по давлению; обеспечение высокого крутящего момента (спусковой инструмент с профилем HRD).
Недостатки: хвостовик в скважине в сжатом состоянии (без подвески);
необходимость второго спуска для изоляции верха хвостовика с помощью пакера; вероятность забивания долота перед цементированием.
2. Технология одного спуска. Спуск верхнего пакера хвостовика вместе с
системой «Drill Down».
Преимущества: пакер хвостовика спускается и устанавливается при одном спуске хвостовика; нет ограничений по гидравлике; возможность осуществлять циркуляцию при высоких расходах жидкости вокруг уплотнительного
элемента ZX (испытано на расходах до 90 л/с).
84
Недостатки: больший наружный диаметр, чем у установочной муфты,
приводит к уменьшению площади затрубного пространства. Это ухудшает вынос выбуренной породы и создает условия для зашламования; хвостовик остаётся в скважине в сжатом состоянии.
Установочная муфта
хвостовика
с профилем HRD
Продавочная пробка
Изоляционный
пакер в сборе
Шар
Подъемный патрубок
со шламовым кожухом
Уплотнение типа PBR
Спусковой инструмент типа HRD
Посадочная муфта, тип I
Посадочное расширяемое седло
под шар
Двойной обратный клапан
Долото EZCase
Подвесная пробка
Рисунок 3.13 – EZLine Технология двух спусков
Таким образом, технология бурения скважин на обсадных трубах основана на использовании уникальных буровых установок и скважинного оборудования, включающего промысловые обсадные трубы с резьбовыми соединениями Батресс, специальные долота и буровые башмаки, а также компоновки нижней части бурильной колонны, спускаемые на кабеле. Использование технологии приводит к улучшению экономических показателей за счёт совмещения бурения и спуска обсадной колонны за одну операцию и сокращения непроизводственного времени в целом.
85
4. БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА ГИБКИХ НЕПРЕРЫВНЫХ
ТРУБАХ – КОЛТЮБИНГ
4.1 Общая характеристика технологии бурения на гибких трубах
Колтюбинг (от английского Coiled Tubing) – общим для различных по назначению, применяемой технике и технологии операций является использование колонны гибких непрерывных металлических труб [11] .
Основной особенностью описываемого оборудования является работа гибкой трубы при наличии пластических деформаций, что требует создания труб с
принципиально иными свойствами, чем изготавливаются в настоящее время.
Группой предприятий Фонда развития и поддержки изобретательства и рационализации ФИД разработан ряд относительно недорогих колтюбинговых агрегатов для ремонта и бурения скважин с гибкими трубами диаметром от 19 до
114 мм для работы в скважинах глубиной до 5000 метров.
Колонны гибких труб (КГТ) при бурении применяют для:
− бурения новых неглубоких скважин до 1800 м с диаметром ствола до
216 мм;
− забуривания второго или нескольких стволов; наибольший эффект достигается при бурении наклонно-направленных и горизонтальных ответвлений из
основного ствола, при этом колонна гибких труб обеспечивает набор кривизны
до 10°/10 м;
− повторного вскрытия пластов при углублении скважины;
− бурения части ствола скважины с обеспечением режима депрессии на забое.
Все указанные операции можно выполнять в режиме депрессии на забое,
при этом минимизируется ухудшение коллекторских свойств продуктивного
пласта. Причём вскрытие последнего и бурение в нём скважины совместимы с
процессом добычи. Это позволяет исключать проведение каких-либо работ по
вызову притока и освоению скважины. Отсутствие необходимости в выполнении этих операций повышает эффективность работ не только в инженерном, но
и в экономическом плане.
В процессе бурения пластов с высокой проницаемостью и низким пластовым давлением уменьшается количество случаев поглощения промывочной
жидкости, потерь циркуляции и проявления других особенностей, поскольку
процесс бурения с использованием КГТ ведётся при минимально возможном
давлении.
86
Для специализированных буровых работ используют гибкие трубы с наружным диаметром не менее 60,3 мм. Хотя достаточно широко применяют и
трубы с наружным диаметром 38,1, 44,5, 50,8 мм. Вращение породоразрушающего инструмента обеспечивается забойным двигателем, который установлен
на гибкой трубе и имеет свои особенности, обусловленные малой жёсткостью
КГТ при работе на кручение, изгиб и сжатие. Кроме того, при использовании
колонны гибких труб отсутствует возможность применения утяжелённых бурильных труб. Это накладывает ограничения на выбор оборудования и на режим бурения из-за:
− малой нагрузки на породоразрушающий инструмент;
− незначительного крутящего момента, который должен развивать двигатель;
− высоких оборотов двигателя, так как в противном случае мощность, подводимая к породоразрушающему инструменту, будет низкой.
Сказанное выше указывает на недостатки при использовании КГТ в бурении. К ним относятся: более низкая скорость проходки, необходимость уменьшения диаметров скважин, незначительные сроки службы и долот, и забойных
двигателей малого диаметра. Однако эти отрицательные моменты при проведении дополнительных работ можно либо полностью, либо в достаточной
степени устранить.
Перечисленные ограничения обусловливают и выбор режима бурения,
например, использование забойного двигателя большой мощности может привести к скручиванию колонны гибких труб, при этом её угловые деформации
могут достигать 6-7 полных оборотов нижнего сечения относительно верхнего
на каждые 1000 м длины.
При уменьшении нагрузки на долото, например, при подъёме труб, бывают
случаи самопроизвольного раскручивания колонны в противоположную сторону, что вызывает самоотворот резьбового соединения забойного двигателя.
В зависимости от применяемого диаметра КГТ и класса буровой установки забойное оборудование может быть достаточно простым и содержать соединительную муфту, стабилизатор, забойный двигатель и породоразрушающий
инструмент. Подобный комплект инструментов используют при трубах диаметром 33-55 мм.
При применении труб с диаметром 60,3 мм и выше в компоновку входят
соединительная муфта, обеспечивающая переход от КГТ к забойной установке,
направляющий инструмент (в виде одной трубы с увеличенной толщиной стенки), предохранительный разъединитель, немагнитный переводник, измерительный прибор с источником гамма-излучения, немагнитная утяжелённая буриль87
ная труба (УБТ), буровой забойный двигатель объёмного типа с регулируемым
углом перекоса осей и долото.
При работе с КГТ обязательным элементом внутрискважинной компоновки является стабилизатор. Он воспринимает часть радиальных усилий, возникающих в процессе работы, позволяет уменьшать амплитуду колебаний и в
итоге снижает величины циклических напряжений, действующих на участке
гибкой трубы, расположенной непосредственно над двигателем.
Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике.
К ним, в частности, относятся:
− самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;
− невозможность принудительного проворота КГТ ротором;
− ограниченная длина труб, намотанных на барабан;
− сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.
Буровое оборудование, использующее колонну гибких труб, достаточно
компактно, буровая вышка может отсутствовать. Для размещения комплекса
достаточно иметь площадь в 800 м2, вместо 1500 м2 для малогабаритных буровых установок традиционной конструкции [10].
Таким образом, колтюбинговое бурение может использоваться:
− при бурении поисковых, разведочно-эксплуатационных скважин уменьшенного и малого диаметров;
− при бурении горизонтальных стволов или при забуривании боковых стволов;
− при бурении на депрессии (позволяет вскрывать продуктивные пласты с сохранением коллекторских свойств).
4.2 Анализ технологии и забойной техники колтюбингового бурения
Для бурения колтюбингом можно применять гибкие трубы начиная с
диаметра 44,5 мм и выше. Трубы меньшего диаметра имеют более высокий
срок службы, но большие гидравлические потери давления по длине трубы и
меньшую стойкость к реактивному крутящему моменту от винтового забойного
двигателя.
В настоящее время наиболее широкое применение нашли гибкие трубы
диаметром 60,3 мм. Труба такого диаметра имеет оптимальные характеристики
по расходу и потерям давления бурового раствора.
Кроме этого, габариты барабана с трубой диаметра 60,3 мм не накладывают существенных ограничений на передвижение колтюбинговой установки.
Хотя производители гибких труб, такие как Precision Tube Tecnology и Quality
88
tubing могут производить трубы диаметром 114 мм и более, их использование в
бурении остаётся практически невостребованным.
В настоящее время большинство гибких труб изготавливают из стали
обычной малоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей. Небольшое
количество труб производят и из других металлов, например, сплавов титана.
К малоуглеродистым относится сталь А-66 с химическим составом, приведённым в таблице 4.1.
S
Si
Cr
Не более
0,005
0,3-0,5
0,55-0,7
Cu
Ni
Не более 0,25
P
0,2-0,4
Mn
Не более 0,03
Содержание
элемента, %
C
0,6 - 0,9
Химический
элемент
0,1-0,15
Таблица 4.1 – Химический состав малоуглеродистой стали
Эта сталь характеризуется прочностными и деформационными показателями, приведёнными в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Характеристики малоуглеродистой стали
Показатель
Значение
Предел текучести (минимальный), МПа
480
Предел прочности при растяжении (минимальный), МПа .
550
Удлинение при разрушении, %
30
Твёрдость, HRc
22
Улучшение прочностных показателей трубы может быть достигнуто за
счёт использования высокопрочных низколегированных сталей, подвергаемых
термообработке, включающей закалку и отпуск.
Химический состав сталей отличается повышенным содержанием хрома
и молибдена, обеспечивающих способность стали принимать закалку.
Отечественной промышленностью выпускаются трубы различных диаметров из малоуглеродистых, легированных и нержавеющих сталей.
АО «Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности» («УралНИТИ») совместно с ОАО «УралЛУКтрубмаш» разработали
и освоили технологию изготовления сварных длинномерных труб в бунтах
(ТУ 14-3-1470-86) из сталей с характеристиками, приведёнными в таблице 4.3.
Технические характеристики труб приведены в таблице 4.4.
89
Таблица 4.3 – Технические характеристики стали для изготовления
гибких труб
Марка стали
Показатель
10
20
Ст. 2
08Г20Ф
08Г20Ф6
10ГМФ
Предел текучести, МПа
210
250
220
400
420
400
Предел прочности, МПа
340
420
330
550
570
550
Относительное удлинение, %
31
21
24
22
22
22
Таблица 4.4 – Технические характеристики гибких стальных труб
Показатель
Условный диаметр трубы, мм
20
25
26
33
42
48
60
73
Наружный диаметр
трубы, мм
20
25,0
26,8
33,5
42,3
48,0
60,3
73,0
Толщина стенки, мм
2,0 2,5
2,8
2,5
3,0
2,8
3,2
2,8 3,2
3,2
3,0
3,5
3,5
4,0
3,5
4,0
Испытательное давление, МПа,
для минимальной толщины стенки
Марка стали:
20ГМФ
10ГМФ
56
90
56
90
60
95
45
83
40
64
32
53
30
48
24
38
В процессе бурения часть колонны гибких труб находится под действием
осевой сжимающей нагрузки. Последняя определяется силами трения, действующими в направлении, противоположном перемещению колонны, то есть
снизу вверх, а также реактивным усилием, вызванным взаимодействием долота
с материалом разрушаемой пробки или породы. В результате, как и при бурении скважины с использованием традиционной технологии, нижняя часть колонны находится в сжатом состоянии. Отличие заключается в том, что сечение
с нулевой осевой нагрузкой при использовании гибких труб располагается выше по сравнению с традиционной технологией, поскольку в рассматриваемом
случае не используют утяжеленные бурильные трубы.
Отсутствие последних сказывается и на том, что достаточно большая
часть колонны гибких труб теряет устойчивость под действием сжимающей нагрузки и принимает спиралевидную форму. При этом увеличиваются силы трения трубы о стенки скважины или внутреннюю поверхность эксплуатационной
колонны и соответственно возрастают усилия, необходимые для перемещения
трубы по направлению к забою, т. е. процесс идёт лавинообразно. Для умень90
шения эффекта потери устойчивости КГТ разрабатывают новые устройства и
на их базе новые технологии ведения работ.
Выбор долота при бурении с использованием гибких труб обусловлен
режимом работы забойного двигателя – малая осевая нагрузка и большая частота вращения. В этом случае шарошечные долота малоэффективны и поэтому
не применяются, тем более что срок их службы в подобном режиме работы
чрезвычайно низок.
Для котюбингового бурения лучше всего подходят долота истирающего
типа, армированные алмазами или вставками из карбида вольфрама. К основным характеристикам долота относятся его марка, диаметр, перепад давления
на нём [21]. Типы долот и их характеристики приведены в таблицах 4.5 и 4.6.
2
142,9 AUP-LS43X R409
143,9 AUP-LS54Y R290
139,7 AU-LS54X R208
144,0 AU-LS54X R203MI
139,7 AU-21 R223
124,0 AUP-LS51X R413
124,0 AUP-LS54Y R280
120,6 AUP-LS54Y R283
120,6 EHP51HK
120,6 EHP53AK
120,6 SL53A
120,6 EHP62K
120,6 SL62
120,6 ATJ-4
123,8 ATJ-4
120,6 DR5
123,8 DR5
120,6 STR-1
123,8 STR-1
123,8 STR-05C
123,8 STR-30C
139,7 STR-09
142,9 STR-09
139,7 STR-30
123,8 XR+
120,6 MFDSH
3
437
Присоединительная
резьба
Нагрузка, т
Тип долота
Код
IADS
Частота
вращения,
об./мин.
Таблица 4.5 – Долота для колтюбингового бурения
Фирма
изготовитель
4
5
6
7
3-88
(3 ½ Reg)
5-7
3-76
(2 1/8 Reg)
3-4
40-140
547
40-110
216
517
40-110
547
40-110
517
537
627
4-9
40-180
90-50
40-180
40-70
ОАО «Волгабур-маш»
2 7/8 Reg
4-14
4-9
8-14
216
50-90
8-17
221
50-150
6-12
117
80-180
437
«Hugles Christensen»
2 7/8 Reg
427
537
«REED»
5-12
80-250
537
117
50-300
50-250
91
2 7/8 Reg
3-12
«Smith Tool»
Окончание таблицы 4.5
120,6 MF15
123,8 MF15
120,6 MF15G
123,8 MF15G
120,6 MF2
123,8 MF2
120,6 MF3D
123,8 MF37
139,7 MF2
139,7 XR40Y
139,7XR40YOD
ДРС 138,1 СТ3
ДФС 139,7 СТ
ДАП 120,6 МС
ДЛС 120,6 СТ
ДФС 118 СТ
ДРС 120,6 СТ
ДРС 138,1 СТ3
ДФС 139,7 СТ
ДАП 120,6 МС
ДЛС 120,6 СТ
ДФС 118 СТ
ДРС 120,6 СТ
Y 120,6 ST-45
Y 120,6 ST-3/4 5H
Y 123,0 ST-44
Y 123,0 ST-45G
Y 123,0 ST-45H
Y 123,0 ST-45G
Y 138,2 ST-3/4 7
Y 139,7 ST-45
Y 139/7 ST-44
Y 139,7 ST-3/4 7
Y 142,8 ST-45H
5 ½ BX426
5 ½ STR444
5 ½ STX403
4 ¾ BX426
4 ¾ STR444
4 ¾ STX403
4 3/7 DS38
4 3/4DS174
4 3/4DS198
4 ¾ DS49H
4 7/8 DS49H
5 ½ 828
5 ½ DS207
447X
517X
537X
547Y
517X
50-250
627Y
40-270
T5R9
T9X9
M226
T259
T9X9
T226
Т5R9
Т9Х9
М226
Т259
Т9Х9
Т226
3-14
3-12
-
-
2 7/8 Reg
3-14
3-88
(3 ½ Reg)
5-7
3-76
(2 7/8 Reg)
3-4
3-88 (3 1/2 Reg)
5-7
3-76 (2 7/8 Reg)
3-4
«Smith Tool»
ОАО НПО
«Буровая техника»
ОАО НПО
«Буровая техника»
5-7
СП ЗАО
«УДОЛ»
-
3-4
M322
M131
M332
M131
60-350
100550
60-350
100550
2 7/ Reg
-
2 7/8 Reg
S133
S123
S134
S233
1-7
«Hugles
Christensen»
1-7
M721
M442
«REED»
5-11
1-9
92
120,6
142,8
БИТ4-138,1/160 МС
138,1
160,0
120,6
142,9
100,0
112,0
114,0
120,6
114,3
125,0
132,0
132,0
120,6x142,9 BD-335SM-A04
120,6x142,9 BD-364-M-A14
Y100x114,3x76 SR-533
Y 112x125x95 SR-544
Y 114,2x132x95 SR-544
Y 120,6x132x105 SR-544
S233
S333
-
3-76
2 7/8 Reg
Фирма
изготовитель
БИТ4-120,6/142,8 МС
3-66
(2 3/8 Reg)
3-76
(2 7/8 Reg)
3-88
(3 ½ Reg)
3-76
(2 7/8 Reg)
3-65
Нагрузка, т
92,0
Присоединительная
резьба
Разбуриваемый
диаметр, мм
85,0
Код IADS
БИТ4-85/92 МС
Тип долота
Проходной диаметр,
мм
Таблица 4.6 – Бицентричные буровые долота
0,5-3
Компания
«Буринтех»
1-4
ОАО
«Волгабурмаш»
1-3
СП ЗАО «УДОЛ»
При выполнении буровых работ применяют винтовые забойные двигатели, так как они обладают характеристиками, необходимыми для условий работы с колонной гибких труб. Кроме того, для их привода необходим меньший
расход технологической жидкости, что важно для обеспечения прочности колонны.
Характеристики забойных двигателей для колтюбинга приведены в главе 1, таблица 1.7.
Для измерения траекторных параметров применяются телесистемы. Телесистемы применяют для измерения зенитного угла и азимута скважины (положение корпуса инклинометра) в немагнитной УБТ или в ЛБТ, а также угла установки отклонителя, для чего они снабжаются наконечником и посадочным
гнездом для фиксации его направления с направлением отклонителя (меткой).
Канал связи между забойным модулем и наземной аппаратурой телесистемы может быть проводной (кабельный), гидравлический, электромагнитный.
Характеристики телесистем, применяемых при колтюбинговом бурении, приведены в таблице 4.7.
93
Таблица 4.7 – Характеристики телесистем
Измеряемые
параметры,
условия
эксплуатации
1
Зенитный угол
Азимут
Азимут
отклонения
Гамма-излучение
Температура
Резистивиметрия
Макс. забойная
температура, С
Макс. давление на
забое, МПа
Диаметр
забойного
модуля, мм
Предельная
глубина передачи
информации
с забоя, м
Время обновления
информации, с
Тип телесистемы (канал связи)
Сперри Сан
РАДИУС
SLIM
(кабельный)
3 ТС-54 (42)
электрогидравлический
магнитный
2
3
4
Измеряемые параметры
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Технологическая характеристика телесистем
ЭТО-4
ВНИИБТ
электрический
5
+
+
+
+
+
-
120
150
140
120
60
60
60
60
54; 42
44,5
-
42
3000
Нет
ограничений
-
Нет ограничений
21
0,05
8,75
0,05
Антенна, спец.
оборудованные
бурильные
трубы
Вертлюг
с лубрикатором;
контактная
муфта геофиз.
кабеля
Гаситель
пульсации
давления
Токоприёмник,
электропроводные секции
в ведущей
и каждой БТ
нет
нет
-
нет
нет
да
нет
периодически
Дополнительные
операции
при наращивании
нет
Разъединение
и подъём
контактной
муфты
в ведущую
трубу
нет
нет
Ограничения
при вращении
бурильной
колонны
нет
да
нет
нет
Специальное
оборудование
для оснащения
бурового
инструмента
Особые
требования
к буровому
раствору
Необходимость
в геофизическом
подъёмнике
94
Продолжение таблицы 4.7
Измеряемые
параметры,
условия
эксплуатации
Зенитный угол
Азимут
Отклонитель, град.
Азимут
отклонителя, град.
Гамма-излучение
Температура, °С
Уровень
продольной
и поперечной
вибрации
Резистивиметрия
Максим. забойная
температура, °С
Максим. давление
на забое, МПа
Диаметр
забойного
модуля, мм
Предельная
глубина передачи
информации
с забоя, м
Время обновл.
информации, с
Специальное
оборудование
для оснащения
бурового
инструмента
Необходимость
в геофизическом
подъёмнике
Тип телесистемы (канал связи)
МАК-01
ПЕЛЕНГ
GEOLINK
электро(кабельный) гидравлический
магнитный
Измеряемые параметры
0-180(+\-0,25) 0-130(+\-0,2)
+
0-360(+/-2,0)
0-360(+/-1,5)
+
0-360(+/-2,0)
+
+
+
ИГЛА
(кабельный)
0-180(+\-0,1)
0-360(+\-0,5)
+/-180(+/-1,0)
-
-
+
+
+
+
+
-
-
-
-
+
+
Технологическая характеристика телесистем
-
105
125
140
120
60
108
60
31
108
42-66
-
30
5000
5000
-
5000
30
0,05
8,75
0,05
Антенна
Кабельный
переводник,
посадочное
устройство
Гаситель
пульсации
давления
Кабельный
переводник,
посадочное
устройство
нет
да
нет
да
Дополнительные
операции
при наращивании
нет
Установка
устройств
защиты
кабеля
нет
Установка
устройств
защиты кабеля
Ограничения
при вращении
бурильной
колонны
нет
да
нет
да
95
Продолжение таблицы 4.7
Измеряемые
параметры,
условия
эксплуатации
Зенитный угол,
град.
Азимут, град.
Отклонитель, град.
Азимут
отклонителя, град.
Гамма-излучение
Температура, °С
Резистивиметрия
Максим. забойная
температура, °С
Максим. давление
на забое, МПа
Диаметр забойного
модуля, мм
Предельная
глубина передачи
информации
с забоя, м
Время обновления
информации, с
Специальное
оборудование
для оснащения
бурового
инструмента
Особые требования
к буровому
раствору
Необходимость
в геофизическом
подъёмнике
Дополнительные
операции
при наращивании
Ограничения
при вращении
бурильной колонны
Тип телесистемы (канал связи)
МАК-01
Сперри Сан
ГИРОКУРСОР
SLIM
электро(кабельный)
магнитный
гидравлический
Измеряемые параметры
0-180(+/-0,25)
0-180(+/-0,15)
+
0-180(+/-0,5)
0-360(+/-2,0)
0-360(+/-2,0)
0-360(+/-1,5)
+/-180(+/-1,0)
+
+
0-360(+/-2,0)
0-360(+/-3,0)
-
-
+
-
+
+
+
Технологическая характеристика телесистем
МСТ-45
(кабельный)
-
105
85
140
80
60
40
60
40
108
45
-
44
5000
5000
-
5000
30
0,05
8,75
0,05
Антенна
Кабельный
переводник,
посадочное
устройство
Гаситель
пульсации
давления
Вертлюг
с лубрикатором;
контактная
муфта геоф.
кабеля,
посадочное
устройство
нет
нет
Отсутствие
абразивной
фракции
нет
нет
да
нет
да
нет
Установка
устройств
защиты кабеля
нет
Установка
устройств
защиты кабеля
нет
да
нет
да
96
Окончание таблицы 4.7
Измеряемые
параметры,
условия
эксплуатации
Зенитный угол,
град.
Азимут, град.
Отклонитель, град.
Азимут
отклонителя, град.
Гамма-излучение
Температура, °С
Давление
Резистивиметрия
Максим. забойная
температура, °С
Максим. давление
на забое, МПа
Диаметр забойного
модуля, мм
Предельная
глубина передачи
информации
с забоя, м
Время обновления
информации, с
Специальное
оборудование
для оснащения
бурового
инструмента
Особые требования
к буровому
раствору
Необходимость
в геофизическом
подъёмнике
Дополнительные
операции
при наращивании
Ограничения
при вращении
бурильной колонны
Тип телесистемы (канал связи)
ГНОМ
(кабельный)
ПИЛОТ-БП-01
(кабельный)
BecField
гидравлический
ОРБИ-3
(кабельный)
Измеряемые параметры
0-120(+/-0,1)
0-180(+/-0,15)
0-80(+/-0,05)
0-180(+/-2,0)
0-360(+/-1,0)
0-360(+/-1,0)
0-360(+/-1,5)
+/-180(+/-1,0)
0-360(+/-1,0)
0-360(+/-1,5)
0-360(+/-2,0)
0-360(+/-3,0)
0-360(+/-3,0)
-
-
-
да
80
60
-
-
-
+
Технологическая характеристика телесистем
120
85 и 120
150
100
60
60
60
40
45
32
-
36
5000
5000
-
5000
0,05
0,05
45,
по отклонителю 6
0,05
Кабельный
переводник
посадочное
устройство
Гаситель
пульсации
давления
Вертлюг
с лубрикатором;
контактная
муфта геоф.
кабеля,
посадочное
устройство
нет
нет
Отсутствие
абразивной
фракции
нет
да
да
нет
да
Вертлюг
с лубрикатором;
контактная
муфта геоф.
кабеля,
посадочное
устройство
Разъединение
и подъём
контактной
муфты
в ведущую
трубу
Установка
устройств
защиты кабеля
нет
Разъединение
и подъём
конактной
муфты
в ведущую
трубу
нет
да
нет
да
97
При бурении с использованием традиционных технологий и колтюбинга
существенные отличия имеет компоновка низа бурильной колонны.
Первое отличие – в способе вращения долота. Из-за своих конструктивных особенностей колтюбинговые установки не имеют возможности вращать
буровую колонну. Для вращения долота при бурении колтюбингом используется винтовой забойный двигатель.
Второе отличие – способ ориентации долота. При горизонтальном бурении и
обычные и колтюбинговые буровые установки используют винтовой забойный
двигатель с регулируемым искривлённым переводником для изменения траектории
бурения. Для изменения направления скважины искривлённый переводник и долото ориентируются в заданном направлении при спуске компоновки.
При традиционном бурении ориентация искривленного переводника и
долота в желаемом направлении осуществляется за счёт вращения с поверхности колонны буровых труб ротором.
Компоновка нижней части бурильной колонны при бурении на гибких
трубах приведена на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 – Компоновка низа бурильной колонны
Для ориентации долота при бурении колтюбингом в состав КНБК включается ориентатор, который поворачивает КНБК и долото на необходимый
угол. Управление поворотом КНБК осуществляется различными способами: с
поверхности при спуске или за счёт перепада давления бурового раствора (самые первые варианты), гидравлически или электрически с помощью пропущенных внутри трубы гидравлических трубок или кабеля. В состав КНБК входят: винтовой забойный двигатель с искривлённым переводником, двойной переводник с обратным клапаном, немагнитная УБТ с измерительными приборами систем телеметрии и гамма-каротажа, быстроразъёмный соединитель, ориентатор и соединитель с гибкой трубой.
98
При применении труб диаметром 60,3 мм и выше в компоновку входят
соединительная муфта, обеспечивающая переход от КГТ к забойной установке,
направляющий инструмент (в виде одной трубы с увеличенной толщиной стенки), безопасный переводник, немагнитный переводник, телесистема с навигационным блоком и блоком для геофизических исследований немагнитная утяжелённая бурильная труба (УБТ), буровой забойный двигатель объёмного типа
с регулируемым отклонителем и долото.
При работе с КГТ обязательным элементом внутрискважинной компоновки является центратор (стабилизатор). Он воспринимает часть радиальных
усилий, возникающих в процессе работы, позволяет уменьшать амплитуду колебаний и в итоге снижает величины циклических напряжений, действующих
на участке гибкой трубы, расположенной непосредственно над двигателем.
Бурение с использованием колтюбинга в основном ведётся при отрицательном перепаде давления в системе скважина-пласт (депрессии), когда для
достижения высоких скоростей проходки требуется минимальная нагрузка на
долото. При бурении на депрессии гидростатическое давление в скважине ниже
пластового давления. Это вызывает приток пластовой жидкости в скважину во
время бурения и помогает уменьшить повреждения пласта, увеличивая тем самым продуктивность скважины, сокращая срок окупаемости строительства
скважины и снижая стоимость работ по стимуляции и вызову притока углеводородного сырья. Бурение на депрессии даёт возможность отслеживать поведение пласта на протяжении всего процесса бурения, что позволяет принимать
оперативные решения по выбору направления ствола скважины, продолжению
или остановке работ на любой стадии.
4.3 Колтюбинговые буровые установки и оборудование
Существуют два основных класса колтюбинговых буровых установок:
традиционные колтюбинговые установки и гибридные [11].
Традиционные установки могут работать только с гибкой трубой. Для
подготовки скважины к бурению и для заканчивания скважины, когда необходимо спускать или поднимать НКТ и обсадную колонну, приходится использовать обычные буровые вышки.
Традиционные колтюбинговые установки обычно смонтированы на трейлере и состоят из следующих основных узлов: барабана с гибкой трубой, механизма подачи трубы (инжектора) с направляющей дугой (гусаком), кабины
оператора и силового блока с автономной силовой установкой. Классификация
буровых установок, разработанных ФИДе, приведена в таблице 4.8.
99
Таблица 4.8 – Техническая характеристика колтюбинговых агрегатов
Типоразмер
установки
Условный
диаметр КГТ, мм
Длина КГТ, м
Область
предпочтительного
применения
Сверхлёгкий
Лёгкий "Л"
"СЛ"
Средний
"С"
Тяжёлый
"Т"
Буровая "Б"
19-33
19-38
38-50
50-89
60-114
до 2000
до 2500
до 3500
до 4500
до 5000
ПРС
ПРС
ПРС
ПРС и бурение
Бурение
К основным техническим характеристикам колтюбинговой установки относятся:
− наружный диаметр колтюбинга;
− ёмкость барабана для выбранного диаметра трубы;
− развиваемое инжектором тяговое усилие – обычно для целей бурения используются установки с тяговыми показателями инжектора не ниже 27,3 т;
− развиваемое инжектором заталкивающее усилие (обычно 50% от тяговой
характеристики) – важный показатель, определяющий технические возможности установки по созданию требуемой нагрузки на долото и проведению иных
внутрискваженных операций под давлением;
− рабочее давление – в настоящее время, подавляющее большинство колтюбинговых установок выпускается на рабочее давление 68,9 МПа.
Существуют следующие компоновочные схемы буровых колтюбинговых
установок:
1) силовой блок, кабина управления, барабан и вспомогательное оборудование монтируются на одном шасси (самоходном или трейлере). Буровое основание под инжектор поставляется и монтируется отдельно;
2) силовой блок, кабина управления, барабан и буровое основание под
инжектор поставляются и монтируются отдельно.
Чаще всего буровая установка состоит из следующих блоков: пульта
управления, расположенного на отдельной транспортной базе; блока с барабаном гибкой трубы, смонтированного на трейлере; блока, включающего основание, транспортер и мачту; блока мостков, размещённых на отдельном трейлере.
Сюда не входят блок для приготовления бурового раствора, насосные агрегаты,
а также ёмкость для его хранения. Пример компоновки агрегата на полуприцепах в рабочем положении приведён на рисунке 4.2.
100
Рисунок 4.2 – Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине:
1 – автомобиль-буксировщик; 2 – кабина оператора; 3 – барабан с КГТ;
4 – укладчик КГТ; 5 – колонна гибких труб; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортёр;
8 – герметизатор устья; 9 – превентор; 10 – опора транспортёра;
11 – оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13 – насосная установка;
14 – рама агрегата
К системе управления агрегатом относятся кабина оператора, пульты
управления основным и вспомогательным оборудованием.
На пульте управления агрегата располагают весь комплекс контрольноизмерительных приборов и органов управления. К первым относятся приборы,
контролирующие режимы работ приводного двигателя и всех систем гидропривода, длину трубы, спущенной в скважину, и давление технологической жидкости, а ко вторым – органы управления транспортёром, уплотнителем, барабаном,
укладчиком трубы и приводным двигателем.
В импортных установках пульт управления оборудован комплексом
обычных приборов, регистрирующих режим бурения, закачки жидкости и протекания всех других процессов, а также бортовой ЭВМ, в которую закладывают
программу бурения.
При выполнении работ ведут непрерывный контроль за положением долота, направлением проводки скважины, физическими свойствами разбуриваемой породы, изменением расходов бурового раствора и жидкости, поступающей из пласта. Все эти данные отражаются на экране дисплея оператора. Режим
работы бурового агрегата, в частности, направление бурения ствола скважины
могут задаваться оперативно, например, с помощью «мыши» ЭВМ.
Все это создаёт эффект присутствия оператора в скважине и представления им места в разбуриваемом пространстве пласта. Постоянно поступающая информация о состоянии окружающей среды позволяет принимать
101
достаточно быстро обоснованные решения по управлению процессом бурения. Создание подобного оборудования по важности решаемых проблем и
уровню их решения превосходит некоторые космические программы, реализованные к настоящему времени.
Буровой агрегат подобной конструкции позволяет работать с конной гибких труб диаметром 60,3 или 73 мм. Грузоподъёмность мачты с талевой системой – 680 кН.
Использование подобной буровой предполагается после проводки вертикального участка скважины с использованием традиционных технологий. Его
бурят на глубину, практически достигающую кровли пласта, без вскрытия последнего. Затем выполняют весь комплекс работ по обсаживанию, цементированию, оборудованию устья скважины колонной головкой. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 144-168 мм.
К такому классу установок относится и созданная ФИД установка тяжёлого класса МК40Т. Мобильная установка МК40Т базируется на полуприцепе
МЗКТ 99891, который передвигается тягачом КЗКТ 7428-011 или МЗКТ 74131.
Основные технические характеристики данного агрегата представлены в таблице 4.9. На рисунках 4.3 и 4.4 показан внешний вид установки МК40Т, а в таблице 4.9 – её технические характеристики.
Таблица 4.9 – Технические характеристики установки МК40Т
Характеристика
Значение
Максимальное тяговое усилие инжектора, кг
44000
Минимальное заталкивающее усилие инжектора, кг
9100
Скорость подачи гибкой трубы, м/с
0,005-0,9
Максимальное давление на устье скважины, МПа
Диаметры гибких труб, мм
70
50,8-88,9
Ёмкость узла намотки, м:
- для труб 60,3 мм
- для труб 73,0 мм
3200
2200
Габаритные размеры не более (без тягача), м:
- длина
- ширина
- высота
18700
3070
4500
Масса полная не более, кг
68000
102
103
Рисунок 4.3 – Колтюбинговая установка МК40Т
104
Рисунок 4.4 – Внешний вид колтюбинговой установки МК40
Установка состоит из барабана с гибкой трубой диаметром 73 мм и длиной до 3500 м, инжектора с тяговым усилием более 50 тонн, кабины оператора,
ПВО, автономной силовой установки для привода исполнительных механизмов
и специальной самоподъемной мачты грузоподъёмностью 80 тонн с подвышечным основанием для работы с обычными свинчиваемыми буровыми трубами.
В комплект установки входит устьевое сборное основание под инжектор
с самоподъёмной вышкой и комплект противовыбросового оборудования
(ПВО) с шлюз-лубрикатором. Вышка и шлюз-лубрикатор предназначены для
производства работ по спуску-подъёму компоновки низа бурильной колонны
(КНБК) в скважину под давлением.
К основным достоинствам данной схемы следует отнести:
− возможность использования барабанов увеличенного диаметра, в том числе
монтируемых непосредственно на скважине;
− незначительные габаритно-весовые характеристики каждого из блоков, облегчающие их доставку в район работ, в том числе на морские платформы.
Для вскрытия пласта на устье скважины монтируют описываемый буровой колтюбинговый агрегат. На трубной головке закрепляют блок превенторов,
содержащий (снизу вверх) секцию с глухими срезающими плашками, секцию с
фланцами для подвода жидкости глушения, секцию с трубными плашками,
секцию с удерживающими плашками, универсальный превентор с эластичным
уплотняющим элементом, лубрикатор и уплотнитель КГТ. Эта сборка имеет
высоту порядка 6 м.
Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием
колонны гибких труб содержит (рис. 4.5) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная арматура установки электроцентробежного насоса, арматура нагнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эксцентричной шайбой.
В первых трёх случаях на фланце верхней стволовой задвижки монтируют четырёхсекционный превентор, входящий в состав комплекса оборудования
для проведения подземного ремонта. Превентор должен обеспечивать свободный пропуск колонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной
ситуации он либо герметизирует полость колонны насосно-компрессорных
труб, в которую спущена гибкая труба, либо удерживает последнюю в подвешенном состоянии.
Над герметизатором устанавливают устройство, обеспечивающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз. В отечественной технической литературе это устройство называют транспортёром, а в англоязычной –
105
инжектором или инжекционной головкой. Инжектор устанавливается на специальном основании или подвешивается на кране или специальной мачте.
Он должен обеспечивать перемещение колонны гибких труб в заданном
диапазоне без проскальзывания рабочих элементов и повреждений наружной
поверхности трубы и её геометрии. Необходимо, чтобы транспортёр при перемещении КГТ и вверх, и вниз работал одинаково надёжно.
Рисунок 4.5 – Схема оборудования устья скважины и основных узлов агрегата
при выполнении работ с гибкой трубой:
1 – укладчик трубы; 2 – колонна гибких труб; 3 – направляющая дуга;
4 – задвижка; 5 – транспортёр; 6 – вертлюг; 7 – барабан с КГТ;
8 – герметизатор устья;
секции превентора: 9 – перекрывающая всё поперечное сечение;
10 – с перерезывающими плашками, 11 – с удерживающими плашками,
12 – герметизирующая КГТ;
отвод жидкости: 13 – из полости НКТ, 14 – из кольцевого пространства между НКТ
и эксплуатационной колонной
К настоящему времени сложились два направления в конструировании
транспортёров – с одной и двумя тяговыми цепями, снабжёнными плашками,
взаимодействующими с колонной гибких труб. Плашки прижимаются к гибкой
трубе с помощью гидравлических цилиндров. Принципиальная схема транс106
портёра с двумя цепями приведена на рисунке 4.6, а. На корпусе 1 слева и справа от гибкой трубы 3 расположены две двухрядные цепи 5, состоящие из пластин 14 и втулок 13. Звенья цепей соединены пальцами 15 и снабжены плашками 16. Плашки расположены между звеньями цепей (рис. 4.6, б).
Рисунок 4.6 – Принципиальная схема транспортёра с двумя цепями (а) и поперечное сечение
его узла плашек (б):
a, b, c, f – точки подвода жидкости от вторичных регуляторов к цилиндрам прижима
Каждая плашка установлена на двух пальцах, которые друг с другом соединены «в замок», в результате чего их тыльные поверхности 18 образуют непрерывную плоскость. Каждая плашка выполнена с возможностью небольшого
(порядка 3-5°) углового перемещения относительно одного из пальцев (верхнего) цепи. Это позволяет плашкам проводить самоустановку рабочей поверхности 17 относительно гибкой трубы.
Схема простейшей конструкции транспортёра с двумя цепями и механическим регулированием режима работы показана на рисунке 4.7 (а.с. №2041337).
Каждый из рядов цепей расположен на звёздочках, установленных на двух отдельных рамах. Натяжение цепей создаётся вертикально установленными в нижней части рам винтами. Прижатие плашек к поверхности гибкой трубы обеспечивается винтовыми стяжками. Таким образом, вся металлоконструкция транспортёра участвует в передаче усилий, прижимающих плашки к трубе.
107
Рисунок 4.7 – Схема транспортёра с двумя цепями и механическим регулированием прижима
плашек и натяжения цепей:
1 – ось ведомой звездочки с натяжным механизмом; 2 – место расположения КГТ;
3 – цепь; 4 – ведущий вал со звездочками; 5 – левая рама; 6 – механизм прижима;
7 – правая рама; 8 – превентор
Колонна гибких труб или её часть, не находящаяся в скважине, располагается на барабане, конструкция которого имеет вид цилиндрической бочки,
как правило, подкреплённой изнутри рёбрами и снабжённой по бокам ребордами или радиально расположенными стержнями. Если используют последние, то
между ними чаще всего натягивают металлическую сетку, исключающую попадание между витками посторонних предметов. Барабан вращается на валу,
установленном на подшипниках качения. Для фиксации «мёртвого» конца гибкой трубы, намотанной на барабан, его бочка имеет зажимы. Диаметр последней в зависимости от диаметра гибкой трубы изменяется от 1,6 до 2 м, а ширина составляет в среднем 1,8-2,5 м.
Конструкция барабана, которую в том или ином виде применяют для
большинства агрегатов, приведена на рисунке 4.8 [7].
108
Рисунок 4.8 – Конструкция барабана для хранения колонны гибких труб:
1 – траверса; 2 – катушка для намотки КГТ; 3 – механизм укладчика; 4 – подвижная каретка
укладчика; 5 – стопор катушки; 6 – рама; 7 – фиксатор; 8 – привод катушки; 9 – трансмиссия;
10 – крышка опоры подшипника; 11 – привод механизма укладчика
«Мёртвый» конец гибкой трубы соединяется через задвижку, а в ряде
случаев и через обратный клапан с каналом, просверлённым в валу барабана. У
выхода из отверстия на торце вала размещают вертлюг, обеспечивающий подачу технологической жидкости от насосов в полость вала и далее в колонну гибких труб.
Необходимость установки задвижки обусловлена требованиями безопасности – в случае потери герметичности вертлюга или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность внутренней полости колонны гибких труб,
находящихся в скважине, и исключает неконтролируемое истечение жидкости в
окружающее пространство. Наиболее предпочтительной является конструкция
узла с задвижкой, а не с обратным клапаном, поскольку с её помощью при возникновении аварийной ситуации можно оперативно управлять процессом и
уменьшать гидравлические потери при течении технологической жидкости.
Узел крепления «мёртвого» конца трубы, соединительные элементы и задвижку располагают во внутренней полости бочки барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и привод барабана – гидромотор и редуктор.
Термин «гибрид» подразумевает возможность объединения работ с резьбовыми бурильными трубами с преимуществами использования гибкой колон109
ны труб. К сегодняшнему дню существуют несколько специально спроектированных гибридных установок, отвечающих требованиям совмещения технологии с использованием колтюбинга с работами по заканчиванию скважин. Такие
установки представляют собой комбинацию обычной буровой вышки и установки с гибкими трубами. Именно к данному классу относится созданная ФИДе установка МК50.
Гибридные установки – колтюбинговая установка совмещена с вышечнолебёдочным блоком, обеспечивающим выполнение работ с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными трубами. Барабан, мачта с инжектором и
верхним приводом могут быть размещены как на одной, так и на нескольких
платформах. Силовой блок и кабина управления обычно располагаются на отдельной платформе.
Преимущества колтюбинга и новые технические решения, способствующие
их совершенствованию, позволяют постоянно расширять область применения
данного оборудования и повышать эффективность ведения работ. Например, использование колонны гибких труб внесло радикальные положительные изменения
в практику бурения нефтяных и газовых скважин, особенно при их заканчивании,
а также в технологию выполнения каротажных исследований, работ по вскрытию
пласта в сильно искривлённых и горизонтальных скважинах.
Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, в частности,
следующими факторами:
− к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъёма;
− обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионноактивных жидкостей.
Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего, это касается эксплуатации месторождений, расположенных
в отдалённых и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой
эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин.
Лидерами колтюбингового бурения на мировом рынке являются
Schlumberger, Halliburton, BJ Servces, Precision Drilling, и россиянам предстоит
приложить немало усилий, чтобы достичь их уровня.
110
В России разработаны более экономичные варианты мобильной колтюбинговой установки – типа МК40Т (предназначена для бурения боковых стволов и горизонтальных скважин) и МКЗОТ 9 (служит как для забуривания боковых стволов, так и для проведения капитального ремонта скважин и интенсификации добычи нефти). Учитывается возможность одновременной работы
данной установки с гибкими и обычными буровыми трубами различного диаметра. При этом оборудование монтируется непосредственно на скважине.
Российские компании занимаются принципиальным усовершенствованием колтюбинговых установок с одновременным снижением их стоимости за
счёт упрощения конструкции. Сегодня наряду с сервисными структурами отечественных нефтегазовых холдингов таких, как «Газпром», «Сургутнефтегаз»,
«Роснефть», «Башнефть», – с которыми в стране связываются перспективы развития горизонтального бурения, колтюбинговым оборудованием группы
«ФИД» пользуются ведущие сервисные фирмы США и Западной Европы. Достаточно интенсивные работы в этом направлении наши специалисты ведут под
эгидой ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» НК «ЛУКОЙЛ».
4.4 Применение колтюбинга для ликвидации и разбуривания песчаных
пробок в горизонтальных скважинах, пробуренных из шахтных уклонов
на Ярегском месторождении
На Ярегском нефтяном месторождении в промышленных масштабах реализуется технология термошахтной разработки высоковязкой нефти. К настоящему времени при реализации технологии добычи нефти пробурено около
17000 направленных скважин, в том числе более 5800 горизонтальных скважин,
включающих такие виды бурения скважин, как:
− вертикальные, преимущественно это пароподающие скважины и вентиляционные стволы;
− наклонно направленные пароподающие скважины, преимущественно пробуренные из буровых камер;
− горизонтальные, которые бурятся их шахтных уклонов и назначение которых добыча нефти в гравитационном режиме из горизонтально-восстающих
скважинах (ГВС), а также нагнетание теплоносителя или добыча нефти в полого-наклонных скважинах (ПНС) [18].
По данным на февраль 2007 года бездействующий фонд скважин по всем
трём нефтешахтам Ярегского месторождения составлял 470 скважин. Значительная часть этих скважин находится в бездействии из-за образования в их
стволах песчаных пробок.
111
Практика разработки Ярегского месторождения с применением паротеплового воздействия на пласт показывает, что в процессе нагнетания пара в
нефтяной пласт происходит нарушение «скелета» коллектора, которое приводит к образованию песчаных пробок в добывающих и нагнетательных скважинах. При этом наиболее значительному разрушению подвергаются околотрещинные зоны дробления, из которых наблюдается значительный вынос
песка в скважины.
Также образование песчаных пробок предопределяется конструкцией
подземных скважин – на 20 м от устья они обсажены колонной, а остальная
часть скважин представляет собой открытый (необсаженный) ствол. Длина
скважин в среднем составляет 300 м. Оборудование скважин забойными фильтрами и применение других мероприятий по креплению призабойных зон при
термошахтной технологии на современном этапе не представляется возможным
из-за высокой плотности сетки разработки продуктивной площади ранее пробуренными скважинами [2].
Наиболее целесообразным мероприятием восстановления бездействующих скважин является удаление песчаных пробок за счёт разбуривания и
промывки их из стволов. При этом с целью более полного использования
фонда добывающих и нагнетательных скважин необходимо производить планомерный подземный ремонт.
Анализ применяемой технологии подземного ремонта скважин в условиях
нефтешахт показал, что она является очень трудоёмкой, низко технологичной. В
настоящее время объём ручного труда остаётся значительным. Так, чтобы собрать бурильную колонну длиной 200 м, необходимо произвести 100 операций
наращивания колонны, так как длина бурильных труб составляет всего 2 м.
Также к недостаткам применяемой технологии относится возможность
самопроизвольного забуривания нового ствола при проработке скважин. Перечисленные недостатки не позволяют высокими темпами производить планомерный ремонт подземных скважин.
Сложившаяся ситуация диктует необходимость и требует поиска новых
путей снижения затрат времени и финансовых ресурсов на ремонт подземных
скважин. Большие возможности в этом плане открывают колтюбинговые технологии, основанные на замещении свинчиваемых бурильных или насоснокомпрессорных труб на непрерывную безмуфтовую длинномерную трубу.
В связи с этим, сотрудниками научно-исследовательского института «Печорнипинефть» и Ухтинского Государственного Технического Университета
(город Ухта) по заданию НШУ «Яреганефть» ТПП «Ухтанефтегаз» ООО «ЛУ112
КОЙЛ-Коми» для ремонта подземных скважин в условиях нефтешахт была разработана технология по использование малогабаритной колтюбинговой установки во взрывобезопасном исполнении.
Авторским коллективом решались следующие задачи [14]: анализ и разработка технологии промывки и разбуривания песчаных пробок с применением
колтюбинга и создание малогабаритной мобильной подземной колтюбинговой
установки с длиной гибких труб 300 м. Это обеспечивает повышение коэффициента эксплуатации, сокращение фонда бездействующих подземных скважин,
повышение производительности за счёт создания высокопроизводительной
технологии и техники промывки и проработки необсаженных стволов.
При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в
виду, что длина колонны гибких труб (КГТ), содержащихся на катушке барабана
агрегата, должна быть не меньше протяжённости скважины.
Основным требованием к промывочной жидкости является способность выносить твёрдые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение
этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определённые ограничения на эффективность данного процесса.
Для пологих и тем более горизонтальных участков скважин происходит
образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на высокую среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.
Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной
жидкости в потоке в самой колонне, являются гидродинамические потери на
трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в
колонну, которое ограничено лишь прочностью труб и мощностью насосов. В
большинстве случаев основная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудовании приходится на колонну гибких труб.
В работе рассмотрено два варианта разрушения песчаных пробок: первый – гидромониторный способ; второй – разбуривание с применением забойного двигателя.
Гидромониторный способ предполагает использование гидромониторного
наконечника и колонны труб (бурильные, НКТ или КГТ), которые расположены
в стволе скважины для разрушения песчаной пробки. Количество отверстий и
гидромониторных насадок в наконечнике определяется расчётным путём.
113
При разбуривании пробок с забойным двигателем (второй вариант) применяют долото, вращение которого обеспечивается винтовым забойным двигателем, компоновка может быть спущена в скважину на КГТ.
Использование гидромониторных наконечника, привинченного к колонне
гибких труб, с насадками различных конструкций для размыва песчаной пробки широко применяется для подземного ремонта скважин. Все подобные технологии основаны на гидромониторном эффекте, и отличаются числом отверстий наконечника и направлением истечения струи.
Типичный профиль горизонтально восстающей скважины, пробуренной
из шахтного уклона, приведён на рисунке 4.9.
-
150
300
Рисунок 4.9 – Траектория горизонтально восстающей скважины
Для оценки потерь давления при размыве и разбуривании песчаных пробок
в горизонтальных скважинах Ярегских нефтяных шахт были приняты следующие
условия для расчётов: максимальная длина по стволу горизонтальной скважины –
300 м; ствол скважины заполнен жидкостью (техническая вода плотностью
1040 кг/м3), режим течения напорный – неразрывное установившееся течение;
расположение гибких труб в стволе концентричное; влияние местных гидравлических сопротивлений из-за изгиба труб не учитывается; длина гибких труб на барабане 300 м. Диаметр подземных скважин составляет 98 мм.
Был проведён расчёт перепадов давления на наконечнике в зависимости
от числа и диаметра гидромониторных насадок. Для промывки подземных горизонтальных скважин рассмотрена возможность применения двухцилиндрового насоса 9МГр с характеристиками, приведёнными в таблице 4.10 и насосных
агрегатов АНТ, характеристики которых даны в таблице 4.11.
Из представленных насосов для применения в шахтных условиях по габаритам и параметрам наиболее подходят агрегаты АНТ-90.
114
Таблица 4.10 – Характеристики насосов 9МГр и 9Гр
Диаметр цилиндровых втулок, мм
127
115
100
90
9 МГр (Гидравлическая мощность, 110 кВт; число двойных ходов – 90)
Расход теоретический, л/с
17,8
14,4
10,6
8,4
Расход фактический (коэффициент
16,0
13,0
9,5
7,5
наполнения β = 0,9), л/с
Предельное давление, МПа
6,0
7,5
10,0
12,5
9 Гр (Гидравлическая мощность, 40 кВт; число двойных ходов – 55)
Расход теоретический, л/с
10,9
8,8
6,5
5,1
Расход фактический (коэффициент
9,8
7,9
5,8
4,6
наполнения β = 0,9), л/с
Предельное давление, МПа
3,5
4,5
6,0
7,5
Параметры
80
6,4
5,7
16,0
3,9
3,5
10,0
Таблица 4.11 – Характеристики насосов АНТ
Показатель
Производительность, м3/сутки
Давление на выходе насоса, МПа
Давление на входе насоса наименьшее, МПа
Мощность, кВт
КПД, не менее, %
Род тока (переменный, трёхфазный),
напряжение, В
Масса насосного агрегата, т
АНТ-90
75-345
35-14
0,3
75
90
АНТ- 150
200-650
33,5-11,7
0,3
132
90
АНТ-370
128-2220
55-10
0,3
315
90
380
380
380
2,36
6,7
6,25
Возможны следующие варианты реализации гидромониторного разрушения песчаных пробок при диаметре цилиндровых втулок насоса 80 мм:
1) трубы 25 мм, расход 2÷2,5 л/с, насадки 1х5, 1х6 мм (2х4, 3х3 мм);
2) трубы 26,8 мм, расход 2÷3 л/с, насадки 1х6, 2х5 мм (3х4 мм);
3) трубы 33 мм, расход 5÷6 л/с, насадки 3х3х5, 3х5 мм.
Оптимальным представляется вариант с применением гибких труб диаметром 33 мм, так как за счёт большего сечения имеется возможность создавать
подачу жидкости больше, чем с трубами 20 и 25 мм. С целью оценки пропускной способности гибких труб были рассчитаны гидродинамические потери
давления на вязкое трение в колонне труб диаметрами 20, 25, 26,8 и 33,5 мм с
разной толщиной стенок и длиной 300 м в зависимости от расхода воды.
На основе выполненных расчётов предложены следующие варианты для
реализации разбуривания песчаной пробки с ВЗД совместно с насосом 9 МГр
(цилиндровые втулки 80 мм):
1) труба 25 мм, Д1-54, долото, расход 2÷2,5 л/с;
2) труба 33 мм, Д-85, долото, расход 5-6 л/с.
115
Для ограничения расхода до 1,5÷2,5 л/с необходимо параллельно с установкой КГТ включить дроссель, через который можно регулировать расход,
контролируя давление на нём.
Для подземной малогабаритной колтюбинговой установки предлагается
применение гибких труб малого диаметра – 20, 25, 26,8 и 33 мм. При разбуривании песчаных пробок следует применять долота с центральной промывкой.
Нагрузка на долото будет обеспечиваться толкающим усилием инжектора
(транспортера) колтюбинговой установки. Выполненные расчёты показали, что
толкающее усилие транспортёра должно быть более 13 кН. Толкающее усилие
транспортёра колтюбинговой установки должно определяться с учётом дополнительных сил трения, обусловленных потерей устойчивости трубы в горизонтальном стволе.
При бурении установками с КГТ в качестве забойного двигателя для привода долота повсеместно используются винтовые забойные двигатели. Это объясняется оптимальными энергетическими и эксплуатационными характеристиками
ВЗД. Для предотвращения скручивания гибких труб от действия реактивного крутящего момента на долоте необходимо ограничивать нагрузку на забой.
Анализ существующих колтюбинговых установок показал, что обоснованными выше рабочими характеристикам обладает установка ММКУ-300.
Таким образом, по результатам исследований сделаны следующие выводы и рекомендации:
1) Для реализации технологии предлагается использование малогабаритной мобильной колтюбинговой установки лёгкого класса ММКУ-300 ЗАО
«ФИДМАШ» с длиной гибких труб 300 м.
2) Предложено два альтернативных способа промывки и проработки подземных скважин:
− вращательный способ с использованием долот АО «Уралбурмаш» типа III 98,4 С-ЦА, применяемых в НШУ «Яреганефть». Для создания турбулентного режима промывки в призабойной зоне, поперечных и продольных колебаний предлагается использование долот 93 Т-ЦВЗ, II 93 С-ЦВ с наддолотным
эксцентричным переводником с эксцентриситетом 2 мм. Для обеспечения направления движения торца долота вверх относительно оси скважины и предупреждения самопроизвольного забуривания нового ствола под действием эффекта маятника (отвеса) над долотом предлагается устанавливать 93-95 мм центратор. Предлагается использовать в качестве вращателя малогабаритный гидравлический винтовой забойный двигатель Д1-54 длиной 1,89 м;
116
− использование невращательного способа с применением гидромониторных
наконечников и долот (полезная модель РФ №12837, УГТУ). В качестве насосов предлагается использовать существующие на предприятии насосы НБ-125
(9 МГр) с максимальным давлением 16,0 МПа.
117
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Балденко, Д. Ф. Винтовые забойные двигатели / Д. Ф. Балденко, Ф. Д. Балденко, А. Н. Гноевых. − М. : Недра, 1999. – 375 С.
2. Использование малогабаритных винтовых забойных двигателей при направленном бурении / Д. Ф. Балденко [и др] // Разведка и охрана недр. − 1991. – №1. –
С. 10-15.
3. Балденко, Д. Ф. Нагрузочные характеристике винтовых забойных двигателей
при бурении / Д. Ф. Балденко, А. П. Шмидт // Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море. − 1998. – №5. – С. 10-15.
4. Балденко, Д. Ф. Анализ характеристик гидравлических винтовых забойных
двигателей для контроля и управления процессом бурения / Д. Ф. Балденко,
Ф. Д. Балденко, А. П. Шмидт // Строительство нефтяных и газовых скважин на
суше и на море. – 2004. – №1. – С. 2-10.
5. Басарыгин, Ю. М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. /
Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – М. : Недра, 2001. – 675 С.
6. Булатов, А. И. Бурение горизонтальных скважин / А. И. Булатов, Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков. – Краснодар : Совет. Кубань, 2008. – 424 с.
7. Булатов, А. И. Справочник инженера по бурению. В 4 т. / А. И. Булатов,
А. Г. Аветисов. – М. : Недра, 1993-1996.
8. Буслаев, В. Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и разветвлённых скважин / В. Ф. Буслаев // Нефтяное хозяйство. – 1992. –
№3 – С. 8-10.
9. Вадецкий, Ю. В. Практика бурения скважин с применением низкооборотных
забойных двигателей / Ю. В. Вадецкий. – М. : ВНИИОЭНГ, 1980. – 237 с.
10. Вайншток, С.М. Опыт эксплуатации установок с длинномерной трубой на барабане / С.М. Вайншток [и др.] // Нефть и капитал. – 1998. – № 1. – С. 71–76.
11. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб /
С. М. Вайншток [и др.]. – М. : Издательство Академии горных наук, 1999. – 456 с.
12. Ганджумян, Р. А. Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин /
Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин, Б. А. Никитин. – М. : Недра, 2000. – 489 с.
13. Григулецкий, В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин / В. Г. Григулецкий. – М. : Недра. – 1988. – 229 с.
14. Использование колтюбинговых технологий для промывки подземных скважин
в НШУ «Яреганефть». Отчёт о научно-исследовательской работе. – Ухта : УГТУ,
2007. – 78 с.
118
15. Бурение наклонных и горизонтальных скважин : справ. / А. Г. Калинин
[и др.]. − М. : Недра, 1997. – 648 с.
16. Кейн, С. А. Современные методы проектирования и управления траекториями
горизонтальных скважин / С. А. Кейн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – №4. – С. 10-14.
17. Кейн, С. А. Инженерные задачи бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин : учеб. пособие / С. А. Кейн, Р. Н. Мищенко. – Ухта : УГТУ,
2011. – 80 с.
18. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / Ю. П. Коноплёв [и др.];
под ред. д-ра техн. наук Н. Д. Цхадая. – М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. –
218 с.
19. Оганов, С. А. Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали / С. А. Оганов, А. С. Оганов. – М. : ВНИИОЭНГ, 2008. – 220 с.
20. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А. С. Повалихин [и др.]; под общ. ред. д-ра техн. наук, профессора А. Г. Калинина. – М. :
Изд. ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с.
21. Повалихин, А. С. Инженерное обеспечение строительства высокотехнологичных скважин / А. С. Повалихин, О. К. Рогачёв, В. В. Прохоренко // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. – 2003. – №2. – С. 87-91.
22. Сердюк, Н. И. Расчёты в бурении : справ. пособие / Н. И. Сердюк, Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин. − М. : РГГРУ, 2007. − 668 С.
23. Технологии, обусловившие быстрое внедрение техники бурения на обсадной
колонне // Нефтегазовые технологии. – 2004. – №5. – С. 46-53.
24. Coiled Tubing BHA Orienteer for Directional and Horizontal Drilling / Technology
update. – Sperry Sun. – 1995. – Winter. – 127 p.
25. Gary S.C. Coiled tubing drilling requires economic and technical analises // Oil and
Gas J. – 1995. – Vol. 93. – №8. – р.р. 59-62.
26. Large diameter coiled-tubing drilling // Petroleum Technology. – 1997. – Vol. 49. –
№2. – р.р. 135-136.
27. «Sperry-Sun Drilling Services». Инженерный подход к бурению горизонтальных
скважин: руководство по горизонтальному бурению. – США, Хьюстон, штат Техас, 1992. – 192 с.
119
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа