Экскурсия с экспертом в век минувший

Excursion to last century together with expert

S. Simonyants, Dr. of technical sciences, the Gubkin oil & gas Russian State University professor

За последние десять лет в нашей стране наблюдается двукратный рост объемов проходки нефтяных и газовых скважин, сопровождающийся значительным увеличением технико-экономических показателей бурения.

Commission survey of technologies to increase volumes of wells’ drilling, conducted in the 80ies in «Surgutneftegas» Co

Одним из главных факторов, способствующих такому положению, является широкое внедрение в практику строительства скважин новых технологий и технических средств. В частности, на месторождениях Западной Сибири повсеместное распространение получила передовая технология бурения наклонно-направленных скважин, основанная на применении безопорных долот с алмазно-твердосплавными резцами PDC, винтовых забойных двигателей и телеметрических систем с беспроводной линией связи. Эта технология позволяет осуществлять проводку скважины строго по заданной траектории с контролем параметров кривизны в режиме реального времени, без смены долота и другого оборудования в процессе бурения всего интервала. Создание и внедрение в конце прошлого века высокопроизводительных долот PDC произвели настоящую техническую революцию в области бурения скважин. Эти долота могут работать на забое более 300 ч, обеспечивая механические скорости проходки на уровне и даже выше, чем у трехшарошечных долот. Таким образом, проходка на долото PDC составляет несколько тысяч метров, а одним долотом можно пробурить весь интервал под эксплуатационную колонну длиной 1500 – 2500 м в нескольких западносибирских скважинах. Необходимо отметить, что современные долота PDC, выпускаемые российскими компаниями, практически не уступают лучшим зарубежным аналогам.

Если бы такая технология была создана раньше, то рекордные показатели строительства нефтяных скважин в Западно-Сибирском регионе, полученные буровыми бригадами Сургутского управления буровых работ №2 в середине 80-х годов были бы еще выше. А показатели эти для того времени были весьма значительными. Предприятие под руководством знаменитого бурового мастера, Героя Социалистического Труда Г.М. Левина стабильно обеспечивало среднюю годовую проходку на бригаду более 100 тыс. м при коммерческой скорости свыше 6500 м/ст.мес., а лучшая бригада бурового мастера В.Л. Сидорейко пробурила в 1983 г. 117 000 м при коммерческой скорости около 10500 м/ст.мес. В том же году в других буровых предприятиях ПО «Сургутнефтегаз» коммерческая скорость составляла 4500 – 5500 м/ст.мес., а проходка на одну буровую бригаду 50 – 70 тыс. метров.

В 1984 г. автор настоящей статьи возглавлял группу специалистов Всесоюзного научно-исследовательского института буровой техники (ВНИИБТ), которая была направлена в г. Сургут по указанию Министерства нефтяной промышленности для изучения уникального опыта работы буровых бригад Сургутского УБР-2. Перед нами была поставлена задача проанализировать и обобщить основные, главным образом, технологические, факторы, определяющие достижение высоких показателей работы буровиков.

Надо сказать, что изучением передового опыта работы буровых бригад СУБР-2 в то время занимались специалисты многих организаций. Но в основном это были специалисты экономического профиля, связанные с научной организацией труда. Нам же предстояло в первую очередь исследовать применяемую технологию бурения, ее влияние на показатели строительства скважин.

ПО «Сургутнефтегаз» и Сургутское УБР-2 предоставили полную геолого-технологическую информацию о месторождениях и скважинах, буровом оборудовании и инструменте, режимах и показателях бурения, данные балансов календарного времени строительства скважин, а также сведения о составах буровых бригад, организации труда в УБР и организации социалистического соревнования между бригадами. Для сравнения были изучены аналогичные показатели работы других буровых предприятий объединения: Сургутского УБР-1, Сургутского УБР-3 и Лянторской экспедиции Ершовского УБР ПО «Саратовнефтегаз». Были также проведены опросы ведущих специалистов объединения и буровых предприятий. Много информации было получено при подробном изучении работы бригады мастера В.Л. Сидорейко непосредственно на буровой.

Буровые бригады СУБР-2 вели работы на Яунлорском и Солкинском месторождениях при средней глубине скважин 2245 м. СУБР-1 работало на Федоровском месторождении (2528 м); СУБР-3 – на Западно-Сургутском месторождении (2557 м); Лянторская экспедиция ЕршУБР – на Лянторском месторождении (2333 м). Основные сведения о работе буровых предприятий за 1983 г. приведены в таблице, из которой видно, что Сургутское УБР-2 имело лучшие производственные показатели.
Табл. Основные производственные показатели буровых предприятий за 1983 г.
Обработка данных по суточным темпам углубления скважин бригадами этих буровых предприятий показала, что глубина скважины является одной из основных причин получения высоких показателей работы. С увеличением глубины ухудшались показатели отработки долот и непропорционально возрастали затраты времени на проходку и крепление, на подготовительные и ремонтные работы, а также на оргпростои.

Анализ баланса календарного времени бурения позволил выявить и другие основные факторы, обеспечившие высокую скорость бурения скважин бригадами СУБР-2 по сравнению с другими предприятиями. Минимальное время механического бурения в СУБР-2 объяснялось лучшими показателями по проходке на долото и мехскорости проходки, меньшим временем спуско-подъемных операций (СПО). В СУБР-2 наблюдалось и меньшее время крепления скважин, что нередко было связано с занижением времени ОЗЦ. Также минимальными были остальные составляющие баланса календарного времени, в т. ч. время, затраченное на ремонт оборудования. Это можно было объяснить практически полной обеспеченностью необходимым буровым оборудованием на буровых, наличием сварщика в составе буровой бригады, бережным отношением к технике, регулярным проведением профилактических осмотров и предупредительных ремонтов. Интересно отметить, например, что в бригаде В.Л. Сидорейко запасной буровой шланг был подвешен рядом с действующим и при необходимости мог быть сразу включен в работу всего лишь путем переброски фланцевого соединения. Все это свидетельствовало о высоком уровне организации буровых работ в Сургутском УБР-2.

При исследовании сравнительных показателей работы буровых бригад СУБР-2 было установлено, что при сопоставимой глубине бурения средние показатели отработки долот различались на 5 – 15%. В то же время изменение показателей внутри каждой бригады при бурении ряда скважин составляло 15 – 25%. На основании этого был сделан вывод о том, что изменение показателей бурения в указанных пределах объясняется случайными факторами, а сами пределы являются границами их естественной флуктуации. Следует отметить, что буровые бригады СУБР-2 имели наиболее стабильные показатели отработки долот по объединению «Сургутнефтегаз».

При исследовании режимов и показателей бурения интервала под эксплуатационную колонну с глубины около 400 м было установлено, что в основном применяются два типа буровых долот: в интервале 400 – 2000 м – долота 215,9 МЗГВ; в интервале ниже 2000 м – долота 215,9 СГН. Все долота отрабатывались турбинным способом. Анализ полученных данных показал, что значение механической скорости проходки тесно связано с величиной стойкости долота. Максимальному значению мехскорости соответствовало минимальное время отработки долота. Этот факт свидетельствовал о том, что высокие механические скорости проходки при прочих равных условиях обеспечивались неполной отработкой долот. Однако вследствие небольших глубин бурения это позволяло ускорять сроки строительства скважин.

При исследовании энергетических характеристик турбобуров было установлено, что в то время в ПО «Сургутнефтегаз» применялось много разных конструкций: 3ТСШ1-195ТЛ, 3ТСШ1-195ТПК, 3ТСШ1-195, 3ТСШ1-195К, 3ТСШ1-195ТОР, А7Ш, А7ГТШ, А7П3. Все турбобуры имели унифицированные корпусы, валы и одинаковые шпиндели. Различались они между собой только типом установленной турбины. Выполненные расчеты показали, что такие параметры рабочих режимов, как крутящий момент и частота вращения, у разных типов турбобуров отличались не существенно. Т. е. долота отрабатывались при практически одинаковых значениях осевой нагрузки и частоты вращения. Основное отличие состояло в режиме промывки. Турбобуры 3ТСШ1-195ТЛ и 3ТСШ1-195ТПК работали при расходе бурового раствора 42 л/с. Турбобуры 3ТСШ1-195, 3ТСШ1-195К и 3ТСШ1-195ТОР – при 32 л/с. Турбобуры А7Ш и А7ГТШ – при 28 л/с. Турбобур с турбиной А7П3 – при 24 л/с. Анализ промысловых данных бурения скважин этими турбобурами показал, что снижение расхода бурового раствора с 42 до 24 – 32 л/с не улучшает показателей работы долот и даже приводит к снижению механической скорости проходки.

Основным типом турбобура, применяемого в СУБР-2, являлся серийный турбобур 3ТСШ1-195ТЛ, оснащенный стальной турбиной точного литья типа 24/18-195ТЛ или пластмассовой турбиной типа 24/18-195ТПК. Эти высоколитражные турбины работали при расходе промывочной жидкости 42 – 44 л/с от двух буровых насосов, что также обеспечивало повышенную мехскорость проходки. Осевая нагрузка на долото составляла 14 – 16 тс. В большинстве долот устанавливались три гидромониторные насадки диаметром 15 мм, одну из которых могли и не установить. Расчетный перепад давления на долоте не превышал 20 – 30 кгс/см2, т. е. был довольно низким.

Хорошее знание геологического разреза и особенностей проводки наклонно-направленного ствола скважины позволяло технологам СУБР-2 правильно планировать показатели отработки долот. Так, например, в буровой бригаде мастера В.Л. Сидорейко на основании длительного опыта было установлено, что суммарная проходка первого и второго долблений, как правило, остается неизменной и не зависит от длины первого долбления. Это объяснялось тем, что на глубине около 1500 м долото попадает в твердый сеноманский ярус, характеризующийся интенсивным износом вооружения. Поэтому первое долбление из-под кондуктора буровики останавливали на несколько меньшей глубине, т. е. не полностью отрабатывали долото. В результате уменьшалось суммарное время СПО и возрастала рейсовая скорость бурения.

Однако главный выигрыш в календарном времени механического бурения бригады СУБР-2 обеспечивали высококлассной реализацией технологии проводки наклонно-направленных скважин. Хорошая изученность геологического разреза и правильное соблюдение технологических регламентов способствовали точной проводке стволов по заданной траектории и их попаданием в круг допуска, при этом обходились минимальным количеством электрометрических работ. Анализируя в ретроспективе опыт проводки скважин бригадами Сургутского УБР-2, рискну предположить, что будь у них на вооружении современные технические средства – долота PDC, винтовые забойные двигатели и телесистемы, а также новые системы буровых растворов и очистное оборудование, рекордные скоростные показатели бурения были бы еще выше при одновременном увеличении качества строительства скважин.

В результате выполненного анализа было установлено, что успехи буровых бригад Сургутского УБР-2, достигших в 80-х годах прошлого века средней годовой проходки более 100 тыс. м на бригаду, объясняются комплексным влиянием геологических, технологических и организационных факторов. Приближенно количественное влияние трех групп факторов проявлялось следующим образом:
  • глубина скважины – 35%;
  • технология бурения – 10%;
  • организация буровых работ – 55%.
Геолого-технические условия бурения на месторождениях ПО «Сургутнефтегаз», исключая глубины скважин, являлись практически одинаковыми для всех буровых предприятий. Различие параметров режима бурения в отдельных УБР, обусловленное применением разных типов турбобуров, не оказывало большого влияния на показатели бурения. Показатели отработки долот в сопоставимых условиях различались не более чем на 10 – 20%, что вполне укладывалось в естественный диапазон разброса промысловых данных. Самое передовое буровое предприятие объединения – Сургутское УБР-2, достигшее наивысших показателей строительства скважин по Главтюменнефтегазу, бурило скважины с применением стандартного бурового оборудования, используя в основном серийные турбобуры 3ТСШ1-195ТЛ (ТПК), работающие от двух насосов, с невысоким перепадом давления на долоте.

Главным фактором, обеспечившим достижение рекордных показателей строительства скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири, явилась высокая организация труда в буровых бригадах Сургутского УБР-2. Передовой опыт Сургутского УБР-2 заслуживал подробного изучения и широкого распространения в буровых предприятиях Главтюменнефтегаза.

Отчет об исследовании работы буровых бригад Сургутского УБР-2 был доложен руководству ВНИИБТ и представлен в Управление по бурению скважин Миннефтепрома, где получил высокую оценку.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Симонянц С.Л.

    Симонянц С.Л.

    д.т.н., профессор

    РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

    Просмотров статьи: 3918

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru