Когда ВЗД становится лишним

When downhole positive displacement motor becomes unnecessary

S. Mukhina, «Burcervice» SPE» JSC, A. Shchepin, «Ukrburservice» BK» LLC

Грамотный анализ результатов бурения может открыть новые возможности повышения эффективности проводки скважин, иногда – неожиданные.

Search for wells construction’s optimization ways is urgent-actual. Some results are presented and need analysis and theoretical substantiation.

Постоянный процесс совершенствования бурового оборудования и технологии бурения направлен на повышение эффективности строительства скважин. Показательным примером является постепенная замена шарошечных долот на долота PDC. По характеру разрушения породы долота PDC являются долотами режущего типа, следовательно, более моментоемкими. Поэтому одновременно с заменой шарошечных долот произошло замещение забойных двигателей: постепенный переход от турбобуров к ВЗД. Параллельно начался процесс модернизации парка бурового оборудования, в том числе и насосной группы.

Основными показателями эффективности PDC-долот являются увеличение проходки на долото и повышение механической скорости, что в целом сказывается на экономии времени, затраченного на строительство скважины.

Последнее время основное внимание уделялось повышению эффективности за счет подбора совместно работающих ВЗД и долот. Отслеживались скорость бурения, ее равномерность и изменение в отдельных литологических интервалах. Подбор оптимальных режимов бурения основывался на возможности передачи на забой максимальной мощности.

Расчеты специалистов ВНИИБТ-БИ (г. Пермь) показывают, что увеличение подачи насосов на 20% может обеспечить рост механической скорости бурения до 2 раз [1].

Процесс разрушения породы рассматривается как процесс потребления энергии. При этом сама скорость бурения есть некая функция от мощности: Vм = f(N).

Мощность зависит от числа оборотов (n) и крутящего момента (М):

N = 2πnM, где π – 3,14 («пи»).

Число оборотов и крутящий момент, в свою очередь, зависят от подачи насосов, причем зависимость не линейная, что хорошо видно на графиках, приведенных в паспортах ВЗД.

В качестве примера можно привести работу по изменению технологии бурения скважин с увеличением подачи буровых насосов. Целый ряд проектов в Западной Сибири является хорошей иллюстрацией правильности решения: при переходе бурения с 32 до 36 л/с прослеживалось значительное увеличение механической скорости на 40 – 80% [2]. Для Приобской группы месторождений работа с большей подачей насосов позволила избежать падения механической скорости в отдельных литологических формациях и обеспечила повышение среднего значения показателей скорости бурения независимо от азимутального направления [3].

Эффективность применения ВЗД является важным экономическим фактором для всех регионов, где строительство скважин ведется кустовым методом. При проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин в Западной Сибири в настоящий момент остается наиболее приемлемой технология бурения с использованием именно ВЗД. Поэтому и в отраслевой литературе, и в ходе отраслевых конференций постоянно большое внимание уделяется теме совершенствования забойных двигателей. Ежегодно озвучиваются новые результаты, новый опыт, новые вопросы.

Подводя итоги работы в 2012 г., специалисты ОАО «НПП «Бурсервис» обратили внимание, на то что результаты, полученные на объектах в Казахстане и Украине, не позволяют дать однозначную оценку эффективности применения поставляемых PDC долот с ВЗД. Что объединяет проекты в этих странах СНГ? Во-первых, основной объем бурения приходится на вертикальные скважины. Во-вторых, бурение ведется в терригенном разрезе, представленном чередованием литологических формаций со значительным изменением категории буримости. В-третьих, почти на всех скважинах чередуется бурение ротором и бурение с применением ВЗД.

При анализе отработки долот в Казахстане мы обратили внимание на то, что в интервале работы под эксплуатационную колонну (ЭК) регулярно встречаются прерывания долблений с ВЗД, после чего бурение до проектной глубины продолжается ротором. Причины прерывания долбления чаще всего связаны с ограниченным ресурсом работы ВЗД, на который неблагоприятное влияние оказывает постоянная смена режима работы из-за большого количества пропластков и их высокой абразивности.
Табл. 1. Показатели механической скорости на различных интервалах (Казахстан)
Рис. 1. Сравнение динамики изменения скорости бурения по мере углубления скважин (Казахстан)
Как видно на рис. 1, смена компоновок происходит довольно часто. При этом данные, приведенные в табл. 1, указывают на то, что механическая скорость бурения в интервале ниже 3000 м для рассматриваемых скважин не зависит от способа бурения. Если в интервале 1500 – 3000 м на скважинах №1 и №2 скорость бурения с ВЗД превышала показатели, полученные ниже отметки 3000 м, то для скважин №3 и №4 значение механической скорости на всем интервале оставалось практически постоянным, независимо от наличия в компоновке забойного двигателя.

Исходя из полученных материалов, было сделано предположение, что в данном случае механическая скорость бурения как показатель эффективности применения для тех или иных долот не связана с применением в компоновках ВЗД. Была сформулирована рабочая гипотеза о том, что для PDC долот эффективность применения на рассматриваемом месторождении определяется не мощностью ВЗД или его эффективностью, а какими-то другими факторами. Казахские коллеги также подтвердили, что при анализе достаточно объемной выборки по пробуренным в 2012 г. скважинам однозначно признать высокую эффективность применение ВЗД для всех проектов не представляется возможным. Более того, задача повышения механической скорости за счет изменения режимов бурения при использовании забойных двигателей сталкивается с рядом ограничений. Если при роторном бурении система гидравлической обвязки позволяет более активно использовать режимы, сочетающие увеличение нагрузки на забой при повышении подачи насосов, то при наличии в компоновке ВЗД это приводит к резкому росту дифференциального давления со всеми последующими негативными последствиями.

Результаты, полученные при отработке долот ОАО «НПП «Бурсервис» на месторождениях в Украине, также заставили более детально рассмотреть вопрос, связанный с целесообразностью применения ВЗД. Для украинского проекта снижение ресурса забойного двигателя из-за появления люфтов в шпиндельной секции привело к преждевременному износу вооружения PDC долот, значительно сократив их рабочий ресурс. Дальнейший анализ ситуации показал, что снижение экономической эффективности при бурении с забойными двигателями может оказаться не отдельным случаем, а закономерностью. При этом еще недавно активный переход на бурение с ВЗД в этой стране рассматривался как один из важных элементов повышения технико-экономических показателей бурения.

Можно предположить, что на сегодняшний момент именно долота PDC имеют определенные конструкционные решения, стойкость самих элементов позволяет использовать их в роторных компоновках. Выстраивается режим бурения с более высокими подачами, а ориентир делается именно на высокую скорость бурения. При бурении с ВЗД такие литражи дать невозможно, и погоня за высокой механической скоростью в разрезе с чередованием пропластков различной буримости рано или поздно приведет к разрушению опорных элементов шпиндельной секции, поскольку при работе с ВЗД одним из главных требований является подбор режимов бурения под каждый конкретный пропласток.

Высокая конкуренция на рынке бурения скважин в Украине вынудила сервисные компании искать новые пути в оптимизации строительства скважин. Одним из направлений стал рынок аренды забойных двигателей. Полезно вспомнить, что в период 2010 – 2012 гг. буровые компании с недоверием относились к идее замены шарошечных долот на PDC долота. Это, в первую очередь, обуславливалось как высокой ценой метра проходки, так и ценой продажи данных долот. Во вторых, бурение скважин частными буровыми компаниями в Украине, в основном, – разведочное, и набрать статистику по одному месторождению довольно сложно, а принимая во внимание неоднородность геологического разреза Днепрово-Донецкой впадины, нередко приходится наблюдать, как один и тот же тип долот, хорошо отработавший на одном месторождении – показавший высокие результаты, на другом или вообще не бурит или дает показатели ниже средних.

Все это заставило специалистов искать золотую середину и обратить пристальное внимание на эффективность применения винтовых забойных двигателей (ВЗД). Одновременно началась модернизация бурового оборудования. В частности, для обеспечения эффективной работы забойных двигателей потребовалась замена насосной группы, так как имеющиеся были изношенными и морально устарели.

В результате проведенной модернизации насосных групп, системного подхода к выбору типов долот и применения ВЗД (при бурении с долотами диаметром 295,3 мм в интервалах бурения 1200 – 2500 м, представленных юрскими, триасовыми, пермскими и отложениями верхнего карбона) вопрос целесообразности применения во всех компоновках ВЗД потребовал очередного пересмотра. Приведенные ниже примеры подтверждают это.

Пример 1. Скважина У1 одного из месторождений (рис. 2, табл. 2).
Табл. 2. Показатели механической скорости на разных интервалах скважины У1 (Украина)
Рис. 2. Сравнение механической скорости на этапах бурения скважины У1 (Украина)
Сравним механические скорости при бурении на роторной КНБК и с применением ВЗД.

Рассматриваемый разрез представлен юрскими и триасовыми отложениями.

После прохождения меловых отложений и проведения планового комплекса ГДС для дальнейшего углубления с глубины 1240 м была собрана КНБК, включающая в себя PDC долото BS 295,9 SD 519-202 и забойный двигатель Д 240 М5/6.64.

Режим бурения: нагрузка 2 – 8 тонн, производительность насосов – 40 – 48 л/с, обороты ротора 40 – 85 об/мин.

В интервале бурения 1240 – 1285 м проходка составила 45 м, время механического бурения – 13,5 часов, средняя скорость проходки – 3,33 м/ч. Данный рейс характеризуется постоянным поиском оптимального режима бурения, что не привело к положительным результатам.

Причиной подъема данной КНБК стала неудовлетворительная механическая скорость. При окончании предыдущего рейса механическая скорость бурения на роторной КНБК шарошечным долотом составляла 8,5 м/час.

Дальнейшее бурение было решено проводить на роторной КНБК с тем же PDC долотом BS 295,9 SD 519-202. После исключения ВЗД другие элементы КНБК (калибраторы, УБТ, ЯСС и т. д.) остались без изменений.

Данный рейс можно разделить на два этапа:

Первый этап – отработка долота BS 295,9 SD 519-202 №01-983 при режимно-технологических параметрах, соответствующих рейсу с применением Д 240 М5/6.64: нагрузка 2 – 8 тонн, производительность насосов – 40 – 48 л/с, обороты ротора 40 – 85 об/мин.

Интервал бурения 1285 – 1342 м, проходка 57 м, время механического бурения – 13,5 часа, средняя механическая скорость – 4,22 м/час.

Второй этап. После сравнения работы при одинаковых режимах двух типов КНБК вывели долото на максимальный режим бурения.

Интервал бурения 1342 – 1989 м, проходка 647 м, время механического бурения – 61,25 часа, средняя механическая скорость – 10,56 м/час.

Режим бурения: нагрузка 8 тонн, производительность насосов – 60 л/с, обороты ротора 85 об/мин.

Второй этап данного рейса характеризовался тем, что очень четко прослеживалась зависимость «производительность насосов – механическая скорость бурения». Снижение продуктивности насосов на 7 л/с приводило к падению механической скорости на 40% (рис. 3 – 4).
Рис. 3. График строительства скважины У1 (Украина)
Рис. 4. График механической скорости бурения на скважине У1 (Украина)
Пример 2. Скважины У2 и У3, пробуренные на двух различных месторождениях со схожей литологией до глубины 3000 м (рис. 5, табл. 3).
Табл. 3. Показатели механической скорости на разных интервалах (Украина)
Рис. 5. Сравнение механических скоростей на скважинах У2 и У3 (Украина)
Рассматриваемый разрез представлен триасовыми, нижнепермскими и отложениями верхнего карбона.

Скважина У2 (Украина)

На скважине У2 бурение в интервале 1232 – 2045 м осуществлялось шарошечным (1323 – 1527 м) и PDC(1527 – 2045) долотами. При этом при бурении с PDC-долотом применялся двигатель ДП-240ПСТ.

Рассматриваемый интервал бурения: 1527 – 2045 м, проходка – 518 м, время механического бурения – 76,00 часа, средняя механическая скорость – 6,82 м/час.

Режим бурения: нагрузка 5 – 8 тонн, производительность насосов – 40 л/с, обороты ротора – 60 об/мин.

Для дальнейшего определения эффективности применения ВЗД при бурении под 245 мм колонну было принято решение провести спуск того же долота BS 295,3 SD 516-203 №01-982 в аналогичном разрезе на роторной КНБК при бурении скважины У3.

Скважина У3: интервал бурения 1333 – 2004 м, проходка 671 м, время бурения 90,75 часов, средняя механическая скорость бурения – 7,4 м/час.

Режим бурения: нагрузка 6 – 8 тонн, производительность насосов – 38 – 40 л/с, обороты ротора 60 об/мин.

Т.Н. АДЖИБАЕВ,
генеральный директор
ТОО «MHINDUSTRY»

После анализа эффективности бурения с долотами PDC в 2012 г. было решено пересмотреть технологические подходы к выбору компоновки для ряда месторождений.

В частности, для месторождений Узень и Карамандыбас в Мангистауской области Казахстана было принято решение отказаться от применения винтовых забойных двигателей (ВЗД). Более 90% скважин, строящихся в регионе, – вертикальные и характеризуются высоким процентом обводнения пластов. При использовании ВЗД наблюдались осложнения в виде поглощения и водопроявления, вызываемых необходимостью поддержания высокой производительности буровых насосов (свыше 32 л в секунду) для обеспечения работы забойных двигателей. В 2013 г. были проведены работы по изменению КНБК, то есть исключению из КНБК калибраторов в процессе бурения скважин. Измененная КНБК при роторном бурении с применением долот PDC и буровых насосов оптимальной производительности показали хорошие результаты, а также обеспечила безопасную проводку скважины.

Избежание осложнений, в результате снижения подачи насосов при строительстве скважин, привело к повышению качества цементирования обсадной колонны, что подтверждается достижением в 90% случаев качественного цементирования в продуктивном интервале скважины. Кроме того, за счет сокращения сроков работ, направленных на профилактические работы по обеспечению качественного ствола в процессе бурения, цикл строительства скважины сократился с 20 суток до 10 – 12 суток, при средних значениях окончательного забоя около 1400 м.

Коммерческая скорость при роторном бурении в интервале 30 – 600 м бурения сейчас на определенных скважинах достигает показателя 3200 м/ст.мес., в интервале 600 – 1400 м до 2800 м/ст.мес. В прошлом году при бурении данных интервалов с применением ВЗД коммерческая скорость составляла соответственно 2100 м/ст.мес. (30 – 600 м) и 1800 – 1900 м/ст.мес. (600 – 1400 м). В основном на показатели коммерческой скорости в 2012 г. повлияли работы, связанные с изоляцией осложненных пластов скважины.

В 2013 г. средние показатели механической скорости бурения долотами PDC относительно прошлого года с 15 м/ч (с применением ВЗД) до 15 – 16 м/ч (роторное бурение) в среднем одинаковые. При этом наблюдается рост средней проходки на долото. Мы считаем, что на увеличение стойкости долот PDC кроме изменения режима бурения положительно сказался отказ от применения с этим типом долот наддолотных калибраторов.

Представленная информация, при всей своей краткости, позволяет однозначно говорить о росте эффективности экономических показателей бурения в результате проведенного пересмотра технологии проводки скважин.

Литература

  1. Молодило В.И. ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», доклад // Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 100-летию со дня рождения академика Трофимука А.А. Инновационные решения в строительстве скважин / Сб. материалов. Уфа, 2011.
  2. Горбунова А.А. ОСО «Сервисная буровая компания», доклад // Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 100-летию со дня рождения академика Трофимука А.А. Инновационные решения в строительстве скважин / Сб. материалов. Уфа, 2011. С. 32.
  3. Сулейманов А.А. Оценка путей оптимизации использования PDC-долот // Инженерная практика. 2012. №1. С. 106.

References

  1. V.I. Molodilo. “VNIIBT-Drilling instrument” LLC, report // All-Russian scientific-technical conference dedicated to 100-year anniversary of Academician A.A. Trofimuk «Innovation solutions in constructing wells» / collection of works. Ufa, 2011.
  2. А.А. Gorbunova. «Service drilling company» LLC, report // All-Russian scientific-technical conference dedicated to 100-year anniversary of Academician A.A. Trofimuk «Innovation solutions in constructing wells» / collection of works. Ufa, 2011. P. 32.
  3. А.А. Suleymanov. Assessment of optimization ways of PDC bits’ using // Engineering practice. 2012. №1. P. 106.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Мухина С.А.

    Мухина С.А.

    специалист по перспективным проектам

    ОАО «НПП «Бурсервис»

    Щепин А.С.

    Щепин А.С.

    начальник отдела буровых сервисов

    ООО «БК «Укрбурсервис»

    Просмотров статьи: 10396

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru