Применение осцилляторов для бурения скважин

Experience in using oscillators for drilling boreholes

KRUTIK E.N. 1
BORISOV M.S. 1
FUFACHEV O.I. 1
PATLASOV A.Yu. 1
POPOV A.M. 1
SINITSKIKH S.Yu. 1
1 Gidrobur-Servis LLC
Perm, 614025,
Russian Federation

Бурение наклонных и горизонтальных участков скважин с большим отходом от вертикального ствола осложняется недостаточной передачей нагрузки на долото из-за трения колонны о стенки скважины. В особенно сложных случаях возможны подвисания бурильной колонны, с ее последующим срывом и ударом о забой скважины. Удары крайне негативно сказываются на ресурсе оборудования, установленного в компоновку низа бурильной колонны. Одним из методов снижения трения колонны о стенки скважины является использование осцилляторов. В ООО «Гидробур-сервис» разработаны два типа осцилляторов. Изготовлены опытные образцы осцилляторов, создающих радиальные вибрации. В статье приведены результаты промысловых испытаний указанных образцов.

Drilling of slanted and horizontal sections of boreholes with large distance from the vertical direction is hindered by insufficient transfer of load onto the drill bit due to friction between the drill pipe and walls of a borehole. «Stick-and-slip» effect and hitting the borehole bottom may occur in most complicated cases. Hits have extremely negative impact upon lifetime of drilling tools installed in the bottomhole assembly. One of the methods to reduce friction of the pipe against borehole walls is to use oscillators. Two types of oscillators have been designed by «Hydrobur-service» LLC. Pilot specimen of the oscillators, emitting radial vibrations, have been produced. This article contains results of field tests of the mentioned specimen.

В настоящее время интенсивно увеличиваются объемы бурения скважин, имеющих значительное отклонение от вертикали и увеличенный горизонтальный участок. При этом возрастают риски прихватов, подвисаний компоновки низа бурильной колонны (КНБК) с ее последующим срывом и ударов о забой скважины. Удары крайне негативно влияют на дорогостоящее оборудование КНБК, в частности на долото, телесистему и забойный двигатель, значительно снижая их ресурс. Для уменьшения (предотвращения) подвисаний и срывов бурильной колонны в состав бурового раствора вводят смазывающие добавки (нефтепродукты) или применяют растворы на углеводородной основе (РУО). Однако следует учитывать, что производители винтовых забойных двигателей (ВЗД) устанавливают ограничение на содержание нефтепродуктов в буровом растворе, обусловленное используемым в качестве обкладки статора материалом, и при бурении в данных условиях требуется использование винтовых забойных двигателей специального исполнения с маслобензостойкой эластомерной обкладкой.
Кроме того, эффективность использования данного способа для борьбы с подвисаниями КНБК снижается по мере увеличения протяженности горизонтального участка. Одним из устройств, позволяющих снизить негативные последствия срывов КНБК, является механизм подачи долота, разработанный компанией ООО «Гидробур-сервис» и проходящий опытно-промышленные испытания. Другим способом, позволяющим снизить вероятность подвисания КНБК, а также увеличить протяженность горизонтального участка скважины, является использование в составе бурильной колонны осцилляторов. Они, в общем случае, могут быть трех типов, в зависимости от направления вибраций: радиальные, осевые и радиально-осевые.
В ООО «Гидробур-сервис» разработаны осцилляторы двух типов, опытно-промышленные испытания прошли осцилляторы с радиальным направлением колебаний, выполненным на основе героторного многозаходного механизма.

Способом, позволяющим снизить вероятность подвисания КНБК, а также увеличить протяженность горизонтального участка скважины, является использование в составе бурильной колонны осцилляторов. Они, в общем случае, могут быть трех типов, в зависимости от направления вибраций: радиальные; осевые и радиально-осевые.

Работа осциллятора осуществляется следующим образом. Устройство устанавливается в состав бурильной колонны на расстоянии 200 – 400 метров от долота, в соответствии с опытом применения осцилляторов буровыми подрядчиками на месторождениях. При прокачке бурового раствора через осциллятор приводится в движение массивный ротор, который, осуществляя планетарное движение, создает радиальные вибрации. Данные вибрации, определенной частоты и интенсивности, создают основной эффект при работе осциллятора, а их передача на колонну бурильных труб позволяет уменьшить силы трения колонны о стенки скважины. Наибольший эффект от работы осциллятора достигается в месте его установки при бурении в режиме «слайда».
Наиболее значимыми характеристиками осциллятора являются создаваемая им частота вибраций и сила воздействия на бурильную колонну, которая, в свою очередь, в значительной мере зависит от центробежной силы инерции ротора и жесткости бурильной колонны.
Частота вибраций героторного механизма определяется по формуле:

где n – частота вращения выходного вала, z2 – число зубьев ротора.
Параметры, требуемые для определения частоты вибраций, согласно [1]:
1. Частота вращения выходного вала

где Q – расход бурового раствора.
2. Рабочий объем механизма –

где S – площадь живого сечения рабочих органов, T – шаг винтовой поверхности статора.
3. Площадь живого сечения рабочих органов –

где e – эксцентриситет, Dk – контурный диаметр рабочих органов.
Центробежная сила инерции ротора определяется согласно [1] по формуле:

где m – масса ротора осциллятора, ω = 2∙π∙n – угловая скорость.

Для уменьшения (предотвращения) подвисаний и срывов бурильной колонны в состав бурового раствора вводят смазывающие добавки (нефтепродукты) или применяют растворы на углеводородной основе (РУО).

Согласно формуле (5) инерционная сила в значительной мере зависит от угловой скорости ротора. Однако данный параметр, связанный с частотой вибраций, требует отдельной оптимизации и подбора для более эффективной работы осциллятора. Значение эксцентриситета находится в крайне узком диапазоне, таким образом, масса ротора является оптимальной переменной для задания инерционной силы.

При прокачке бурового раствора через осциллятор приводится в движение массивный ротор, который, осуществляя планетарное движение, создает радиальные вибрации. Данные вибрации, определенной частоты и интенсивности, создают основной эффект при работе осциллятора, а их передача на колонну бурильных труб позволяет уменьшить силы трения колонны о стенки скважины.

При выборе инерционной силы следует учитывать следующие факторы и параметры: усталостную прочность материала корпусных деталей осциллятора и бурильных труб; склонность резьбовых соединений к самопроизвольному развинчиванию при воздействии на них вибраций; повышение перепада давления, создаваемого осциллятором.

Жесткость бурильной колонны – постоянно меняющаяся величина, даже в пределах бурения одного интервала и с использованием одной и той же бурильной колонны, т.к. зависит от приложенной осевой нагрузки и крутящего момента, точек опоры бурильной колонны о стенки скважины, траектории скважины, проявления «баклинг» эффекта (потеря устойчивости бурильной колонны), геометрии бурильных труб и непосредственно корпусных элементов осциллятора и др. Определение жесткости бурильной колонны на заданном интервале является темой отдельного исследования, выходящего за рамки данной статьи. Для предварительной оценки и сравнения осцилляторов одного габарита и типа достаточно владеть информацией о его рабочей частоте и инерционной силе источника колебаний.
С целью проведения опытных работ в ООО «Гидробур-сервис» была изготовлена партия осцилляторов 178-го габарита. Был использован героторный механизм, создающий вибрации с частотой, зависящей от расхода рабочей жидкости, согласно рис. 1, и инерционной силой в зависимости от расхода рабочей жидкости, согласно рис.2. Рабочим расходом для рассматриваемых осцилляторов является от 25 л/с до 38 л/с.

При выборе инерционной силы следует учитывать следующие факторы и параметры: усталостная прочность материала корпусных деталей осциллятора и бурильных труб; склонность резьбовых соединений к самопроизвольному развинчиванию при воздействии на них вибраций; повышение перепада давления, создаваемого осциллятором.

Произведенные осцилляторы прошли испытания на скважинах Западной Сибири:
1. Еты-Пуровского месторождения, куст № 237,
скв. № 1923;
2. Еты-Пуровского месторождения, куст № 238,
скв. № 3770;
3. Еты-Пуровского месторождения, куст № 238,
скв. № 3771;
4. Месторождения «Крайнего» — куст № 103,
скв. № 6708;
5. Еты-Пуровского месторождения, куст № 259,
скв. № 3761;
6. Еты-Пуровского месторождения, куст № 259,
скв. № 3765.
Осцилляторы устанавливались на расстоянии 225 – 400 метров от долота.
Бурение осуществляется в режиме «слайда» (скольжения колонны без ее вращения) или при вращении бурильной колонны ротором. При бурении с помощью забойных двигателей управление траекторией скважины (изменение зенитного или азимутального углов) осуществляется только в режиме «слайда» за счет заранее установленного угла перекоса шпиндельной секции двигателя (при условии, что не используются роторные управляемые системы). Положение бурильной колонны определяется по показаниям телесистемы.

Использование осциллятора в составе бурильной колонны позволяет сократить время на ориентирование, снижает количество подвисаний и срывов КНБК на забой при бурении в режиме «слайда», тем самым позволяет пробурить участок в режиме направленного бурения более качественно, снижает количество или полностью исключает необходимость введения смазывающих добавок.

Закономерно, что при сокращении времени, потраченного на ориентирование КНБК (происходящего только в режиме «слайда»), увеличивается доля от общего времени бурения с вращением ротора и в связи с этим учитывалась общая фактическая средняя скорость на интервале, бурение которого происходило с использованием осциллятора. Для оценки полученных результатов было произведено их сравнение с плановой скоростью и с результатами, полученными при бурении с использованием осцилляторов других производителей. Сравнительная диаграмма с полученными результатами приведена на рис. 3. На рис. 4 показаны линии тренда мгновенной механической скорости проходки (МСП) в режиме «слайда» в зависимости от глубины бурения. На рисунках применено следующее обозначение:
«№ скважины (Производитель осциллятора)», где ГБС — ООО «Гидробур-сервис», др. произв. – другие производители осцилляторов.
Анализируя данные, представленные на рис. 3 и рис.4, можно обнаружить, что при бурении с использованием осцилляторов производства «Гидробур-сервис» (ГБС) выполнение запланированной скорости находилось в пределах от 90 % до 170 %. При использовании осцилляторов другого производителя фактическая МСП по отношению к запланированной была в пределах 70 % – 85 %. Также при бурении с осцилляторами ГБС скорость в режиме «слайд» (рис. 4) в среднем выше, чем при бурении с осцилляторами другого производителя, несмотря на меньшую запланированную МСП. Профиль скважины, геологические условия, оборудование КНБК и параметры бурового раствора для проведения сравнительного анализа были подобраны максимально идентичными. Часть обозначенных параметров приведена в табл.

ВЫВОДЫ
Использование осциллятора в составе бурильной колонны позволяет сократить время на ориентирование, снижает количество подвисаний и срывов КНБК на забой при бурении в режиме «слайда», тем самым позволяет пробурить участок в режиме направленного бурения более качественно, снижает количество или полностью исключает необходимость введения смазывающих добавок. Однако были случаи, когда положительный эффект от работы осциллятора не наблюдался. На данный момент продолжаются опытно-промышленные испытания осцилляторов.

Литература

1. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели: справ. пос. М.: Недра. 1999.

References

1. Baldenko D.F., Baldenko F.D., Gnoyevykh A.N. Vintovyye zaboynyye dvigateli [Positive Displacement Motors]. Moscow, Nedra Publ., 1999.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Крутик Э.Н.

    Крутик Э.Н.

    к.т.н., заместитель генерального директора

    ООО «Гидробур-сервис»

    Борисов М.С.

    Борисов М.С.

    инженер-конструктор

    ООО «Гидробур-сервис»

    Фуфачев О.И.

    Фуфачев О.И.

    к.т.н., главный конструктор

    ООО «Гидробур-сервис»

    Патласов А.Ю.

    Патласов А.Ю.

    начальник отдела технической поддержки и надежности работы оборудования

    ООО «Гидробур-сервис»

    Попов А.М.

    Попов А.М.

    инженер по бурению

    ООО «Гидробур-сервис»

    Синицких С.Ю.

    Синицких С.Ю.

    инженер по бурению

    ООО «Гидробур-сервис»

    Просмотров статьи: 457

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru