Долото 393,7 мм; ОБТЗ. 1-245 довжиною 5,5 м; розширювач РШ-555; ОБТЗ.1-229; ОБТ-203.
буріння стовбурів свердловин діаметром 555 мм КНБК (рис15,б) включає два ступеня розширення. Перший ступінь аналогічний такому самому у компоновці для буріння свердловин діаметром 393,7 мм. Розширювачі РШ-393,7 і РШ-555 з'єднуються між собою калібратором КЛС-393,7. Над розширювачем РШ-555 встановлюється маховик ОМ-500, а вище КНБК нарощується ОБТ діаметром 203—299 мм для створення осьового навантаження 250— 350 кН. Основне призначення маховика ОМ-500 зводиться до стабілізації роботи компоновки і бурильної колони за рахунок згладжування збільшеним маховим моментом розширювачів.
► Долотні бури (рис.16,а) використовувалися в 1966—1972 pp. на площах в Білорусі для буріння стовбурів свердловин діаметрами 394 і 490 мм. Для бурів БД-394 і БД-490 застосовували такі компоновки:
• бур, ОБТ і бурильні труби;
• бур, лопатевий центратор, ОБТ, лопатевий центратор, ОБТ і бурильні труби;
• бур БД-394, ОБТ-254 довжиною 18 м, лопатевий центратор ЦМ-394, ОБТ-203 довжиною 66 м і бурильні труби.
Застосування долотних бурів, в яких здійснюється ступінчасте руйнування порід, збільшує механічну швидкість та проходку за один рейс.
Окрім бурових агрегатів, до технічних засобів буріння стовбурів свердловин великого діаметра зараховують також ряд ступінчастих компоновок, які використовуються в роторному, турбінному, суміщеному роторно-турбінному бурінні та в електробурінні.
Рисунок 16−Схеми бурів долотних БД-394 (а) та БД-393,7 СЗ-АУ (б):
1—траверса; 2, 3—ОБТ; 4— контрвантаж; 5—ексцентричний перехідних;
6—перехідник; 7—одношарошкові долота
а) б)
Аналіз результатів буріння показав, що для умов Білорусізастосування роторного способу з долотами великого діаметра є перспективнішою технологією у порівнянні з бурами БД. Показники роботи доліт великого діаметра були вищими, ніж із застосуванням бурів БД при майже однакових кутах викривлення стовбура свердловини.
Долотний бур (рис. 16,б) на базі одно шарошкових доліт для роторного буріння розроблений ВНДІБТ у 1996 р. (В.Ю.Близнюков та ін).
Експериментальні зразки бурів БД-480 СЗ-АУ та БД-393,7 СЗ-АУ були випробувані при розширенні стовбурів свердловин ВГО «Уральскнефтегазгеология» і тресті «Оренбургбургаз» (Росія). Використовували такі компоновки:
• БД-480 СЗ-АУ; ОБТ-229 довжиною 23 м; ОБТ-203 довжиною 35 м і 140-мм бурильні труби;
• БД-393,7 СЗ-АУ; ОБТЗ-247 довжиною 8 м; центратор СЦ-390; ОБТЗ-247 довжиною 16м; СЦ-390; ОБТ-229 довжиною 16 м; ОБТ-203 довжиною 25 м; СЦ-380; ОБТ-178 довжиною 8 мі 127-мм бурильні труби.
Результати випробувань підтвердили роботоздатність конструкції долотних бурів. Одержані середні показники розширення свердловин (механічна швидкість і проходка) кратно вищі за такі самі для серійних доліт.
Окрім бурових агрегатів, до технічних засобів буріння стовбурів свердловин великого діаметра зараховують також ряд ступінчастих компоновок, які використовуються в роторному, турбінному, суміщеному роторно-турбінному бурінні та в електробурінні.
Буріння стовбурів свердловин великого діаметра з допомогою вибійних двигунів (в основному турбобурів, рідко — електробурів), як і в роторному бурінні, здійснюється при застосуванні доліт великого діаметра, що утворюють суцільний і ступінчастий вибої, а також — ступінчастих компоновок. В основному турбінне буріння використовується при проходженні стовбурів свердловин діаметром 320—490 мм і дуже рідко — при бурінні стовбурів більших діаметрів.
Суміщений турбінно-роторний спосіб бурінняздійснюється при застосуванні турбобурів для обертання доліт великого діаметра або ступінчастих компоновок з одночасним обертанням бурильної колони ротором. Причому, ступінчаста компоновка може бути укомплектованою таким чином, що долото обертається за допомогою турбобура, а розширювач — за допомогою ротора (рис.17).
Суміщений турбінно-роторний спосіб буріння ступінчастою компоновкою вперше був застосований в Азербайджані ще в 1958 р. на св. 672-Нафтові Камені
Буріння суміщеним турбінно-роторним способомступінчастою компоновкою свердловин великого діаметра широко використовувалося в Україні у 70-х pp. минулого століття завдяки працям Л.А.Райхерта, І.М.Фриза та Р.С.Яремійчука.
КНБК для буріння стовбурів діаметром 393,7 мм (рис17,а) включає 295,3 мм долото, калібратор КЛС-295, двосекційний турбобур (ТСШ-240, А9Ш, А9ГТШ), розширювач РШ-393,7 і два калібратори КЛС-393,7, між якими знаходиться ОБТ діаметром 203—299 мм і довжиною 4—6 м. Для створення осьового навантаження довжина ОБТ діаметром 203—299 мм вибирається так само, як для роторного буріння.
Рисунок 17−Схеми компоновок для буріння свердловини турбінно-роторним способом:
а—діаметром свердловини 393,7 мм; б— діаметром свердловини 555 мм; 1—долото;
2, 5, 7—спіральний калібратор; 3—турбобур; 4, 9— розширювач;6, 8— ОБТ;10-маховикОМ-500
Зміщення осі розширюваного стовбура відносно випереджаючого (рис.17,а) приводить до відхилення верхньої частини турбобура у напрямку азимута природного викривлення. Наслідком цього є зміна напрямку вектора навантаження на долото і компенсація горизонтальної складової реакції вибою, яка призводить до природного викривлення свердловини. Л.А.Райхертом і Р.С.Яремійчуком на основі стендових і промислових досліджень показано, що для заданих умов буріння шляхом підбору режимних (осьове навантаження, частота обертання ротора) і технологічних (коефіцієнт розширення випереджаючого стовбура, відстань від долота до розширювача та ін.) параметрів можна керувати величиною зміщення осі розширюваного стовбура відносно випереджаючого. Характерним є те, що підвищення осьового навантаження сприяє зменшенню природного викривлення свердловини. Це зумовлене тим, що з підвищенням осьового навантаження збільшується ексцентричне розширення випереджаючого стовбура і компоновка ефективніше запобігає природному викривленню свердловини (рис.18).
Рисунок 18−Поздовжній переріз стовбура свердловини при ексцентричному розширенні
Для буріння стовбурів свердловин діаметром 555 мм КНБК (рис.17,б) включає два ступеня розширення. Перший ступінь аналогічний такому самому у компоновці для буріння свердловин діаметром 393,7 мм. Розширювачі РШ-393,7 і РШ-555 з'єднуються між собою калібратором КЛС-393,7. Над розширювачем РШ-555 встановлюється маховик ОМ-500, а вище КНБК нарощується ОБТ діаметром 203—299 мм для створення осьового навантаження 250— 350 кН. Основне призначення маховика ОМ-500 зводиться до стабілізації роботи компоновки і бурильної колони за рахунок згладжування збільшеним маховим моментом розширювачів.
У 70-х pp. минулого століття технологія буріння стовбурів великого діаметра суміщеним турбінно-роторним способом була впроваджена на площах Прикарпаття. Результати промислових випробувань показали, що технологія є досить ефективною для попередження природнього викривлення свердловин. На основі аналізу встановлено, що використання суміщеного турбінно-роторного способу забезпечило підвищення (у 1,5—2 рази) комерційної швидкості у порівнянні з технологією буріння випереджаючого стовбура з наступним його розширенням.
Досвід буріння свердловин великого діаметра в умовах Прикарпаття у 1980—1990 pp. показав, що використання ступінчастих компоновок при роторному способі буріннязабезпечують досягнення кращих техніко-економічних показників.
Перевагамисуміщеного турбінно-роторного способу буріння стовбурів свердловин великого діаметра у порівнянні з бурінням стовбура цього ж діаметра суцільним вибоєм визначається:
• збільшенням загальної потужності, що підводиться до вибою, а також питомої потужності і обертового моменту на долоті;
• зменшенням опору породи кільцевого вибою при руйнуванні його розширювачем завдяки наявності додаткової поверхні оголення і збільшенню загального породоруйнівного ефекту;
• можливістю попередження інтенсивного викривлення стовбура свердловини та керування траєкторією свердловини у площині природного викривлення;
• зменшення можливості прихвату турбобура і бурильної колони при бурінні завдяки їх обертанню, а також при нарощуванні, оскільки турбобур знаходиться в стовбурі збільшеного діаметра;
• попередження зависання турбобура в процесі буріння завдяки його обертанню;
• зменшення утворення сальників внаслідок покращання умов виносу шламу через зменшений кільцевий зазор між стінками свердловини і турбобуром, що обертається.
Основними недоліками суміщеного турбінно-роторного буріння є:
• перерозподіл осьового навантаження з долота на розширювач при руйнуванні порід різної буримості;
• обмежена можливість подачі достатньої кількості промивальної рідини із збільшенням глибини свердловини;
• очищення периферійного кільцевого вибою в несприятливих умовах (через відсутність спрямованого струменя на цей вибій, а також через різке падіння швидкості висхідного потоку промивальної рідини в зоні переходу від випереджаючого стовбура до розширеного).
Технологія буріння роторно- або реактивно-турбінними бурами використовувалась спочатку для буріння вентиляційних стовбурів шахт і стовбурів для зниження рівня води у шахтах. Вперше вони були застосовані в 1958 р. у Луганській області та Караганді (Республіка Казахстан) при бурінні стовбурів діаметрами 1020 і 2080 мм. РТБ застосовують при необхідності проходження практично вертикальних стовбурів великого діаметра.
При бурінні нафтогазових свердловин така технологія була апробована в 70-х pp. минулого століття в умовах Прикарпаття та Білорусії.
Роторно-турбінні бури 1 РТБ (рис.18) призначені для буріння вертикальних свердловин діаметрами 394—640 мм. Роторно-турбінні бури 1 РТБ-394, 1 РТБ-445, 1 РТБ-490, 1 РТБ-590 та 1 РТБ-640 ідентичні за конструкцією і відрізняються геометричними розмірами вузлів та деталей, а також типорозмірами використовуваних турбобурів і доліт.
 |
Рисунок 19−Схема роторно-турбінного бура 1 РТБ:
1—перехідник бурильної колони; 2—палець; 3— корпус траверси; 4—ніпель; 5—турбобур;
6— хомут верхній; 7—вантаж верхній; 8— вантаж середній; 9—вантаж нижній; 10— втулка розрізна; 11— плита; 12— упорне нерухоме кільце турбобура; 13—хомут нижній; 14— стяжка;
15— перехідник долота; 16—долото
ВНДІБТ розроблений нормальний ряд роторно-турбінних бурів 1 РТБ діаметрами 394; 445; 490; 590 і 640 мм та реактивно-турбінних бурів 11 РТБ діаметрами 760—5000 мм. Досвід показав, що обертання бура навколо осі свердловини з допомогою реактивних сил забезпечується при діаметрах 760 мм і більше (реактивно-турбінні бури 11 РТБ). Бури меншого діаметра (394—640 мм) потрібно обертати ротором при низьких швидкостях (роторно-турбінні бури 1 РТБ).
Бур з'єднують, в основному, з бурильною колоною. Встановлення ОБТ і ОЦЕ допускається в межах однієї свічі, включаючи довжину бура з долотами.
Буровий розчин, який подається до бурильної колони, розподіляється в траверсі на два рівних паралельних потоки, які приводять турбобури в рух. У процесі буріння породу на вибої руйнують периферійні вінці шарошкових доліт, що дозволяє створювати високі контактні напруження. Планетарний рух доліт по вибою свердловини забезпечує при взаємодії зубів доліт з породою формування підвищених деформацій сколювання та згину. Це підвищує ефективність руйнування гірських порід.
Швидкість обертання бура ротором залежно від міцності і абразивності гірських порід становить від 10 до 90—100 об/хв. Не допускається наближати бур до вибою і створювати осьове навантаження без обертання його ротором. При використанні реактивного момента, що забезпечує обертання бура, потрібно стежити за обертанням ведучої труби.
Винесення вибуреної породи при використанні РТБ діаметром 394—640 мм задовільне при об'ємній витраті бурового розчину 60—70 л/с. Але для більших діаметрів РТБ швидкість висхідного потоку може бути недостатньою для винесення шламу. В цих випадках використовують спеціальні шламозбірники, що встановлюють над РТБ.
Вертикальність стовбурів свердловин при бурінні РТБ забезпечується за рахунок створення навантажень на долота вагою бурів, а також підвищеними жорсткістю і вагою низу бурильної колони. Досвід буріння свердловин в умовах Прикарпаття показав, що при збільшенні навантаження на вибій понад 3/4 ваги РТБ стовбур починає викривлятися з інтенсивністю, пропорційній зростанню навантаження.
З 1970 р. на площах Прикарпаття почали застосовувати РТБ-640 та РТБ-394. Ними бурилися стовбури великого діаметра на свердловинах 19-Яблунька Кричка, 1-Синєвидне, 814-Пасічна, 22-Смільна, 14-Іваники та ін. Лише за 1970—1973 pp. загальний обсяг буріння РТБ становив близько 8000 м. Із зменшенням обсягів надглибокого буріння необхідність у використанні РТБ відпала. Проте отриманий досвід їх використання є повчальним, особливо при порівнянні різних способів та технічних засобів буріння таких стовбурів. Тим більше, що в найближчі роки нафтова промисловість України повернеться до геологічного вивчення та освоєння видобування нафти з великих глибин, в тому числі на Прикарпатті.
Так, наприклад, на св. 1-Синєвидне РТБ-640 використовувався в інтервалі 0—901 м, а РТБ-394 — в інтервалі 901—4001 м. За нашими даними зазначені глибини при застосуванні цих складних агрегатів були рекордними.
У пробурений РТБ-640 стовбур свердловини без будь-якої проробки успішно була опущена і зацементована 426-мм обсадна колона (кондуктор).
При бурінні РТБ-640 продуктивність бурових насосів становила 65—76 л/с, осьове навантаження на вибій 20—100 кН і швидкість обертання ротором 30—38 об/хв. Максимальний зенітний кут викривлення стовбура св. 1-Синєвидне в інтервалі буріння не перевищував 2°.
На основі аналізу використання РТБ (640 та 394) було встановлено, що при невеликих осьових навантаженнях можна забезпечити вертикальність стовбурів свердловин великого діаметра. Основним недоліком РТБ, особливо РТБ-640, були складності його збирання в умовах свердловини, необхідність використання автомобільних та тракторних кранів для подачі агрегата з містків у бурову, особливо при їх завантаженні та розвантаженні на стелажі. Ремонт та транспортування РТБ теж створювали значні труднощі.
Проте отримані низькі техніко-економічні показники при бурінні з використанням РТБ, а також технічні незручності при їх експлуатації дозволяють вважати доцільним використання РТБ лише в особливо складних умовах для попередження викривлення стовбурів
► Але, не дивлячись на все, досвід буріння свердловин великого діаметра в умовах Прикарпаття у 1980—1990 pp. показав, що використання ступінчастих компоновок при роторному способі буріння забезпечують досягнення кращих техніко-економічних показників.
Враховуючи вищесказане, при бурінні стовбурів свердловин великого діаметра необхідно враховувати наступне:
1). Принципи вибору раціональних технічних засобів і технології мають базуватись на таких основних положеннях:
• попередження природного викривлення свердловини;
• забезпечення рівності механічної швидкості буріння випереджаючого стовбура та його розширення;
Дата добавления: 2014-12-29; просмотров: 1598;