Снижение трения при бурении. Вспомогательные механизмы

На сегодняшний день наиболее перспективным методом интенсификации добычи нефти является бурение скважин с горизонтальным окончанием. Особую актуальность это приобретает для месторождений со сложным геологическим строением продуктивных залежей и на поздней стадии их разработки [1,2]. Одной из важных задач при бурении скважин с горизонтальным окончанием является снижение прихватоопасности бурильных колонн, особенно на горизонтальном участке, а также, обеспечение возможности создания требуемой для разрушения породы нагрузки на забой при бурении, возможность спуска обсадной колонны в скважину с перекрытием горизонтальной части ствола и допустимой нагрузки на крюк при ликвидации прихвата. [3,4,5]

Рассмотрим, общий случай трехинтервальной горизонтальной скважины с участками: вертикальным, набора зенитного угла и горизонтальным (рис.1). [6]

Рисунок 1 - Схема трехинтервальной горизонтальной скважины

В процессе бурения для профиля горизонтальной скважины, представленного на рис.1 справедливы следующие соотношения для определения осевых нагрузок Р:

где G и q – вес направляющего участка и одного метра труб в скважине (в жидкости), на рассматриваемом участке ствола;

m - коэффициент трения породы о стенки скважины;

Р^Н - минимальная нагрузка на забой;

Р^В - учитывают увеличение осевой сжимающей нагрузки на забой Р_заб после очередного импульса подачи тормозом лебедки.

Из рис.1 видно, что в процессе бурения, для случая трехинтервальной скважины с горизонтальным участком скважины, осевые нагрузки на забой зависят от коэффициента трения µ. В табл. 1, представлена разработанная авторами классификация методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины в процессе бурения вертикальных, наклонно-направленных скважин, а также скважин с горизонтальными окончаниями.

Таблица 1 - Классификация методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины [7]

На кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института (Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск) ведётся работа по разработке и усовершенствованию механизмов для механического метода снижения сил трения, таких как, скважинный осциллятор [8], осциллятор-турбулизатор [9], скользящий центратор [10], компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото [11], которые прошли лабораторные и промысловые испытания и показали свою эффективность, что подтверждается актами проведённых испытаний.

Рассмотрим подробнее каждый из предлагаемых механизмов:

1. Скважинный осциллятор (рис. 2)

Осциллятор работает следующим образом. Промывочная жидкость закачивается с поверхности насосными агрегатами и проходит по колонне бурильных труб к скважинному осциллятору. Проходя через проходной канал, струя жидкости попадает на клапанный узел осциллятора. Под действием струи клапан начинает совершать колебательные движения, наклоняясь то одной, то другой стороной к проходному каналу, в результате чего в определенные моменты времени проходной канал оказывается частично перекрытым. Это приводит к возникновению моночастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, что позволяет снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины.

Рисунок 2 - Схема скважинного осциллятора.

1 – корпус скважинного осциллятора,
2 – калиброванная втулка,
3 – клапан,
4 – ось клапана ,
5 – верхний диффузор,
6 – нижний диффузор

2. Осциллятор−турбулизатор (рис. 3)

Устройство для осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости состоит из крышки 1, корпуса 2, диффузора верхнего 3, втулки 4, установленной в корпусе 2, клапана 5, оси 6, диффузора нижнего 7.

Осциллятор-турбулизатор работает следующим образом. Промывочная жидкость закачивается с поверхности насосными агрегатами и проходит по колонне труб (на фигуре не указаны) к скважинному осциллятору. Через проходной канал А струя жидкости попадает на верхний диффузор 3. Верхний диффузор 3 выполняет функцию перехода жидкости из круглого сечения в квадратное на втулку 4. На втулке струя жидкости движется по квадратному сечению и поступает на клапан 5 который начинает совершать колебательные движения, наклоняясь то одной, то другой стороной к проходному каналу А. В результате чего в определенные моменты времени, проходной канал А оказывается перекрытым. Жидкость после перехода из клапана 5 движется на втулке 4 и тем самым поступает на нижний диффузор 6, который имеет круглое сечение. На оси 6 держится клапан 5. Крышка 1 служит для соединения осциллятора−турбулизатора с ВЗД.

Рисунок 3 - Схема осциллятора−турбулизатора

1 – крышка,
2 – корпус,
3 – верхний диффузор,
4 – втулка,
5 – клапан,
6 – ось,
7 - нижний диффузор

3. Скользящий центратор (рис. 4).

Скользящий центратор включает корпус с концевыми частями в виде центрирующих элементов и ребрами для их соединения, тела качения, расположенные в центрирующих элементах. Причем элементы выполнены в виде колец, состоящих из внутреннего и наружного кольца с телами качения, отделенными друг от друга и удерживаемыми на равном расстоянии, при этом тела качения точечно соприкасаются со стенками скважины с целью снижения усилий трения при спуске бурильной колонны.

Рисунок 4 - Схема скользящего центратора

4. КНБК с усиленной динамической нагрузкой на долото (рис. 5).

Предлагается новая компоновка низа бурильной колонны, состоящая из долота PDC, скважинного осциллятора, ВЗД, телесистемы и бурильных труб. Включенные в компоновку долото PDC образуют ровную цилиндрическую горную выработку, а осциллятор, состоящий из корпуса, калиброванной втулки, установленной в корпусе, клапана, оси, верхнего и нижнего диффузора, который прошел лабораторные испытания, способен создать низкочастотные колебания промывочной жидкости, достигающих забоя скважины.

Рисунок 5 - Состав КНБК с усиленной динамической нагрузкой на долото

Промысловые испытания КНБК проводились на скв. № 6053 Шереметьевского месторождения ПАО «Татнефть». Месторождение площадью 19,13 кв. км расположено на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода. Бурение скважины велось буровой установкой БУ– 2000/125 ЭБМ. Для подачи промывочной жидкости (техническая вода) применяли буровые насосы БРН−1, осевая нагрузка на долото составила 9−10 т. Для бурения скважины использовали винтовой забойный двигатель ДРУ−172, долото PDC 215,9. Опытное бурение проводилось в интервале в интервале 305−800 м, геологический разрез сложен твердыми и крепкими породами. Проектная глубина скважины составила 1115 м. В процессе бурения контролировались такие параметры как механическая скорость бурения, проходка на долото, осевая нагрузка на долото, давление промывочной жидкости, расход промывочной жидкости.

Перед спуском в скважину работу осциллятора проверяли на устье скважины восстановлением циркуляции жидкости. В процессе бурения был замерен спектр частот.

После обработки данных были получены следующие графики:

Рисунок 6 - Спектр частот КНБК без применения осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с

На рис. 7. представлены спектры частот, характерные для работы насоса и др. элементов циркуляционной системы.

Рисунок 7 - Спектр частот КНБК с применением осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с

Из рис. 7 видно, что появилась линия в спектре частот, равная 40,13 Гц, которой ранее не наблюдалось, и она соответствует частоте работы осциллятора. Из приведенных выше рис. 5 и 6 следует, что осциллятор подтверждает свою работоспособность в промысловых условиях при различных значениях расхода промывочной жидкости. Для оценки эффективности данной компоновки был выполнен сравнительный анализ результатов бурения соседних скважин без применения осциллятора в аналогичных геолого-технических условиях на том же месторождении. Результаты опытного бурения с применением осциллятора−турбулизатора приведены в табл. 2.

Таблица 2 - Сравнительные данные применения КНБК на скважинах в аналогичных геолого-технических условиях с применением осциллятора−турбулизатора и без него

Проведенные промысловые испытания выявили, что проходка на долото в опытной скважине возросла в среднем на 35%, а механическая скорость – на 21% по сравнению с бурением соседних скважин в аналогичных геолого-технических условиях. Осциллятор проработал без аварий и осложнений и показал хорошую работоспособность и надежность. После проведения промысловых испытаний осциллятор был в рабочем состоянии, износ деталей незначительный, менее 5%.

Таким образом, развитие современных направлений механического метода снижения сил трения является значительным резервом для снижения прихватоопасности и повышения эффективности бурения горизонтальных участков наклонно-направленных скважин.

Литература:

1. Хузина Л.Б., Петрова Л.В., Любимова С.В. Методы снижения сил трения при разработке месторождений горизонтальными скважинами // Нефтегазовое дело. 2012. № 5. С. 62-68.

2. Хузина Л.Б., Любимова С.В. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Нефтегазовое дело. 2012. № 2. С. 194-203.

3. Габдрахимов М.С., Галеев А.С., Хузина Л.Б., Сулейманов Р.И. Динамика бурильного инструмента при проводке вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. - СПб.: ООО «Недра», 2011.- 244 с.

4. Габдрахимов М.С, Хузина Л.Б. Наддолотные многоступенчатые виброусилители. – СПб.: ООО “Недра”, 2005. – 148 с.

5. Л.Б.Хузина, С.В.Любимова. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. – 2012. URL.:http: http://www.ogbus.ru/authors/LyubimovaSV/LyubimovaSV_1.pdf

6. Любимова С.В. Повышение эффективности бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками путём снижения прихватоопасности. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Науч.-произв. фирма "Геофизика". Уфа, 2012. – 137с.

7. Патент 96160 Россия МПК E21B7/00. Скважинный осциллятор / Любимова С.В., Хузина Л.Б., Набиуллин Р.Б.// ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - №2008139867/22; заявлено 07.10.2008; опубл. 20.07.2010; Бюл.№20.

8. Патент 131792 Россия МПК E21B7/00, E21B28/00, E21B21/10. Турбулизатор−осциллятор / Хузина Л.Б., Фахрутдинов Ш.Х., Еромасов А.В., Хузин Б.А.// ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - №2013114506/03; заявлено 01.04.2013; опубл.27.08.2013; Бюл.№24.

9. Патент RU №127805 Е21 В17/10. Скользящий центратор/ Хузина Л.Б., Шафигуллин Р.И., Фазлыева Р.И., Теляшева Э.А.// ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт».- №2012154144/03; заявлено 13.12.2012; опубл. 10.05.2013; Бюл.№13.

10. Патент RU №126748 Е21 В7/08. КНБК с усиленной динамической нагрузкой на долото / Хузина Л.Б., Шайхутдинова А.Ф., Фаткуллин Р.Х., Мухутдинова А.А., Теляшева Э.А.// ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - № 2012146106/03; заявлено 29.10.2012; опубл. 10.04.2013; Бюл.№10.