Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями (научное обобщение, результаты исследований и внедрения)
Скачать 0.76 Mb.
|
В четвертом разделе представлены: – методика, методы и результаты исследований по изучению влияния: частоты вращения и трения БК о стенки ствола скважины на фактическую нагрузку на долото (корректировка осевой нагрузки на долото станции ГТИ), определяемой по моментносиловым и частотным характеристикам ВЗД и БК при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин; фактической нагрузки на долото на работу системы «БК–ВЗД–долото», с последующей рекомендацией по выбору режимных параметров, обеспечивающих выполнение условия снижения аварийности в скважине; разработка методики определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения БК. В работе представлена характеристика используемых средств измерений, входящих в состав буровых установок БУ 3000 ЭУК-1М и Т-502, а также вспомогательного оборудования (датчики, устройства) станций геолого-технический исследований скважин (ГТИ): датчика крутящего момента на роторе ДКМ и индикатора крутящего момента на роторе ГИМ-1; датчика расхода промывочной жидкости; датчика давления жидкости в манифольде; датчика определения параметров по натяжению «мертвого» конца талевого каната; индикатора ГИМ – 1; преобразователя частоты вращения ротора (бурильной колонны) ПЧР; преобразователя давления ПДР; верхнего привода National Oilwell Varco с регулятором управления и контроля параметров бурения TDS-8. Влияние фактической нагрузки на взаимодействие элементов системы «БК – ВЗД – долото» представлено в виде блок-схемы (рисунок 10).  Рисунок 10 – Блок схема взаимодействия составляющих системы «БК – ВЗД – долото» Для стабильной работы системы, упреждения аварийных ситуаций в скважине требуется соблюдение следующего условия:  (4) > Gфакт. , где – тормозная осевая нагрузка ВЗД; Gфакт. – фактическая нагрузка на долото.Т (5) ормозная осевая нагрузка, при которой происходит остановка ВЗД (ω = 0), определяется из уравнения  г (6) де  – тормозной (стендовый) момент на валу двигателя, Нм; f – коэффициент трения долота о стенки скважины; DД – диаметр долота, м; Fот – отклоняющая сила на долоте в зависимости от искривления скважины, Н;  – удельный момент сопротивления, Н∙м/кН; , Н;где  – сила тяжести шпинделя и долота в буровом растворе, Н;  , Н; Gшп – вес шпинделя, Н; q – коэффициент, учитывающий силу Архимеда; Lн,  – расстояние долота и расстояние от центра тяжести шпинделя до плоскости изгиба;  – зенитный угол, град.;  – угол между осью скважины и долота, град.;  , град. Известно, что снижение нагрузки на долото обусловлено трениями БК о стенку ствола скважины. Её величина зависит от интенсивности искривления скважины, кривизны колонны и несоосности резьбовых соединений, жесткости бурильных труб и соединений, соотношений размеров скважины и бурильных труб. Усилия прижатия могут колебаться в больших пределах, так как пространственная форма оси колонны бурильных труб и интенсивность искривленных участков скважины могут быть любыми. Бурильные трубы располагаются в скважине в любом из многих вероятностных положений, что затрудняет аналитический расчет усилий прижатия. На рисунке 11 представлена расчетная схема деформации изгиба, сил и крутящих моментов, действующих на БК при комбинированном способе бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.  Рисунок 11 – Схема деформации изгиба, сил и крутящих моментов системы «БК – ВЗД – долото» при комбинированном способе бурения: 1 – БК; 2 – ВЗД; 3 – долото; 4 – скважина; Мр, Мсж, Мр.д, Мтр.н, Мк, М0, Мд – крутящие моменты системы; G(Qос), Qк-осевая нагрузка и нагрузка на крюке; R – усилие прижатия колонны; F – сила трения;  – окружная и скорость осевого перемещения БК; Fв – вертикальная составляющая силы трения; Fот – отклоняющая сила; Wз – реакция забоя; W0, Wн, Wв – реакция стенок скважины;  -зенитный угол;  – угол между осями скважины и долота;  – угол перекоса осей скважины секций двигателяУ (7) силие прижатия определяет величину трения  где  – коэффициент трения.При движении колонны сила трения направлена против вектора абсолютной скорости точки А рассматриваемого участка. В (8) точке А имеем  При вращении колонны с частотой n относительно оси скважины радиуса Rс:  (9)
Исследования фактической нагрузки на долото Gфакт. с сохранением стабильной работы системы при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин проводились измерениями величины трения (усилия прижатия  ) БК о стенки по всей длине скважины-момента на роторе М1 (без нагрузки на долото) и величины трения БК о стенки скважины-момента на роторе М2 (под нагрузкой). После получения показателей моментов на роторе М1 и М2 определялся дифференциальный момент на трение БК по всей длине скважины ∆М = М2 – М1 (с учетом изменения условий работы БК в зависимости от нагрузки на долото). Для определения фактической нагрузки на долото в зависимости от частоты вращения БК и трения о стенки скважины, дополнительно производился замер угловой скорости ее вращения относительно оси скважины  . Изменение осевой нагрузки на долото в зависимости от частоты вращения БК (определение Gфакт.) фиксировалось по данным станции ГТИ, определяемой по изменению веса на крюке буровой установки. Частота вращения вала ВЗД определяется расчетами (с учетом паспортных данных энергетических характеристик двигателя). Угловая скорость вращения БК относительно оси скважины:  , где  – угловая скорость бурильной колонны относительно собственной оси (частота вращения ротора);  – диаметр скважины (диаметр долота);  – диаметр БК.Исследования провели при бурении двадцати наклонно направленных и горизонтальных скважин Приобского месторождения. В процессе их строительства применялась компоновка низа бурильной колонны: долото БИТ2-МС; винтовой двигатель Д5-195; телесистема СИБ-2; легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ)-73 м и трубы бурильные с приварными замками (ТБПВ). Интервалы бурения с 2650 до 3150 м. Угол искривления скважины варьировался от 70 до 900. В качестве входных параметров принято: Х1 – ∆М разность моментов на роторе в рабочем режиме работы ВЗД (под нагрузкой Мр.р) и работы ВЗД в режиме холостого хода (без нагрузки Мх.р), Нм; Х2 –  угловая скорость вращения БК относительно стенки скважины, с-1; Z – Gфакт. фактическая нагрузка на долото, кН. Для наибольшего охвата возможных комбинаций факторов использовался полный факторный эксперимент (ПФЭ) с варьированием каждого из факторов на пяти уровнях при закреплении всех остальных на одном уровне. Дифференциальный момент ∆М варьировался от 0,5 до 8,0 кН∙м, а угловая скорость вращения БК относительно стенки скважины от 0 до 6,2 с-1. Фактическая нагрузка на долото фиксировалась при условии постоянства показаний станции ГТИ на уровнях 20, 40, 60, 80 и 100 кН. Диаметр скважины и диаметр бурильной колонны составляли 0,215 и 0,127 мм. Результаты, представленные в таблице 7, подвергались статистической обработке в программе Statistica 6.0. Установлено, что при увеличении частоты вращения до 6,2 с-1 (частота вращения ротора 100 об/мин) фактическая нагрузка на долото Gфакт (при  =40 кН и ∆М =0,5 кН∙м) увеличивается с 36,5 до 38,6 кН и с 44,1 до 77,6 кН (при =100 кН и ∆М =8,0 кН∙м). Потери осевой нагрузки на долото при изменении ∆М от 0,5 до 8,0 кН∙м составляет от 3,3 до 22,4 % (рисунок 12). С увеличением дифференциального момента ∆М более 0,5 кН∙м осевая нагрузка на долото по станции ГТИ не соответствует показателю фактической нагрузки на забое Gфакт. С увеличением частоты вращения бурильной колонны более 3,72 с-1 (частота вращения ротора 60 об/мин) фактическая нагрузка на долото Gфакт (при ∆М от 0,5 до 5,0 кН∙м) приближаются к показателю нагрузки на долото по станции ГТИ . При этом осевая нагрузка на долото по станции ГТИ должна составлять не менее 40 кН. С ростом показателя ∆М от 5,0 до 7,0 кН∙м для доведения требуемой нагрузки на долото (потери нагрузки на долото не более 5 %) оптимальная угловая скорость должна составлять от 4,96 до 6,2 с-1 (частота вращения ротора от 80 до 100 об/мин). При ∆М от 7,0 до 8,0 кН∙м и нагрузки на долото по станции ГТИ от 20 до 60 кН, угловая скорость БК относительно оси скважины (частота вращения ротора) практически не оказывает влияния на изменение фактической нагрузки на долото (снижение потерь осевой нагрузки составляет не более 3 %).Таблица 7 – Фактическая нагрузка на долото при различной угловой скорости вращения бурильной колонны относительно оси скважины и дифференциального момента
a) б)       в) г)  Рисунок 12 – Изменение фактической нагрузки на долото от дифференциального момента и угловой скорости Осевая нагрузка на долото по данным станции ГТИ: а – 40 кН; б – 60 кН; в – 80 кН; г – 100 кН Для создания требуемой фактической нагрузки на долото (снижению более 12 % потерь осевой нагрузки) её значение по станции ГТИ должно составлять не менее 80 кН. Увеличение ∆М более 8,0 кН∙м и неконтролируемость осевой нагрузки на долото влияют на стабильность работы системы, зачастую становясь причиной возникновения аварийных ситуаций в скважине. Обусловлено это превышением допустимых критических моментов вращения БК с учетом одновременной работы ВЗД в тормозном режиме над моментами свинчивания резьбовых соединений КНБК (от 8,0 до 18 кН∙м), а также прочностных характеристик элементов двигателя. Результаты экспериментальных исследований и расчеты моментно- силовых и частотных показателей взаимодействия работы БК, ВЗД и долота при комбинированном способе бурения показали, что в процессе работы двигателя в режиме холостого хода и рабочем режиме система «БК – подвижная часть двигателя (роторная группа)» условно не зависимы. Показатели момента на роторе не превышают допустимых значений. При частоте вращения nротора < nвзд условно можно принять, что БК не испытывает дополнительного реактивного момента со стороны ВЗД, так как преодоление сил сопротивлений калибратора и долота о стенки скважины минимальны (не превышают 20 кН). При этом показатель осевой нагрузки на долото по станции ГТИ Gгти соответствует фактической нагрузке на долото Gфакт, а максимальный дифференциальный момент на роторе ∆М не превышает 0,5 кН∙м (момент на роторе в режиме холостого хода ВЗД не более 1,5кН∙м). С увеличением нагрузки увеличивается реактивный момент, направленный противоположно вращению БК. Это обусловлено работой ВЗД как планетарного редуктора. Реактивный момент от корпуса двигателя Мр.д., присоединенного к БК, возрастает прямо пропорционально создаваемой нагрузке на долото. Поддержание фактической нагрузки на долото Gфакт ниже показателя тормозной нагрузки ВЗД Gт (∆М не более 5,0 кН∙м) позволяет работать ВЗД в рабочем режиме. При увеличении фактической нагрузки на долото Gфакт до тормозной нагрузки ВЗД Gт (nротора ≤ nвзд) происходит снижение частоты вращения и остановка двигателя. Наступает кратковременный переходной режим (∆М не более 7,0 кН∙м), без увеличения дополнительного крутящего момента, действующего на бурильную колонну от роторной группы (долота, калибратора). На бурильную колонну действует максимальный реактивный момент от корпуса двигателя Мр.д. После полной остановки ВЗД nротора > nвзд происходит увеличение крутящего момента от забоя к устью. При этом фактическая нагрузка на долото Gфакт выше тормозной нагрузки ВЗД Gт. В этом случае БК испытывает максимальные напряжения в нижней части компоновки (максимальный крутящий момент Мбк). Суммарный крутящий момент, действующий на БК в тормозном режиме работы ВЗД, таков: (18)  .Достижение критических значений реактивного момента в сжатой части колонны Мсж (роторная группа Мк, Мд – калибратор и долото; Мр.д – реактивный момент от корпуса ВЗД, см. рисунок 11) и дифференциального момента ∆М более 8,0 кН∙м приводит к неконтролируемости крутящего момента Мр в растянутой части колонны. Отсутствие контроля реактивных моментов со стороны растянутой и сжатой частей БК приводит к отворотам резьбовых соединений компоновки (шпинделя, корпуса двигателя и т.д.) или изломам гибкого вала (торсиона) ВЗД. Для выполнения условия > Gфакт., обеспечивающее стабильную работу системы «БК–ВЗД–долото» и снижение аварийности в скважине, в таблице 8 представлены рекомендуемые значения осевой нагрузки и угловой скорости при разных значениях дифференциального момента ∆М. Полученные результаты экспериментальных исследований послужили основой разработки методики определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения БК при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин (патент №2361055), суть которой заключается в следующем: Таблица 8 – Рекомендуемые значения осевой нагрузки и угловой скорости при разных значениях дифференциального момента ∆М
ВЗД с закрепленным на нем долотом опускается в скважину. Не доходя до забоя, по колонне бурильных труб подается буровой раствор. После запуска двигателя (над забоем), при работе его в режиме холостого хода, определяют давление на стояке буровой установки, а затем производят проворачивание бурильной колонны ротором (либо верхним приводом буровой установки) с последующим замером величины момента Мр.х (момент на роторе в режиме работы ВЗД на холостом ходу). Затем бурильная колонна с двигателем и долотом доводится до контакта с забоем и далее плавно создается осевая нагрузка на долото. Определяют рабочий режим работы ВЗД по величине давления на стояке буровой установки, после чего производят проворачивание БК ротором (либо верхним приводом буровой установки) с последующим замером величины момента Мр.р. (момент на роторе в рабочем режиме работы ВЗД). Зная величины моментов на роторе (верхнем приводе буровой установки) Мр.х и Мр.р., определяют силу трения о горную породу. Зная осевую нагрузку по станции ГТИ G ос.ГТИ, рассчитанную только по изменению веса на крюке буровой установки по показателям ГИВ (гидравлический индикатор веса), определяют фактическую осевую нагрузку на долото: (19)  , где  – осевая нагрузка на долото по станции ГТИ, Н; Мр.х – момент на роторе в режиме работы ВЗД на холостом ходу, Нм; Мр.р. – момент на роторе в рабочем режиме работы ВЗД, Нм;  – диаметр скважины, м;  – скорость перемещения БК вдоль стенки скважины; – угловая скорость вращения БК относительно оси скважины. Для ускорения проведения расчетов, направленных на оперативную корректировку осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны в условиях буровой, разработана компьютерная программа, реализованная в Microsoft Office. Некоторые результаты работы в программе представлены на рисунке 13 а, б.   Рисунок 13 – Программа для расчетов: а - фактической осевой нагрузки на долото; б – частоты вращения ротора и нагрузки в зависимости от дифференциального момента ∆М (∆М=4,0 кН∙м) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
составляет с горизонталью угол
. 
определяющая величину крутящего момента,
, определяем вертикальную составляющую сил трения:
на 
на GГТИ,
Похожие:
 | Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными... Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (нипи тсс) при Государственном... | | “ Бурение скважин с винтовыми забойными двигателями” Автоматизированные системы управления режимом бурения скважин забойными двигателями. 7 |
| Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников... Бурение нефтяных и газовых скважин" (регистрационный номер 12-0907-Б), утвержденными 16. 05. 2002, ис примерной программой дисциплины... |  | Методические указания для выполнения самостоятельных работ По Профессиональному модулю пм 01 «Проведение буровых работ в соответствии с технологическим регламентом» мдк 01. 01 «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»для... |
| Рабочая программа учебной дисциплины история развития бурения нефтяных и газовых скважин Ос спгги) для направления подготовки: 131000 «Нефтегазовое дело» по профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» первого уровня высшего... | | Рабочая программа учебной дисциплины бурение нефтяных и газовых скважин скважин Учебная дисциплина "Бурение нефтяных и газовых скважин" — обязательная дисциплина федеральных государственных образовательных стандартов... |
| Методические указания по прохождению первой учебной практики для... Одним из важных этапов в подготовке специалистов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» является учебная практика... | | Реферат: «Информатизация и компьютеризация в бурении нефтяных и газовых... Реферат: «Информатизация и компьютеризация в бурении нефтяных и газовых скважин» фтпу 1-21/1 |
| Техническое задание читать в следующей редакции Изменения закупочной документацию на проведение запроса предложений на право заключения договоров на поставку и шеф-монтаж буровых... | | Компьютеризация 3d отображений нефтяных пластов (тема реферата) Кафедры бурение нефтяных и газовых скважин (бнгс); транспорт и хранение нефти и газа (тхнг) |
| Методические указания для выполнения самостоятельных работ По учебной дисциплине Методические указания и задания для студентов по выполнению самостоятельных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»для... | | «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях... Учебный курс предназначен для обучения специалистов по теме «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях с правом... |
| Основная образовательная программа высшего профессионального образования направление подготовки «Методология ремонтно-изоляционных работ и восстановление нефтяных и газовых скважин» | | Институт химии нефти Исследование порошкообразного кислотного состава "Нетрол" в качестве реагента для кислотных обработок призабойных зон нефтяных и... |
| 130203. 65 Технология и техника разведки месторождений полезных ископаемых,... Технология и техника разведки месторождений полезных ископаемых, специализация «Технология бурения геологоразведочных скважин», форма... | | Компьютеризация процессов проектирования, обустройства и разработки... Кафедры бурение нефтяных и газовых скважин (бнгс); транспорт и хранение нефти и газа (тхнг) |
