Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

Факультет Разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин

Направление 21.03.01 Нефтегазовое дело

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

на тему «Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga (Лебедь)»

Руководитель работы

Старший преподаватель, к.т.н. Архипов А.И.

Консультант по разделу

Безопасность проектных решений

Профессор, д.т.н. Балаба В.И.

Москва 2017



ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНУЮ РАБОТУ

Студент Кемпф Валерий Константинович

(фамилия, имя, отчество)

Тема дипломной работы:

«Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga(Лебедь)»

Время выполнения работы с 02.2017 по 05.2017.

Руководитель дипломной работы Архипов А.И., старший преподаватель, к.т.н., кафедра БНиГС РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

(фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)

Тема выпускной работы и руководитель утверждены

приказом № 1417-у от «14» ноября 2016 г.

Консультант по разделу Безопасность проектных решений

Балаба В.И., проф., д.т.н., кафедра БНиГС РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

(фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)

Место выполнения работы г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Заведующий

кафедрой Оганов А.С. «___» ____________ 2017 г.

Задание принял к исполнению « » 2017 г.

1. Содержание задания

1) Общие сведения

2) Геолого-литологическая характеристика месторождения Thien Nga(Лебедь)

3) Совмещённый график индексов давления

4) Обоснование конструкции скважины

5) Расчёт профиля скважины

6) Сравнение показателей бурения КНБК с РУС и ВЗД на месторождении Thien Nga(Лебедь). Обзор моторизованных управляемых систем

7) Безопасность проектных решений. Безопасное выполнение работ при ликвидации аварий с ВЗД

2. Исходные данные к работе

Рабочий проект №412 на строительство многоствольной скважины 12/11-TN-3X на структуре Thien Nga (Лебедь)

Блока 12/11 шельфа СРВ

3. Перечень графического материала: совмещенный график давлений,конструкция скважины, профиль скважины

4. Задание и исходные данные по разделу «Безопасность проектных решений Рассмотреть следующий вопрос: Безопасное выполнение работ при ликвидации аварий с ВЗД

Подпись консультанта

Рекомендуемая исходная литература:

1) “Совершенствование технологического процесса углубления скважины”, Е.Г. Леонов, С.Л. Симонянц, Учебное пособие, 2014.

2) «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». - Москва, Недра, 2006.

Подпись руководителя выпускной работы

Календарный график по разделам дипломной работы

№ п/п

Перечень разделов работы

Срок выполнения

Отметки о выполнении



АННОТАЦИЯ

Кемпф В.К. Дипломная работа бакалавра: «Применение роторной управляемой системы на скважине месторождения Thien Nga(Лебедь)». 2017 г. 93 стр., таблиц 32, рисунков 20. Архипов А.И., старший преподаватель. Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин.

Построен график совмещенных давлений, спроектирована конструкция скважины и её профиль для месторождения Thien Nga(Лебедь). Произведен расчет графика совмещённых давлений, конструкции.

В работе проведены расчёты для сравнения показателей бурения КНБК с РУС и ВЗД, проанализирована технология применения моторизованной РУС, ее экономическая и технологическая эффективность, безопасность, даны рекомендации по выполнению работ при ликвидации аварий с ВЗД.



ВВЕДЕНИЕ

Увеличение объемов добычи углеводородов связано с вводом в эксплуатацию новых площадей, а также доразработкой ранее открытых месторождений. Решение этих задач невозможно без строительства наклонно-направленных скважин, отработки методик проектирования и корректирования их траектории, совершенствования техники и технологии направленного бурения. При проектировании скважин все чаще закладывают сложные траектории для вскрытия удаленных объектов, разработки нескольких залежей из одной скважиной, проникновения вглубь пласта. Сложность бурения подобных скважин компенсируется повышенной эффективностью извлечения углеводородов из них за счет увеличенной площади контакта с продуктивным пластом. Последние десятилетия в большинстве случаев используется искусственное искривление с помощью управляемого двигателя, которое вполне удовлетворяет требованиям заказчика. скважина месторождение забойный двигатель

Одной из перспективных технологий в наклонно-направленном бурении на сегодняшний день является применение роторных управляемых систем (РУС). Их использование значительно упрощает проводку скважин сложной траектории, в том числе с протяженным горизонтальным участком.

В данной работе выделены ключевые параметры сравнения этих двух методов на примере скважины месторождения Thien Nga (Лебедь).



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1 Основные проектные данные

Таблица 1.1

Наименование данных	Значение (величина)
1. Номер района строительства скважины (или морской район)	Южный шельф СРВ, Южно-Коншонский бассейн (ЮКБ), блок 12/11
2. Номер скважины, строящейся по данному проекту	12/11-TN-ЗХ (горизонтальный ствол ГС-1)
3. Площадь (месторождение)	Thien Nga (Лебедь)
4. Расположение (суша, море)	Море
5. Глубина моря на точке бурения, м	81
6. Цель бурения и назначение скважины	Подтверждение запасов газа.
7. Назначение скважины	Оценочная
8. Проектный горизонт	Свита КАУ, верхний олигоцен (Р32)
9. Проектная глубина, м
- по вертикали	3872 м
- по стволу	5457 м
10. Число объектов испытания
- в колонне	1
- в открытом стволе	-
12. Тип профиля	Многоинтервальный
13. Азимут бурения (от устья) на ТВП, град	270,3
14. Максимальный зенитный угол, град	89
15. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м	0,7
16. Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м	3947
17. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м	936
18. Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиус круга допуска), м	50 м
19. Металлоемкость конструкции, кг/м	142,6
20. Способ бурения	роторный
21. Вид привода	ДВС
22. Вид монтажа (первичный, повторный)	-
23. Тип буровой установки, вышки	СПБУ «Мурманская», башенного типа
24. Наличие дополнительного оборудования	Верхний силовой привод
25. Максимальная масса колонны, т
- обсадной	300,8
- бурильной	212,3
- суммарная (при спуске секциями)	198,1
26. Тип установки для испытания (освоения) горизонтальных стволов	СПБУ «Мурманская» +установка с ГНКТ с возможностью кислотной обработки
27. Способ вызова притока	Снижение уровня жидкости при помощи ГНКТ
28. Продолжительность строительства в сутках всего
Общая продолжительность	59
Бурение и крепление	42
Испытание в колонне 178мм	9
Кислотная обработка	2
Консервация скважины и снятие СПБУ	6
29. Проектная скорость бурения (м/ст.-мес.)	1841

1.2 Общие сведения о конструкции скважины

Таблица 1.2 Данные для расчёта траектории в продуктивном горизонте

Вертикальная глубина, м	Глубина по стволу, м	Зенитный угол, град.	Смещение от устья, м	Азимут смещения, град.
Горизонтальный ствол №1 (Забой)
4004	5457	89,0	1919	257,43



Таблица 1.3 Общие сведения о конструкции скважины с горизонтальным стволом № 1

Название колонны	Диаметр, мм	Интервал спуска, м	Высота подъёма цемента по стволу
		по вертикали	по стволу
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7
Направление	762	0	168	0	168	111
Кондуктор	508	0	507	0	507	111
Промежуточная	340	0	2880	0	2880	111
Эксплуатационная (срезка ГС-1 с 2900 м)	245	0	3872	0	4168	2380
Хвостовик	139,7	3742	4004	3913	5457	Не цементируется с противопесочным фильтром +9 водонабухающих заколонных пакеров



2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Многоствольная оценочная скважина № 12/11-TN-3X на структуре Thien Nga (Лебедь) блока 12/11 проектируются с целью подтверждения размеров залежи и запасов газа и для уточнения положения ГВК.

Проектный горизонт - UCS2 (свита КАУ верхнего олигоцена (P₃²)

Кровля продуктивного пласта UCS2:

Горизонтальный ствол № 1 - 3974 м (TVD);

Проектная глубина скважины:

Горизонтальный ствол № 1 - 4004 м (TVD)/5457 м (MD);

Альтитуда стола ротора - 30 м.

Рисунок 2.1_ Схематический разрез пласта UCS2 вдоль ГС №1

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Литологическое описание пород дано в виде краткой обобщенной характеристики выделяемого стратиграфического подразделения. Стратиграфический разрез скважин приводится в таблице 2.1, литологическая характеристика разреза скважин приводится в таблице 2.2, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин приводятся в таблице 2.3.

В таблицах приведены глубины пилотного ствола.

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 2.1

Глубина залегания, м (TVDSS)	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.	Коэффициент кавернозности в интервале
от (кровля)	до (подошва)	название	индекс	угол	азимут
1	2	3	4	5	6	7
0	81	Уровень моря + Морское дно	-	0		-
81	895	Плиоцен+Четвертичная	N2+Q	0,5-1	100	1,32-1,35
895	1467	Верхний Миоцен	N13	0,71-1,4	18	1,26-1,29
1467	2548	Средний Миоцен	N12	0,73-1,45	263	1,23-1,26
2548	3842	Нижний Миоцен	N11	0,55-1,2	30	1,21-1,25
3842	3974	Верхний Олигоцен	P32	4,9-8	115	1,17-1,22

Таблица 2.2 Литологическая характеристика разреза скважин

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления	Интервал, м (TVDSS)	Горная порода	Стандартное описание: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
	от (верх)	до (низ)	Краткое название	% в интер- вале
N2+Q	81	895	глины	62	Чередование глин c рыхлыми крупнозернистыми песками (иногда песчаниками). Встречаются тонкие прослои алевролитов Обилие органического вещества и окаменелостей.
			песок	38
N13	895	1467	глины	68	Чередование кварцевых песков/песчаников с глинами и глинистыми алевролитами. Обилие органического вещества и окаменелостей.
			песчаники	32
N12	1467	2548	песчаники	30	Чередование глин, песчаников (иногда песками) и глинистыми алевролитами. В верхней и нижней части разреза - пласты известняков.
			известняки	8
			алевролиты	10
			глины	52
N11	2548	3842	песчаники	19	Чередование глин, алевролитов, песчаников. Встречаются прослои лигнитовых углей.
			алевролиты/	79
			глины
			уголь	2
P32	3842	3974	песчаники	18	Чередование глин, песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями углей. В нижней части встречаются пласты эффузивных пород.
			алевролиты/ глины/ аргиллиты	78
			уголь	2
			эффузивы	2



Таблица 2.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м (TVDSS)

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м3

Пористость, %

Проницаемость, 10-15м2

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленосность, %

Сплошность породы

Твердость, МПа

Расслоенность породы

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, Мпа

Гидратационное разуплотнение (набухание) породы

от (верх)

до (низ)

N2+Q

81

895

песок

2430

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

4800

нет

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

1900

да

N13

895

1467

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

1900

да

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1200

н.д.

н.д.

средняя

0.35

4800

нет

N12

1467

2548

глина

2430

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

100

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

4800

да

алевролит

2590

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1200

н.д.

н.д.

твердая

0.42

2000

нет

известняк

2740

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

2000

н.д.

н.д.

твердая

0,42

6100

нет

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

твердая

0.42

4800

нет

N11

2548

3842

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

250

н.д.

н.д.

мягкая

0.35

1900

да

алевролит

2590

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1200

н.д.

н.д.

твердая

0.42

2000

нет

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

твердая

0.42

4800

нет

уголь

1500

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

мягкая

н.д.

н.д.

да

P32

3842

3974

песчаник

2600

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

средняя

0,35

4800

нет

глина

2670

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

250

н.д.

н.д.

мягкая

0,35

1900

да

алевролит

2590

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1500

н.д.

н.д.

средняя

0,35

2000

нет

аргиллит

2400

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

1000

н.д.

н.д.

средняя

0,42

6100

нет

уголь

1500

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

мягкая

н.д.

н.д.

да

Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Сведения, освещающие нефтегазоводоносность проектного разреза скважин, приводятся в таблицах.

Достоверность данных определяется:

– степенью изученности месторождения;

– прогнозной оценкой, которая базируется на аналогии с соседними месторождениями;

– установленными общими закономерностями распределения нефтяных, газонефтяных и газовых залежей и водоносных горизонтов в разрезе на территории месторождений СП «Вьетсовпетро».

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.4 Нефтеносность

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления (пласта)

Интервал, м (TVDSS)

Тип коллек- тора

Плотность,кг/м3

Подвиж- ность, мкм2/мПас

Содер- жание серы, % по весу

Содер- жание пара- фина, % по весу

Свобод- ный дебит, м3/сут

Параметры растворенного газа

от (верх)

до (низ)

в плас- товых усло- виях

после дегаза- ции

газо- вый фактор, м3/т

содер- жание серово- дорода, %

содер- жание угле- кислого газа, %

отно- ситель- ная по воз- духу плот- ность газа

давле- ние насы- щения в пла- сто- вых усло- виях, Мпа

P32

3842

3974

пор.-трещ.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.



Таблица 2.5 Газоносность

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления

Интервал, м (TVDSS)

Тип коллектора

Состояние (газ, газоконденсат)

Содержание, % по объему

Относительная по воздуху плотность газа

Коэффи-циент сжима-емости

Сво-бодный дебит, м3/сут

Плотность газоконденсата, г/см3

Фазовая проница-емость

от (верх)

до (низ)

серово-дорода

угле- кислого газа

в пласто-вых условиях

на устье скважины

P32

3842

3974

пор.-трещ.

газ/ газокон-денсат

0

1,11-3,75

0,666-0,684

0,924

500-800

-

0,78-0,8

-

Таблица 2.6 Водоносность

Индекс стра- тигра- фичес- кого под- разде- ления

Интервал, м (TVDSS)

Тип коллектора

Плот- ность, г/см3

Свобод- ный дебит, м3/сут

Фазовая прони- цае- мость, мкм2

Химический состав воды, мг-экв/л

Степень минера- лизации, 10-3 кг-экв/м3

Тип воды по Сулину

Отно- сится к источ- нику водо- снабже- ния (да, нет)

от (верх)

до (низ)

анионы

катионы

CI-

SO4--

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

P32

3842

3974

пор.-трещ.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

нет



Таблица 2.7 Давление и температура по разрезу скважин

Индекс стратиграфи- ческого подраз- деления	Интервал, м (TVDSS)	Градиент давления	Температура в конце интервала
	от (верх)	до (низ)	пластового	гидроразрыва	горного давления	гр. С	источ- ник полу- чения
			МПа на м	источ- ник полу- чения	МПа на м	источ- ник полу- чения	МПа на м	источ- ник полу- чения
			от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)
N2+Q	81	895	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0156	0,0159	РФЗ	0,0205	0,0210	РФЗ	40	12W-TN-1X
N13	895	1467	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0159	0,0159	РФЗ	0,0210	0,0210	РФЗ	65	12W-TN-1X
N12	1467	2548	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0159	0,0159	РФЗ	0,0210	0,0210	РФЗ	96	12W-TN-1X
N11	2548	3842	0,0100	0,0105	РФЗ	0,0159	0,0169	РФЗ	0,0210	0,0220	РФЗ	135	12W-TN-1X
P32	3842	3974	0,0100	0,0105	12W-TN-1X	0,0165	0,0169	РФЗ	0,0220	0,0225	РФЗ	150	12W-TN-1X

Возможные осложнения по разрезу скважин

Исходя из анализа геологических условий и опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях, в таблицах приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемых скважин.



Таблица 2.8 Поглощение бурового раствора

Индекс страти- графи- чекого подраз- деления	Интервал, м (TVDSS)	Макси- мальная интен- сивность погло- щения, м3/ч	Расстоя- ние от устья до стати- ческого уровня при его макси- мальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кгс/см2м	Условия возникновения	Мероприятия по ликвидации последствий поглощения
	от (верх)	до (низ)				при вскры- тии	после изо- ляции
N12	1467	2548	-	-	да		-	Нарушение равновесия между пластовым и гидростатическим давлением	Кольматация поглощающих интервалов, намыв инертных наполнителей, изоляция зон поглощения специальными тампонажными смесями.
N11	2548	3842	-	-	да		-
P32	3842	3974	-	-	да		-		-



Таблица 2.9 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления	Интервал, м (TVDSS)	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время начала осложне- ния, сут	Условия возникновения	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	от (верх)	до (низ)	тип раствора	плот- ность, г/см3	дополнительные данные пораствору, влияющие на устойчивость пород
N12	1467	2548	-	-	-	2-3	Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины. Ухудшение реологических характеристик по отношению к проектным.	Проработка ствола скважины, промывка, регулирование свойств бурового раствора, приведение его в соответствие с проектом, крепление обсадными колоннами
N11	2548	3842	-	-	-	2-3
P32	3842	3974	-	-	-	1-3



Таблица 2.10 Нефтегазоводопроявления

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления	Интервал, м (TVDSS)	Вид прояв- ляемого флюида (вода, нефть, конден- сат, газ)	Длина столба газа при ликви- дации газопро- явления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д.)	Мероприятия по предупреждению и ликвидации НГВП
	от (верх)	до (низ)			внутрен- него	наруж- ного
P32	3978	3974	Газ/конденсат	-	-	-	Недостаточное противодавление на пласт, снижение уровня или плотности бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта, недолив скважины при подъеме бурильных труб.	Увеличение водоотдачи бурового раствора, переливы бурового раствора на устье скважины, увеличение объема бурового раствора в приемных мерниках (в виде пленок нефти и пузырьков газа)	1. Поддерживать плотность и другие параметры бурового раствора в соответствии с требованиями программ. 2. Запрещается отступление от проектной конструкции. 3. Оборудовать устье скважины противовыбросовым оборудованием.



Таблица 2.11 Прихватоопасные зоны

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления	Интервал, м (TVDSS)	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико- образования и т.д)	Раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограни- чений на оставление инстру- мента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения	Мероприятия по ликвидации последствий прихвата
	от (верх)	до (низ)		тип	плот- ность, г/см3	водо- отдача, см3/30 мин	смазы- вающие добавки
N12	1467	2548	Заклинка, от перепада давления	-	-	-	-	да	Несоблюдение регламентированных показателей промывки скважины и параметров бурового раствора. Наличие поглощающих проницаемых пород. Падение с поверхности в скважину посторонних предметов.	Механические методы: Расхаживание, механические удары (ясс). Химические методы: установка нефтяных или кислотных ванн.
N11	2548	3842		-	-	-	-	да
P32	3842	3974	От перепада давления	-	-	-	-	да

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исследовательские работы

Виды и объемы исследовательских работ определяются целевым назначением проектируемой скважины. уточняются в зависимости от степени изученности месторождения. Сведения об исследовательских работах приводятся в таблицах (Таблица 4.15).

Таблица 2.12 Геофизические исследования

Наименование исследований	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся	Скважинная аппаратура и приборы	Промыслово-геофизическая партия	Номер табл.СНВ на ПГИ
		Длина по стволу м	в интервале, м	тип	группа сложности	название	дежурство на буровой
			от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Эксплуатационная колонна 245 мм**
ГТИ		1369	2880	4168			Станция ГТИ	да
ГК, ИК (2-3 зонда), ННК-Т, ГГК-П	1:500	1369	2880	4168	LWD
Инклинометрия		1369	2880	4168	LWD
Горизонтальный ствол №1хвостовик 178 мм
ГТИ		1289	4168	5457			Станция ГТИ	да
Индукционный каротаж (3-5 зондов)		1289	4168	5457	LWD
Наддолотный датчик ГК		1289	4168	5457	LWD
ГК, ННКт		1289	4168	5457	LWD
Инклинометрия		1289	4168	5457	LWD
ГГК-П интегральный и азимутальные (имиджи)		1289	4168	5457	LWD
Картограф границ пласта (инверсия индукционного каротажа) (Periscope, AziTrack или аналоги)		1289	4168	5457	LWD

Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины, сведения по эксплуатации

Таблица 2.13 Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонны

Индекс страти- графи- ческого подраз- деления

Номер объ- екта (снизу вверх)

Интервал залегания объекта, м (TVDSS)

Интервал установки цементного моста, м (TVDSS)

Тип конструк- ции продук- тивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна

Тип установки для испытания (освоения): передвижная стационарная

Пласт Фон- тани- рую- щий (да, нет)

Количество режимов (штуцеров), шт.

Диа-метр шту-церов, мм

Последователь- ный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины

Опорожнение колонны при испытании (освоении)

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

Макси-мальное снижение уровня,

Плот-ность жид-кости, г/см3

P32

1

3917

3974

-

-

фильтр

Передвижного типа

да

1-3

3-18

СКВ, СКО (селективные), вызов притока компрессированием, ГДИ

-

-



Таблица 2.14 Интенсификация пластового флюида

Номер объекта	Название процесса: соляно-кислотная обработка, установка кислотной ванны и другие операции, выполняемые по местным нормам	Количество операций, установок, импульсов, спусков перфоратора	Плот- ность жид- кости в ко- лонне, г/см3	Давле- ние на устье, кгс/см2	Темпера- тура закачива- емой жидкости, єС	Глубина установки пакера, м	Мощность Перфо- рации, м	Типораз-мер перфоратра	Количество отверстий на I м, шт.	Количество одно- време- нно спуска- емых зарядов, шт.	Местные нормы времени, сут.
1	СКВ, СКО	1	1,05		-	-	-	-	-	-	-

Таблица 2.15 Сведения об осложнениях по пробуренным скважинам аналогам

Номер сква- жины	Площадь (месторождение)	Интервал осложнения, м	Индекс страти- графи- ческого подразделения	Вид осложнения	Условия возникновения (тип и параметры бурового раствора глубина спуска предыдущей колонны, диаметр ствола и т.д.)
		от (верх)	до (низ)
12-А-1Х	Блок 12/11	2100	2110	N12	Песчаник, содержание газа - 11%
12-А-1Х	Блок 12/11	2372	2380	N12	Песчаник, содержание газа - 11%
12-А-1Х	Блок 12/11	2380	2410	N12	Поглощение 10 м3
12-В-1Х	Блок 12/11	1431	1463	N13	Поглощение 90 м3
12-В-1Х	Блок 12/11	1523	1591	N13	Поглощение 111 м3
12-В-1Х	Блок 12/11	1591	1788	N13+ N12	Поглощение 170 м3
12-В-1Х	Блок 12/11	2295	2317	N12	Алевролитовые глины, содержание газа - 35%
12-В-1Х	Блок 12/11	3130	3150	N11	Песчаник, содержание газа - 23%
12-В-1Х	Блок 12/11	3706	3710	P32	Алевролитовые глины, содержание газа - 29%

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. СОВМЕЩЁННЫЙ ГРАФИК ИНДЕКСОВ ДАВЛЕНИЙ

Относительная плотность бурового раствора определяется в соответствие с [1] по формуле .

Коэффициент аномальности К_a берем на основании таблицы для соответствующих интервалов. Также по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности коэффициент запаса К_з для глубин 0-1200м равен k_з=1,1, а для глубин свыше 1200 м равен К_з=1,05. При этом, превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно быть не больше 1,5 МПа для интервалов 0-1200 м, а для интервалов свыше 1200 м не больше 3 МПа.

Следовательно, для интервалов 0-1200 м рассчитывается по формуле

- условие выполняется.

Для интервалов 1200-4004 м, коэффициент запаса К_з=1,05.

Следовательно, рассчитывается по формуле:

-условие выполняется.

Для интервала 3842-4004 м рассчитывается по формуле.

- условие выполняется.

Полученные данные, внесем в таблицу 3.1.



Таблица 3.1.

Интервал, м	Коэффициент аномальности пластового давления	Относительная плотность промывочной жидкости	Коэффициент гидроразрыва пород
От (верх)	До (низ)
81	895	1,00	1,1	1,575
895	1200	1,00	1,1	1,59
1200	1467	1,00	1,05	1,59
1467	2548	1,00	1,05	1,59
2548	3842	1,00	1,05	1,64
3842	4004	1,05	1,1025	1,675

На рис.3.1 приведен график совмещенных давлений.

Рис. 3.1. Совмещенный график индексов давлений



4. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов жидких и газообразных полезных ископаемых, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяются количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещенному графику индексов пластового давления и давления начала поглощения с глубиной скважины.

Из графика совмещенных давлений (Рис.3.1) видно, что присутствуют зоны несовместимых условий бурения.

В таблице 4.1 приведена предварительная конструкция скважины.

Таблица 4.1.

Наименование колонн	Глубина спуска (по вертикали)	Назначение
Направление	168	Для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости
Кондуктор	507	Для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн
Промежуточная колонна	2880	Для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины, перекрытие зон осложнений
Эксплуатационная колонна	3872	Для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород
Фильтр-хвостовик	4003,5	Для испытания и разработки продуктивного пласта

Выбор диаметральных размеров обсадных колонн

Диаметры обсадных колонн и долот выбираем снизу-вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм.), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр эксплуатационной колонны дан по условию - 168 мм.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным диаметральным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны (табл. 4.2).



Таблица 4.2 - Допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны.

Наружный диаметр обсадной колонны, мм	Допустимая разность, мм
114,3; 127	10 - 15
139,7; 146,1	15 - 20
168,3; 177,8; 193,7	20 - 25
219,1; 244,5	25 - 30
273,1; 298,5	30 - 35
323,9; 339,7; 351	35 - 45
377; 406,4; 425,5	45 - 50
508; 762	50 - 55

Расчетный диаметр долота определяется по формуле

(1)

где - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80; 2д - разность диаметров по табл. 4.2.

Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр.

Установленный таким образом, нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти:

(2)

где Д - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Д = 5 - 10 мм (причем нижний предел - для труб малого диаметра). По известному внутреннему диаметру обсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализованный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы. Так как в ГОСТ 632- 80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах:

(3)

где, - внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; дтр - толщина стенки трубы, мм.

Рассчитаем диаметры колонн и долот по формулам (1),(2),(3):

Фильтр-хвостовик:

D_{хвостовика.} = 139,7 мм;

Наружный диаметр соединительной муфты для фильтра-хвостовика по ГОСТ 632-80: ; Расчетный диаметр долота для бурения под фильтр-хвостовик:

= 153,7+20 = 173,7 мм;

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота: = 215,9 мм.

Эксплуатационная колонна:

d_эксп. = 245 мм;

Внутренний расчетный диаметр эксплуатационной колонны:

= 215,9+10= 225,9 мм;

Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80: dк = 245 мм, с толщиной стенки д_к= 8,9 мм; наружный диаметр муфты d_м= 269,9 мм; Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:



= 269,9+25 = 294,9 мм;

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-2003: = 311,2 мм;

Промежуточная колонна:

Внутренний расчетный диаметр технической колонны:

= 311,2+10 = 321,2 мм;

Нормализованный диаметр технической колонны по ГОСТ 632-80: d_н = 340 мм, с толщиной стенки д_н= 8,4 мм; наружный диаметр муфты d_м= 365,1 мм; Расчетный диаметр долота для бурения под техническую колонну:

= 365,1+35=400,1 мм;

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота: = 444,5мм;

Кондуктор:

Внутренний расчетный диаметр кондуктора:

= 444,5+10 = 454,5 мм;

Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80: d_н = 508 мм, с толщиной стенки д_н= 16,1 мм; наружный диаметр муфты d_м= 533,4 мм; Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

= 533,4+50=583,4 мм;

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота:

;

Направление:

Внутренний расчетный диаметр направления:

= 700+10 = 710 мм;

Нормализованный диаметр направления по ГОСТ 632-80: d_н = 762 мм; Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

= 762+55=817мм;

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота:

= 490+расширитель 850 мм;

Таблица 4.3 - Диаметры долот и обсадных колонн

Название обсадной колонны	Диаметр, мм	Интервал установки колонны по вертикали, м	Диаметр муфты, мм	Диаметр долота, мм
		от (верх)	до (низ)
Направление	762	0	168	762	490+850
Кондуктор	508	0	507	533,4	490+700
Техническая колонна	340	0	2880	365,1	444,5
Эксплуатационная	245	0	3872	269,9	311,2
Фильтр-хвостовик	140	3742	4003,5	153,7	215,9

Высоту подъема цементного раствора за обсадными колоннами принимаем согласно требований Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.[2]



5. ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ

Набор зенитного угла контролируется телесистемой.

Графическое изображение проектного профиля основного транспортного ствола и горизонтального ствола №1, а также горизонтальная проекция ствола приведены на рисунках (Рисунок 5.1, 5.2).

Рисунок 5.1 - Вертикальная проекция основного транспортного ствола и ГС-1

Рисунок 5.2 - Горизонтальная проекция основного транспортного ствола и ГС-1



6. СРАВНЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БУРЕНИЯ КНБК С ВЗД И РУС НА МЕСТОРОЖДЕНИИ THIEN NGA(ЛЕБЕДЬ). ОБЗОР МОТОРИЗОВАННЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ

6.1 Техника и технология бурения наклонно направленных скважин с применением винтовых забойных двигателей-отклонителей

Бурение наклонных и горизонтальных скважин в настоящее время чаще всего осуществляют по трёхинтервальному профилю, который включает следующие участки:

-вертикальный;

-набор зенитного угла с отклонителем; искривление может осуществляться с различной интенсивностью на разных интервалах;

-прямолинейный участок - участок стабилизации зенитного угла; в наклонной скважине угол может быть равен 25…55°, в горизонтальной - 80…100°.

Компоновка с забойным двигателем стала универсальной, т. к. может применяться на всех участках направленных и горизонтальных скважин (вертикальный, набор, спад угла, стабилизация). Наибольшее распространение получила компоновка с искривлённым корпусом двигателя, которая позволяет набирать или терять угол, когда колонна не вращается, и бурить строго прямо вперёд при её вращении ротором. При условии правильно подобранного долота и компоновки нижней части бурильной колонны в соответствии с геолого-техническими условиями бурения это приводит к тому, что количество спускоподъёмных операций резко уменьшается. Винтовой отклонитель может иметь угол перекоса осей между шпиндельной секцией и секцией двигателя от 0° до 3°. Величина угла перекоса осей определяет интенсивность изменения зенитного угла при работе с отклонителем и может изменяться в широком диапазоне: от 1? до 3? градусов на 10 метров.

На рисунке 6.1. приведена формализованная компоновка нижней части бурильной колонны для бурения искривлённых и прямолинейно-наклонных участков скважины.

При бурении прямолинейно-наклонного участка - участка стабилизации зенитного угла наклонно направленной скважины, компоновку с отклонителем вращают ротором. Это позволяет исключить дополнительные спускоподъемные операции и сократить время бурения.

При вращении искривлённого двигателя в прямолинейном стволе на отклонитель действуют моменты сил, в том числе центробежной силы, которые могут привести к напряжениям в теле корпуса двигателя, превышающим предел текучести (упругости) материала. Поэтому скорость вращения имеет предельно допустимые значения, которые определяют с помощью номограмм.[7]

Принцип действия

Источником энергии забойных двигателей является поток бурового раствора. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. В основе работы винтовых забойных двигателей лежит обратный принцип «насоса Муано»: циркулирующая под давлением жидкость поступает в расширяющуюся полость, образующуюся между геликоидальным металлическим ротором скальчатого типа и винтовой геликоидальной полостью в корпусе статора из эластомерного материала. Давление циркулирующей жидкости (бурового раствора), поступающей в зазор между статором и ротором, заставляет ротор двигателя вращаться внутри статора. Таким образом, гидравлическая энергия циркулирующей жидкости преобразуется в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, передаётся на долото и приводит его в действие. Изменение числа «лепестков» геликоидального ротора и геометрии винтового канала статора позволяют создавать двигатели, обладающие различными гидравлическими и механическими характеристиками, применительно к конкретному типу буровых работ или скважинных условий. Типы гексагональных сечений винтового двигателя приведены на рисунке 6.2.

В общем случае работу двигателя принято характеризовать с использованием следующих параметров.

Расход - диапазон расхода потока через винтовую пару двигателя.

Максимальный перепад давления - перепад давления, который можно создавать только в течение коротких временных интервалов, так как при этом усиливается износ/повреждение винтовой пары двигателя.[8]

Рисунок 6.1 - Компоновка нижней части бурильной колонны

Максимальный крутящий момент - момент на долоте при максимальном перепаде давления на винтовой паре.

Давление в отсутствие нагрузки - давление (при нахождении долота над забоем), которое требуется для преодоления внутреннего трения и потерь давления на двигателе; эта величина изменяется с расходом.

Эксплуатационный перепад давления - номинальная разность давлений при работе инструмента над забоем и на забое.

Эксплуатационный крутящий момент - крутящий момент на долоте при эксплуатационном перепаде давления.

Выходная мощность - механическая мощность при номинальном перепаде давления и максимальном расходе.[9]

Частота вращения - диапазон частоты вращения долота, связанный с расходом. Минимальная частота вращения долота наблюдается при минимальном указанном расходе потока, а максимальная частота вращения при максимальном указанном расходе.

Современный винтовой забойный двигатель состоит из четырёх основных частей:

1) узел перепускного клапана;

2) силовая секция двигателя - секция преобразования энергии потока промывочного агента в механическую энергию вращения;

3) узел соединения вала двигателя с валом шпинделя;

4) шпиндельная секция: подшипники и узел приводного вала.

Перепускной клапан, устанавливаемый над силовым отсеком, позволяет предотвратить засорение долота и двигателя во время спуска на забой. Использование клапана является особенно необходимым при разбуривании стали, бурении на депрессии или бурении слабосцементированных пород.

Конструкция силовой секции включает пару «статор/ротор», которая преобразует гидравлическую энергию циркулирующей под давлением промывочной жидкости в механическую энергию вращения приводного вала.

Соединение вала двигателя с валом шпинделя обеспечивает механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично вращающимся валом.

Шпиндель передаёт осевую нагрузку на долото, воспринимает гидравлическую нагрузку, действующую на ротор двигателя, и уплотняет выходной вал, способствуя созданию необходимого перепада давления на долоте. Подшипники шпинделя должны также воспринимать радиальные нагрузки, возникающие от действия долота и шарнирного соединения.[10]

Основные конструкционные узлы ВЗД приведены на рисунке 6.3.



Рисунок 6.2 - Типы геликоидальных сечений забойного двигателя

Специфической особенностью конструкции силовой секции (рис. 6.4) является его возможность работать с различными видами циркулирующего флюида, включая буровой раствор на водной и нефтяной основе, воду, сжатый воздух и пены, во всех случаях обеспечивая выходные характеристики, позволяющие обеспечить бесперебойную работу бурового оборудования. Статор и ротор турбины имеют геликоидальное сечение, при этом они имеют одинаковую форму в плане, однако стальной ротор имеет на один зубец меньше, чем количество каналов изготовленного из эластомера статора.

Эластомерный статор изготовляется литьём под давлением, при этом особое внимание в процессе его изготовления уделяется однородности состава эластомера, надёжному связыванию компонентов и качеству профиля геликоидальных каналов статора. Отливка статора производится непосредственно в стальной корпус статора забойного двигателя. Количество геликоидальных каналов статора может изменяться от 2 до 10 в зависимости от типоразмера двигателя.



Роторы изготавливаются из стальных заготовок на высокоточных металлорежущих станках, позволяющих получить минимальные аксиальные и радиальные допуски; кроме того, они могут быть плакированы специальными покрытиями для того, чтобы повысить их способность противостоять механическому износу и повысить их стойкость к коррозионному воздействию. В зависимости от типоразмера мотора, количество заходов ротора может изменяться от одного до девяти.

Силовые характеристики двигателя - его входная и выходная мощности зависят, прежде всего, от числа зубцов ротора и каналов статора, их геометрии, угла наклона винтовых образующих и количества ступеней[11].

Шпиндель - один из главных узлов двигателя. Он передаёт осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в рабочих органах, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала). В ряде случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота. Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединённый посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части - с шарниром. Для восприятия осевых нагрузок используются как радиально упорные, так и упорные подшипники. Подшипники выполняются многорядными и сохраняют свою работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5-7 мм[12].

Шпиндели отечественных винтовых забойных двигателей (рисунок 6.5) выполняются не маслонаполненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом к конструированию забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.

Рисунок 6.5 - Шпиндельная секция в сборке



Геометрия рабочей пары (ротор/статор) забойного двигателя не позволяет обеспечить свободный переток рабочей жидкости (бурового раствора) между колонной и затрубным пространством в ходе спускоподъёмных работ.

Для того чтобы обеспечить заполнение буровой колонны раствором в процессе спуска инструмента, а также свободный слив бурового раствора из колонны в процессе её подъёма, в конструкции двигателя предусмотрен клапанный переводник, который устанавливается непосредственно над турбиной. Кроме того, наличие клапанного переводника позволяет при необходимости снизить циркуляцию раствора через двигатель. Рабочим узлом клапанного переводника является полый цилиндр с отверстиями в боковой стенке, через которые осуществляется циркуляция раствора между бурильной колонной и затрубным пространством.

При работе на буровых растворах с повышенным содержанием взвешенных частиц (что может привести к засорению клапана), либо в процессе бурения с продувкой забоя воздухом, клапанный переводник можно не устанавливать. По своей конструкции (рис. 6.6) клапанный переводник представляет собой подвижный поршень (золотник), перемещающийся внутри пружины[13].

Рисунок 6.6 - Клапанный переводник забойного двигателя

Клапан переводника остаётся в открытом положении до тех пор, пока давление циркулирующего бурового раствора не превысит жёсткости пружины, что приведёт к смещению поршня и, в конечном счёте, к перекрытию боковых отверстий в его корпусе, тем самым перекрывая переток раствора в затрубное пространство, то есть весь буровой раствор будет поступать в забойный двигатель.

При остановке циркуляции пружина возвращает клапан в исходное положение, при этом открываются боковые отверстия, и восстанавливается поток бурового раствора в затрубное пространство. Циркуляционные каналы в корпусе переводника оснащены фильтрующими решётками, предотвращающими засорение клапана шламом, выносящимся с забоя буровым раствором. Необходимая для закрытия клапана величина подачи бурового раствора ниже минимальной расчётной величины рабочего потока забойного двигателя.

Регулятор угла (РУ) перекоса осей двигателя (таблица 6.1) предназначен для использования в составе забойного двигателя при бурении наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин.

Таблица 6.1. - Регуляторы угла перекоса осей двигателя-отклонителя

Схема, поясняющая работу регулятора угла перекоса осей отклонителя, приведена на рисунке 6.7.



Рисунок 6.7 - Схема работы регулятора угла

При повороте секций регулятора угла происходит их перекос до максимального при повороте на 180° относительно исходного положения механизма. При этом угол перекоса осей равен 2a. При каждом изменении угла перекоса осей секций забойного двигателя происходит изменение плоскости его искривления, что необходимо учитывать при ориентировании отклонителя в скважине.

Регулятор угла (рис. 6.8) включает следующие основные узлы:

- узел искривляющий;

- торсион;

- переводник соединительный.



Классификация винтовых забойных двигателей с характеристикой по области применения

Винтовые забойные гидравлические двигатели подразделяются на следующие типы:

- общего назначения;

- для наклонно направленного и горизонтального бурения;

- для отбора керна;

- для ремонта скважин;

- с разделённым потоком;

- многомодульные.

Выпускаемые в России винтовые забойные гидравлические двигатели общего назначения выполняются по единой схеме, имеющей неподвижный статор и вращающийся ротор, соединяемые со шпинделем. Охватывают диапазон диаметров корпуса от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот шарошечных и безопорных, бурголовок, фрезеров и райберов диаметром от 139,7до 295,3 мм с обеспечением минимального технологически требуемого зазорамежду корпусом двигателя и стенками скважины в конкретных горно-геологических условиях разрезов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Порядок назначения шифров ВЗД:

Д - двигатель в прямом исполнении;

ДР - двигатель с регулируемым узлом искривления;

ДГР - двигатель с укороченным шпинделем и регулируемым узлом искривления;

ДВ - двигатель с повышенной частотой вращения;

Д1 - цифра обозначает номер модификации.

Пример: ДГР-178.6/7.62-01.

ДГР - тип двигателя с укороченным шпинделем и регулируемым узлом искривления;

178 - диаметр двигателя, мм;

6/7 - количество зубьев ротора/статора;

62 - число шагов винтового зуба статора * 10 (6 целых 2 десятых);

01 - корпус двигателя выполнен с резьбой для установки центратора.

Двигатели для бурения дополнительных стволов

Эта серия представлена двигателями с наружным диаметром от 54 до172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин. Обладая рядом конструктивных особенностей и рациональным критерием эффективности, M/n, двигатели этой серии эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.

При использовании ВЗД в горизонтальном бурении [8] реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1-2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.

Основные особенности двигателей серии ДГ:

- уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секций, при этом силовая секция, как правило, двухшаговая, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс работы;

- уменьшенный наружный диаметр (108 против 120 мм; 155 против 172 мм),что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД, обеспечивает надёжную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;

- многообразие механизмов искривления корпуса (жёсткий искривлённый переводник, регулируемый переводник, корпусные шарниры с одной или двумя степенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;

- возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;

- усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надёжную работу с большими углами перекоса.

Технические характеристики двигателей серии ДГ представлены в таблице 6.2[14].



Таблица 6.2 - Винтовые забойные двигатели для бурения горизонтальных скважин, дополнительных стволови капитального ремонта скважин

Сравнение технических характеристик винтовых отклонителей для наклонно направленного и горизонтального бурения

Для сравнения выбраны винтовые забойные двигатели-отклонители равного диаметра, сравнение проводится по рабочим и стендовым характеристикам, которые приведены в таблице 6.3 и на рисунках 6.9 -6.12.

Таблица 6.3 - Сравнение технических характеристик винтовых отклонителей ДР-240 и ДГР-240

Из стендовых характеристик видно, что при увеличении объёма жидкости, пропускаемой через двигатель, увеличиваются все основные пиковые характеристики.

При сравнении двигателей равного диаметра при равном расходе жидкости видно, что двигатель с большей заходностью имеет меньшую частоту вращения и мощность при одинаковом моменте[15].

Роторные управляемые системы

Управляемые системы роторного бурения (rotary steerable system - RSS) - это системы, в которых долото движется по заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны. Вращение забойной компоновки обеспечивает эффективную очистку скважины, снижает риск прихватов и, в конечном счёте, позволяет пробурить более протяжённые участки по сравнению с бурением забойным двигателем. Основная сложность заключается в передаче с поверхности достаточной мощности долоту, чтобы обеспечить необходимую скорость бурения. В некоторых случаях бурение забойным двигателем оказывается предпочтительным.

Полностью автоматизированные системы были впервые применены на очень дорогостоящих скважинах с большим отклонением забоя от устья, на которых они обеспечили возможность решения задач, недоступных для существующих компоновок с забойными двигателями. Рекордной является скважина, пробуренная компанией British Petroleum с южного берега Великобритании. При вертикальной глубине скважины около 1500 метров смещение её забоя составило 10100 метров.

С момента внедрения в середине 1990-х годов роторных управляемых систем (РУС) их применение и совершенствование резко возросли. К числу самых последних технологических достижений относится вращающаяся с высокой частотой управляемая система, а также комбинирование данной системы и мощного винтового забойного двигателя[16].

Классификация роторных управляемых систем по способу управления смещением долота

Роторные управляемые системы по способу управления смещением долота относительно оси скважины можно разделить на два основных типа.

1. «Push-the-bit» - отталкивание от стенки скважины всей компоновки или большей её части относительно оси, что вызывает давление на боковую поверхность долота в определённом направлении. К этому типу можно отнести системы «AutoTrak» компании Baker Hughes INTEQ и «PowerDrive» компании Schlumberger.