Бурение скважин

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ» (МГРИ) __________________________________________________________________________________________________ Кафедра современных технологий бурения скважин имени профессора Воздвиженского Б.И. __________________________________________________________________________________________________ Технология бурения нефтяных и газовых скважин группы НД-19-1, НД-19-2 __________________________________________________________________________________________________ 30.10.2020 Доктор технических наук, профессор Павел Васильевич Овчинников Породоразрушающий инструмент – Буровые долота а Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины. По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы: 1) Дробяще-скалывающего действия – шарошечные долота 2) Режуще-скалывающего действия – лопастные долота и долота PDC; 3) Истирающе-режущего действия - алмазные долота и долота PDC. Шарошечные долота б в Схема разрушения горной породы на забое: а) дробление, б) резание, в) истирание (микрорезание) стальное фрезерованное Лопастное PDC (Polycrystalline Diamond Compacts) твердосплавное штыревое Алмазное Импрегнированное алмазное 1 ВЫБОР БУРОВЫХ ДОЛОТ ПО ТИПУ ВООРУЖЕНИЯ 2 ТВЕРДОСТЬ И АБРАЗИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД (по Л.А. Шрейнеру) Порода (литологические типы и характеристики) Известняк: без примеси твердых абразивных минералов глинистый песчанистый (5 %) песчанистый (10 %) песчанистый (до 20-30 %) алевролитовый кремнистый (5 %) кремнистый (10 %) кремнистый (15 %) кремнистый (20-30 %) Доломит: без примеси твердых абразивных минералов Песчанистый Кремень Опока и трепел Ангидрит без примеси твердых абразивных минералов Глина: Мономинеральная Алевролитовая Песчанистая кремнистая (опоковидная) Гипс: без примесей опесчаненный глинистый Содержание Твердость по кварца или штампу, МПа халцедона, % Категория твердости Категория абразивности 1 3 5 10 20-30 15-20 5 10 15 20-30 9-17 10-20 10-20 8-18 10-20 - 5-6 4-5 5-6 5-6 4-5 5-6 5-6 6-7 6-7 8 2-3 4 5 6 8-9 5 5 6 7 8 2-3 75-95 - 33-41 - 7-8 7-8 11 1-2 4-5 3-4 6-7 11 6 1 10-20 10-30 - 1-8 1,5-4 1,5-4 12 1-3 2-3 2-4 4 3-4 4-5 5 6 10-15 1 - 2-3 2-3 2-3 1 4 1 Категории твердости и абразивности горных пород определяются в ТЗ на разработку проекта 3 Способы бурения Роторный - Вращение долота осуществляется за счет вращения колонны бурильных труб от ротора буровой установки с устья скважины (к роторному способу относят бурение с применением ВСП и РУС). Забойными двигателями - Вращение долота осуществляется забойным двигателем (турбинным, винтовым, электробуром), установленным на забое скважины над долотом. Забойный двигатель 4 Выбор способа бурения Критерии применимости способа бурения Роторный Забойными двигателями турбобур ВЗД электробур + - - - 1) низкооборотное бурение (nд < 90…120 об/мин) + - - - 2) средние частоты вращения (nд <450 об/мин) - диапазон средних частот nд < 250 об/мин - диапазон средних частот 250 < nд < 450 об/мин - + (с редуктором) + + (с редуктором) 3) высокооборотное бурение nд > 450 об/мин - + - + Ограничение по температуре применения, град. С не огранич. до 120-140◦С (в терм. исп. до 250◦С) до 100◦С (в терм. исп. до 130◦С) до 130◦С Ограничение по плотности бурового раствора, кг/м3 не огранич. до 1900 до 1900 до 2300 Наличие осложнений (осыпи и обвалы, поглощения) + не реком-ся не реком-ся не реком-ся Бурение с продувкой воздухом + - - + Бурение с применением РУС + - + - с применением РУС + + + + - - - Бурение стволов большого диаметра ( более 344 мм) Применимость по частоте вращения долота: Бурение ННС, ГС, РГС, МСС и МЗС (в интервалах набора кривизны и контроля траектории участка стабилизации) Бурение с отбором керна Применяемый породоразрушающий инструмент шарошечные низкооборотные (типа А, Н, НУ), PDC шарошечные шарошечные высокооборотные шарошечные высокооборотные низко и средне (типа В, ВУ), (типа В, ВУ), оборотные (типа алмазные, алмазные, импрегнирован., Н, НУ), PDC только c PDC PDC только c редуктором редуктором Выбор способа бурения осуществляется из условий: 1) Достижения наилучших ТЭП (Vмех →max, Тбур→min, стоимость 1 м бурения $ → min). 2) Технологической обеспеченности и возможностей производства на объекте работ. 5 РЕЖИМЫ И ПАРАМЕТРЫ БУРЕНИЯ Режим бурения — сочетание факторов, которые влияют на эффективность разрушения горной породы, определяющих скорость и стоимость проходки интервала горных пород и которыми можно управлять в процессе бурения. Факторы, определяющие режим бурения, называются параметрами режима бурения: - осевая нагрузка на долото (G, тс или кН); - частота вращения долота (n, об/мин); - расход бурового раствора (Q, л/с или м3/с). Оптимальный режим бурения – режим, обеспечивающий получение наилучших техникоэкономических показателей при данных условиях бурения. Критерии оптимизации режима бурения: 1) Проходка на долото Нд → max; 2) Механическая скорость бурения vмех → max; 3) Рейсовая скорость бурения vрейс → max; 4) Стоимость 1 м бурения $ → min. Мягкие Сред. тверд. Твердые Крепкие Vмех G Vмех Vмех Интенсивность углубления (углубление за 1 оборот) n Vмех Qопт Qmax Q Так как параметры режима бурения взаимосвязаны, то наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальном сочетании всех параметров 6 ОСЕВАЯ НАГРУЗКА НА ДОЛОТО Методика ВНИИБТ В общем случае минимальная осевая нагрузка на долото (GД), обеспечивающая объемное разрушение горной породы, определяется Для определения оптимальной осевой нагрузки должны быть учтены: - GД = αЗАБPш FK, (Н) - где αЗАБ – эмпирический коэффициент, учитывающий влияние факторов на твердость породы, действующих в реальных условиях бурения (гидростатическое давление, температура, динамичность и изменяющийся от 0,3 до 1,6 (наиболее часто αЗАБ = 0,4-0,7). рШ - твердость породы по штампу при атмосферных условиях, 2 Н/м (Па); Fк - площадь контактов зубьев долота с забоем, которая приближенно определяется из выражения (м2): - FK = 1,3DДКПb, (м2) где 1,3 – эмпирический коэффициент, учитывающий фактическую среднюю площадь контакта при нулевом погружении зубьев; DД – диаметр долота, м; b = (1,0-1,5)103 - притупление зубьев, м; kП - коэффициент перекрытия забоя зубьями долота (для долот с многоконусными шарошками со смещенными осями kП = 0,7-1,2, с одноконусными шарошками без смещения kП = 1,5-1,9). Для практических расчетов рекомендуется: GД = GУД·DД, (Н, кН) GУД – удельная нагрузка на долото (кН/м, кН/см) - достигнутые показатели работы буровых долот, применяемых при проводке скважин на данном (базовом) месторождении; параметры отработки долот, рекомендованные производителями; результаты теста по определению оптимальной нагрузки на долото по наибольшей Vмех в процессе бурения (Drill Тest); допустимая нагрузка на корпус долота. Технологические ограничения - при бурении скважины ГЗД необходимо учитывать допустимую осевую нагрузку на корпус ГЗД и нагрузку, обусловленную приемистостью ГЗД (паспортные характеристики ГЗД). Наружный диаметр корпуса ГЗД, мм Допустимая осевая нагрузка, кН 102 60 120 85 150 120 165 160 172-178 200 195-203 250 240 400 7 ЧАСТОТА ВРАЩЕНИЯ Для практических расчетов для роторного бурения рекомендуется эмпирическая зависимость: n= 90 ∙ 103 DД ∙ , (об/мин) G где DД – диаметр долота, м; G – осевая нагрузка на долото, кН. Или при заданной минимальной частоте вращения и удельной осевой нагрузке: nT = 𝐺УД 𝑀𝐴𝑋 𝐺Т ∙ 𝑛𝑀𝐼𝑁 , в связи с повышением давления всестороннего сжатия и пластичности пород, что требует большей длительности времени контакта зубьев долота с забоем. - в связи с ростом потерь на трение бурильной колонны о стенки скважины и ограничениями мощности привода ротора. Для определения оптимальной частоты вращения должны быть учтены: Рекомендуемые значения частоты вращения бурильной колонны при роторном бурении <500 - (об/мин) где GУД МАХ – максимальная рекомендуемая удельная осевая нагрузка на долото, кН/см; GT– текущая удельная нагрузка на долото, кН/см; nMIN, nТ – минимальное и текущее значения частоты вращения ротора, об/мин. Глубина скважины, м С ростом глубины скважины необходимо снижение частоты вращения : 5001500 15002500 устойчивые 120-180 90-120 60-120 Частота породы вращения, неустойчивые 90-120 60-90 40-90 об/мин породы 2500>4000 4000 40-90 40-90 40-60 40 - достигнутые показатели работы буровых долот, применяемых при проводке скважин на данном (базовом) месторождении в сочетании с оптимальной осевой нагрузкой Gд. - параметры отработки долот, рекомендованные производителями. Роторное бурение с низкими значениями частоты вращения (20–90 об/мин) и большими крутящими моментами (100 кН·м) обеспечивает возможность эффективного использования высокомоментных долот режуще-скалывающего действия типа PDC. 8 РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ УДЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК И ЧАСТОТ ВРАЩЕНИЯ Тип вооружения долота Тип опоры долота Удельная нагрузка, кН/см Частота вращения ротора, об/мин Частота вращения ГЗД, об/мин Трехшарошечное М, МС, МЗ, МСЗ негерметизированные опоры 5–10 - 500–650 Трехшарошечное С, СТ, Т, СЗ, ТЗ негерметизированные опоры 6–12 - 400–500 Трехшарошечное М, МС, С, СТ, МЗ, МСЗ, СЗ герметизированные маслонаполненные опоры 4–8 50–120 100–250 Трехшарошечное Т, К, ОК, ТЗ, ТКЗ герметизированные маслонаполненные опоры 6–10 40–80 90–150 Алмазное, Импрегнированное безопорное 3–6 - 600–900 PDC безопорное 2–5 80–120 120–350 Примечания: 1) Удельная нагрузка - отношение осевой нагрузки (кН) к диаметру долота (см) / Gуд=G/Dд 2) Большему значению осевых нагрузок должно соответствовать меньшее значение частоты вращения долота 3) Для больших диаметров долот соответствует верхний предел удельной осевой нагрузки: 4) 1 кН = 0.10197 т; 5) 1 кН/см = 100 Кн/м. 9 Верхний силовой привод (ВСП) Требования ФНиП ПБНГП-2015 (п. 136) Буровые установки должны оснащаться верхним приводом при: - бурении скважин с глубины по стволу более 4500 м; - вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сернистого водорода свыше 6 (объемных) %; - наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклоннонаправленных и горизонтальных скважинах; - бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м; - бурении всех морских скважин. Современные ВСП (TDX-1500 NOW Varco): - г/п - до 1360 т; - частота вращения – до 275 об/мин; - рабочий крутящий момент – до 140 кНм. Справочно – ротор Р 700 - допускаемая нагрузка на стол ротора - до 500 т; - частота вращения – до 200 об/мин (под нагрузкой – до 80…100 об/мин.) - статический крутящий момент – до 80 кНм. 10 Роторно-управляемые системы Роторная управляемая система (РУС) оборудование предназначенное для определения координат траектории скважины во время бурения и обеспечения смещения долота в соответствии с траекторией. Традиционный (применение ВЗД) Роторно-управляемая система 11 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГЗД Турбобур Сравнительные характеристики турбобура и ВЗД при Q = const РТ ВЗД РВЗД Обозначения М – момент на валу ГЗД, кНм  – КПД,% n – частота вращения вала, об/мин Р1 – перепад давления в секционном турбобуре, МПа Р2 – перепад давления в турбобуре с наклонной линией, МПа Р – перепад давления в ВЗД, МПа Турбобуры – высокооборотный ГЗД, имеет линейную зависимость частоты вращения от крутящего момента. С увеличением осевой нагрузки (соответственно крутящего момента) частота вращения вала значительно снижается. Расход промывочной жидкости - основной параметр, от которого зависят все остальные параметры. ВЗД - низкооборотный, высокомоментный ГЗД, имеет нелинейную зависимость частоты вращения от крутящего момента. ВЗД необходимо эксплуатировать при значениях расхода промывочной жидкости, рекомендованных в паспорте. Поддержание режима бурения выполняется контролем за перепадом давления. 12 ПОРЯДОК ВЫБОРА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ГЗД 1) Подбирается ГЗД, тормозной момент которого больше должен быть не меньше требуемого значения (двойного крутящего момента на долоте): МТРЕБ=2МД=2mGД, (нм) где GД - осевая нагрузка на долото, Н m - удельный момент на долоте, м 𝟐𝟖 𝐦 = 𝜶Д ( 𝒏 𝟏 + 𝟎, 𝟏𝟒)𝑫𝟐Д , м где: n - частота вращения долота, об/мин; Dд - диаметр долота, м; αД- безразмерный коэффициент, зависящий от типа долота: - для трехшарошечных долот типов М, МС, МСЗ 𝜶Д = 0,9 … 1,0; - для трехшарошечных долот типов С, СЗ, СТ𝜶Д = 0,7 … 0,8; - для трехшарошечных долот типов Т, ТЗ, ТКЗ, К, ОК 𝜶Д = 0,5 … 0,6; - для алмазных долот истирающе-режущего и истирающего типов 𝜶Д = 1,8 … 2,5; - для долот режущего типа PDC 𝜶Д = 3,0 … 3,5. 2) Проверяется условие соответствия частоты вращения вала ГЗД на режиме максимальной мощности (по паспортным данным) требуемому диапазону частоты вращения выбранного долота: 3) Определяется рабочая частота вращения ГЗД при крутящем моменте М=mGд Для турбобура 𝐧 = 𝐧𝐗 𝟏 − 𝑴 𝑴Т , об/мин Mт– тормозной момент ГЗД, Нм; nт – частота вращения на холостом режиме, об/мин. Для ВЗД 𝐧 = 𝐧𝐗 [𝟏 − 𝑴 𝑴Т 𝜶], об/мин где α - показатель, объемных потерь промывочной жидкости в рабочей паре ВЗД. α=3 для нового ВЗД; α=2 для изношенного ВЗД (через 100 ч работы); α=4 для нового профилированного ВЗД (с постоянной толщиной эластомера статора); α=3 для изношенного профилированного ВЗД (через 100 ч работы). 13 ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОБУРОВ 14 ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ 15 РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА 1. Условие обеспечения очистки забоя от шлама 𝝅 𝟒 Q1=α 𝑫𝟐скв , (м3/с) где DСКВ – диаметр скважины, м α – коэффициент расхода, зависящий от способа бурения и типа долота, м/с При использовании трехшарошечных долот: α = 0,35 … 0,50 м/с для роторного бурения; α = 0,50 … 0,70 м/с для бурения с помощью ГЗД. При использовании алмазных долот и долот PDC коэффициент α может быть увеличен в 1,2–1,3 раза. 2. Условие обеспечения выноса выбуренной породы 𝝅 𝟒 Q2= (𝑫𝟐скв -𝒅𝟐Н )𝑽К , (м3/с) где dН – минимальный наружный диаметр бурильных труб, м VК – средняя скорость течения жидкости, обеспечивающая вынос шлама из скважины, м/с Для практических расчетов VК=0,5…0,6 м/с, для стволов большого диаметра 393,7 мм и выше VК=0,4 м/с. 3. Условие обеспечения работы ГЗД - Q3 При использовании ГЗД необходимо также проверить выбранную величину расхода бурового раствора на возможность обеспечения устойчивой работы ГЗД. Выбранный расход жидкости должен соответствовать диапазону рекомендуемых паспортных значений расходов жидкости для конкретного типоразмера ГЗД, установленному заводом производителем. Принимается наибольшая величина расхода промывочной жидкости QMAX из определенных Q1, Q2 и Q3 Определяется рабочий режим промывки с учетом типа и числа работающих насосов, диаметра их втулок (поршней) Q=𝒎Н 𝑵Н 𝑸Н 𝑸мах , (м3) где mН – коэффициент заполнения; QН – справочная подача насосов при выбранном диаметре втулок, м3/с NН – количество используемых буровых насосов, шт. При наличии подпора на всасывании насосов mН=1. При отсутствии подпора: при промывке технической водой mН=0,9, при плотности БР менее 1200 кг/м3 mН=0,85, при плотности БР более 1200 кг/м3 mН=0,8. 16 ПАСПОРТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ БУРОВЫХ НАСОСОВ Примечание: при mН=1. 17 Схема очистки скважины от выбуренной породы поток раствора частицы породы 18 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ» (МГРИ) __________________________________________________________________________________________________ Кафедра современных технологий бурения скважин имени профессора Воздвиженского Б.И. __________________________________________________________________________________________________ Благодарю за внимание! __________________________________________________________________________________________________ Сергей Якунин Доктор технических наук, профессор Ведущий инженер по бурению скважин Павел Васильевич Овчинников