Что такое осциллятор в бурении
Снижение трения при бурении. Вспомогательные механизмы
В статье рассматриваются вспомогательные механизмы для снижения прихватоопасности при бурении наклонно-направленных и скважин с горизонтальным окончанием. На кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного нефтяного института разрабатываются механизмы для механического метода снижения сил трения, которые прошли лабораторные и промысловые испытания и показали свою эффективность, что подтверждается актами проведённых испытаний.
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]
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;
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.
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.
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.
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.
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.
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:
На рис. 7. представлены спектры частот, характерные для работы насоса и др. элементов циркуляционной системы.
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.
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.
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.
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.
Габдрахимов М.С, Хузина Л.Б. Наддолотные многоступенчатые виброусилители. – СПб.: ООО “Недра”, 2005. – 148 с.
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
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.
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.
Применение осцилляторов для бурения скважин
Experience in using oscillators for drilling boreholes
KRUTIK E.N. 1
BORISOV M.S. 1
FUFACHEV O.I. 1
PATLASOV A.Yu. 1
POPOV A.M. 1
SINITSKIKH S.Yu. 1
1 Gidrobur-Servis LLC
Perm, 614025,
Russian Federation
Бурение наклонных и горизонтальных участков скважин с большим отходом от вертикального ствола осложняется недостаточной передачей нагрузки на долото из-за трения колонны о стенки скважины. В особенно сложных случаях возможны подвисания бурильной колонны, с ее последующим срывом и ударом о забой скважины. Удары крайне негативно сказываются на ресурсе оборудования, установленного в компоновку низа бурильной колонны. Одним из методов снижения трения колонны о стенки скважины является использование осцилляторов. В ООО «Гидробур-сервис» разработаны два типа осцилляторов. Изготовлены опытные образцы осцилляторов, создающих радиальные вибрации. В статье приведены результаты промысловых испытаний указанных образцов.
Drilling of slanted and horizontal sections of boreholes with large distance from the vertical direction is hindered by insufficient transfer of load onto the drill bit due to friction between the drill pipe and walls of a borehole. «Stick-and-slip» effect and hitting the borehole bottom may occur in most complicated cases. Hits have extremely negative impact upon lifetime of drilling tools installed in the bottomhole assembly. One of the methods to reduce friction of the pipe against borehole walls is to use oscillators. Two types of oscillators have been designed by «Hydrobur-service» LLC. Pilot specimen of the oscillators, emitting radial vibrations, have been produced. This article contains results of field tests of the mentioned specimen.
В настоящее время интенсивно увеличиваются объемы бурения скважин, имеющих значительное отклонение от вертикали и увеличенный горизонтальный участок. При этом возрастают риски прихватов, подвисаний компоновки низа бурильной колонны (КНБК) с ее последующим срывом и ударов о забой скважины. Удары крайне негативно влияют на дорогостоящее оборудование КНБК, в частности на долото, телесистему и забойный двигатель, значительно снижая их ресурс. Для уменьшения (предотвращения) подвисаний и срывов бурильной колонны в состав бурового раствора вводят смазывающие добавки (нефтепродукты) или применяют растворы на углеводородной основе (РУО). Однако следует учитывать, что производители винтовых забойных двигателей (ВЗД) устанавливают ограничение на содержание нефтепродуктов в буровом растворе, обусловленное используемым в качестве обкладки статора материалом, и при бурении в данных условиях требуется использование винтовых забойных двигателей специального исполнения с маслобензостойкой эластомерной обкладкой.
Кроме того, эффективность использования данного способа для борьбы с подвисаниями КНБК снижается по мере увеличения протяженности горизонтального участка. Одним из устройств, позволяющих снизить негативные последствия срывов КНБК, является механизм подачи долота, разработанный компанией ООО «Гидробур-сервис» и проходящий опытно-промышленные испытания. Другим способом, позволяющим снизить вероятность подвисания КНБК, а также увеличить протяженность горизонтального участка скважины, является использование в составе бурильной колонны осцилляторов. Они, в общем случае, могут быть трех типов, в зависимости от направления вибраций: радиальные, осевые и радиально-осевые.
В ООО «Гидробур-сервис» разработаны осцилляторы двух типов, опытно-промышленные испытания прошли осцилляторы с радиальным направлением колебаний, выполненным на основе героторного многозаходного механизма.
Работа осциллятора осуществляется следующим образом. Устройство устанавливается в состав бурильной колонны на расстоянии 200 – 400 метров от долота, в соответствии с опытом применения осцилляторов буровыми подрядчиками на месторождениях. При прокачке бурового раствора через осциллятор приводится в движение массивный ротор, который, осуществляя планетарное движение, создает радиальные вибрации. Данные вибрации, определенной частоты и интенсивности, создают основной эффект при работе осциллятора, а их передача на колонну бурильных труб позволяет уменьшить силы трения колонны о стенки скважины. Наибольший эффект от работы осциллятора достигается в месте его установки при бурении в режиме «слайда».
Наиболее значимыми характеристиками осциллятора являются создаваемая им частота вибраций и сила воздействия на бурильную колонну, которая, в свою очередь, в значительной мере зависит от центробежной силы инерции ротора и жесткости бурильной колонны.
Частота вибраций героторного механизма определяется по формуле: 
где n – частота вращения выходного вала, z2 – число зубьев ротора.
Параметры, требуемые для определения частоты вибраций, согласно [1]:
1. Частота вращения выходного вала 
где Q – расход бурового раствора.
2. Рабочий объем механизма – 
где S – площадь живого сечения рабочих органов, T – шаг винтовой поверхности статора.
3. Площадь живого сечения рабочих органов – 
где e – эксцентриситет, Dk – контурный диаметр рабочих органов.
Центробежная сила инерции ротора определяется согласно [1] по формуле: 
где m – масса ротора осциллятора, ω = 2∙π∙n – угловая скорость.
Согласно формуле (5) инерционная сила в значительной мере зависит от угловой скорости ротора. Однако данный параметр, связанный с частотой вибраций, требует отдельной оптимизации и подбора для более эффективной работы осциллятора. Значение эксцентриситета находится в крайне узком диапазоне, таким образом, масса ротора является оптимальной переменной для задания инерционной силы.
При выборе инерционной силы следует учитывать следующие факторы и параметры: усталостную прочность материала корпусных деталей осциллятора и бурильных труб; склонность резьбовых соединений к самопроизвольному развинчиванию при воздействии на них вибраций; повышение перепада давления, создаваемого осциллятором.
Жесткость бурильной колонны – постоянно меняющаяся величина, даже в пределах бурения одного интервала и с использованием одной и той же бурильной колонны, т.к. зависит от приложенной осевой нагрузки и крутящего момента, точек опоры бурильной колонны о стенки скважины, траектории скважины, проявления «баклинг» эффекта (потеря устойчивости бурильной колонны), геометрии бурильных труб и непосредственно корпусных элементов осциллятора и др. Определение жесткости бурильной колонны на заданном интервале является темой отдельного исследования, выходящего за рамки данной статьи. Для предварительной оценки и сравнения осцилляторов одного габарита и типа достаточно владеть информацией о его рабочей частоте и инерционной силе источника колебаний.
С целью проведения опытных работ в ООО «Гидробур-сервис» была изготовлена партия осцилляторов 178-го габарита. Был использован героторный механизм, создающий вибрации с частотой, зависящей от расхода рабочей жидкости, согласно рис. 1, и инерционной силой в зависимости от расхода рабочей жидкости, согласно рис.2. Рабочим расходом для рассматриваемых осцилляторов является от 25 л/с до 38 л/с.
Произведенные осцилляторы прошли испытания на скважинах Западной Сибири:
1. Еты-Пуровского месторождения, куст № 237,
скв. № 1923;
2. Еты-Пуровского месторождения, куст № 238,
скв. № 3770;
3. Еты-Пуровского месторождения, куст № 238,
скв. № 3771;
4. Месторождения «Крайнего» — куст № 103,
скв. № 6708;
5. Еты-Пуровского месторождения, куст № 259,
скв. № 3761;
6. Еты-Пуровского месторождения, куст № 259,
скв. № 3765.
Осцилляторы устанавливались на расстоянии 225 – 400 метров от долота.
Бурение осуществляется в режиме «слайда» (скольжения колонны без ее вращения) или при вращении бурильной колонны ротором. При бурении с помощью забойных двигателей управление траекторией скважины (изменение зенитного или азимутального углов) осуществляется только в режиме «слайда» за счет заранее установленного угла перекоса шпиндельной секции двигателя (при условии, что не используются роторные управляемые системы). Положение бурильной колонны определяется по показаниям телесистемы.
Закономерно, что при сокращении времени, потраченного на ориентирование КНБК (происходящего только в режиме «слайда»), увеличивается доля от общего времени бурения с вращением ротора и в связи с этим учитывалась общая фактическая средняя скорость на интервале, бурение которого происходило с использованием осциллятора. Для оценки полученных результатов было произведено их сравнение с плановой скоростью и с результатами, полученными при бурении с использованием осцилляторов других производителей. Сравнительная диаграмма с полученными результатами приведена на рис. 3. На рис. 4 показаны линии тренда мгновенной механической скорости проходки (МСП) в режиме «слайда» в зависимости от глубины бурения. На рисунках применено следующее обозначение:
«№ скважины (Производитель осциллятора)», где ГБС — ООО «Гидробур-сервис», др. произв. – другие производители осцилляторов.
Анализируя данные, представленные на рис. 3 и рис.4, можно обнаружить, что при бурении с использованием осцилляторов производства «Гидробур-сервис» (ГБС) выполнение запланированной скорости находилось в пределах от 90 % до 170 %. При использовании осцилляторов другого производителя фактическая МСП по отношению к запланированной была в пределах 70 % – 85 %. Также при бурении с осцилляторами ГБС скорость в режиме «слайд» (рис. 4) в среднем выше, чем при бурении с осцилляторами другого производителя, несмотря на меньшую запланированную МСП. Профиль скважины, геологические условия, оборудование КНБК и параметры бурового раствора для проведения сравнительного анализа были подобраны максимально идентичными. Часть обозначенных параметров приведена в табл.
ВЫВОДЫ
Использование осциллятора в составе бурильной колонны позволяет сократить время на ориентирование, снижает количество подвисаний и срывов КНБК на забой при бурении в режиме «слайда», тем самым позволяет пробурить участок в режиме направленного бурения более качественно, снижает количество или полностью исключает необходимость введения смазывающих добавок. Однако были случаи, когда положительный эффект от работы осциллятора не наблюдался. На данный момент продолжаются опытно-промышленные испытания осцилляторов.
Скважинный осциллятор
Осциллятор представляет собой систему, обеспечивающую создание колебательных движений. Подобные системы применяются во множестве отраслей, в том числе – в сфере бурения скважин. Задачей скважинного осциллятора является снижение сил трения, возникающих между бурильной колонной и стенками скважины при бурении горизонтально-наклонных стволов нефтяных скважин.
Нередко скважинный осциллятор называют генератором колебаний колонны бурильных труб, что по сути описывает принцип работы устройства. В отличие от химических методов уменьшения сил трения, которые заключаются в применении разнообразных смазочных добавок, осциллятор воздействует на колонну бурильных труб механически. К той же категории механических устройств, способных снижать показатели колебания бурильной колонны относятся центраторы, калибраторы и другие устройства, включенные в компоновку колонны.
Результатом применения таких устройств является увеличение проходки на долото и повышение механической скорости бурения. Кроме того, применение скважинного осциллятора позволяет:
Примером конструкции скважинного осциллятора является следующее устройство: корпус, внутри которого установлена калиброванная втулка, ось, клапан, а также верхний и нижний диффузоры. Принцип работы заключается в следующем: по колонне бурильных труб к устройству насосами с поверхности подается промывочный раствор. По проходному каналу направленный поток промывочной жидкости попадает на клапанный узел, в результате чего клапан начинает совершать колебания, попеременно наклоняясь разными сторонами к проходному каналу. Это обеспечивает частичное перекрытие проходного канала в определенные моменты. Таким образом, забоя скважины достигают низкочастотные колебания промывочной жидкости, обеспечивающие снизить коэффициент трения.
К сожалению, надежность данного способа снижения показателя трения бурильной колонны о стенки скважины до сих пор вызывает сомнения у многих практикующих специалистов. Несмотря на множество лабораторных исследований с хорошими результатами, невозможно гарантировать высокую эффективность применения этого устройства. Сегодня доработки и исследования, направленные на совершенствование и развитие скважинных осцилляторов продолжаются.
Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже: