CC BY
19УДК 622.24
Л.Б. Хузина1, e-mail: [email protected]; Р.Х. Фаткуллин1; А.Ф. Шайхутдинова1, e-mail: [email protected]; Ш.Х. Фахрутдинов1; А.В. Еромасов2
1 Альметьевский государственный нефтяной институт (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).
2 Нурлатское предприятие буровых работ ООО «Бурение» (Нурлат, Республика Татарстан, Россия).
Промысловые испытания компоновки низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото
Статья посвящена методу доведения необходимой нагрузки до долота и улучшению технико-экономических показателей бурения при разбуривании нефтяных и газовых скважин, в частности наклонно-направленных и горизонтальных.
Авторами предложена компоновка низа бурильной колонны (КНБК), состоящая из долота PDC (Polycrystalline Diamond Cutter), скважинного осциллятора, винтового забойного двигателя, телесистемы и бурильных труб. Включенный в КНБК скважинный осциллятор позволяет усилить динамическую составляющую осевой нагрузки на долото благодаря низкочастотным колебаниям промывочной жидкости, достигающим забоя скважины, а долото PDC образует ровную цилиндрическую горную выработку. Малоамплитудные продольные колебания осциллятора снижают силы трения бурильной колонны о стенки скважины, тем самым способствуя дохождению осевой нагрузки на долото. Плавность подачи нагрузки на долото и упрощение управления компоновкой с включением в нее наддолотного скважинного осциллятора становится возможным при использовании долот типа PDC. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний предлагаемой компоновки, проведенных на скв. № 6053 Шереметьевского месторождения Республики Татарстан. Описаны условия проведения промысловых испытаний. Представлены данные по опытной и оценочным скважинам, пробуренным в идентичных горно-геологических условиях с включением в компоновку осциллятора и без него. В процессе бурения контролировались такие параметры, как механическая скорость бурения, проходка на долото, осевая нагрузка на долото, давление промывочной жидкости, расход промывочной жидкости. Промысловые испытания выявили, что проходка на опытной скважине на долото возросла в среднем на 35 %, а механическая скорость - на 21 % по сравнению с бурением соседних скважин в аналогичных геолого-технических условиях.
Ключевые слова: наклонно-направленная скважина, нагрузка на долото, компоновка низа бурильной колонны, долото PDC, осциллятор, проходка, механическая скорость бурения.
L.B. Khuzina1, e-mail: [email protected]; R.Kh. Fatkullin1; A.F. Shaikhutdinova1, e-mail: [email protected]; Sh.Kh. Fakhrutdinov1; A.V. Eromasov2
1 Almetyevsk state oil Institute (Almetyevsk, Republic of Tatarstan, Russia).
2 Nurlat factory of drilling operations Burenie LLC (Nurlat, Republic of Tatarstan, Russia).
Field Tests Of The Bottom-Hole Assembly (BHA) With Increased Dynamic Load On The Orill Bit
The article is devoted to the method of bringing the required load to a bit and to improve feasibility indicators of drilling process while drilling oil and gas wells, particularly horizontal and directional wells.
The bottom-hole assembly (BHA), which consists of a PDC (Polycrystalline Diamond Cutter) bit, downhole oscillator, the downhole mud motor, MWD, and drill pipes, was proposed by the authors. A downhole oscillator, which is included in the BHA, allows improving the dynamic component of the axial load on the bit due to low-frequency vibrations of the flushing liquid reaching the bottom of the well, and PDC bit forms a smooth cylindrical mining production. Low amplitude longitudinal oscillations reduce the friction of the drill string on the borehole well, thereby contributing to the formation of the axial load on the bit. The smoothness of the load submission on the bit and the simplification management of the BHA including in it a downhole oscillator over a bit is possible with the using of PDC drill bit. The results of field testing of the proposed BHA, conducted on well No. 6053 in the place
of Sheremetyevo deposit located in the Republic of Tatarstan. The conditions for conducting the field tests are described. The data for pilot and appraisal wells, which drilled in identical geological conditions, are presented with including an oscillator in the BHA and without it. In the drilling process, the parameters such as mechanical speed of drilling, the penetration of the bit, the axial load on the bit, the pressure of the flushing fluid, the consumption of flushing liquid were being under control. Field tests showed that the penetration of the bit into the pilot well increased on average by 35 %, and the mechanical speed on 21 % in comparison with drilling of nearby wells in similar geological-technical conditions.
Keywords: a deviated well, a load on the bit, a bottom-hole assembly, a PDC bit, an oscillator, a penetration, a mechanical drilling speed.
Одними из актуальных задач для нефтегазовых компаний России являются разработка и внедрение новых технологий, способствующих повышению эффективности бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, число которых неуклонно растет. Однако проблема доведения и поддержания необходимой нагрузки на долото по-прежнему остается актуальной ввиду значительной площади контакта бурильной колонны труб со стенками скважины и наличия больших сил сопротивления движению колонны, следствием которого являются преждевременный износ долот, снижение скорости бурения, прихваты и множество других негативных последствий. В последние годы проводились различные теоретические, лабораторные и промысловые исследования работы бурильного инструмента [1]. Установлено, что при работе бурильного инструмента возникают продольные, поперечные и крутильные колебания, тесно взаимосвязанные друг с другом. Если крутильные и поперечные колебания стремятся погасить, применяя различные разделители и демпферы, то продольные колебания, существенно влияющие на увеличение механической скорости бурения, усиливают при помощи различных наддолотных устройств, создающих динамическую осевую нагрузку на долото [1-3]. В работе [2] подробно описаны конструкции виброусилителей динамики бурильного инструмента(виброусилитель с трехлопастным долотом, вибра-
тор с перекидным клапаном,вибратор с регулируемой динамикой и др.) и приведены результаты промысловых испытаний. Компоновки с включением в них механизмов с динамической составляющей осевой нагрузки на долото проходили промысловые испытания с различными забойными двигателями: турбобурами,электробурами, винтовыми забойными двигателями, а также при роторном бурении. В каждом из представленных вариантов наблюдалось превышение механической скорости и проходки на долото. В качестве породоразрушающего инструмента применялись трехшарошечные долота, в частности МЗ-ГАУ, ТЗ-ГНУ. Современное состояние рынка буровых долот характеризуется усилением доли новых типов долот с поликристаллическими алмазно-твердосплавными резцами (PDC - Polycrystalline Diamond Cutter), которые стремительно завоевывают популярность, увеличивая проходку на долото, механические скорости бурения, сокращая время на
спускоподъемные операции и вытесняя тем самым долота шарошечного типа. Широкое применение долота PDC получили в Западной Сибири, месторождения которой сложены мягкими породами и мягкими с включениями средних по твердости пород [4]. В связи с этим становятся актуальными разработки новых типов КНБК с включением долот PDC, так как рациональный подбор породоразрушающего инструмента совместно с необходимым забойным двигателем способен обеспечить значительную экономию капитальных затрат при строительстве нефтегазовых скважин.
Учитывая преимущества новых оригинальных долот РОС, характеризующихся высокими технико-экономическими показателями, на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Аль-метьевского государственного нефтяного института была разработана и запатентована компоновка низа бурильной колонны, состоящая из долота РОС, сква-жинного осциллятора-турбулизатора,
TEnB
Drill pipes with welded-planted part of the connecting ends
ВЗД
PDM (positive displacement motor)
Скважинный осциллятор A downhole oscillator
Рис. 1. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото Fig. 1. The bottom-hole assembly with enhanced dynamic load on the bit
Ссылка для цитирования (for citation):
Хузина Л.Б., Фаткуллин Р.Х., Шайхутдинова А.Ф., Фахрутдинов Ш.Х., Еромасов А.В. Промысловые испытания компоновки низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 12. С. 20-24.
Khuzina L.B., Fatkullin R.Kh., Shaikhutdinova A.F., Fakhrutdinov Sh.Kh., Eromasov A.V. Field Tests Of The Bottom-Hole Assembly (BHA) With Increased Dynamic Load On The Orill Bit (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 12, P. 20-24.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 december 2016
21
Сравнительные данные применения КНБК на скважинах в аналогичных геолого-технических условиях с применением скважинного осциллятора и без него
The comparative data of the use of BHA in the wells with the same geological-technical conditions and with the use of a downhole oscillator and without it
Площадь Square Стратиграфия Stratigraphy Крепкость пород The strength of the rocks Расход промывочной жидкости, л/с The consumption of the washing fluid, l/s Давление на стояке, ат The riser preasure, at Нагрузка на долото, т Workload on the bit, t Тип промывочной жидкости The type of washing liquid Номер скважины Well's No Интервал применения, м Range, m Проходка на долото, м The penetration of the bit, m Механическая скорость бурения, м/ч Mechanical drilling speed, m/h КНБК BHA
Шереметьевское месторождение Sheremetyevo deposit Нижнепермский Low Permian Твердые Solid 20-32 Техническая вода Technical water Скважина, пробуренная с применением осциллятора Well drilled with using of an oscillator
Верхний карбон Upper carbon Твердые Solid 85-90 9-10 6053 305-800 495 30,8 (PDC) 215,9 БТ77^МА-013 (новое) + осциллятор + ДР-172 № 4436 (новое) + центратор 212 + 75 м УБТ (178) + 18 м (ЛБТ) + БИ (PDC) 215,9 BT7716SMA-013 (new) + oscillator + DM-172 No. 4436 (new) + oscillator 212 + 75 m drill collar (178) + + 18 m (LWDP) + drilling tools
Мячковский Myachkovsky Крепкие Tough
Подольский Podolsky Крепкие Tough Скважины, пробуренные без применения осциллятора Well drilled without using of an oscillator
Башкирский Bashkir Крепкие Tough 85-90 10-12 6041 685-921 236 21,6 215,9 БТ6^МА-009 № 0010213 (новое) + калибратор 213 + + ДР-195 № 1295 (новое) + + центратор 212 + 75 м УБТ + БИ 215,9 BT616SMA-009 No. 0010213 (new) + calibrator 213 + DM-195 No. 1295 (new) + + centrator 212 + 75 m drill collar + drilling tools
Верейский Vereisky Средние Average
80-90 6-9 6031 328-650 322 21 (PDC) 215,9 БТ7716MR № 0011113 (новое) + ДР172 № 517 (новое) + центратор 212 + + 75 м УБТ + БИ (PDC) 215,9 BT7716MR No. 0011113 (new) + DM-172 No. 517 (new) + centrator 212 + + 75 m drill collar + drilling tools
100115 10-13 6044 495-712 217 24 (PDC) 215,9 БТ7616МА-609 № 0011113 (новое) + ДРУ172 № 3375 (50/110 ч) + центратор 212 + 75 м УБТ (178) + БИ (114) (PDC) 215,9 ВТ7616МА-609 No. 0011113 (new) + DDM-172 No. 3375 (50/110 h) + centrator 212 + 75 m drill collar (178) + + drilling tools (114)
Среднее значение (оценочное) The average value (estimated value) 259 22
винтового забойного двигателя, телесистемы и бурильных труб [5] (рис. 1). Включенный в КНБК скважинный ос-циллятор-турбулизатор [6] позволяет усилить динамическую составляющую осевой нагрузки на долото благодаря
низкочастотным колебаниям промывочной жидкости, достигающим забоя скважины, и способствует более эффективному разрушению горных пород, а долото PDC образует ровную цилиндрическую горную выработку.
Малоамплитудные продольные колебания осциллятора снижают силы трения бурильной колонны о стенки скважины, способствуя дохождению осевой нагрузки на долото. Плавность подачи нагрузки на долото и упрощение
Рис. 2. Спектр частот КНБК без применения осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с
Fig. 2. The frequency spectrum of BHA without the use of an oscillator with the consumption of flushing fluid 20 l/s
Рис. 3. Спектр частот КНБК с применением осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с
Fig. 3. The frequency spectrum of BHA with the use of the oscillator with the consumption of flushing fluid 20 l/s
управления компоновкой с включением в нее наддолотного скважинного осциллятора становится возможным при использовании долот РОС. Для определения влияния предлагаемой КНБК на основные технико-экономические показатели бурения были проведены промысловые испытания.
Составлена программа проведения испытаний, предметом которых являлась компоновка с усиленной динамической нагрузкой на долото, целью - определение степени влияния предлагаемой компоновки на технико-экономические показатели бурения: механическую скорость бурения и проходку на долото,
а также снятие амплитудно-частотной характеристики осциллятора. В качестве контрольно-измерительного прибора использовался двухканаль-ный портативный автономный виброизмерительный прибор АГАТ-М фирмы «Диамех», предназначенный для контроля и анализа вибрационного состо-
Организатор
эжз
КУРЬЕР
www.chem-courier.ru
Платиновый спонсор
t
Chemours™ Партнер
сЯоЦИХ
II международная конференция
Российский рынок промышленных ЛКМ
27 февраля 2017, АЗИМУТ Москва Олимпик, Москва, Россия
Дискуссии и переговоры с основным производителями и поставщиками промышленных покрытий
Новые продукты на рынке защитных и коррозийных покрытий для нефтегазовой отрасли (ЛКМ для внутренних и наружных поверхностей резервуаров, цистерн, оборудования буровых установок)
Специальные темы:
«Инновационные решения в области подготовки поверхностей и окрашивания», «Покрытие трубопроводов»
Приглашаем механиков, технологов и специалистов по снабжению нефтегазовых компаний к участию по специальной цене!
на правах рекламы
А
А
+7 (499) 346 03 42 [email protected] НЗЙН
www.ic-conf.com
яния примышленного оборудования. Прибор позволяет проводить измерения таких вибрационных характеристик, как общий уровень вибрации, амплитуды/ фазы первой гармонической составляющей оборотной частоты, спектральный анализ вибросигналов и их форм, 1/3-октавный анализ с расчетом мощностей вибрации в 33 стандартных частотных полосах, и обеспечивает возможность просмотра, анализа и разгрузки данных для обработки на персональном компьютере и снятия частотных и временных характеристик. Промысловые испытания проводились на скв. № 6053 Шереметьевского месторождения ПАО «Татнефть». Месторождение площадью 19,13 км2 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 ДРУ172, долото РОС215,9. Опытное бурение проводи-
лось 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 графики (рис. 2-3). На рис. 2 представлены спектры частот, характерные для работы насоса и других элементов циркуляционной системы.
Из рис. 3 видно, что появилась линия в спектре частот, равная 40,13 Гц, которой ранее не было, и она соответствует частоте работы осциллятора. Из рис. 2 и 3 следует, что осциллятор подтверждает свою работоспособность в промысловых условиях при различном уровне расхода промывочной жидкости. Для оценки эффективности данной компо-
новки 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 предлагаемой КНБК приведены в таблице.
Проведенные промысловые испытания выявили, что проходка на опытной скважине на долото 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, проведенные промысловые исследования показали, что применение предлагаемой КНБК в составе с наддолотным скважинным осциллятором совместно с долотами РОС позволяет эффективно использовать ее, увеличивая механическую скорость бурения и проходку на долото.
Литература:
1. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сафиуллин Р.Р., Галеев А.С. Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин. М.: Недра, 1997. 191 с.
2. Габдрахимов М.С., Галеев А.С., Хузина Л.Б., Сулейманов Р.И. Динамика бурильного инструмента при проводке вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. СПб.: Недра, 2011. 244 с.
3. Хузина Л.Б., Габдрахимов М.С. Механизм для создания необходимой динамической нагрузки на долото при бурении горизонтальных скважин // Мат-лы науч.-техн. конф. «Проблемы нефтегазового дела». Уфа: УГНТУ, 2006. C. 200-205.
4. Шарипов А.Н. Анализ и совершенствование долот PDC производства ООО НПП «Буринтех» для бурения средних и твердых пород // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов. Уфа: Геофизика, 2009. С. 59-62.
5. Патент № 126748 U1 RU, Е21В7/08. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото / Л.Б. Хузина, А.Ф. Шайхутдинова, Р.Х. Фаткуллин, А.А. Мухутдинова, Э.А Теляшева. № 2012146106/03; заявлено 29.10.2012; опубл. 10.04.2013. Бюл. № 10.
6. Патент №131792 U1 RU, Е 21 В 7/00. Осциллятор-турбулизатор / Л.Б. Хузина, Ш.Х. Фархутдинов, Б.А. Хузин, А.В. Еромасов (Россия). № 2013114506/03; заявлено 01.01.2013; опубл. 27.08.2013. Бюл. № 24.
References:
1. SuLtanov B.Z., Gabdrakhimov M.S., SafiuLLin R.R., GaLeev A.S. The Management Technology Of The Dynamics Of A Drilling Tool While Posting Deep Wells. Moscow, Nedra, 1997, 191 pp. (In Russian)
2. Gabdrakhimov M.S., GaLeev A.S., Khuzina L.B., SuLeimanov R.I. Dynamics Of The Drilling TooL While Posting Of Vertical, Directional And Horizontal WeLLs. Saint Petersburg, Nedra, 2011, 244 pp. (In Russian)
3. Khuzina L. B., Gabdrakhimov M. S. The Mechanism Of Creation The Required Dynamic Load On The Bit WhiLe DriLLing HorizontaL WeLLs. Proceedings of Scientific and TechnicaL Conference 'OiL and Gas Engineering ChaLLenges', Ufa, Ufa State PetroLeum TechnoLogicaL University, 2006, P. 200-205. (In Russian)
4. Sharipov A. N. The AnaLysis And The Improvement Of PDC Bits Produced By SPE Burintech LLC To DriLL Medium And Hard Rocks. CoLLected works of post-graduate students and young professionaLs «Economic and Management» [Ekonomika i upravLenie]. Part «ProbLems of GeoLogy, geophysics, driLLing and oiL production». Ufa, Geophysics, 2009, P. 59-62. (In Russian)
5. Patent No. 126748 U1 RU, E21B7/08. The Bottom HoLe AssembLy With Enhanced Dynamic Load On The Bit. PubL. by L.B. Khuzina, F.A. Shaikhutdinova, R.H. FatkuLLin, A.A. Mukhutdinova, E.A. TeLesheva. No. 2012146106/03; decLared 29.10.2012; pubL. 10.04.2013, BuLL. No. 10. (In Russian)
6. Patent No. 131792 U1 RU, E 21 B 7/00. OsciLLator-turbuLator / L.B. Khuzina, Sh.Kh. Farkhutdinov, B.A. Khuzin, A.V. Eromasov (Russia). No. 2013114506/03; decLared 01.01.2013; pubLished 27.08.2013. BuLL. № 24. (In Russian)
www.delan.su
e-mail: [email protected]
