CC BY
13
механической - при бурении с постоянным или кратковременным ее вращением, гидравлической - при бурении гидравлическими забойными двигателями [3]. А также служит для создания осевой нагрузки (весом ее нижней части) на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки и реактивный момент от работающего долота, частично гася и отражая их на забой и частично пропуская выше и стабильной работы некоторых устройств в составе компоновки низа бурильной колонны. Применение толстостенных бурильных труб повышает эффективность строительства скважины за счет исключения из КНБК утяжеленных бурильных труб, использование которых повышает трудозатраты персонала буровой.
Применение ТБТ необходимо также при бурении протяженных горизонтальных участков в составе комбинированной бурильной колонны, при этом ТБТ будет обеспечивать необходимую нагрузку, а ЛБТ в горизонтальном участке обеспечивать меньший коэффициент трения и эффект плавучести. Список использованной литературы:
1. Трубы бурильные толстостенные (ТБТ) с высокомоментными резьбами - [Электронный ресурс] - URL: http://pknm.ru/truby-burilnye-tolstostennye-tbt-s-vysokomomentnymi-resbami (дата обращения 10.04.2022)
2. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов - В 5 т. Т.2 / под общ. ред. В.П. Овчинникова. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2017. - 560
3. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов - В 5 т. Т.3 / под общ. ред. В.П. Овчинникова. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2017. - 342 с.
© Дохотеру Б.В., Салтыков В.В., 2022
УДК 55
Дохотеру Б.В.,
студент второго курса магистратуры Тюменского Индустриального Университета г. Тюмень, Российская Федерация Салтыков В.В., профессор, доктор технических наук кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Институт геологии и нефтегазодобычи Тюменского Индустриального Университета г. Тюмень, Российская Федерация
РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ ОСЕВЫХ НАГРУЗОК НА ДОЛОТО В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Актуальность работы
В настоящее время для повышения экономической эффективности при разработке месторождения все чаще возникает необходимость в строительстве наклонно - направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием. Большинство стволов при этом прокладываются в сложных горно -геологических условиях.
Масштабный рост горизонтального бурения, с 10,8% в 2010 году до 57,4% всего эксплуатационного бурения на 2021 год, а к 2030 году может достичь уровня 74% [1], оказывает значимое влияние, как на объемные, так и на структурные характеристики нефтесервисного рынка. Рост проходки в горизонтальном бурении в 2018 году составил +19% (до 13,4 млн м), в то время как проходка в вертикальном бурении снизилась на 13% [2].
Как показывают статистические данные [2], наблюдается значительное снижение эффективности
бурения с 26,6 т/м (2014 год) до 20,1 т/м (2018 год), и данная негативная тенденция продолжается. На снижение эффективности бурения скважин оказывают вибрации, основной причиной которых является эксцентричное вращение долота на забое.
Известно [3], что эффективность работы долота может кратно снижаться в результате нарушения его взаимодействия со стволом скважины. Наиболее распространенными типами долот на сегодняшний день являются долота трехшарошечного типа, сюда же можно отнести и долота режущего типа - PDC и алмазные.
Успешность бурения проектного профиля скважины во многом зависит от процесса передачи осевой нагрузки на долото, ее максимально эффективное использование, а также непрерывный контроль за изменением их фактических значений.
Автоматизация и механизация буровых работ, являясь основным путем к облегчению труда и увеличению безопасности, приобретает особое значение в связи с увеличением глубин, мощностей буровых двигателей и внедрением форсированных режимов бурения.
В настоящее время в большинстве случаев передача веса инструмента на забой скважины производится бурильщиком вручную. Выдержать равномерность подачи при помощи тормоза лебедки чрезвычайно трудно.
Равномерная подача в пределах заданного давления на забой достигается механизированной подачей. При этом должны быть выполнены следующие основные требования.
Скорость подачи инструмента должна устанавливаться автоматически в соответствии с крепостью проходимых пород и степенью износа долота.
Скорость подачи должна плавно регулироваться в широких пределах - от нескольких десятков метров в 1 ч при бурении в мягких до нескольких сантиметров в крепких породах.
При остановке гидравлического забойного двигателя и при значительных перегрузках бурового двигателя должен быть предусмотрен реверс системы - подъем долота с забоя.
Автомат должен быть прост и надежен в эксплуатации.
Все известные системы устройств для подачи долота (УПД) можно подразделить на следующие основные группы:
- автоматы подачи, работающие в зависимости от выделяемой на бурение мощности;
- автоматы подачи, работающие в зависимости от натяжения талевого каната (нагрузки на долото);
- регуляторы подачи, осуществляющие равномерную по-дачу инструмента (регуляторы отличаются от автоматов подачи в основном тем, что у них отсутствует реверс бурильной колонны);
- стабилизаторы веса, осуществляющие подачу инструмента при постоянстве заданной осевой нагрузки на долото.
Как известно, основными функциями всех устройств подачи долота являются:
- подача инструмента на забой с заданной скоростью;
- поддержание заданной нагрузки на долото.
Системы автоматической подачи долота, разрабатываемые с конца 50-х годов, не нашли широкого применения вследствие:
1) небольшого диапазона реализации механической скорости;
2) невозможности применения в условиях часто перемежающегося тонкослоистого разреза с резко различными по механическим свойствам породами и сильного искривления ствола скважины;
3) невозможности осуществления автоматического поиска и поддержания оптимального значения нагрузки для каждой разбуриваемой литологической разности пород без перерыва бурения.
По сравнению с подачей бурильного инструмента, осуществляемой ручным воздействием на рычаг тормоза, автоматы подачи долота имеют следующие преимущества:
- увеличивается точность поддержания заданного параметра режима бурения;
- обеспечивается плавность подачи и плавность перемещения бурильной колонны в скважине в процессе бурения;
- облегчается физический труд, подача бурильного инструмента при ручном воздействии на тормозной рычаг требует затрат одновременно и физического и нервного напряжения.
Заключение. Надежный контроль величины осевой нагрузки на производстве позволит снизить количество аварийных ситуаций, позволит контролировать наиболее оптимальные режимы бурения, обеспечивающие максимальные технико-экономические показатели.
Вследствие отсутствия автоматизированной подачи инструмента бурильщик, находящийся на дневной поверхности, должен самостоятельно обеспечивать плавность подачи инструмента, одновременно следить за приборной панелью, обеспечивать наиболее оптимальный режим бурения. Список использованной литературы:
1. Данные аналитического отчета «Российский рынок бурения нефтяных скважин: текущее состояние и прогноз до 2030 года». - М.: КР1.
2. Данные аналитического отчета «Обзор нефтесервисного рынка России - 2019» // Исследовательский центр компании «Делойт» в СНГ. - М.: Deloitte, 2019.
3. Палащенко, Ю.А. Катастрофическое снижение эффективности бурения из-за эксцентричного вращения долота на забое скважины // Журнал «Бурение и нефть». - М.: ООО «Бурнефть», 2006. - №9.
© Дохотеру Б.В., Салтыков В.В., 2022
УДК 55
Закарян А.В.,
студент второго курса магистратуры Уфимского государственного нефтяного технического университета
г. Уфа, Российская Федерация
ПРИМЕНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ РАЗРАБОТОК РОТОРНО-УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ
Аннотация
Исследование посвящено возможности применения отечественных роторно-управляемых систем для бурения горизонтальных скважин большой протяженности с применением телеметрических систем.
Ключевые слова
Роторно-управляемая система, каротаж в процессе бурения, компоновка низа бурильной колонны,
горизонтальная скважина, горная порода.
Актуальность. В настоящее время сложилась сложная экономическая ситуация в стране. Введение санкций со стороны стран, лидирующих в конструировании буровых инструментов сильно ограничило их использование в России. Возникла необходимость в создании собственных разработок и скорейшее их внедрение в производство. Подобный подход значительно бы снизил затраты на строительство одной скважины и увеличил их рентабельность. С этой целью на базе научного производственного предприятия «Буринтех», расположенного в городе Уфа была создана научно-исследовательская группа. Используя накопленный опыт производства выскокотехнологичных систем для бурения скважин, ими была предложена принципиальная схема отклонителя долота от оси скважины. Таким путем была разработана и введена в эксплуатацию первая отечественная роторно-управляемая система гидромеханического типа, получившая название РУС-ГМ.
Работа с РУС-ГМ возможна в двух различных режимах. Первый из них используется в ситуациях, когда необходимо удержание набранного угла - бурении участка стабилизации и носит название стабилизации парматеров кривизны (СПК). В данном режиме система не зайствует плашки для отклонения, а корпус прибора жестко закреплен относительно его вращающегося вала. Режим необходим для забойного ориентирования всей компановки.
Непосредственно изменение угловых параметров профиля осуществляется во втором режиме -режиме набора парметров кривизны (НПК). В этом режиме происходит активация отклоняющих плашек и открепление вала от корпуса.
