Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений

Асадчев, Анатолий Семенович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений"

На правах рукописи

АСАДЧЕВ Анатолий Семенович

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН ГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ В УСЛОВИЯХ СОЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

1 2 ид? 20 <2

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2012

005012717

Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте нефти «БелНИПИнефть» РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Симонянц Сергей Липаритович

Официальные оппоненты: Коротаев Юрий Арсеньевич

доктор технических наук, главный научный сотрудник ОАО НПО «Буровая техника»

Защита диссертации состоится 23 марта 2012 г. в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д-520.027.01 на базе ОАО НПО «Буровая техника» по адресу: 115114, Москва, Летниковская ул., д. 9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника».

Ипполитов Вячеслав Васильевич

доктор технических наук, заместитель генерального директора по науке ООО «Сервисный центр СБМ»

Ведущая организация:

ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ»

Автореферат разослан « » февраля 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Балденко Дмитрий Федорович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Важным ресурсом в топливно-энергетическом комплексе Республики Беларусь (РБ) являются нефтяные месторождения Приютского прогиба. Для организации рациональной схемы их разработки необходимо построить большое количество скважин с проектной глубиной до 5000 м в сложных горно-геологических условиях. Сложность условий разработки нефтяных залежей в девонских отложениях Припятского прогиба обусловлена присутствием в разрезе автономных соленосных толщ, разделяющих терригенные, карбонатные и вулканогенные образования. Это требует создания технологии бурения, которая была бы эффективна именно в этих горно-геологических условиях. Нефтяные месторождения с аналогичными условиями залегания соленосных пород имеются также в Российской Федерации (РФ) и Казахстане. Поэтому работа, посвященная разработке эффективных методов интенсификации буровых работ в соленосных отложениях, является актуальной.

Цель работы. Повышение эффективности процесса строительства глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями горных пород путем разработки и внедрения технических средств и технологий бурения гидравлическими забойными двигателями (ГЗД).

Основные задачи исследований

1. Экспериментальные и аналитические исследования показателей работы долот и энергетических характеристик гидравлических забойных двигателей, полученных в стендовых условиях.

2. Промысловые исследования различных технологий бурения глубоких скважин на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями горных пород на примере Припятского прогиба РБ.

3. Определение области устойчивой работы гидравлических забойных двигателей и рациональных режимов бурения глубоких скважин и боковых

стволов алмазными и трехшарошечными долотами в широком диапазоне геолого-технических условий.

4. Исследование особенностей технологии бурения боковых стволов малого диаметра и разветвленных скважин в рассматриваемых условиях.

5. Разработка, совершенствование и внедрение новых технических средств и технологий бурения и восстановления глубоких скважин на месторождениях с соленосными отложениями горных пород.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены современными методами и средствами экспериментальных исследований, выполненных с использованием статистических методов обработки информации, подтверждением теоретических положений данными экспериментальной и промышленной апробации, а также результатами внедрения новых технических средств и технологий при бурении и восстановлении скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Определены и научно обоснованы рациональные энергетические параметры современных конструкций гидравлических забойных двигателей, применительно к условиям бурения глубоких скважин и боковых стволов в соленосных отложениях горных пород.

2. В результате выполненных исследований установлены области устойчивой работы турбобуров и винтовых забойных двигателей (ВЗД) с алмазными долотами и долотами ИСМ в соленосных отложениях горных пород.

3. На основании экспериментальных исследований определены эмпирические зависимости механической скорости проходки и перепада давления на ГЗД от величины реализуемой осевой нагрузки на долото, позволяющие выбрать эффективный режим бурения в соленосных отложениях горных пород.

4. В результате теоретических и экспериментальных исследований разработаны усовершенствованные конструктивные схемы низкооборотных

гидравлических забойных двигателей турбовинтового типа, предназначенных для бурения трехшарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

5. Разработан и запатентован в РБ и РФ новый способ бурения многозабойной скважины из расширенного участка основного ствола с использованием ВЗД.

Практическая ценность и реализация работы

1. На основании результатов выполненных исследований разработана и внедрена эффективная технология турбинного бурения алмазными долотами глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба.

2. В результате анализа и обобщения промысловых данных по бурению глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях Припятского прогиба определены рациональные типы долот и эффективные параметры их отработки, позволяющие увеличить технико-экономические показатели бурения в соленосных отложениях горных пород.

3. Разработана и внедрена технология бурения и корректировки траектории ствола наклонно направленных скважин с использованием турбовинтовых забойных двигателей и шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами.

4. В результате экспериментальных исследований определены рациональные эксплуатационные характеристики двухсекционных ВЗД малого диаметра в зависимости от износостойкого покрытия роторов, что позволило увеличить их наработку на отказ.

5. Разработана и внедрена технология бурения открытых окончаний боковых стволов восстанавливаемых скважин с использованием секционированных по схеме неориентированной сборки ВЗД различных типоразмеров с алмазными долотами малого диаметра.

6. Исследованы сравнительные показатели надежности и долговечности шпинделей турбобуров, оснащенных шаровой осевой опорой и резинометашшческой осевой опорой с «утопленной» резиной, а также

шпинделей винтовых забойных двигателей с тороидальной рабочей поверхностью шаровой осевой опоры.

7. Разработаны и введены в действие Стандарты предприятия РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», содержащие рекомендации по эффективному применению рациональных типоразмеров долот и ГЗД при бурении глубоких скважин и боковых стволов на месторождениях Припятского прогиба.

8. Общий рассчитанный экономический эффект от внедрения разработок, представленных в диссертационной работе, составляет сумму более 1 миллиона USD.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы в период с 2000 по 2011 гт. докладывались и обсуждались на различных научно-технических форумах, в т.ч. Республиканских научно-технических конференциях нефтяной и газовой промышленности Белоруссии (Гомель); Производственно-технических совещаниях и технических советах РУП ПО «Белоруснефть» (Гомель); Ученом совете БелНИПИнефть (Гомель); Научно-технических конференциях, семинарах и Ученом совете ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ (Москва).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 24 работах, включая 7 патентов РБ и РФ и 8 статей, опубликованных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников и приложений. Работа изложена на 215 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц и 55 рисунков. Список использованных источников включает 181 наименование.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам института БелНИПИнефть: к.т.н. Демяненко H.A., Бутову Ю.А., Порошину Д.В., Малашенко А.И., Пологеенко В.В., Немчинову Н.И., Бурбе Д.И.,

Никитину Д.А., Рогачеву А.П.; работникам РУП ПО «Белоруснефть»: к.г.-м.н. Карташу Н.К., Призенцову А.И., Игнатюку И.С., Шемлею Р.В., Архипенко В.В., Грыцкиву В.П., Шатило В.Г. и др.; зав.кафедрой Гомельского ГТУ им. П.О.Сухого к.т.н. Захарову A.B.; к.т.н. Мнацаканову A.B.; д.т.н. Курумову JI.C.; за плодотворное сотрудничество, ценные советы и помощь при работе над диссертацией.

Автор выражает признательность д.т.н., профессору Гусману A.M., д.т.н., профессору Оганову Г.С., д.т.н. Балденко Д.Ф., к.т.н. Чайковскому Г.П. и другим ведущим ученым ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ за конструктивные замечания и предложения, высказанные в процессе предварительного рассмотрения работы.

Особую признательность и благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., профессору Симонянцу C.JI. за всемерную поддержку, наставления и помощь в процессе подготовки диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, ее цели, задачи, научная новизна и практическая значимость.

В первом разделе представлен обзор работ по вопросам совершенствования турбинного способа бурения, конструкций и характеристик гидравлических забойных двигателей. Решению проблем оптимизации режима бурения ГЗД, определения зон их устойчивой работы и надежности эксплуатации посвящены работы таких исследователей, как Абиян X.JI., Агеев А.И., Астафьев Г.К., Астафьев П.И., Багиров P.E., Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Балицкий В.П., Баршай Г.С., Бикчурин Т.Н., Бобров М.Г., Будянский B.C., Булатов К.В., Булах Г.И., Гельфгат Я.А., Гноевых А.Н., Григорьев П.Н., Григорян H.A., Гусман М.Т., Деркач Н.Д., Ильский A.JI., Иоаннесян P.A., Иоанесян Ю.Р., Коротаев Ю.А., Кочнев A.M., Кравец С.Г., Крутик Э.Н., Кузин Б.В., Кулябин Г.А., Курумов Л.С., Литвяк В.А., Любимов Г.А., Любимов Б.Г., Малкин Б.Д., Малышев Д.Г., Мелия В.А.,

Мойсеенко В.М., Никитин Г.М., Никомаров С.С., Орлов A.B., Погарский A.A., Попко В.В., Потапов Ю.Ф., Симонянц JI.E., Симонянц C.JL, Султанов Б.З., Чайковский Г.П., Шумилов П.П., Шумилов В.П., Эскин М.Г. и других. Анализ и обобщение результатов научных исследований позволили определить современные технико-технологические требования к конструкциям и характеристикам ГЗД, применяемых при бурении глубоких нефтегазовых скважин в сложных горно-геологических условиях, а также обосновать цель и задачи диссертационной работы.

Разработку эффективной технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями было решено реализовать на примере нефтяных месторождений Припятского прогиба РБ. Сложные горногеологические условия строительства скважин на этих месторождениях обусловлены присутствием в разрезе двух автономных соленосных толщ, разделяющих терригенные, карбонатные и вулканогенные образования, и расчленением разреза на пять разновозрастных литологических комплексов: подсолевой (терригенный и карбонатный), нижнесоленосный, межсолевой, верхнесоленосный и надсолевой, с резким различием их литологического состава, интенсивным проявлением соляно-купольной тектоники и значительным различием пластовых давлений по стратиграфическим комплексам и горизонтам. Необходимость вскрытия выше и нижележащих горизонтов с несовместимыми условиями бурения, требует применения тяжелых и многоколонных конструкций скважин, а также использования различных типов бурового раствора. Процесс бурения в этих условиях часто осложняется нарушениями устойчивости стенок ствола скважины.

Сложные горно-геологические условия месторождений Припятского прогиба определили комплексный подход к совершенствованию технологического процесса бурения глубоких скважин и боковых стволов гидравлическими забойными двигателями, который должен учитывать следующие особенности:

- соленосные отложения залегают на глубинах от 500 - 800 до 3500 - 4500 м, поэтому их бурение должно проводиться при низких расходах буровых растворов, обладающих повышенной плотностью;

- бурение соленосных отложений горных пород необходимо проводить с применением соленасыщенных буровых растворов, негативно влияющих на работоспособность роторов рабочих пар ВЗД;

- вскрытие продуктивных горизонтов в условиях пониженных пластовых давлений, наряду с применением традиционных мер борьбы с возникающими поглощениями, требует разработки новых эффективных методов кольматации;

- использование импрегнированных алмазных долот для бурения открытых окончаний боковых стволов малого диаметра в твердых карбонатных породах требует повышения крутящего момента забойного привода;

- для строительства разветвленных скважин необходима разработка комплексной технологии, обеспечивающей эффективное бурение основного и дополнительных стволов.

Научно-методический подход к решению указанных актуальных проблем базировался на следующих положениях. Исследования показателей работы долот и ГЗД должны проводиться на основании анализа достоверных данных их отработки, результатов осмотров при ремонте ГЗД, анализа электронных баз данных РУП ПО «Белоруснефть» по бурению новых скважин и боковых стволов, с применением статистических методов обработки информации. В результате анализа и обобщения промысловых данных должны быть определены наиболее эффективные типы долот для бурения горных пород в надсолевых и соленосных отложениях, в карбонатных и терригенных породах межсолевых и подсолевых отложений. Также необходимо определить лучшие типы ГЗД, имеющие наиболее высокие эксплуатационные показатели и энергетические характеристики, соответствующие условиям бурения соленосных отложений горных пород.

Теоретические и стендовые исследования характеристик ГЗД должны подтверждаться результатами промысловых испытаний. Результаты анализа и обобщения показателей работы долот и ГЗД должны быть использованы для создания технологических рекомендаций по проводке глубоких скважин и боковых стволов, оформленных в виде соответствующих руководящих документов - стандартов предприятия РУП ПО «Белоруснефть».

Во втором разделе приводятся результаты исследований показателей работы буровых долот и энергетических характеристик гидравлических забойных двигателей различных типов. Исследования проводились с использованием аналитических и экспериментальных методов, в стендовых и промысловых условиях.

Стендовые исследования с целью сравнительной оценки преимуществ энергетических характеристик серийных и опытных гидравлических забойных двигателей проводились на аттестованных стендах по испытанию ГЗД типа СОИ производства ООО «ВНИИБТ-БИ», установленных в турбинных цехах буровых предприятий:

- СОИ-250 (при испытании ВЗД диаметром 76-127 мм);

- СОИ-5СЮ (при испытании ВЗД и турбобуров диаметром 195-240 мм).

Примеры снятых на испытательных стендах энергетических

характеристик винтового забойного двигателя 2Д-76 и турбобура ТВМ-195 приведены на рис. 1.

В процессе проведения исследований непосредственно на буровых с помощью аттестованной станции контроля бурения АМТ-100 выполнялся механический каротаж и фиксирование параметров процесса бурения. При определении оптимального режима бурения в ходе экспериментально-промысловых исследований использовался метод «заторможенного барабана», который является достоверным и наиболее технологичным по затратам времени. Метод состоит в постоянном фиксировании скорости изменения осевой нагрузки на долото по мере выработки забоя скважины. Выбор оптимального режима бурения заключается в определении той

величины осевой нагрузки, при которой скорость ее изменения максимальна, что соответствует наибольшей механической скорости проходки в данном интервале.

а)

N. КІ |Д, 1\ к 11т % МПа° М>

10 -

Ч. ч ' Г.атх ! КПД. "Л N. кВт 21

КПД ҐГ

и Г X

\ \ N

\ \

\ V к

\ \

і» г» з»

ДО 5М Мв 73» Шш.еМчяя

Рис. 1. Стендовые характеристики ГЗД, снятые на испытательных стендах:

а) винтовой двигатель 2Д-76 диаметром 76 мм (стенд СОИ-250);

б) турбобур ТВМ-195 диаметром 195 мм (стенд СОИ-500).

В результате выполненных исследований работы буровых долот и ГЗД различных типоразмеров при проводке скважин и боковых стволов, были определены эффективные параметры режима бурения и разработаны конкретные технико-технологические рекомендации по их применению.

Третий раздел посвящен разработке технологии турбинного бурения с алмазными долотами. В результате анализа промысловых данных было установлено, что использование турбобуров с алмазными долотами обеспечивает рост рейсовой скорости бурения и значительно увеличивает среднюю проходку за рейс, являясь резервом повышения технико-экономических показателей строительства скважин в условиях солевых отложений. При этом было установлено, что проходка за рейс алмазного долота почти в три раза превышает проходку шарошечного долота.

Основным типом турбобуров, ранее широко применявшихся в РУП ПО «Белоруснефть» с алмазными долотами, являлся серийный трехсекционный шпиндельный турбобур ЗА7Ш с наклонной линией давления. Исследование его энергетической характеристики на стенде показало, что турбобур ЗА7Ш обладает достаточной величиной крутящего момента (2100 Н.м) и частоты вращения (450 - 550 об/мин) для обеспечения эффективного режима бурения алмазными долотами. Однако перепад давления на турбобуре превышает допустимые пределы, т.к. КПД турбины имеет низкое значение - 45,2 %. На рабочем режиме перепад давления равен 9,6 МПа, а при разгоне турбобура до значений холостого хода он увеличивается до 11,5 МПа. При использовании буровых растворов повышенной плотности (1290 - 1500 кг/м3), эффективность процесса бурения турбобурами ЗА7Ш резко снижается. Это объясняется высокими значениями давления на выкиде бурового насоса (более 17,5 МПа) и неустойчивой работой турбобура при уменьшении частоты вращения до значений меньше половины холостого хода, т.е. при его работе в «левой» зоне рабочей характеристики. Кроме того, увеличивается риск отказа турбобура из-за засорения слишком узких и

изогнутых проходных каналов между лопатками статоров и роторов турбины А7Н4С, используемой в турбобурах типа А7Щ.

В результате выполненных исследований было предложено провести модернизацию серийного турбобура ЗА7Ш на базе стандартных турбинных секций турбобура, заменив в них серийную турбину А7Н4С новой турбиной ТВМ-195, имеющей унифицированные габаритные размеры. Сравнительные технические параметры и энергетические характеристики турбобуров ЗА7Ш и ЗТВМ-195 показаны в табл. 1.

Табл. 1. Сравнительные параметры турбобуров ЗА7Ш и ЗТВМ-195.

Параметры Тип турбобура

характеристики ЗА7Ш ЗТВМ-195

Тип турбины А7Н4С ТВМ-195

Наружный диаметр статора турбины, мм 165 165

Внутренний диаметр ротора турбины, мм 80 80

Количество лопаток статора, шт 31 16

Количество лопаток ротора, шт 31 23

Осевая высота ступени турбины, мм 52 48

Осевой люфт турбины, мм 14 16

Количество ступеней турбины, шт 330 357

Расход промывочной жидкости, м'/с 0,024 0,024

Плотность промывочной жидкости, кг/м~' 1400 1400

Тормозной момент, Нм 4200 4100

Крутящий момент в рабочем режиме, Н м 2000-2100 2000-2050

Частота вращения, об/мин

- в холостом режиме 950 925

- в рабочем режиме 450-550 450-550

Перепад давления, МПа

- в тормозном режиме 7,5 8,2

- в холостом режиме 11,5 5,9

- в рабочем режиме 9,6 7,4

Кроме обеспечения требуемых энергетических параметров, новая турбина обладает большим КПД (55,6 %) и следующими конструктивными преимуществами по сравнению с серийной турбиной А7Н4С:

- уменьшенная на 4 мм осевая высота позволяет устанавливать в турбобуре на 8% больше ступеней турбины;

- увеличенный на 2 мм осевой зазор (люфт) между статором и ротором турбины обеспечивает повышение межремонтного срока службы осевой опоры турбобура, установленной в шпиндельной секции;

- меньшее количество лопаток статора (16 против 31) и ротора (23 против 31) позволяет прокачивать через турбобур растворы повышенной плотности, в т.ч. загрязненные, не увеличивая риск отказа турбобура из-за засорения межлопаточных каналов турбины.

На рис. 2 представлены результаты сравнительных стендовых исследований турбобуров. Анализ полученных результатов показал, что турбобур ЗТВМ-195 обеспечивает практически те же параметры крутящего момента и частоты вращения, что и серийный турбобур ЗА7Ш при значительно меньшем перепаде давления.

Рис. 2. Стендовые характеристики турбобуров ЗА7Ш и ЗТВМ-195.

Промысловые испытания опытного турбобура ЗТВМ-195 были проведены в Светлогорском УБР РУП ПО «Белоруснефть». Испытания проводились при бурении верхнесолевых и межсолевых отложений Припятского прогиба в интервале глубин 1735 - 3820 м алмазными долотами типа 8 1/2" Т13105С и долотами ИСМ 215,9 в 10 скважинах. Разбуриваемые породы были представлены в основном солями с прослоями глин, мергелей и известняков, а также известняками с прослоями доломитов и глин, реже с прослоями туфогенных пород.

В процессе проведения промысловых испытаний на скважинах 46-Чкаловская, 34-Некрасовская и 115-Золотухинская выполнялись исследования механического каротажа и эксперименты по определению зависимостей механической скорости проходки и перепада давления от величины реализуемой осевой нагрузки на долото в зонах устойчивой работы опытного (ЗТВМ-195) и серийного (ЗА7Ш) турбобуров при использовании бурового раствора повышенной (1310 - 1430 кг/м3) плотности.

В результате проведенных экспериментов была определена величина эффективной осевой нагрузки на долото, обеспечивающей повышенные значения механической скорости проходки при бурении верхнесоленосных и межсолевых отложений в зоне устойчивой работы турбобура ЗТВМ-195 с долотами истирающе-режущего типа и при использовании бурового раствора повышенной плотности. Это значение составило 70-80 кН.

Математическая обработка экспериментальных зависимостей механической скорости проходки (VM) от осевой нагрузки (Goc) на долото позволила получить уравнения, с достаточно высокой достоверностью описывающие искомую зависимость в следующих интервалах бурения:

3977-4000 м: VM = - 0,030 Goc 2 + 0,5848 Goc - 0,5086; R2 = 0,6784;

4000-4006 м: VM= - 0,213 G„c2 + 0,4116 Goc + 0,5628; R2 = 0,7848;

4006-4015 m: VM = -0,012 G„c 2 + 0,2544 Goc + 0,8682; R2 = 0,7631;

4015-4022 m: VM = - 0,405 Goc2 + 6,2332 Goc - 21,121; R2 = 0,5852;

4022-4032 m: VM = -0,017 G„c 2 + 0,4457 Goc - 0,3345; R2 = 0,8641;

4032-4044 m: VM = - 0,345 G„c2 + 0,5449 Goc - 0,1489; R2 = 0,5134;

4044-4050 m: Vm = - 0,145 G„c2 + 2,1306 Goc - 5,2865; R2 = 0,6784.

Также были получены уравнения, с достаточно высокой достоверностью описывающие зависимость перепада давления (дР) от осевой нагрузки на долото (Goc) в следующих интервалах бурения:

3345-3419 м: ДР = 0,0113 Goc2 + 0,1588 Goc + 3,556; R2 = 0,6339;

3977-4044 м: дР = 0,0113 G^2 + 0,1588 G^ + 3,556; R2 = 0,8617.

С учетом положительных результатов испытаний турбобуров ЗТВМ-195 при использовании буровых растворов повышенной плотности, они были рекомендованы к поэтапной замене парка серийных турбобуров ЗА7Ш и к широкому применению при турбинном способе бурения скважин.

В процессе промысловых испытаний были исследованы показатели наработки на отказ и долговечности шпинделей турбобуров диаметром 195 мм, оснащенных шаровой осевой опорой и резинометаллической осевой опорой с «утопленной» резиной, а также шпинделей винтовых забойных двигателей диаметром 127 мм, оснащенных шаровой осевой опорой с тороидальной рабочей поверхностью. В результате резинометаллическая опора с «утопленной» резиной была рекомендована к широкому применению в шпинделях турбобуров, а шаровая опорой с тороидальной рабочей поверхностью - в шпинделях ВЗД малого диаметра, что позволило увеличить межремонтный период работы шпинделей в 1,5 - 2 раза.

На основе проведенных исследований была разработана технология турбинного бурения с алмазными долотами и долотами типа ИСМ, включенная в утвержденный к применению Стандарт предприятия (СТП) на бурение глубоких скважин в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть». Технические параметры данной технологии используются при разработке проектов на строительство глубоких скважин с соленосными отложениями горных пород на месторождениях Припятского прогиба.

В четвертом разделе приведены результаты совершенствования технических средств и технологии бурения гидравлическими забойными двигателями с трехшарошечными долотами с герметизированной маслонаполненной опорой. В результате анализа конструкций и энергетических характеристик ГЗД установлено, что одним из интересных направлений развития низкооборотных гидравлических забойных двигателей является создание турбовинтовых двигателей (ТВД) (впервые предложены в 1970 г. Гусманом М.Т., Балденко Д.Ф., Кочневым A.M., Никомаровым С.С.), представляющих собой последовательное соединение турбинной и винтовой

двигательных секций. При этом также появляется возможность использования изношенных винтовых рабочих пар. В то же время, крупнейшие российские и зарубежные производители ГЗД эту продукцию не выпускают. В турбинных цехах буровых предприятий ТВД комплектуются из узлов и деталей стандартных турбобуров и винтовых двигателей. При этом основным генератором крутящего момента в ТВД является турбина, а винтовая пара служит гидромеханическим тормозом, снижающим ее частоту вращения, особенно на холостом режиме. При использовании в ТВД неизношенной винтовой пары, работающей в силовом режиме, она добавляет часть мощности забойному двигателю и увеличивает его тормозной момент.

В результате изучения известных конструктивных схем сборки ТВД и анализа проведенных сравнительных испытаний, была разработана более совершенная модульная схема с верхним расположением винтового модуля, позволяющая комплектовать турбовинтовой забойный двигатель изношенными рабочими парами серийных ВЗД. Энергетические характеристики собранных ТВД диаметром 195 и 240 мм были получены при испытаниях на стенде СОИ-500.

В результате промысловых испытаний турбовинтовых двигателей ТВД-195 и ТВД-240 при бурении глубоких скважин, в т.ч. в соленосных отложениях, на нефтяных месторождениях Припятского прогиба, было показано, что принятая модульная компоновочная схема ТВД с верхним расположением винтового модуля является рациональной, а конструктивные решения турбовинтовых двигателей ТВД-195 и ТВД-240 работоспособны. Кроме того, было установлено, что использование ТВД-195 с трехшарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами обеспечивает повышение механической скорости проходки по сравнению с роторным способом на 30% (7,77 м/ч против 5,94 м/ч).

На основе проведенных исследований была разработана и рекомендована к применению технология низкооборотного бурения с использованием турбовинтовых забойных двигателей ТВД-195 и ТВД-240,

обеспечивающих при работе одного бурового насоса частоту вращения долот с герметизированными маслонаполненными опорами в диапазоне от 90 до 240 об/мин. Технические параметры данной технологии используются при разработке проектов на строительство глубоких скважин на месторождениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород.

Выполненные исследования также позволили определить области рационального применения основных способов бурения: роторного и ГЗД (турбобуров, винтовых забойных двигателей и турбовинтовых двигателей), при строительстве глубоких скважин на месторождениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород, которые были утверждены и оформлены в виде Стандарта предприятия (СТП) РУП ПО «Белоруснефть».

В пятом разделе приведены результаты исследований по созданию новых технических средств и технологий бурения боковых стволов и многозабойных скважин винтовыми забойными двигателями малого диаметра. Известно достаточно большое количество способов проводки таких скважин с использованием различных отклоняющих устройств. К недостаткам этих способов можно отнести то, что при их реализации используются дополнительные технические средства, вызывающие, к тому же, необходимость проведения дополнительных спускоподъемных операций (СПО).

Нами предложен и запатентован новый безклиновый способ бурения многозабойных скважин с уступа расширенного участка основного ствола, который позволяет надежно проводить бурение многозабойных скважин в устойчивых горных породах, снизить время СПО за счет уменьшения их числа, а также увеличить нефтеотдачу вскрытых продуктивных пластов многоствольной скважины за счет увеличения поверхности фильтрации дополнительными стволами. По запатентованному способу с использованием ВЗД типа ДР с регулируемым углом перекоса было успешно пробурено пять разветвленных скважин.

Геологические условия размещения нефтяных залежей Припятского прогиба, типы коллекторов и свойства горных пород продуктивных горизонтов позволяют эффективно использовать в качестве фильтровой зоны скважины открытый забой, сформированный при бурении долотами малого диаметра. При этом установлено, что наиболее эффективными в таких условиях бурения являются импрегнированные алмазные долота, требующие повышенные значения крутящего момента и частоты вращения. С целью увеличения крутящего момента у ВЗД малого диаметра - типов Д-76 4/5.40 и ДР-95 5/6.50, было произведено их секционирование по схеме неориентированной сборки с присвоением новых обозначений соответственно: 2Д-76 4/5.80 и 2ДР-95 5/6.100. Крутящие моменты собранных двухсекционных ВЗД, определенные на стенде СОИ-250 при одинаковых значениях расхода промывочной жидкости, превосходили аналогичные показатели стандартных односекционных двигателей в режиме максимального КПД в 1,7 - 1,8 раз, при незначительном (на 2-3 п.п.) росте максимального КПД. Разработанная технология бурения открытых окончаний боковых стволов скважин с использованием двухсекционных винтовых забойных двигателей 2Д-76 4/5.80 и 2ДР-95 5/6.100 с импрегнированными алмазными долотами различных типоразмеров показала свою высокую эффективность. Механическая скорость проходки увеличилась в 2,8 - 4,6 раз.

В то же время, в результате проведенных исследований было установлено, что бурение открытых окончаний боковых стволов предъявляет особые требования к обеспечению устойчивости стволов, предотвращению поглощений и других видов осложнений. Для решения этих проблем была разработана и внедрена технология принудительной гидродинамической кольматации ствола скважины при вскрытии проницаемых пластов, с использованием специальных устройств - кольмататоров. Разработанные конструкции струйных кольматирующих устройств эжекционного типа, включаемые в роторную или турбинную КНБК, и использующие в качестве

кольматанта выбуренную горную породу с целью предупреждения или снижения интенсивности поглощений бурового раствора, защищены патентами РБ и РФ.

В заключительной части работы представлены результаты технико-экономического анализа внедрения разработанных технологий бурения глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород. Расчеты экономической эффективности выполнены на основе РД 39-0148052-547-87 «Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений, М., ВНИИОЭНГ, 1988». Алгоритм расчетов подразумевает использование нормативного времени СПО, подготовительно-заключительных и вспомогательных работ к рейсу бурового инструмента.

В результате установлено, что общий рассчитанный экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы составил более 1 миллиона USD.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании выполненных исследований разработаны и внедрены новые технико-технологические решения, повышающие эффективность бурения и восстановления глубоких скважин в соленосных отложениях нефтяных месторождений, с использованием современных конструкций турбобуров, винтовых и турбовинтовых забойных двигателей.

2. Исследованы и научно обоснованы рациональные энергетические характеристики современных конструкций гидравлических забойных двигателей применительно к условиям бурения глубоких скважин и боковых стволов в соленосных отложениях горных пород.

3. В результате исследований работы буровых долот и гидравлических забойных двигателей различных типоразмеров при проводке скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями

горных пород, определены эффективные параметры режима бурения и разработаны технико-технологические рекомендации, утвержденные к применению стандартами предприятия РУП ПО «Белоруснефть».

4. Определены области устойчивой работы турбобуров с алмазными долотами в условиях соленосных пород нефтяных месторождений Припятского прогиба и установлены эмпирические зависимости механической скорости проходки и перепада давления на турбобуре от величины реализуемой осевой нагрузки на долото.

5. В результате промысловых исследований установлена высокая по сравнению с серийными шпинделями наработка на отказ и долговечность шпинделей турбобуров диаметром 195 мм, оснащенных резинометаллической осевой опорой с «утопленной» резиной, а также шпинделей винтовых забойных двигателей диаметром 127 мм, оснащенных шаровой осевой опорой с тороидальной рабочей поверхностью.

6. Разработана технология бурения и корректировки траектории ствола скважины с использованием турбовинтовых забойных двигателей ТВД-240 и ТВД-195 в качестве привода трехшарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами, позволившая повысить показатели строительства наклонно направленных скважин.

7. Разработан и запатентован безклиновый способ бурения отклоняющего ствола, на основе которого создана новая технология проводки разветвленных многозабойных скважин из расширенного участка основного ствола с использованием винтовых забойных двигателей с регулируемым углом перекоса осей.

8. Разработаны и защищены патентами новые конструкции струйных кольматирующих устройств эжекционного типа, использующих в качестве кольматанта выбуренную горную породу и позволяющих предупредить или снизить интенсивность возникающих поглощений бурового раствора.

9. Общий рассчитанный экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы превышает сумму 1 миллион USD.

Основные положения диссертации опубликованы в печатных работах автора:

1. Асадчев A.C. Промысловые испытания новой техники турбинного бурения в ПО "Белоруснефть" / Симонянц СЛ., Курумов Л.С., Бутов Ю.А., Большаков Ю.А., А.С.Асадчев// Нефтепромысловый инжиниринг. -2004.-№2.-С.2-3.

2. Асадчев A.C. Испытания высокомоментной турбины ТВМ-195 в Светлогорском УБР /Ю.А.Бутов, Ю.А.Большаков, Л.С.Курумов, С.Л.Симонянц, А.С.Асадчев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / ВНИИОЭНГ .- М, 2004,- № 8,- С. 17-18.

3. Асадчев A.C. Испытания винтовых забойных двигателей с различным покрытием роторов рабочих пар в УПНПиРС /М.Г.Бобров, Ю.А.Бутов, Л.П.Лашкин, В.П.Татаринов, А.С.Асадчев // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. в 2 ч. /БелНИПИнефть.- Гомель, 2004. - Вып. 5. - Ч.2.- С. 158-168.

4. Асадчев A.C. Испытания нового турбобура ЗТВМ-195 и стабилизированных турбинных шпинделей ШС-195 в Светлогорском УБР /Ю.А.Бутов, Н.И.Немчинов, Ю.А.Большаков, Л.С.Курумов, С.Л.Симонянц, А.С.Асадчев // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. в 2 ч. / БелНИПИнефть. - Гомель, 2004. - Вып. 5. - 4.2. - С. 169180.

5. Асадчев A.C. Результаты промысловых испытаний нового турбобура ЗТВМ-195 на площадях Припятского прогиба в 2003-2006 гг. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море /ВНИИОЭНГ.- М, 2007.- № 1.-С. 34-39.

6. Асадчев A.C. Перспективы использования низкооборотных забойных двигателей при бурении наклонно-направленных скважин Припятского прогиба // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / ВНИИОЭНГ,- М., 2007, № 4.-С. 15-18.

7. Асадчев A.C. Особенности и результаты строительства боковых стволов на месторождениях РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" /А.И.Призенцов, В.Д.Гошкис, Л.П.Лашкин, Ю.А.Бутов, А.С.Асадчев // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. / ЧУП "ЦНТУ "Развитие".- Гомель, 2007. - Вып.6. - С.254 - 269.

8. Асадчев A.C. Повышение показателей работы долот для снижения стоимости строительства скважин /Ю.А.Большаков, Ю.А.Бутов, Д.В.Порошин, А.С.Асадчев// Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. / ЧУП "ЦНТУ "Развитие". - Гомель, 2007.-Вып.6. - С.270 - 278.

9. Асадчев A.C. Опыт использования новых типов гидравлических забойных двигателей при строительстве и восстановлении скважин на месторождениях РУП "ПО "Белоруснефть" /Ю.А.Бутов, Д.В.Порошин, С.М.Смолян, В.П.Татаринов, А.С.Асадчев// Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. / ЧУП "ЦНТУ "Развитие". -Гомель, 2007.- Вып.6 . - С.279-287.

10. Асадчев A.C. Сравнение показателей однотипных долот фирмы ООО "Волгабурмаш", выпущенных заводами в городах Самара и Дрогобыч /В.В.Пологеенко, Д.В.Порошин, А.С.Асадчев // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. У ЧУП "ЦНТУ "Развитие". -Гомель, 2007.-Вып.6. - С.288 - 294.

11. Асадчев A.C. Определение оптимальной проходки на долота типа PDC с учетом степени износа их вооружения /Н.И.Немчинов, В.В.Пологеенко, Д.В.Порошин, А.С.Асадчев // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. / ЧУП "ЦНТУ "Развитие". -Гомель, 2007.-Вып.6. - С.288 - 294.

12. Асадчев A.C. Исследование коэффициента трения в осевой опоре ПУМ-195/ Л.С.Курумов, Х.С.Лабазанов, А.С.Асадчев //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море /ВНИИОЭНГ.- М., 2008.-№8.- С. 13-17.

13. Патент РБ № 5370, МПК (2006) Е21В 37/00. Устройство для кольматации проницаемых пластов /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Н.А.Демяненко, А.И.Малашенко. - № и 20080930; заявл. 18.12.2008; опубл. 2009.06.30, Бюл. № 3.

14. Патент РБ № 5371, МПК (2006) Е21В 37/00. Устройство для кольматации проницаемых пластов /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Н.А.Демяненко, А.И.Малашенко, В.В.Пологеенко, № и 20080931, заявл. 18.12.2008; опубл. 2009.06.30 . Бюл. № 3.

15. Патент РФ RU 88381 U1, МПК (2006.01) Е21В 37/02. Устройство для кольматации проницаемых пластов /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Н.А.Демяненко, А.И.Малашенко.- № 2009117832/22; заявл.12.05.2009; опубл. 10.11.2009. Бюл. №31.

16. Патент РФ RU 89871 U1, МПК (2006.01) Е21В 37/02. Устройство для кольматации проницаемых пластов /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Н.А.Демяненко, А.И.Малашенко, В.В.Пологеенко.- № 2009110724/22; заявл.24.03.2009; опубл. 20.12.2009. Бюл.№ 35.

17. Асадчев A.C. Особенности и пути совершенствования технологии бурения открытых окончаний боковых стволов на нефтяных месторождениях

Припятского прогиба /А.С.Асадчев, Д.В.Порошин// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море /ВНИИОЭНГ.- М., 2009.- №8,- С.10 -14.

18. Асадчев A.C. Промысловые испытания турбинно-винтовых двигателей при бурении глубоких скважин Припятского прогиба /А.С.Асадчев, В.Д.Порошин, Д.А Никитин //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / ВНИИОЭНГ.- М., 2009.- №8.- С. 3-6.

19. Асадчев A.C. Результаты промысловых испытаний турбобура повышенной мощности в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» /С.Л.Симонянц, А.И.Призенцов, В.В.Архипенко, Д.В.Порошин, А.С.Асадчев, В.А.Литвяк, А.А.Мартиросян// Вестник ассоциации буровых подрядчиков,- М., 2010.- №2.- С.18-20.

20. Асадчев A.C. Анализ наработки и ремонтов шпинделей гидравлических забойных двигателей при бурении глубоких скважин и боковых стволов в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» в 2006—2010 годах / Ю.А.Бутов, Д.В.Порошин, В.В.Пологеенко, Р.Р.Нургалеев, Л.В.Борисенко, В.А.Загорский, А.С.Асадчев // Труды БелНИПИнефть : сб. научн.тр,- Гомель, 2010. - Вып. 7. - С. 330-340.

21. Патент РБ BY 14319 С1, МПК (2009) Е21В 7/00. Безклиновый способ бурения многозабойной скважины /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Н.А.Демяненко, И.С.Игнатюк, В.В.Пологеенко, Д.В.Порошин.- № а 20081391 заявл. 05.11.2008; опубл. 30.06.2010. Бюл.№ 3.

22. Асадчев A.C. Исследование надежности шпинделей при турбинном бурении в ПО «Белоруснефть» / Л.С.Курумов, Ю.А.Бутов, Д.В.Порошин, В.В.Пологеенко, А.С.Асадчев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / ВНИИОЭНГ,- М., 2011, №3, С. 6 - 9.

23. Патент РФ RU 2410516 С2, МПК (2006.01) Е21В 7/06. Безклиновый способ бурения многозабойной скважины /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Н.А.Демяненко, И.С.Игнатюк, В.В.Пологеенко, Д.В.Порошин. - № 2009110837; заявл. 24.03.2009; опубл. 27.01.2011. Бюл.№ 3.

24. Патент РФ RU 2417304 С2, МПК (2006.01) Е21В 43/10. Способ заканчивания строительства нефтяных и газовых скважин /А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, В.В.Гончареня, В.П.Грыцкив, Л.П.Лашкин, А.И.Призенцов,- № 20091227756; заявл. 15.09.2010; опубл. 27.04.2011. Бюл.№ 12.

Подписано в печать 08.02.2012. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ № 39

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Асадчев, Анатолий Семенович, Гомель

61 12-5/1782

Научно-исследовательский и проектный институт нефти «БелНИПИнефть» РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

На правах рукописи

АСАДЧЕВ Анатолий Семенович

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор

Симонянц С.Л.

Гомель-2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

Введение......................................... 4

1. Анализ современного состояния технологии бурения глубоких скважин и боковых стволов в геолого-технических условиях нефтяных месторождений Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород............ 8

1.1. Обзор работ по вопросам совершенствования способа бурения гидравлическими забойными двигателями..... 8

1.2. Горно-геологические особенности разработки нефтяных месторождений Припятского прогиба......... 23

1.3. Технико-технологические особенности бурения глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях Припятского прогиба......... 26

Выводы к разделу 1............... 31

2. Исследование показателей работы долот и гидравлических забойных двигателей при бурении глубоких скважин 35

2.1. Обоснование методов исследований..... 35

2.2. Результаты аналитических исследований. 43

2.3. Результаты стендовых исследований...... 63

2.4. Результаты промысловых исследований. 74

Выводы к разделу 2............ 79

3. Разработка технологии турбинного бурения с алмазными долотами 82

3.1. Анализ работы турбобуров с алмазными долотами при бурении глубоких скважин в соленосных отложениях 82

3.2. Исследование технологических особенностей применения серийных трехсекционных турбобуров ЗА7Ш 83

3.3. Исследование конструктивных особенностей и энергетических характеристик турбобура ЗТВМ-195 85

3.4. Промысловые испытания турбобура ЗТВМ-195 89

3.5. Промысловые испытания шпинделей турбобуров 100

Выводы к разделу 3............. 103

4. Совершенствование технических средств и технологии бурения гидравлическими забойными двигателями с трехшарошечными долотами с герметизированной маслонаполненной опорой 105

4.1. Исследование конструктивных и технологических особенностей применения винтовых забойных двигателей..... 105

4.2. Исследование конструктивных и технологических особенностей применения турбовинтовых забойных двигателей 109

4.3. Разработка рациональной компоновочной схемы сборки турбовинтовых двигателей и исследование их энергетических характеристик.............................. 111

4.4. Разработка новых технологических приемов использования турбовинтовых забойных двигателей............ 115

4.5. Промысловые испытаний турбовинтовых двигателей с трехшарошечными долотами с герметизированной маслонаполненной опорой............. 124

Выводы к разделу 4......................... 136

5. Исследование и разработка технических средств и технологий бурения боковых стволов и многозабойных скважин . 139

5.1. Разработка технологий строительства многозабойных скважин 139

5.2. Разработка безклинового способа бурения 142

5.3. Исследование показателей надежности винтовых забойных двигателей малого диаметра............ 162

5.4. Разработка и промысловые испытания технических средств и технологий бурения боковых стволов...... 172

Выводы к разделу 5.................. 185

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Результаты технико-экономического анализа внедрения разработанных технологий бурения глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород 187

Основные выводы и рекомендации........... 193

Список литературы................ 195

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Важным ресурсом в топливно-энергетическом комплексе Республики Беларусь (РБ) являются нефтяные месторождения Припятского прогиба. Дня организации рациональной схемы их разработки необходимо построить большое количество скважин с проектной глубиной до 5000 м в сложных горно-геологических условиях. Сложность условий разработки нефтяных залежей в девонских отложениях Припятского прогиба обусловлена присутствием в разрезе автономных соленосных толщ, разделяющих терригенные, карбонатные и вулканогенные образования. Это требует разработки технологии бурения, которая была бы эффективна именно в этих горно-геологических условиях. Нефтяные месторождения с аналогичными условиями залегания соленосных пород имеются также в Российской Федерации (РФ) и Казахстане. Поэтому работа, посвященная созданию эффективных методов интенсификации буровых работ в соленосных отложениях, является актуальной.

Основные задачи исследований.

3. Определение области устойчивой работы гидравлических забойных двигателей и рациональных режимов бурения глубоких скважин и боковых стволов алмазными и трехшарошечными долотами в широком диапазоне геолого-технических условий.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены современными методами и средствами экспериментальных исследований, выполненными с использованием статистических методов обработки информации, подтверждением теоретических положений данными экспериментальной и промышленной апробации, а также результатами внедрения новых технических средств и технологий при бурении и восстановлении скважин.

Научная новизна выполненной работы.

позволяющие выбрать эффективный режим бурения в соленосных отложениях горных пород.

4. В результате теоретических и экспериментальных исследований разработаны усовершенствованные конструктивные схемы низкооборотных гидравлических забойных двигателей турбовинтового типа, предназначенных для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

Практическая ценность и реализация работы.

5. Разработана и внедрена технология бурения открытых окончаний боковых стволов восстанавливаемых скважин с использованием

секционированных по схеме неориентированной сборки ВЗД различных типоразмеров с алмазными долотами малого диаметра.

6. Исследованы сравнительные показатели надежности и долговечности шпинделей турбобуров, оснащенных шаровой осевой опорой и резинометаллической осевой опорой с «утопленной» резиной, а также шпинделей винтовых забойных двигателей с тороидальной рабочей поверхностью шаровой осевой опоры.

8. Общая рассчитанная экономическая эффективность от внедрения разработок, представленных в диссертационной работе, составляет сумму свыше 1 миллиона USD.

Диссертационная работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте нефти «БелНИПИнефть» РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».

Диссертация состоит из введения, 5 разделов с конкретными выводами, заключения, содержащего результаты расчетов экономического эффекта от внедрения, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 181 наименование работ российских и зарубежных авторов. В Приложениях даны материалы, подтверждающие внедрение разработанных технико-технологических решений.

1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ В ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА С СОЛЕНОСНЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ГОРНЫХ ПОРОД

1.1. Обзор работ по вопросам совершенствования способа бурения гидравлическими забойными двигателями

1.1.1. Создание и развитие турбинного способа бурения Вращательное механическое бурение, как более совершенное и эффективное, в начале XX века почти полностью вытеснило ударное бурение, применяемое еще с XIX века и уже не отвечающее требованиям темпа роста строительства нефтяных скважин. При вращательном способе бурения передача мощности на долото, похожее на «рыбий хвост», осуществлялась с поверхности при помощи особого вращателя - ротора, через длинную колонну бурильных труб, с помощью которой создавала необходимая осевая нагрузка на долото. По названию привода долота -«ротора», такой способ вращательного бурения получил наименование «роторный». Его применение позволило сразу же значительно повысить скорости бурения. Однако он имел существенный недостаток, обусловленный частой поломкой бурильных труб, по своим прочностным характеристикам, не соответствующим условиям бурения.

Разработкой привода долота, приближенного к забою скважины, инженеры - нефтяники занимались еще с 80-х годов XIX века. Первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890г. инженер Г.Г.Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

Фактически свое название «турбинный» и самое существование способ вращательного механического бурения с приводом от гидравлического забойного двигателя, приближенного к забою-скважины, получил после того, как в 1923г. в Советском Союзе М.А.Капелюшниковым, совместно с С.М.Волохом и Н.А.Корнеевым, был разработан и применен турбинный аппарат для бурения скважин, названный «турбобур Капелюшникова». Он развивал мощность до 12л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через многоярусный планетарный, маслонаполненный зубчатый редуктор приводил во вращение долото. Частота вращения выходного вала этого турбобура составляла от 15 до 30 об/мин. Однако для создания достаточной для бурения величины крутящего момента приходилось срабатывать в единственной ступени турбины значительный перепад давления, что вызывало интенсивный эрозионный износ проточной части турбины и снижало эффективность турбобура. Низкой была также и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Наработка на отказ турбобура Капелюшникова в среднем не превышала 10 ч [127]. Тем не менее, этот турбобур в течение десяти лет успешно конкурировал с начинающим тогда развиваться роторным способом бурения [43, 51].

Приблизительно в то же время американскими инженерами также проводились работы по созданию турбобуров. В 1924 г. инженером компании «Standart Oil» С. Шарпенбергом был создан первый многоступенчатый безредукторный турбобур. Он имел 20-ступенчатую турбину осевого типа с частотой вращения от 1500 до 4500 об/мин. Однако результаты промышленных испытаний этого турбобура получились отрицательными. Его повторная попытка в 1938 г. также была безуспешной [126].

В 1927 г. американец Диль разработал и испытал турбобур, аналогичный турбобуру Капелюшникова. Однако и этот турбобур при

проведении испытаний проигрывал роторному способу бурения по стоимостным показателям. Других попыток создания новых конструкций турбобуров в США в те годы не предпринималось [126]. Все усилия по совершенствованию и повышению эффективности бурения нефтяных и газовых скважин сосредоточились на роторном способе вращательного бурения, достигнув в этом направлении исключительно важных по значимости успехов и приоритетов.

В Советском же Союзе продолжалось проведение работ по совершенствованию турбины и редуктора турбобура Капелюшникова. Однако до начала 30-х годов они не привели к созданию надежной и работоспособной конструкции и к 1933 г. турбинное бурение в СССР было полностью вытеснено роторным способом бурения [126].

Поворотным пунктом в развитии конструкций турбобуров и турбинного бурения в СССР стало изобретение и создание в 1934-1935 годах в Экспериментальной конторе турбинного бурения Азнефти (ЭКТБ) талантливыми советскими инженерами П.П. Шумиловым, P.A. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной. Принципы, заложенные в эту конструкцию, стали основой для дальнейшего развития турбобуростроения, а теоретические разработки и положения авторов безредукторного многоступенчатого турбобура позволили создать современную теорию турбинного бурения [1, 2, 3, 4, 10, 11, 36, 43, 51, 52, 53, 60, 61, 77, 78, 79, 81, 89, 135, 138, 144, 145].

Промышленный образец турбобура был создан в 1939-1940 гг., а с 1944 г. турбинный способ бурения с использованием таких безредукторных турбобуров начал применяться в ряде нефтяных районов Советского Союза.

Основной причиной начала внедрения и развития турбинного способа бурения в СССР послужило то, что в послевоенное время отечественная промышленность была не в состоянии выпускать комплекс оборудования,

удовлетворяющего требованиям эффективного роторного бурения. Прежде всего это касалось производства качественных, высокопрочных бурильных труб. Попытки бурить скважины роторным способом в районах Урало-Поволжья сопровождались большим количеством аварий, связанных с поломкой бурильного инструмента, что в значительной степени снижало темпы строительства скважин. Таким образом, с одной стороны, отсутствие надлежащего оборудования, а с другой сравнительно небольшие глубины бурения относительно твердых пород, - способствовали в начале 50-х годов полному переходу в нефтяных районах Урало-Поволжья на турбинный способ бурения [8], при котором поломки бурильного инструмента исключались.

Со второй половины 60-х годов началось интенсивное освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири методом кустового строительства наклонно направленных скважин. Поэтому, изобретение в те же годы способа проводки наклонно направленных скважин с использованием турбобуров при строительстве скважин окончательно утвердило лидирующее положение турбинного способа бурения в СССР [127].

Широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и тем самым позволило добиться высоких темпов роста добычи нефти и газа в Советском Союз

Информация о работе

Асадчев, Анатолий Семенович
кандидата технических наук
Гомель, 2012
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы