Технико- технологическая часть
|
Скачать 1.55 Mb.
|
|
Секция 1: Компоновка низа бурильной колонны, включающая долото, забойный двигатель, немагнитные утяжеленные бурильные трубы, приборы системы измерений в процессе бурения. Эта секция управляет траекторией ствола, но нагрузки на долото за счет своего веса не создает. Фактически эта часть должна быть по возможности более легкой, чтобы уменьшить крутящий момент и силы сопротивления. Секция 2: находится в горизонтальном участке, передает осевые и крутящие нагрузки в процесс бурения и спуске- подъеме. Эта секция должна выдерживать сжимающие нагрузки без продольного изгиба и одновременно должна быть легкой, чтобы свести до минимума крутящий момент и силы сопротивления. Обычно в этой секции применяют обычные бурильные трубы с самым большим наружным диаметром, из имеющихся в наличии. Секция 3: Расположена в нижнем участке набора угла 60-90. Трубы здесь также должны быть в состоянии передавать осевые нагрузки и крутящий момент и выдерживать потенциально большие напряжения изгиба, вызванные вращением в искривленной части. Большая часть веса труб в этой части скважины, имеющей большой зенитный угол, передается на нижнюю стенку скважину и, следовательно, мало влияет на усилие, передаваемое на долото. Это обычно тяжелые бурильные трубы или толстенные бурильные трубы. Секция 4: Верхний участок набора зенитного угла0-60. Трубы в этой секции должны быть способы сопротивляться продольному изгибу и выдерживать напряжения изгиба, вызванные вращением в криволинейном участке. В этой секции продольный изгиб имеет большой значение, так как трубы не имеют поддержки стенок, как при больших зенитных углах скважины. Вес трубы в этой части может вносить значительный вклад в создание нагрузки на долото. Здесь обычно используются толстенные бурильные трубы. Однако, если есть участок стабилизации зенитного угла, то могут использоваться и обычные трубы. Секция 5: Вертикальный участок выше точки отклонения скважины от вертикали. Эта секция дает оставшуюся часть необходимой нагрузки на долото (с учетом секции 4) и обычно представляет собой утяжеленные бурильные трубы. При использовании утяжеленных бурильных труб они устанавливаются выше точки отклонения скважины от вертикали, чтобы уменьшить вероятность попадания их в зону резких перегибов и свести к минимуму риск усталостного разрушения. При использовании утяжеленных бурильных труб в этой секции необходимо внимательно проанализировать гидравлическую программу промывки, так как этот интервал вертикальный, то натяжение бурильной колонны мало и оно оказывает слабое влияние на крутящий момент и силы сопротивления. Секция 6: Вертикальный участок до устья скважины, бурильная колонна в этой секции будет в растянутом состоянии и здесь уместны инструкции по бурению обычных скважин. Трубы должны выдерживать растягивающие усилия и передавать крутящие моменты, возникающие при бурении и спуске- подъеме, с соответствующим запасом прочности. Трубы, применяемые здесь, обычно выбираются с учетом крутящего момента и сил сопротивления при бурении, гидравлического расчета и удобства работ на буровой установке. 3.4. Проектирование компоновок низа бурильной колонны. Недостатки обычной технологии направленного бурения определяются низкой надежностью существующих компоновок низа бурильной колонны (КНБК) при выполнении проектных решений. С начала применения технологии направленного бурения проводятся интенсивные теоретические и экспериментальные исследования, направленные на повышение точности и надежности работы КНБК. Однако показатели качества строительства наклонных скважин со временем не улучшаются. Например, на нефтяных месторождениях Западной Сибири в 1998 году 10% скважин пробурено с отклонением от проектного профиля, из них 8% не попало в круг допуска вообще. При бурении 30% скважин производились работы по корректированию направления ствола с помощью двигателя- отклонителя. Отсутствие эффективных решений в теории создания компоновок низа бурильной колонны привело к необходимости проектирования профиля ствола скважины по фактическим траекториям, обеспечиваемым техническими средствами, имеющимися в распоряжении буровиков. Это явилось фундаментальной ошибкой, не позволившей добиться существенного повышения качества строительства скважин. При таком подходе параметры проектного профиля ставились в подчиненную зависимость от комплекса факторов, определяющих траекторию скважины, а не от требований эксплуатации и максимальной нефтеотдачи скважины. Для повышения эффективности традиционной технологии направленного бурения должна применяться система проектирования компоновок низа бурильной колонны, включающая методическое, математическое и интегрированное программное обеспечение. 3.4.1. Роторные компоновки обычно проектируются для бурения участков набора, падения или стабилизации зенитного угла скважины. Поведение любой роторной компоновки регулируется путем изменения диаметра и положения центраторов (КЛС) в пределах первых 36 метров от забоя. Дополнительные центраторы, установленные выше, будут мало влиять на характеристику компоновки (рисунок 6). Роторная компоновка для набора зенитного угла требует прогиба утяжеленной бурильной трубы между первым и вторым цетратором. Прогиб приводит наклону долота и созданию боковой силы на долоте, направленной в сторону верхней стенки ствола. Интенсивность набора зенитного угла для этой компоновки увеличивается с увеличением: расстояния между первым и вторым центраторами. По мере увеличения расстояния ними будет увеличиваться прогиб бурильной трубы, тем самым увеличивая наклон долота и боковую силу на долоте. Когда прогиб утяжеленных бурильных труб увеличится до того, что они коснуться нижней стенки скважины, наклон долота и боковая сила достигнут своих максимальных значений, что даст максимальную интенсивность набора зенитного угла этой компоновки. Увеличение расстояния между центраторами сверх этого расстояния приведет к увеличению длины контакта между утяжеленными бурильными трубами и стенкой скважины. Дальнейшее увеличение интенсивности набора угла не произойдет. Утяжеленные бурильные трубы будут прогибаться, касаясь стенки скважины в том случае, когда расстояние между центраторами будет 18 метров. Величина прогиба будет также зависить от диаметра скважины по сравнению с диаметром утяжеленной трубы, диаметра центраторов по отношению к диаметру скважины и нагрузки на долото (риунок 8). Рисунок 8. Схема действия боковой силы на долото. Растояния между долотом и первым центратором. Короткий переводник между долотом и первым центратором увеличит боковую силу на долоте, что приведет к увеличению интенсивности набора зенитного угла. Ели это растояние будет расти дальше, сила тяжести будет стремитя приблизить долото к нижней стенке скважины, что приведет к снижению боковой силы на долотеи наклону долота в сторону нижней степени. Чтобы компоновка сохраняла способноть набирать зенитный угол, расстояние между долотом и первым центратором должна быть меньше 2 метров. Эффективность этого переводника будет зависить от нагрузки на долото и диаметра первого центратора и растояния между первым и вторым центраторами. Диаметра первого центратора относительно второго центратора. Этот эффект будет небольшим по сравнению с двумя первыми и будет заметен только тогда, когда прогиб утяжеленных бурильных труб не позволяет им касаться стенок скважины. Влияние диаметра центратора будет определяться диаметрами центраторов и утяжеленных бурильных труб отноительно диаметра скважины и нагрузкой на долото. 3.4.2. Типовая маятниковая компоновка- компоновка для участков падения зенитного угла. Роторная компоновка для изменения зенитного угла требует по крайне мере одного центратора, но часто включает три центратора. Интенсивность падения зенитного угла для этой компоновки регулируетя путем: изменения расстояния между долотом и первым центратором. Если расстояние между долотом и первым центратором увеличивается, сила тяжети прижимает долото к нижней стенки скважины, увеличивая напрвленные вниз наклон долота и боковую силу на долоте. Если растояние между долотом и первым центратором слишком велико, долото начнет изгибаться вверх и интенсивностьпадения зенитного угла дотигнет максимума. Обычно расстояние между долотом и первым центраторомбудет примерно 9 метров. Интенсивность падения зенитного унла будет также зависить от диаметра скважины относительно диаметра утяжеленных бурильных труб и диаметра центратора и нагрузки на долото. Увеличение растояния между вторым и третьим центраторами. Это расстояние должно быть достаточно большим, чтобы дать возможность образоваться прогибу утяжеленных бурильных труб, что позволит утяжеленным бурильным трубам между первым и вторым центраторами изогнуться вверх (Риунок 9). Если расстояние между первым и вторым центраторами слишком велико, утяжеленные бурильные трубы будут пронибаться к нижней стенке кважины вместо того, чтобы изгибаться вверх. Это приведет к формированию компоновки для увеличения зенитного угла вместо компоновки для уменьшения зенитного угла. Расстояние между первым и вторым центратором должно быть 9 метров, а расстояние между вторым и третьим центраторами должно быть примерно 18 метров. Интенсивность падения зенитного угла для компоновки достигнет максимума в том случае, когда расстояние между вторым и третьим центраторами позволит утяжеленным бурильным трубам провинуть и коснуться стенки скважины. Интенсивность падения зенитного угла будет также зависеть от нагрузки на долото и диаметра центраторов и утяжеленных бурильных труб относительно диаметра. Уменьшение диаметра первого центратора. Его эффект будет небольшим по сравнению с двумя первыми факторами. Влияние диаметра центратора будет зависеть от диаметра центратора и утяжеленных бурильных труб отноительно диаметра скважины и нагрузки га долото. 3.4.3. Типовая компоновка для стабилизации зенитного угла, или жесткая компоновка- снижает склонность скважины к искривлению и обычно содержит три или более центратора, расположенных на небольших расстояниях друг от друга. Диаметр и расположение центраторов приводят к снижению наклона долота и боковой силы на долото. Компоновка может быть спроектирована с тенденцией слабого набора или падения зенитного угла для компенсации тенденции влияния горных. В некоторых местах для борьбы с влиянием геологических факторов могут потребоваться другие центраторы (Рисунок 3.3.). Рисунок 3.3. Типовая компоновка для стабилизации зенитного угла, или жесткая компоновка. 3.4.4. Компоновка низа бурильной колонны с забойным двигателем. Для повышения эффективности проводки горизонтальной скважины я предлагаю в данном дипломном проекте - забойный двигатель Гео-пилот. Гео-пилот- роторная направляющая система, разработанная компанией Сперри-Сан совместно с японской национальной нефтянной компанией, представляет собой роторную забойную систему искривляющую скважину за счет отклонения внутреннего вала, получающего вращения от роторного стола и передающего его долоту. Рассмотрим саму конструкцию забойного двигателя Гео-пилот: Вращающийся вал отклоняется в центре между подшипниками с двойными эксцентриковыми кольцами, заставляет долото наклоняться в противоположном направлении, внешняя длина корпуса состовляет приблизительно 5.5метров (Рисунок 3.4.). Рисунок 3.4. Гео – пилот.  При помощи пары кулачков, установленных посередине, между двумя подшипниками, центральная часть приводного вала отклоняется от центра, отклоняя тем самым долото в противоположном направлении. Когда кулачки сориентированы друг против друга, они сбалансированы и компоновка низа бурильной колонны бурит в прямом направлении. [Обратите внимание, что на рисунке оба кулачка сориентированы в одном направлении. Представьте, что внутренний кулачок повернулся на 180 градусов. Теперь он будет давить на приводной вал в обратном направлении, к центру.] Принцип действия скорее заключается в том, чтобы направлять долото, а не толкать его в сторону. Поэтому, мы получаем преимущество использования долот с длинной калибрующей частью, которые лучше отслеживают направление ствола скважины (долото при бурении не стремится отклониться от центральной линии и держится по центру ствола). В силу своей конструкции эти долота являются более стабильными, снижается вибрация, которая уже была в значительной степени снижена за счет устранения гидравлического забойного двигателя. При снижении спиралеобразности ствола уменьшается или совсем пропадает образование периодических канавок на нижней поверхности ствола, которые служат ловушками для выбуренной породы. Постоянное (100%) вращение практически обеспечивает поддержание чистоты ствола и в очень большой степени снижает необходимость в частичном подъеме бурильной колонны (для предотвращения прихвата) и расширении буровой скважины снизу вверх. Принцип действия Geo-Pilot заключается в отклонении вала между долотом и бурильной колонной. В невращающейся части кожуха содержится элегантное, компактное и прочное отклоняющее устройство, передающее отклонение на вал, обеспечивая постоянно контролируемое управление (как углом торца бурильного инструмента, так и эффективным углом изгиба). Другими словами, такой принцип действия позволяет (при вращающейся бурильной колонне) изменять направление бурения на забое и темп набора кривизны. Приводной вал установлен в подшипниках сверху и снизу и отклоняется от центральной оси кулачками, установленными в середине. Вверху показано положение наддолотного датчика инклинометрии [At-Bit Inclination], учтите, что во всех новых приборах он будет заменен датчиком At-Bit Inclination и азимутальным ГК. В верхней части компоновки низа бурильной колонны привинчивается система каротажных измерений в реальном режиме (MWD/LWD) (рисунок 3.5.). Рисунок 3.5.  Вращение бурильной колонны передается через инструмент и наружный корпус не проворачивается (очень сильно). Если же он все-таки провернется, то внутреннее электронное устройство отметит это перемещение и повернет автоматически кулачки назад, чтобы скорректировать это перемещение. - Управление Гео-пилотом с поверхности также возможно с помощью импульсов, передаваемых по буровому раствору. - Импульсы, создаваемые в буровом растворе на стояке, передают отрицательные импульсы. - Прием сигналов на забое осуществляется с помощью датчика давления (PWD). - Низкая частота идущих с поверхности импульсов позволяет одновременно осуществлять передачу импульсов на поверхность с помощью системы позитивного импульсного генератора. - Меньшее расстояние от долота до изгиба –позволяет увеличить протяженность калиброванного диаметра ; снижает требуемый угол искривления корпуса при том же темпе набора кривизны. - Уменьшает момент изгиба. - Уменьшает радиус поворота. - Сокращение времени бурения на 25-50%. - Доказанное улучшение качества ствола •Меньше поломок MWD и ГЗД . - Меньше износ долот. - Датчики DDS™ подтверждают снижение вибраций. - Обсадная колонна спускается на забой очень легко. - Возможность вращения бурильной колонны 100% всего времени. - Улучшается передача весовой нагрузки и механическая скорость проходки. - Улучшается очистка ствола за счет постоянного перемешивания выбуренной породы. - Возможность ориентирования долота и бурения наклонно направленной скважины. - Цель: осуществлять отклонения долота без участия в этом бурильной колонны. Гео-пилот использовался в большинстве районов мира, но самый большой опыт наработан с применением этой системы в Северном море и на шельфе Канады. В большинстве случаев наблюдалось существенное сокращение времени (и, соответственно, стоимости) бурения, хотя по нашему мнению самым важным следствием применения Гео-пилот является улучшение качества ствола скважины. В Абердине и Канаде мы наблюдали снижение поломок системы MWD и гидравлических забойных двигателей, увеличение срока службы долот, а также снижение вибрации из-за внутрискважинных осложнений. Проведенная кавернометрия ясно показывала улучшение ствола при использовании Гео-пилот, особенно по сравнению с более традиционными (муфта вниз, долото с укороченной калибрующей частью) управляемыми компоновками низа бурильной колонны. С помощью датчиков DDS было также подтверждено снижение вибрации компоновок низа бурильной колонны. Также в нескольких случаях отмечался очень плавных ход обсадноф колонны при спуске по сравнению с использованием традиционных компоновок низа бурильной колонны. Составляем компонову для горизонтальной скважины глубиной 405 метров по ветикали и с горизонтальным стволом в 500 метров, используя забойный двигатель Гео-пилот и каротажную систему в реальном времени (MWD/LWD): Таблица 3.5. Углубления скважины. Способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважины применяемые КНБК.
Таблица 3.6. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК).
3.5. Очистка скважины. Влияние различных факторов на вынос шлама. 3.5.1. Зенитный угол. В общем, вынос шлама затрудняется при увеличении зенитного угла. Наибольшие трудности приникают при зенитных углах от 50 до 600, поскольку при таких условиях осевший шлам имеет тенденцию соскальзывать вниз по стволу и образовывать пробки. При зенитных углах более 60о обломки образуют устойчивую шламовую постель. Такая постель удерживается на стенке скважины и счет сил трения. Диапазон зенитного угла, в котором происходит соскальзывание осадка, в значительной степени зависит от реологических свойств бурового раствора. Трудности с очисткой ствола могут возникнуть в диапазоне зенитных углов от 40 до 60о. 3.5.2 Механическая скорость. При повышении механической скорости проходки увеличивается количество шлама в кольцевом пространстве. Предыдущий опыт свидетельствует о том, что для эффективного бурения вертикальных скважин максимально допустимая концентрация шлама в кольцевом пространстве не должна превышать 0,5%. При бурении наклонных скважин увеличение скорости проходки приводит к росту толщины осадка. Для удаления более толстого слоя осевшего шлама необходимо увеличение подачи бурового раствора. Важно контролировать и ограничивать механическую скорость проходки в склонных скважинах, так как толстый слой осевшего шлама труднее удалить из скважины. 3.5.3. Реологические свойства бурового раствора. Скорость осаждения частиц в буровом растворе зависит от его вязкости. Эта зависимость влияет на транспортировку шлама в вертикальных скважинах. Однако после образования шламовой постели на нижней стенке скважины с зенитным углом более 30о изменение реологических свойств бурового раствора мало улучшает вынос шлама. Маловязкие жидкости наиболее эффективны в скважинах с зенитными углами более 30о, так как режим их течения – турбулентный и завихрения потока способствуют выносу шлама. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и обеспечения более плоского профиля скоростей в затрубном пространстве пластическую вязкость следует понизить до минимума. При минимальной вязкости и том же самом расходе промывочной жидкости увеличивается скорость течения ее в наружной части кольцевого пространства. 0-45о шлам выносится эффективнее при ламинарном режиме течения. Транспортировка улучшается при повышении реологических свойств, особенно динамического напряжения сдвига. 45-55о на ламинарный, ни турбулентный режимы не имеют преимуществ друг перед другом. В этом диапазоне наблюдалось соскальзывание вниз шламового осадка. 55-90о увеличения отношения τ/оη не приводит к улучшению выноса шлама. Ствол лучше очищается при турбулентном режиме течения. Повышение реологических свойств совершенно не влияло на несущую способность при турбулентном режиме в любом диапазоне зенитного угла. Однако, при малых зенитных углах и ламинарном режиме течения повышение динамического напряжения сдвига улучшает вынос шлама. (Уменьшает концентрацию выбуренной породы в кольцевом пространстве). 3.5.4. Производительность буровых насосов. Единственным наиболее важным фактором, от которого зависит очистка ствола от шлама, является производительность буровых насосов или расход промывочной жидкости. Особую важность этот фактор приобретает при бурении наклонных скважин. Приблизительно можно считать, что скорость восходящего потока, необходимая для выноса шлама из наклонной скважины с зенитным углом в пределах 50-60о примерно в два раза больше, чем в вертикальной скважине. Нужно принимать из меры для снижения гидравлических сопротивлений, что даст возможность увеличить производительность насосов. В трудных случаях следует тщательно проанализировать конструкцию компоновки низа бурильной колонны, выбор диаметра долотных насадок, дополнительные компоновки низа бурильной колонны, выбор диаметра долотных насадок, дополнительные гидравлические потери в забойном двигателе и системе измерений в процессе бурения. 3.5.5. Выбор диаметра долотных насадок. Если можно обеспечить такую подачу буровых насосов, которая достаточна для хорошей очистки ствола, то диаметр долотных насадок можно выбирать обычным путем так, чтобы гидравлическая мощность на долоте была оптимальной. При выборе диаметра насадок очень важно иметь в виду, что: Для некоторых забойных гидравлических двигателей существует оптимальный диапазон перепада давления в долоте. При бурении хрупких пород насадки следует выбирать таким образом, чтобы свести к минимуму возможный размыв стенок скважины (таблица 3.7.). Таблица 3.7. Перепад давления в долоте.
3.5.6. Приподнимание бурильной колонны и проработка в процессе подъема. Для удаления выбуренной породы механическим путем применяются частичные подъемы бурильной колонны с промывкой и проработкой. Этот способ очень эффективен, если буровая установка оснащена верхним приводом. В случае необходимости при бурении долотами 311 и 216 мм рекомендуется для увеличения подачи раствора использовать вспомогательные насосы. При проявлении любых признаков недостаточной очистки ствола скважины нужно чаще применять частичный подъем бурильной колонны с промывкой и проработкой, увеличить время промывки при наращивании и перед подъемом бурильной колонны для смены долота, увеличив, насколько это возможно подачу насосов. 3.5.7. Дополнительные меры по очистке ствола от выбуренной породы. |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Технико- технологическая часть Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин |
|
1. Исследовательская часть и технико-экономическое обоснование задания... Технологическая карта оборудования и орг оснастки размещенных на проектируемом участке |
 |
Учебное пособие Москва 2011 Оглавление Введение 4 Глава Аналитическая... Технико-экономическая характеристика предметной области и предприятия. Анализ деятельности «как есть» 6 |
|
Технологическая карта Резервуар вертикальный стальной 1000м³ Данная технологическая карта разработана производственно-техническим отделом зао», на основании нормативно-технической и проектной... |
|
Пояснительная записка. Учебный план. Методическая часть. Система контроля и зачетные требования Образовательная программа предназначена для подготовки лыжников-гонщиков в группах спортивного совершенствования (гсс и гвсм). В... |
|
Типовая технологическая карта на бетонные работы Типовая технологическая карта разработана на бетонирование монолитных конструкций при отрицательных температурах |
|
Типовая технологическая карта (ттк) Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ттк) разработана на комплекс работ по монтажу железобетонных колонн промышленных... |
|
Технологическая часть проекта «Дробильно-сортировочный завод по производству... Лещадность на сланцеподобных материалах (сланец, геллефлинт и т п.) не превышает 11-13%. Приводимая ниже пояснительная записка, составленная... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство предприятий,... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство объектов... |
|
Федеральное казначейство (казначейство россии) Утвержден 54819512.... Технологическая инструкция (регламент) работы с модулем формирования бюджетной (бухгалтерской) отчетности подсистемы учета и отчетности... |
|
1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал... |
|
Андрей Владимирович Петухов Футбол Формирование основ индивидуального... Формирование основ индивидуального технико-тактического мастерства юных футболистов |
|
Патофизиологическое введение Верхняя часть этой трубки служит для приема и обработки пищи, средняя часть для всасывания, нижняя часть для выделения остатков |
|
Реферат На тему: «Технико-экономические мероприятия по повышению... «Технико-экономические мероприятия по повышению конкурентоспособности продукции на руп «Белмедпрепараты»» |
|
Технико-коммерческое предложение |