Повышение эффективности технологии моторизованного роторного бурения нефтяных и газовых скважин

Во введении обоснована актуальность темы, показаны цель и задачи
диссертационных исследований, сформулированы научная новизна, теоретическая и
практическая значимость работы, защищаемые положения.

В первой главе приводится анализ исследований технологии низкооборотного
роторного бурения. Традиционно роторный способ бурения не являлся основным при
строительстве нефтяных и газовых скважин в СССР и России. За рубежом наоборот,
роторным способом разбуривались все нефтегазовые месторождения, а гидравлические
забойные двигатели применялись лишь при необходимости бурения искривленных
участков наклонных скважин. В то же время, исследованию вопросов совершенствования
технологии и режимов роторного способа бурения посвятили свои труды известные
советские и российские ученые Алексеев Ю.Ф., Бадалов Р.А., Байдюк Б.В., Бревдо Г.Д.,
Булатов А.И., Гельфгат Я.А., Леонов Е.Г., Мавлютов М.Р., Нескоромных В.В., Орлов А.В.,
Попов А.Н., Симонов В.В., Симонянц Л.Е., Соловьев Н.В., Спивак А.И., Федоров В.С.,
Шацов Н.И., Шрейнер Л.А., Эйгелес Р.М., а также зарубежные исследователи Бингхэм
М.Г., Галле Е.М., Вудс Х.Б., Джеймс Л., Луммус Г., Мэрфи Э. и др.
Роторный способ бурения характеризуется низкими частотами вращения долота, в
диапазоне от 40 до 150 об/мин. Частоту вращения бурильной колонны ограничивают в
основном из-за значительного роста знакопеременных изгибающих напряжений,
возникающих в результате вращения БК, особенно на искривленных участках ствола
скважины. Мощность, необходимая для вращения БК, прямо пропорциональна частоте
вращения и ее ограничение позволяет уменьшить знакопеременные нагрузки на бурильные
трубы. Это может способствовать снижению общих затрат на строительство скважины, но
существенно ограничивает использование такого важного ресурса, как оптимизация
параметров режима бурения, в т.ч. за счет форсирования частоты вращения долота.
В работах советских и зарубежных учёных отмечается, что увеличение частоты
вращения породоразрушающего инструмента всегда сопровождается ростом механической
скорости проходки. Этот факт особенно важен для реализации эффективного режима
бурения безопорными долотами PDC с алмазно-твердосплавными резцами.
Рассматривая работу безопорных долот PDC, необходимо отметить, что ресурс этих
породоразрушающих инструментов значительно превышает время работы шарошечных
долот. Опыт показывает, что высокая стойкость долот PDC обеспечивается при условии их
отработки в допустимых пределах режимных параметров бурения, рекомендованных
производителями долот. Например, согласно рекомендациям российской компании НПП
«БУРИНТЕХ», частота вращения может быть повышена до 400 об/мин. А китайская
компания «Kingdream PLC» разрешает отрабатывать свои долота PDC, предназначенные
для мягких пород, в диапазоне от 50 до 700 об/мин, а для средне-твердых и твердых пород
– от 50 до 350 об/мин. Повышение частоты вращения позволяет значительно нарастить
механическую мощность, срабатываемую на долоте, что в свою очередь приводит к росту
механической скорости проходки и проходки на долото.
Необходимо отметить, что, хотя современное оборудование буровых установок и
рассчитано на максимальную частоту вращения роторного механизма 350 об/мин, однако
на практике традиционный роторный способ реализует режим бурения в весьма
ограниченном диапазоне: от 40 до 120-150 об/мин. Этот режим не является эффективным
для отработки современных безопорных долот PDC с алмазно-твердосплавными резцами и
поэтому частота вращения этих долот должна быть существенно увеличена.
В работе приводятся результаты обзорного исследования конструкций и
характеристик современного оборудования для вращательного роторного бурения –
верхнего силового привода буровой установки. Применение ВСП обеспечивает высокие
скорости бурения и повышенный уровень безопасности работ, по сравнению с
использованием традиционного бурового оборудования. ВСП в последнее время стал
широкоприменятьсядлябурениянефтяныхигазовыхскважинвомногих
нефтедобывающих странах, в т.ч. в России и в Республике Ирак.
С целью оценки эффективности применения верхнего силового привода был
произведен сравнительный анализ показателей бурения двух вертикальных скважин на
месторождении Гараф Республики Ирак. Расчёт показателей был выполнен для
одинакового интервала от 1950 до 3100 м. Показано, что в результате применения верхнего
силового привода (Top Drive System) существенно улучшаются технико-экономические
показатели углубления скважины. Также существенным положительным результатом
является экономия времени, которое необходимо для наращивания бурильной колонны и
проведения спускоподъемных операций. Кроме того, система ВСП позволяет обеспечивать
непрерывное вращение бурильной колонны и циркуляции раствора при проработке ствола
скважины методом “сверху-вниз” и “снизу-вверх”, что снижает риск возникновения
осложнений и аварий. Выполненный анализ показал, что без использования ВСП
дальнейшее совершенствование технологического процесса бурения нефтяных и газовых
скважин нецелесообразно и, пожалуй, невозможно.
Роторные управляемые системы (РУС) – лучшее из актуальных достижений научно-
технического прогресса в технологии бурения нефтегазовых скважин. Управляемая
системароторногобурения(RotarySteerableSystem–RSS)–этоновое
компьютеризированное техническое средство, которое позволяет бурить скважину по
заданной (проектной) траектории при непрерывном вращении бурильной колонны.
Вращение КНБК обеспечивает эффективную очистку ствола скважины, снижает риск
прихватов бурильного инструмента и способствует прохождению более удалённых от
вертикали и протяжённых участков скважин по сравнению с бурением гидравлическими
забойными двигателями. Однако, появление РУС не разрешило основную проблему
оптимизации режима роторного способа бурения, связанную с форсированием мощности
бурового долота путем увеличения частоты его вращения, для того, чтобы повысить
механическую скорость проходки, увеличить рейсовую скорость бурения и снизить
эксплуатационные затраты на метр проходки скважины.
В зарубежной научно-технической литературе имеется много материалов о
технологических особенностях современного роторного способа бурения, основанного на
использовании РУС, получивших в последнее время широкое применение при бурении
нефтяных и газовых скважин во многих районах мира, в т.ч. в России и на Ближнем
Востоке. Конструкции РУС интенсивно развивались в последние несколько лет, причем
большинство улучшений было направлено на повышение надежности инструмента и
электроники, увеличение разнообразия размеров.
Переход от технологии управляемого винтового забойного двигателя, которая
широко использовалась для проведения работ по наклонно-направленному бурению
скважин на нефтяных месторождениях Ближнего Востока, к роторной управляемой системе
был как технически, так и коммерчески успешным. Управляемые ВЗД признаны
относительно неэффективным оборудованием для решения проблем в условиях контроля
траектории проводки скважины в неустойчивых породах, прихвата бурильных труб в зонах
потерянной циркуляции и слайдирования инструмента при бурении в карбонатных
коллекторах. Роторные управляемые системы во многих случаях позволяют преодолеть эти
трудности благодаря непрерывному вращению бурильной колонны и оптимизированному
выбору долота для бурения.
В то же время, зарубежные исследователи отмечают основной недостаток РУС –
высокая стоимость аренды оборудования. Контракты на применение РУС отличаются
значительной ценой. Поэтому, спустя десятилетие промысловых испытаний первых
роторных управляемых систем, винтовые забойные двигатели по-прежнему занимают
около 70% рынка направленного бурения на Ближнем Востоке. Несмотря на то, что РУС
обеспечивают значительное технологическое преимущество перед ВЗД, экономические
факторы сдерживают темпы роста объемов внедрения этой технологии. Эволюционные
улучшения характеристик ВЗД, повышение их надежности и методов управления,
позволяют выдерживать острую конкуренцию с более мощными, технологичными, но и
более дорогими РУС.
В результате выполненных исследований было показано, что традиционный
роторный способ бурения обеспечивает низкооборотный режим отработки современных
безопорных долот PDC с алмазно-твердосплавными резцами в пределах до 150 об/мин, что
не позволяет форсировать механическую скорость проходки. Частота вращения долотами
PDC должна быть существенно увеличена, что позволит значительно нарастить
механическую мощность, срабатываемую на долоте, приведёт к росту механической
скорости проходки и проходки на долото, рейсовой скорости бурения и снижению
стоимости метра проходки скважины.
Новое буровое оборудование роторного способа – ВСП и РУС, которое сегодня
успешно внедряется при строительстве нефтегазовых скважин во всем мире, позволяет
бурить скважину по заданной (проектной) траектории при непрерывном вращении
бурильной колонны, что обеспечивает эффективную очистку ствола скважины, снижает
риск прихватов бурильного инструмента и способствует прохождению более удалённых от
вертикали и протяжённых участков скважин по сравнению с бурением ВЗД, но не позволяет
форсировать частоту вращения долота для повышения скоростных показателей бурения.

Вторая глава посвящена исследованиям технико-технологических характеристик
современных винтовых забойных двигателей. Совершенствование конструкций и
характеристик ВЗД – это постоянный инновационный процесс, в котором участвуют
десятки специализированных научно-конструкторских организаций в России и за рубежом.
Вопросами разработки и повышения эффективности применения ВЗД занимались
советские и российские ученые и специалисты: Асадчев А.С., Балденко Д.Ф., Балденко
Ф.Д., Балицкий В.П., Бастриков С.Н., Бобров М.Г., Бикчурин Т.Н., Вадецкий Ю.В.,
Вервекин А.В., Гречин Е.Г., Гусман М.Т., Двойников М.В., Коротаев Ю.А., Кочнев А.М.,
Кулябин Г.А., Леонов Е.Г., Молодило В.И., Никомаров С.С., Плотников В.М., Симонянц
С.Л., Чайковский Г.П. и др. Многие их этих специалистов выполняли свои работы в
московском институте ВНИИБТ и его Пермском филиале (ОАО НПО «Буровая техника»).
За рубежом такими исследованиями в последние годы активно занимались в ведущих
американских компаниях Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, Weatherford, National
Oilwell Varco, а также в китайских Tianjin Lilin Petroleum Machinery Co., Ltd, Dongying
Bosun Petroleum Machinery Co., Ltd., Dezhou United Petroleum Technology Corp. и др.
Винтовой забойный двигатель обеспечивает достаточно высокий крутящий момент,
но низкую частоту вращения бурового долота. Величина этих параметров определяется
энергетической характеристикой ВЗД. Рабочий диапазон частот вращения разных типов ВЗД
составляет от 90 до 300 об/мин. Частота вращения в рабочем диапазоне винтового забойного
двигателя остаётся практически постоянной при увеличении осевой нагрузки на долото, а
зона его устойчивой работы ограничивается величиной крутящего момента на режиме
максимальной мощности. При чрезмерном увеличении осевой нагрузки или при вхождении
долота в пропласток моментоёмких пород возможна внезапная остановка ВЗД. При этом
резко возрастает давление на выходе насоса. Такие остановки винтового двигателя могут
иметь весьма отрицательные последствия, т.к. буровой раствор под большим перепадом
давления протекает через зазоры в рабочем органе и вызывает его интенсивный износ.
При бурении нефтегазовых скважин с помощью винтовых забойных двигателей
часто возникает необходимость во вращении бурильной колонны. Это обеспечивает ряд
технологических преимуществ:
– уменьшаются силы трения при продвижении БК в стволе наклонной скважины;
– увеличивается механическая скорость проходки за счет роста частоты вращения долота;
– обеспечивается лучшая очистка ствола наклонной скважины от выбуренной породы;
– снижается риск возникновения дифференциального прихвата БК.
Работа винтового забойного двигателя в режиме постоянного вращения бурильной
колонны является сложным производственным процессом. В последнее время эта
технология широко применяется для бурения наклонных и горизонтальных скважин с
постоянным контролем параметров кривизны при помощи забойных телеметрических
систем MWD. Она позволяет обеспечить качественную проводку всех участков
направленной скважины с доведением забоя до проектной глубины без подъёма ВЗД и
долота на поверхность. Для этого используется относительно короткий винтовой двигатель
с переводником, имеющим небольшой угол искривления. В процессе бурения
прямолинейных участков ствола скважины бурильная колонна вращается с помощью
ротора или ВСП. Когда необходимо увеличить угол наклона скважины, вращение
компоновки прекращается, винтовой забойный двигатель устанавливается в нужном
направлении и бурение продолжается с не вращающейся бурильной колонной до набора
требуемой величины угла.
При вращении корпуса возрастают нагрузки на всю конструкцию винтового
забойного двигателя. Интенсивное вращение бурильной колонны особенно на участках
чрезмерного искривления ствола скважины может приводить к быстрому износу ротора и
статора, избыточной нагрузке и износу радиальных опор шпинделя, нагреву корпуса ВЗД
из-за трения о стенку скважины, повышенной усталости компонентов двигателя ввиду
знакопеременной нагрузки.
Также необходимо учитывать, что из-за динамического характера нагружения
долота при бурении возможна перегрузка винтового забойного двигателя, в результате
которой может произойти его внезапная остановка. При этом, если бурильная колонна
продолжает вращаться, то торможение ВЗД будет сопровождаться резким повышением
давления в бурильных трубах и на выходе бурового насоса, достигающего значительных
величин, что может стать причиной аварийного инцидента на буровой.
Повышенное давление на выходе бурового насоса является существенным
негативным фактором, сопровождающим применение любого гидравлического забойного
двигателя. Однако, при использовании ВЗД следует принять во внимание, что давление
насоса будет не только больше, чем при роторном способе, но оно также будет возрастать
в процессе увеличения осевой нагрузки на долото.
Применение ВЗД с одновременным вращением колонны бурильных труб с помощью
ВСП позволяет увеличить частоту вращения долота. В работе предложено новое уравнение,
описывающее зависимость частоты вращения ВЗД и долота от крутящего момента при
вращении бурильной колонны:

д = ( х + бк )[1 − ( ) ] ,(1)
т

гдеnд – частота вращения ВЗД и долота, об/мин;
nх – частота вращения ВЗД при холостом режиме, об/мин;
nбк – частота вращения БК, об/мин;
M – крутящий момент на долоте, Н·м;
Mт – тормозной крутящий момент ВЗД, Н·м;
α – показатель степени, определяющий нелинейность моментной
характеристики ВЗД n(M).
Выражение (1) показывает, что при холостом режиме работы ВЗД, когда долото не касается
забоя скважины и к нему не приложена осевая сила реакции забоя, т.е. когда крутящий
момент на долоте равен нулю, частота вращения долота становится равной сумме частот
вращения БК и ВЗД. При увеличении осевой нагрузки и росте крутящего момента M
результирующая частота вращения долота n снижается, а при остановке ВЗД, т.е. при
M=Mт, несмотря на вращение его корпуса от бурильной колонны, частота вращения n
становится равной 0. Это соответствует графикам, приведенным на рис. 1.
n, об/мин
0
020004000600080001000012000
M, Н·м

Рис. 1. Графики зависимости n=n(M) для ВЗД.
Красная линия – без вращения БК.
Синяя линяя – с вращением БК.

При вращении бурильной колонны с ВЗД мощность, срабатываемая на долоте,
возрастает пропорционально увеличению частоты вращения долота, что должно повысить
механическую скорость проходки.
С целью исследования эффективности применения винтового забойного двигателя с
одновременным вращением бурильной колонны с помощью ВСП были проанализированы
данные по бурению трёх наклонных скважин на нефтяном месторождении Rumaila,
расположенном в южной части Республики Ирак, в интервале применения долот
одинакового типоразмера. В скважине 1 использовался роторный способ бурения с
помощью ВСП, в скважине 2 винтовой забойный двигатель MICON Drill производства
немецкой компании MICON Drilling, а в скважине 3 винтовой забойный двигатель PowerPak
американской компании Schlumberger с одновременным вращением бурильной колонны с
помощью ВСП. На всех буровых установках использовались однотипные буровые насосы,
буровой раствор, УБТ и бурильные трубы, а также долота PDC производства китайской
компании. Анализ показателей проводился для приблизительно равных геолого-
технических условий: глубина скважины, интервал бурения, расход и плотность бурового
раствора, осевая нагрузка на долото, при разных частотах вращения: 80, 160 и 180 об/мин.
В результате было установлено, что увеличение частоты вращения долота обеспечило рост
механической скорости и рейсовой скорости при снижении стоимости метра проходки.
В работе показано, что применение винтовых забойных двигателей обеспечивает
низкооборотный режим отработки безопорных долот PDC с алмазно-твердосплавными
резцами в пределах до 300 об/мин и позволяет форсировать механическую скорость
проходки по сравнению с роторным способом. Для усиления конструкций и повышения
энергетических параметров современных ВЗД используются эффективные технические
решения: винтовые пары со статорами с равномерной толщиной эластомера, осевые и
радиальные опоры, оснащенные алмазно-твердосплавными элементами скольжения,
титановые узлы трансмиссии. Использование винтового забойного двигателя для
стимулирования процесса роторного бурения с помощью ВСП является весьма
эффективным способом повышения технико-экономических и скоростных показателей
бурения, позволяющим ещё больше форсировать механическую скорость проходки.
Вращение бурильной колонны при работе ВЗД с долотом является полезной операцией,
обеспечивающей технологические преимущества в процессе бурения скважины, однако
при её выполнении важно не допускать перегрузок забойного двигателя.

В третьей главе приводятся результаты исследований технологии моторизованного
роторного бурения, основанной на применении гибридной роторной управляемой системы,
интегрированной с винтовым забойным двигателем – РУС+ВЗД.
Исследованиемиразработкойтехнологическихрешенийдляповышения
скоростных показателей низкооборотного бурения путем совместного применения
роторного способа и винтового забойного двигателя занимались российские ученые
Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Бастриков С.Н., Бикчурин Т.Н., Блинов П.А., Вервекин А.В.,
Гречин Е.Г., Двойников М.В., Коротаев Ю.А., Молодило В.И., Плотников В.М., Симонянц
С.Л. и др., а также зарубежные специалисты Abrahamsen E., Abdelsamad H., Cavallaro G.,
Concas A., Douglas M., Hamdy A., Heisig G., Jerez H., Robertson J.E., Samuel R., Tilley J.,
Warren T., Williams M.K. и др. В последнее время это технологическое решение стало
применяться при использовании роторных управляемых систем.
Компоновка моторизованной РУС+ВЗД состоит из бурового долота, роторной
управляемой системы, винтового забойного двигателя, телеметрической системы MWD,
утяжелённых и бурильных труб – рис. 2.
Рис. 2. КНБК для реализации технологии моторизованного роторного бурения.

Сцельюопределенияианализапоказателейприменениятехнологии
моторизованного роторного бурения были проведены исследовательские работы при
строительстве глубокой наклонной скважины на месторождении Республики Ирак. Работы
проводились при бурении наклонно-прямолинейного участка скважины в интервале от
3435 м до 3975 м долотом PDC диаметром 215,9 мм. Моторизованная система (РУС+ВЗД)
Motorized RSS (ATK + X-treme Modular Motor) диаметром 172 мм имела общую длину
около 10 м. Телеметрическая система MWD диаметром 172 мм длиной 9,4 м была оснащена
датчиками давления, температуры, вибраций, крутящего момента и частоты вращения. В
процессе работы винтовой двигатель вращал роторную управляемую систему с долотом.
Общая длина этой подвески составляла 2,2 м.
В процессе выполнения работ были проведены замеры параметров при пяти
характерных режимах работы винтового забойного двигателя:
 холостой режим ВЗД при промывке скважины;
 холостой режим ВЗД при бурении;
 рабочий режим ВЗД при бурении с вращением БК;
 рабочий режим ВЗД при бурении без вращения БК;
 тормозной режим ВЗД.
При вращении бурильной колонны с помощью ВСП частота вращения долота
увеличивалась в среднем на 30-35% по сравнению с режимом не вращающейся БК. При
этом механическая скорость проходки возрастала приблизительно в той же или большей
пропорции. Можно предположить, что на рост мехскорости оказывало влияние не только
увеличение частоты вращения долота, но и само вращение бурильной колонны, в
результате которого подача инструмента осуществлялась плавно, без рывков, способствуя
полной передаче осевой нагрузки на долото.
При холостом режиме работы ВЗД давление на выходе бурового насоса было
минимальным. Это наблюдалось как при промывке, так и при бурении скважины.
Увеличение осевой нагрузки на долото приводило к росту перепада давления на винтовом
забойном двигателе. Рабочий диапазон дифференциального давления на ВЗД составлял от
1,7 до 3,3 МПа.
Тормозной режим ВЗД был специально спровоцирован увеличением осевой
нагрузки на долото до 150-160 кН. Дифференциальный перепад давления при этом
значительно увеличился до 6,2 МПа и выше. Это привело к резкому росту давления в
бурильной колонне, который был существенно сглажен за счет автоматически
сработавшего перепускного клапана, установленного над телесистемой. После этого ВСП
и буровой насос были отключены оператором (бурильщиком) с целью недопущения
аварийного инцидента.
Увеличение частоты вращения долота обеспечило закономерный рост механической
скорости проходки. Весь интервал длиной 540 м был пробурен за 49 ч времени
механического бурения, без учета промывок и проработок. Это на 25-40% превышало
скоростные показатели традиционного роторного бурения с системой РУС идентичных
интервалов скважин на данном месторождении.
Анализ полученных данных показал, что применение моторизованной роторной
системы с использованием винтового забойного двигателя приводит к увеличению
механической скорости проходки в рассматриваемом интервале по сравнению с
традиционной технологией роторного бурения с РУС и обеспечивает рост технико-
экономических показателей. Замеры вибраций бурильной колонны также показали, что при
бурении моторизованной системой РУС+ВЗД амплитуда колебаний значительно
снижалась по сравнению с традиционным роторным бурением с РУС.
С целью определения влияния новой технологии на снижение уровня вибраций БК
были проведены промысловые экспериментальные исследования при бурении наклонных
скважин на одном из месторождений Республики Ирак. Методикой исследований
предусматривалось бурение выбранного интервала скважины с разными компоновками
низа бурильной колонны: с ВЗД, с РУС и с РУС+ВЗД – см. рис. 3, компоновки
соответственно А, Б, В.
Рис. 3. Компоновки низа бурильной колонны.
1 – долото; 2 – РУС; 3 – ВЗД; 4 – MWD; 5 – УБТ; 6 – Ясс; 7 – БТ.

Исследования проводились при бурении соседних скважин, в интервалах от 2700 до
3200 м. Угол наклона ствола скважины составлял от 46 до 55 градусов. Расход бурового
раствора 32,0-37,5 л/с, плотность 1250-1280 кг/м3. Осевая нагрузка на долото 80-122 кН.
Давление бурового насоса 16-20 МПа. Утяжелённые бурильные трубы диаметром 127 мм
длиной 130 м. Бурильные трубы диаметром 127 мм. Буровые долота типа PDC были
идентичными для всех исследуемых КНБК.
В компоновке А применялся винтовой забойный двигатель 5LZ172X7Y-I-TH-W, 6
3/4″, 5/6 производства китайской компании. Корпусной переводник в области трансмиссии
двигателя был искривлен с углом перекоса осей 1,50. Частота вращения ВЗД 120 об/мин.
Кроме того, БК вращалась с помощью ВСП с частотой 50-60 об/мин.
В компоновке Б использовалась роторная управляемая система Revolution Rotary
Steerable System 6 3/4″ производства американской компании. БК вращалась с помощью
ВСП с частотой 160-200 об/мин.
В компоновке B применялась моторизованная роторная управляемая система,
оснащённая винтовым забойным двигателем AutoTrack G3+X-treme Modular Motor 5/6
американского производителя. Частота вращения ВЗД 200 об/мин. БК вращалась с
помощью ВСП с частотой 30-40 об/мин.
В процессе бурения производилась постоянная запись режимных параметров и
уровней виброускорений крутильных и продольных (осевых) вибраций (шоков – shocks) с
помощью забойной телесистемы MWD. Анализ полученных данных показал, что
максимальный уровень вибраций при работе компоновок А и Б значительно выше, чем при
работе компоновки В. Это относится как к продольным, так и к крутильным вибрациям.
Снижение уровня вибраций бурильной колонны при бурении компоновкой с
моторизованной РУС объясняется следующими обстоятельствами. Крутильные колебания,
которые имеют место при вращении БК, очевидно происходят вследствие действия эффекта
Stick-Slip.Согласноимеющимсяпредставлениям,необходимымиусловиями
возникновения этого эффекта являются, во-первых, наличие упругого звена (длинная
колонна бурильных труб), передающего крутящий момент от источника (ВСП) к рабочему
звену (долоту), а, во-вторых, действие сил трения, возникающих при вращении рабочего
звена (долота и наддолотного калибратора) в стволе скважины. Поэтому крутильные
колебания обязательно будут иметь место при роторном способе бурения, в т.ч. с РУС.
В случае применения ВЗД крутящий момент передаётся от статора-ротора забойного
двигателя к долоту относительно коротким и жёстким валом шпинделя, который не
обладает такой упругостью, как длинная колонна бурильных труб. К тому же БК не вращает
непосредственно долото, а передаёт вращение от ВСП корпусу забойного двигателя. Таким
образом винтовой забойный двигатель в определённой мере выполняет роль «разделителя»
бурильной колонны и «гасителя колебаний». Тем не менее, при бурении компоновкой с
ВЗД с одновременным вращением БК эффект Stick-Slip может возникнуть, если корпус
винтового двигателя подвергается воздействию сил трения о стенку скважины. Это может
быть при установке полноразмерных центраторов на корпусе двигателя или при
использовании искривленного переводника корпуса для изменения траектории скважины.
Вращение БК, в составе которой имеется ВЗД с искривленным корпусом, сопровождается
существенным трением о стенку скважины и может быть фактором, вызывающим
возникновение эффекта Stick-Slip. Если корпус ВЗД прямой и не подвергается
значительному трению о стенку скважины, то причин для возникновения такого эффекта
нет. Именно это имеет место при использовании компоновки РУС+ВЗД, т.к. здесь не нужно
применятьВЗДсискривленнымкорпусом.Изменениетраекториискважины
осуществляется с помощью РУС, а ВЗД служит лишь силовой секцией, генерирующей
крутящий момент и частоту вращения долота. Поэтому уровень крутильных вибраций,
причиной которых является эффект Stick-Slip, при бурении скважины моторизованной
роторнойуправляемойсистемойрезкоснижается.Полученныерезультаты
свидетельствуют о дополнительном большом преимуществе моторизованных роторных
управляемых систем, т.к. повышенные вибрации отрицательно сказываются на работе всех
элементов КНБК, включая долото, РУС, ВЗД, телесистему MWD, а также утяжелённые и
бурильные трубы.
В отличие от обычной РУС, компоновка моторизованной роторной управляемой
системы содержит «слабое звено» – винтовой мотор, износ которого может оказывать
существенное влияние на параметры режима бурения всей системы. Энергетические
показатели ВЗД – крутящий момент, мощность и частота вращения, будут снижаться из-за
износа двигателя в процессе работы. Это в свою очередь будет приводить к уменьшению
частоты вращения долота, что отрицательно скажется на механической скорости проходки.
Частота вращения бурильной колонны nбк наряду с осевой нагрузкой G является
управляющим параметром буровой компоновки, определяющим режим бурения.
Преобразовав формулу (1) и заменив M=mG, где m – удельный момент на долоте, м,
получим выражение для определения nбк:
д т
бк = − − х .(2)
т

Анализируя уравнение (2), можно установить, что для того, чтобы поддерживать
постоянное значение частоты вращения долота nд необходимо регулировать частоту
вращения бурильной колонны nбк. В процессе рейса бурильного инструмента параметры,
указанные в формуле (2), будут изменяться. Например, величина удельного момента на
долоте m зависит от твердости разбуриваемых пород и степени износа долота. Значение
осевой нагрузки G может увеличиваться или уменьшаться. Показатели энергетической
характеристики ВЗД – Mт, nх, α, будут снижаться из-за износа двигателя в процессе работы.
Всё это в совокупности будет приводить к уменьшению частоты вращения долота nд и
отрицательно скажется на средней механической скорости проходки. Поэтому, для
сохранения требуемого значения частоты вращения долота nд следует постоянно
увеличивать частоту вращения бурильной колонны nбк с помощью ВСП.
В табл. 1 приведены в качестве примера результаты расчета частоты вращения
бурильной колонны nбк для условий бурения скважин моторизованной РУС+ВЗД на
нефтяных месторождениях Республики Ирак, показывающие, что для поддержания
неизменных значений параметров режима бурения: осевой нагрузки G=80 кН и частоты
вращения долота nд=250 об/мин, в течение всего процесса углубления интервала скважины,
необходимо постоянно увеличивать частоту вращения бурильной колонны с помощью ВСП
с 57 об/мин до 148 об/мин.
Таблица 1. Результаты расчета частоты вращения бурильной колонны
Время мехбурения0255075100125
T, ч
Тормозной момент ВЗД1000095009025857481457738
Mт , Н·м
Холостая частота вращения200190181171163155
ВЗД nх , об/мин
Показатель степени4,003,803,613,433,263,10
α
Удельный момент на долоте0,0500,0510,0520,0530,0540,055
m, м
Осевая нагрузка808080808080
G, кН
Частота вращения долота nд ,250250250250250250
об/мин
Частота вращения БК577085104123148
nбк , об/мин

Предложенный метод регулирования частоты вращения ВСП для обеспечения
близкой к постоянной частоты вращения долота, с учетом износа винтового забойного
двигателя в процессе его работы в скважине, был апробирован при бурении скважин
моторизованной системой РУС+ВЗД на одном из южных месторождений Республики Ирак.
Для анализа были выбраны две скважины, пробуренные с помощью РУС+ВЗД по обычной
технологии, т.е. при постоянной частоте вращения бурильной колонны, и две скважины,
пробуренные с помощью РУС+ВЗД с рекомендацией увеличения частоты вращения ВСП в
процессе рейса. Результаты исследований показали, что регулирование частоты вращения
бурильной колонны в сторону увеличения nбк позволяет компенсировать потери
энергетических параметров винтового мотора из-за его износа. Это выражается в росте
средней за рейс механической скорости проходки, что дает возможность существенно
улучшить технико-экономические показатели бурения: средняя мехскорость проходки
была увеличена в 1,3 раза, средняя рейсовая скорость увеличена в 1,25 раз, а средняя
стоимость метра проходки интервала уменьшилась на 15,5%.
На основании теоретических решений и анализа промыслового материала были
сформулированы основные технологические рекомендации по повышению скоростных
показателей строительства скважин при использовании системы моторизованного
роторного бурения.
Требования к роторной управляемой системе. Для моторизованного роторного
бурения могут быть использованы разные системы РУС, как «Push the bit», так и «Point the
bit». Выбор конструкции РУС в первую очередь должен определяться требованиями к
траектории скважины. Для реализации сложного профиля с резкими перегибами ствола
больше подходит система «Push the bit», тогда как «Point the bit» лучше использовать при
проходке длинных интервалов с малоизменяемыми значениями зенитного и азимутального
углов. Система «Push the bit» также более эффективна при бурении строго вертикального
ствола глубокой скважины.
Требования к винтовому мотору. Винтовые забойные двигатели, которые
применяются в комбинации с роторными управляемыми системами, по своей конструкции
не имеют принципиальных отличий от стандартных ВЗД. Однако материалы, из которых
изготовлены основные узлы винтового мотора, должны обладать повышенной прочностью
и износостойкостью. Трущиеся детали осевой и радиальных опор выполняются из
алмазосодержащего материала типа PDC, гибкий вал торсиона выполняется из титанового
сплава. Модернизация ВЗД, предназначенных для совместной работы с РУС, существенно
увеличивает стоимость их аренды по сравнению с арендой обычных ВЗД. Однако эти
улучшения конструкции оправданы, т.к. значительно повышают надёжность всей системы.
Такжевинтовоймотордолженобладатьповышеннымиэнергетическими
параметрами, в первую очередь высоким тормозным моментом. Это позволит преодолевать
перегрузки, которые могут возникать при углублении забоя скважины. Недостаточная
величина тормозного момента может привести к внезапной остановке двигателя во время
бурения, что вызовет резкий скачок давления в циркуляционной системе скважины и может
создать аварийную ситуацию. Наиболее оптимальное конструктивное решение для
создания повышенного крутящего момента винтовой пары состоит в применении статора с
равномерной толщиной эластомера.
Требования к управлению режимом бурения. Показатели энергетической
характеристики ВЗД, интегрированного с РУС, снижаются в процессе работы из-за износа
двигателя. Это приводит к уменьшению частоты вращения долота и отрицательно
сказывается на механической скорости проходки. Для сохранения требуемого значения
частоты вращения долота необходимо постоянно увеличивать частоту вращения бурильной
колонны с помощью ВСП. Регулирование частоты вращения БК в сторону увеличения
позволяет компенсировать потери энергетических параметров винтового мотора из-за его
износа. Это позволяет сохранить среднюю за рейс механическую скорость проходки на
высоком уровне, что в свою очередь существенно улучшает технико-экономические
показатели бурения скважины.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
(Основные выводы и рекомендации)
1. Роторный способ бурения, в том числе оснащенный новейшими достижениями
научно-технического прогресса – верхним силовым приводом буровых установок и
роторными управляемыми системами, обеспечивает низкооборотный режим
отработки безопорных долот PDC с алмазно-твердосплавными резцами в пределах
практически не более 150 об/мин, что не позволяет форсировать механическую
скорость проходки для улучшения технико-экономических показателей бурения.
2. Использование винтового забойного двигателя для стимулирования процесса
роторного бурения, в т.ч. с применением роторных управляемых систем, является
весьмаэффективнымспособомповышенияскоростныхпоказателей
низкооборотного бурения, позволяющим форсировать механическую скорость
проходки до 400 об/мин и улучшить технико-экономические показатели бурения.
3. Вращение бурильной колонны при работе винтового забойного двигателя с долотом
является полезной операцией, обеспечивающей технологические преимущества в
процессе бурения скважины, однако при её выполнении важно не допускать
перегрузок забойного двигателя.
4. Применение моторизованнойроторнойуправляемойсистемы,оснащенной
винтовым мотором, обеспечивает рост механической скорости проходки и
улучшение технико-экономических показателей бурения за счет увеличения
частоты вращения долота по сравнению с традиционным роторным бурением, в т.ч.
с использованием только роторных управляемых систем.
5. Снижение уровня вибраций бурильной колонны имеет место при бурении скважины
с использованием моторизованной роторной управляемой системы, состоящей из
РУС+ВЗД, по сравнению с использованием только РУС или только ВЗД, что может
быть объяснено уменьшением влияния эффекта Stick-Slip.
6. Регулирование частоты вращения верхнего силового привода буровой установки
прибурениимоторизованнойроторнойуправляемойсистемойпозволяет
компенсировать износ винтового мотора, обеспечить близкую к постоянной частоту
вращения долота и повысить среднюю механическую скорость проходки.