в) высоких оборотов двигателя, так как в противном случае мощность, подводимая к породоразрушающему инструменту, будет низкой.
Сказанное выше указывает на недостатки при использовании КГТ в бурении. К ним относятся более низкая скорость проводки, необходимость уменьшения диаметров скважин, незначительные сроки службы и долот, и забойных двигателей малого диаметра. Однако эти отрицательные моменты при проведении дополнительных работ можно либо полностью, либо в достаточной степени устранить.
Важно иметь в виду, что экономический эффект от использования КГТ в бурении весьма высок. Например, стоимость бурения одной горизонтальной скважины на Аляске при бурении обычными установками составляет 2200 тыс. дол., а при использовании в аналогичных условиях установки с КГТ – 500 тыс. дол.
Перечисленные ограничения обусловливают и выбор режимов работы, например, использование забойного двигателя большой мощности может привести к скручиванию колонны гибких труб, при этом ее угловые деформации могут достигать 6 – 7 полных оборотов нижнего сечения относительно верхнего на каждые 1000 м длины. При уменьшении нагрузки на долото, например, при подъеме труб, бывают случаи самопроизвольного раскручивания колонны в противоположную сторону, что вызывает самоотворот резьбового соединения забойного двигателя.
В зависимости от применяемого диаметра КГТ и класса буровой установки забойное оборудование может быть достаточно простым и содержать соединительную муфту, стабилизатор, забойный двигатель и породоразрушающий инструмент. Подобный комплект инструментов используют при трубах диаметром 33 – 55 мм. При применении труб с диаметром 60,3 мм и выше в компоновку входят соединительная муфта, обеспечивающая переход от КГТ к забойной установке, направляющий инструмент (в виде одной трубы с увеличенной толщиной стенки), предохранительный разъединитель, немагнитный переводник, измерительный прибор с источником гамма-излучения, немагнитная утяжеленная бурильная труба (УБТ), буровой забойный двигатель объемного типа с регулируемым отклонителем и долото.
При работе с КГТ обязательным элементом внутрискважинной компоновки является стабилизатор. Он воспринимает часть радиальных усилий, возникающих в процессе работы, позволяет уменьшать амплитуду колебаний и в итоге снижает величины циклических напряжений, действующих на участке гибкой трубы, расположенной непосредственно над двигателем.
Для исключения аварийного усталостного разрушения трубы периодически следует отрезать ее участок в нижней части, так как здесь материал устает в наибольшей степени.
5.2. Оборудование, применяемое для бурения
Породоразрушающий инструмент
Выбор долота при бурении с использованием гибких труб обусловлен режимом работы забойного двигателя – малая осевая нагрузка и большая частота вращения. В этом случае шарошечные долота малоэффективны и поэтому не применяются, тем более что срок их службы в подобном режиме работы чрезвычайно низок.
Для разбуривания цемента и породы лучше всего подходят долота истирающего типа, армированные алмазами или вставками из карбида вольфрама. К основным характеристикам долота относятся его марка, диаметр, перепад давления на нем.
Забойный двигатель
При выполнении буровых работ и удалении пробок применяют забойные двигатели двух типов – объемного и динамического действия. К первым относятся винтовые и аксиально-поршневые двигатели, ко вторым – турбобуры. Наиболее целесообразно использовать забойные двигатели объемного действия, а из них предпочтительнее винтовые, поскольку последние обладают более приемлемой характеристикой для условий работы с КГТ. Кроме того, для их привода необходим меньший расход технологической жидкости, что важно, как будет показано ниже, для обеспечения прочности колонны.
Характеристики наиболее типичных забойных двигателей приведены ниже:
|
Марка двигателя |
Д-42 |
Д-48 |
Д1-54 |
ДГ-60 |
Д-85 |
|
Диаметр наружный, мм |
42 |
48 |
54 |
60 |
85 |
|
Диаметр долот, мм |
59 |
59–76 |
59–76 |
76–98,4 |
98,4–120,6 |
|
Расход рабочей жидкости, л/с |
0,3–0,5 |
1,2–2,6 |
1–2,5 |
1–2 |
4,8 |
|
Перепад давления на двигателе, МПа |
2–4 |
4–5 |
4,5–5,5 |
4,5–5,5 |
5,5 |
5.3. Буровые установки
В настоящее время применяют два типа буровых установок – снабженные вышкой и без нее.
Буровая установка фирмы "Canadian Francmaster Ltd." состоит из четырех блоков – пульта управления, расположенного на отдельной транспортной базе, блока с барабаном гибкой трубы, смонтированного на трейлере, блока, включающего основание, транспортер и П-образную мачту, блока мостков, размещенных на отдельном трейлере.
По существу буровая установка с использованием КГТ аналогична агрегату, предназначенному для работы с КГТ малых диаметров. Однако в данном случае увеличение массы комплектующего оборудования, габаритов, усилий, действующих в процессе функционирования установки, приводит к ее разрастанию. В результате весь комплект перевозят на четырех транспортных единицах. Сюда не входят блок для приготовления бурового раствора, насосные агрегаты для последнего и закачки азота, а также емкость для его хранения.
Рассматриваемое оборудование имеет следующие конструктивные особенности.
Колонна гибких труб снабжена каротажным кабелем и двумя трубопроводами малого диаметра для подачи жидкости гидропривода к забойному оборудованию.
Последнее включает управляемый с поверхности отклонитель долота, обеспечивающий оперативный выбор направления бурения. Кроме того, в забойном оборудовании размещается блок ориентации, позволяющий определять фактическое направление бурения скважины и передавать соответствующую информацию на пульт управления. Оно содержит также комплект датчиков, регистрирующих и передающих в виде электрических сигналов на пульт управления информацию о величине забойного давления, результатах гамма-каротажа, расходе жидкости, текущей по внутренней полости КГТ и кольцевому пространству. С помощью кабельной телеметрии осуществляется передача всех сведений в режиме реального времени на пульт управления.
Пульт управления оборудован комплексом обычных приборов, регистрирующих режим бурения, закачки жидкости и протекания всех других процессов, а также бортовой ЭВМ, в которую закладывают программу бурения. При выполнении работ ведут непрерывный контроль за положением долота, направлением проводки скважины, физическими свойствами разбуриваемой породы, изменением расходов бурового раствора и жидкости, поступающей из пласта. Все эти данные отражаются на экране дисплея оператора. Режим работы бурового агрегата, в частности, направление бурения ствола скважины могут задаваться оперативно, например, с помощью "мыши" ЭВМ.
Все это создает эффект присутствия оператора в скважине и представления им места в разбуриваемом пространстве пласта. Постоянно поступающая информация о состоянии окружающей среды позволяет принимать достаточно быстро обоснованные решения по управлению процессом бурения. Создание подобного оборудования по важности решаемых проблем и уровню их решения превосходит некоторые космические программы, реализованные к настоящему времени.
Буровой агрегат подобной конструкции позволяет работать с КГТ диаметром 60,3 или 73 мм. Грузоподъемность мачты с талевой системой – 680 кН.
Использование подобной буровой предполагается после проводки вертикального участка скважины с использованием традиционных технологий. Его бурят на глубину, практически достигающую кровли пласта, без вскрытия последнего. Затем выполняют весь комплекс работ по обсаживанию, цементированию, оборудованию устья скважины колонной головкой. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 144 – 168 мм.
Для вскрытия пласта наклонными ответвлениями или горизонтально расположенными стволами на устье пробуренной скважины монтируют описываемый буровой агрегат. На трубной головке закрепляют блок превенторов, содержащий (снизу вверх) секцию с глухими срезающими плашками, секцию с фланцами для подвода жидкости глушения, секцию с трубными плашками, секцию с удерживающими плашками, универсальный превентор с эластичным уплотняющим элементом, лубрикатор и уплотнитель КГТ. Эта сборка имеет высоту порядка 6 м.
На блоке превенторов монтируют транспортер, конструкция которого содержит два ряда цепей с плашками, захватывающими трубу. Над ней располагают отклонитель.
Помимо описанной буровой установки существуют более компактные, предназначенные для работы с меньшими диаметрами труб. Их характерной особенностью является отсутствие мачты. Все оборудование таких установок размещается на одной транспортной единице (кроме блока подготовки и обработки бурового раствора). Основным отличием этих установок от агрегатов, предназначенных для проведения подземного ремонта, является более высокая установка транспортера, обусловленная необходимостью наличия шлюза достаточно большой длины, обеспечивающего спуск в скважину инструментов, входящих в состав буровой головки. Это, в свою очередь, требует грузоподъемного устройства, удерживающего транспортер во время работы с большей высотой подъема.
5.4. Особенности расчета параметров
колонны гибких труб при бурении
Основными параметрами насосной установки агрегата являются развиваемое давление перекачиваемой технологической жидкости рmax и ее подача Qmax.
Алгоритм расчета этих параметров следующий.
1. определяют необходимую подачу технологической жидкости. Эту величину принимают в соответствии с маркой используемого забойного двигателя;
2. выбирают технологическую жидкость, с использованием которой будут осуществлять работы. При разрушении пробки в стволе скважины в качестве технологической жидкости можно использовать воду с необходимыми добавками. При бурении горизонтального участка скважины, и особенно в зоне продуктивного пласта, желательно применять технологическую жидкость на углеводородной основе, обычно для этого служит очищенная нефть;
3. определяют схему внутрискважинного оборудования, в соответствии с которой выполняют расчет гидродинамических потерь при прокачивании технологической жидкости по каналам в скважине. Эти потери складываются из следующих составляющих:
Dрг.т – гидродинамических потерь при прокачивании технологической жидкости по колонне гибких труб. Так как колонны независимо от глубины бурения характеризуются постоянной длиной, то для каждого режима эта величина имеет определенное значение;
Dрвр – гидродинамических потерь восходящего потока технологической жидкости в вертикальном участке скважины – кольцевом пространстве между колонной гибких труб и эксплуатационной колонной;
Dрнк – гидродинамические потери восходящего потока технологической жидкости в наклонном участке скважины – кольцевом пространстве между стенками пробуренного участка скважины и эксплуатационной колонной;
Dрдв – перепада давления на забойном двигателе при проводке скважины;
Dрдл – перепада давления на породоразрушающем инструменте (гидромониторные насадки долота и т.д.);
Dрмф – гидродинамических потерь в манифольде насосного агрегата (линии приема отработанной технологической жидкости, всасывающие и нагнетательные трубопроводы насосов). Обычно эти потери составляют весьма малую долю в общем балансе и в практических расчетах ими можно пренебречь.
4. Определяют давление, необходимое для ведения данного технологического процесса. Его величина
где Dрi – гидродинамические потери и перепады давления, имеющие место в данном конкретном технологическом процессе. Например, при проведении буровых работ потери будут складываться из всех составляющих, перечисленных выше. При разрушении пробки в эксплуатационной колонне величина Dрнк будет равна нулю.
Расчет гидродинамических потерь на каждом участке однотипен.
Величины перепадов давлений на забойном двигателе выбираются согласно характеристикам долот и двигателей.
5. Выполняют проверочный прочностной расчет колонны гибких труб для верхнего опасного сечения. При этом должны быть учтены напряжения от собственного веса труб, спущенных в скважину, напряжения, вызванные действием расчетного давления технологической жидкости, и касательные напряжения, обусловленные реактивным моментом, возникающим при работе забойного двигателя.
Нормальные напряжения от собственного веса труб (без учета действия Архимедовой силы, что идет в запас прочности колонны)
sв = gтрLтр,
где gтр – удельный вес материала колонны гибких труб; Lтр – длина гибкой трубы, спущенной в скважину.
Напряжения, обусловленные давлением технологической жидкости,
тангенциальные
st = ржR/dтр,
меридиональные
sm = ржR/2dтр,
где рж – давление технологической жидкости; R = (dтр.н+dтр.в)/2 – радиус срединной поверхности трубы; dтр = (dтр.н – dтр.в)/2 – толщина стенки трубы.
Касательные напряжения, обусловленные реактивным моментом,
t = Mкр/Wr,
где Mкр – крутящий момент; Wr = 2pdтрR – полярный момент сопротивления поперечного сечения трубы.
Главные напряжения определяются по следующим формулам:
s1 = 0,5[sa + sb + ((sa + sb)2 + 4t2)1/2];
s2 = 0,5[sa + sb – ((sa + sb)2 + 4t2)1/2];
s3 = –рж.
В этих выражениях
sa = sm + sв;
sb = st.
6. Проверяют КГТ на соответствие условию прочности по третьей или четвертой теориям прочности. При этом определяют эквивалентное напряжение в опасном сечении
sэкв3 = s1 – s3;
sэкв4 = (0,5)1/2[(s1 – s2)2 + (s2 – s3)2 + (s3 – s1)2]1/2.
Если при расчетах по четвертой теории прочности пренебречь величиной рж и считать напряженное состояние плоским, то последняя формула приобретает более простой вид
sэкв4 = (s12 + s22 – s1s2)1/2.
Эквивалентные напряжения, получаемые с использованием третьей теории прочности, обычно имеют большее значение. Для получения достаточно надежных результатов лучше всего вычисления проводить по обеим теориям.
Условие прочности будет соблюдено в том случае, если выполняется неравенство
sэкв £ sт/n,
где n – коэффициент запаса прочности.
Наибольшую сложность при проведении расчетов на прочность для гибкой трубы представляет определение реального значения предела текучести и коэффициента ее запаса. Учитывая то, что в процессе наматывания и разматывания трубы на барабане напряжения достигают предела текучести, коэффициент запаса прочности можно принимать близким к единице – 1,05 – 1,1.
Более сложным представляется определение предела текучести, величина которого в процессе эксплуатации трубы изменяется вследствие старения материала и его охрупчивания. Для работы с новой трубой могут быть приняты паспортные значения, взятые из сертификата на материал трубы.
В том случае, если материал трубы не удовлетворяет условию прочности, следует уменьшить рабочее давление до приемлемого уровня. Практически при проведении бурения можно варьировать только этой величиной. Снижение давления может быть обеспечено либо за счет уменьшения подачи технологической жидкости, либо замены забойного двигателя на модель, требующую меньшего расхода последней и, следовательно, предопределяющей меньшие гидродинамические потери, либо использования колонны гибких труб большего диаметра. Последний вариант чреват возникновением организационных проблем, поскольку требует переналадки агрегата – установки барабана с большим диаметром гибких труб и смены рабочего диаметра труб инжектора.
Для вновь принятого варианта диаметров труб, давлений и подач технологической жидкости должны быть повторно проведены все расчеты.
5.5. Особенности работы колонны
гибких труб
В процессе бурения часть колонны гибких труб находится под действием осевой сжимающей нагрузки. Последняя определяется силами трения, действующими в направлении, противоположном перемещению колонны, т.е. снизу вверх, а также реактивным усилием, вызванным взаимодействием долота с материалом разрушаемой пробки или породы. В результате, как и при бурении скважины с использованием традиционной технологии, нижняя часть колонны находится в сжатом состоянии. Отличие заключается в том, что сечение с нулевой осевой нагрузкой при использовании гибких труб располагается выше по сравнению с традиционной технологией, поскольку в рассматриваемом случае не используют утяжеленные бурильные трубы.
Отсутствие последних сказывается и на том, что достаточно большая часть колонны гибких труб теряет устойчивость под действием сжимающей нагрузки и принимает спиралевидную форму. При этом увеличиваются силы трения трубы о стенки скважины или внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и соответственно возрастают усилия, необходимые для перемещения трубы по направлению к забою, т.е. процесс идет лавинообразно.
Для уменьшения эффекта потери устойчивости КГТ разрабатывают новые устройства и на их базе новые технологии ведения работ. Например, для перемещения колонны в горизонтальном участке скважины используют эффект ее "закачки". В ряде случаев в начале горизонтального участка устанавливают втулку с заплечиками, на которые опираются специальные внутрискважинные движители.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб-224с.
2. Молчанов А.Г. К вопросу определения потребности в нефтегазопромысловом оборудовании // Нефть и капитал. – 1998. – № 12. – С. 62–67.
3. Орлов П.И. Основы конструирования. – М.: Машиностроение, 1977. – 623 с. – Т. 1
4. Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. Е.И. Бухаленко. – 2-е изд. – М.: Недра, 1990. – 559 с.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
