Главная » Файлы » Буровое оборудование » Буровые долота / Drill bits

Методика отработки буровых долот Руководство для полевых инженеров
[ Скачать с сервера (352.2 Kb) ] 19.04.2017, 00:45

 

Методика отработки буровых долот
Руководство для полевых инженеров
Содержание:
Вступление 3
Правила поведения полевого инженера на буровой 3
Анализ буровой установки и оборудования 3 Оборудование для очистки бурового раствора Ьуровые насосы Параметры буровых растворов Материал для предотвращения поглощений Наземные средства измерений
Анализ КНБК 5
Сбор данных по скважине 6
Оценка работы предыдущего долота 6
Расчет суммарной площади насадок 7
Подготовка долота к спуска в скважину 7
Навинчивание долота к буровому инструменту инструменту 8
Спуск долота в скважину 8
Разбуривание оснастки предыдущей обсадной колоны 9 Долота PDC (Включая SteeringWheel и BiCentrix), импрегнированные и алмазные долота Шарошечные долота (вставной и фрезерованный зуб)
Приработка долота 10
Наращивания и возобновление бурения 11
Основные параметры для бурения гомогенных ‘чистых’ пород 11
Анализ шлама 11
Рассмотр основные параметров 12 Момент Нагрузка на долото Скорость вращения 1 Расход промывочной жидкости
Оптимизация показателей бурения 14
Тест для исследования режима бурения 15
Вибрации бурового инструмента 16 Основные положения Типы вибрации Резонанс бурильной колонны Продольная вибрация Поперечная вибрация от долота Поперечная вибрация от КНБК Эффект пружины Взаимодействие вибраций
Определение вибраций 22
Факторы влияющие на прекращение рейса 24 Экономические Износ вооружения долота Износ/разгерметизация опоры шарошечных долот Образование сальника на долоте Потеря насадки Закупоривание насадки Поломка турбобура или объемного двигателя
Оценка износа долота 27
Фотографирование отработанных долот 27
Отчет по отработке долота 27 2
Вступление При бурении скважин на основе показателей бурения принимаются важные решения по дальнейшему бурению. Существует множество факторов, которые влияют на показатели бурения от бурового станка и наземного оборудования на нем до внутрискважинного оборудования; от параметров бурения и типа пород до их влияния на динамику бурового инструмента и продолжительности работы долота. Цель данного документа - улучшить понимание процесса бурения, научить подбору подходящих параметров, влияющих на показатели бурения. Только правильное определение и понимание возникающих проблем при бурении позволит принять правильные решения для улучшения его показателей и значительно снизить стоимость строителства скважины. Это руководство включает аспекты по отработке долот начиная от прибытия инженера на буровую и рекомендаций по параметрам бурения, их записи и отчетности.
Правила поведения полевого инженера на буровой По прибытию на буровую необходимо соблюдать правила поведения полевого инженера на объекте заказчика. У каждого заказчика/подрядчика есть свои собственные стандарты и правила для ТБ, которые необходимо соблюдать. Имейте в виду, что следует соблюдать оба стандарта безопасности: ReedHycalog и подрядчика (заказчика), необходимо действовать по более сторогому стандарту.
Анализ буровой установки и оборудования Следует сразу узнать о типе буровой установки и оборудования, используемого на ней, для оценки максимальных и минимальных возможных параметров бурения. Знание ограничений оборудования в дальнейшем поможет в разботке реалистичных и практических решений проблем и возможных осложнений возникающих в процессе бурения.
Оборудование для очистки бурового раствора Плохая очистка бурового раствора может привести к следующим проблемам - • Неэффективность или недостаточное количество вибросит может ограничить скорость удаления шлама из раствора. В таком случае возможно придется ограничить механическую скорость проходки. • Если твердая фаза недостаточно эффективно удаляется из бурового раствора, то он может стать очень эрозийным. Высокоэрозийный раствор значительно снижает долговечность работы долота и внутрискважинного оборудования. • Повышенное содержание твердой фазы может привести к снижению эффективности бурового раствора, например, вызвать ингибирование глин раствором на водяной основе. Оцените какое оборудование используется на буровой и какие у него параметры -
• Спецификация вибросит:
9 Их число
9 Тип
9 Размеры ячеек
• Параметры цетрифуги 3
Буровые насосы Буровые насосы прокачивают буровой раствор по всей циркуляционной системе. В зависимости от размера втулок они могут обеспечивать высокое давление и низкий расход или низкое давление и высокий расход промывочной жидкости. На основе анализа скважины и оборудования, а также использования программы Drill Bits hydraulics, осуществляется подбор размера втулок (а значит оптимального расхода и давления). По характеристике бурового насоса расход промывочной жидкости может быть расчитан по числу двойных ходов поршня бурового насоса (SPМ). Необходимая информация -
• Производитель
• Количество насосов
• Размер втулок и расход по интеравалам бурения
Параметры бурового раствора У бурового раствора две основные функции. Первая функция – сохранить ствол скважины в хорошем состоянии (например: путем выравнивания порового давления, ингибирования глин и т.д.). Вторая функция – улучшение бурового процесса, например, вынос из скважины шлама, очистка и охлаждение долота и т.д. Для сохранения максимальных показателей бурения необходимо поддерживать оптимальные параметры бурового раствора. Необходимый минимум информации -
• Тип промывочной жидкости
• Удельный вес
• Содержание твердой фазы
• Пластическая вязкость, СНС.
Наполнители для предотвращения поглащений Такие наполнители использутся для закупоривания трещин и пор в породе. Если этого не делать, то значительная часть бурового растовора может быть поглощена в пласт. Так как современные буровые раствора очень дорогие, то их потери должны быть минимизированы. Наполнители бывают разных размеров и типов, например, ореховая скорлупа, кожура семян хлопчатника, целофан и т.д. Но также легко как наполнитель забивает поры в породе, он может забить насадки в долоте. Если известно, что при бурении скважины потребуются наполнители, необходимо узнать его тип и размер для правильного подбора размера насадок с минимальным риском их закупоривания.
Наземные приборы для опредения параметров режимов бурения Эти приборы являются главными инструментами для оценки и корректировки параметров бурения. Следовательно, необходимо чтобы они были в рабочем состоянии и откалибрированы. Необходимо проверить приборы определяющие следующие параметры -
• Давление на стояке
• Число оборотов на долото
• Нагрузку на долото
• Момент
• Скорость углубления скважины
• Монитор для вывода параметров на пульт бурильщика 4
• Число двойных ходов поршня бурового насоса
Анализ КНБК Компоновка низа бурильной колонны непосредственно влияет на процесс бурения в целом. Включение в КНБК забойного двигателя (объемный или турбина), может привести к значительному возрастанию скорости проходки, в тоже время как установка калибраторов может привести к падению или набору зенитного и азимутального углов. С другой стороны, по сравнению с компановками, в состав которых входит забойный двигатель, управляемая роторная система в некоторых случаях может обеспечить более легкую управляемость и проводку ствола скважины, особенно в скважинах с большими отходами от устья, а так же в местах затяжек бурового инструмента и т.д.. Необходимая дополнительная информация:
• Характеристика турбобура.
9 Зная расход промывочной жидкости можно определить частоту вращения долота (посчитанные таким образом обороты долота теоретические и не всегда совпадают реальными значениями)
• Характеристики двигателя
9 График работы двигателя;
9 Заход (высокий момент/низкая скорость);
9 Зная расход промывочной жидкости определяем частоту вращения;
• Конструкция стабилизатора влияет на управляемость так и на передачу веса на долото, например: зависание стабилизатора. Необходимые информация -
9 Размер;
9 Месторасположение стабилизатора на бурильной колонне (включая стабилизаторы которые устанавливаются на двигателях);
• Параметры телесистемы. Выяснить спецификацию этих приборов и тип данных, которые она измеряет. Для выявления и последующего устранения осложнений, возникающих при бурении, информация поступающая с забоя скважины более предпочтительна, чем данные с наземных приборов, так как она точнее, например: возникающие вибрации на забое скважины. Важная информация, которую показывают некоторые типы телесистем:
9 Частота вращения;
9 Mомент (средний, минимальный и максимальный);
9 Нагрузка на долото;
9 Давление;
9 Вибрация; 5
Сбор данных по скважине Цель: выявить процесс возникновения событий, происходящих в скважине, оценка различных аварийных ситуаций и осложнений, которые возникали, и те которые возможно встретятся во время процесса бурения. Сбор данных производится из следующих источников:
• ГТН (глубина спуска обсадной колонны и т.д.);
• Каротажные данные;
• У представителя нефтяной компании;
• У представителя подрядчика;
• У бурильщика каждой смены;
• У представителя компании по приготовлению промывочной жидкости;
• У представителя по бурению наклонно-направленных скважин, если скважина таковой является;
• У представителя компании занимающейся геофизическими исследованиями скважин (геолог).
Оценка работы предыдущего долота Выявить характеристики предыдущей отработки долота. Какие факторы улучшали/ухудшали показатели бурения и возможно ли на основе их анализа улучшить показатели отработки в запланированном рейсе.
• Выяснить состояние предыдущего долота перед его спуском в скважину, т.е.: новое долото, повторная отработка, отремонтированное долото и т. д..
• Быть на буровой для наблюдения за показателями работы долота, а так же присутствовать при спуске КНБК через устье скважины (стол ротора, ПВО). Так как только таким образом можно получить полную информацию для определения состояния износа долота и КНБК, например: часто буровая бригада удаляет сальник на долоте/КНБК, не фиксируя его возникновение.
• Необходимо произвести сбор данных за рейс, оценить характеристику износа долота и сфотографировать его и отдельно части с критическим износом для последующего включения в отчет.
• Если запланирован спуск долота PDC и предыдущее долото было поднято с серьезными повреждениями: потеря шарошек или вооружения (зубков), либо сильный износ по диаметру, скважина должна быть предварительно отчищена шарошечным долотом и шламометалло-уловителем. (Долота PDC не рекомендованны для применения в интервалах расширки или отчистки скважины от металлических обломков). 6
Расчет суммарной площади насадок (TFA) Гидравлика существенно влияет на показатели бурения, например: Гидравлическая мощность на долоте (HSI) и скорость выноса шлама при высокой механической скорости проходки, охлаждение долота для его более продолжительной работы и т.д. Важно знать, что для оптимизации параметров бурения надо правильно выбрать как размер насадок так и диаметр втулок насоса для каждого случая. Ограничивающим фактором могут служить параметры буровой установки. Привод буровой установки, обеспечивающий работу буровых насосов, в сочетании с диаметром установленных в них втулках ограничивают максимально возможные значения расхода промывочной жидкости и давления.
• Поток промывочной жидкости обеспечевает очистку, охлаждение и смазку вооружения и самого долота (для долот с открытой опорой). Бурение с минимальным расходом промывочной жидкости может привести к ускоренному износу вооружения долота.
• Гидравлическая мощность HSI является оптимальным фактором для максимизации скорости проходки. Гидравлическая мощность – это энергия, транспортирующая частички выбуренной породы из под долота в кольцевое пространство.
• Расход промывочной жидкости так же является важным фактором. Высокий расход промывочной жидкости обеспечивает вынос выбуренной породы на земную поверхность.
• Как правило, вокруг долота режим течения турбулентный.
• Вокруг бурильной колонны предпочтителен ламинарный режим течния, предотвращающий обрушение стенок скважины.
• Гидравлическая программа «ReedHycalog Hydraulics» создана в качестве оптимизации гидравлического расчета для максимально возможной гидравлической мощности или максимально возможного расхода промывочной жидкости в зависимости от конкретного случая.
• При применении промывочной жидкости, в состав которой входят материалы служащие для предотвращения поглощений, не следует использовать насадки с маленьким диаметром, так как возможен риск их закупорки. Как правило, насадки, размер которых равен 12/32 дюйма и меньше, не должны использоваться.
• Следует прозвести расчет ожидаемого изменения давления в случае, если одна из насадок забилась или была потеряна.
Подготовка долота к спуску в скважину Перед спуском долота в скважину необходимо:
• Записать тип долота, его размер и серийный номер;
• Убедиться в том, что центральное и другие промывочные отверстия не засорены различными обломками, которые могут закупорить насадоки.
• Убедиться в том, что в долоте установлены насадки рассчитанного диаметра.
• Если долото повреждено при транспортировке, либо оно ранее использовалось, то необходимо:
9 Зафиксировать текущее состояние/износ долота
9 Сфотографировать долото, особо места с повреждениями/критическим износом.
• Проверять работу двигателя в обсадной колонне рекомендуется с использованием отработанного долота, что устраняет риск повреждения нового долота. 7
Навичивание долота к буровому инструменту Убедитесь, что долото не перекатывают вручную по полу буровой и если оно повреждено, тчательно опишите инцендент и повреждение долота. Если на долото сильно повреждено, то возможно надо будет рекомендовать замену долота на другое.
• Присутствуйте во время навичивания долота и сборки КНБК, а также во время спуска их через стол ротора.
• Проконтролируйте, чтобы долото аккуратно поставили на пол буровой и не повредили, например: никогда не ставьте долото PDC на металическую поверхность, так как существует риск повреждения его режущей структуры, идеально использовать для деревяный или резиновый материал.
• Необходимо тчательно очистить и смазать соединительные нипель и муфту долота и бурового инструмента.
• Используя доску для отворота производства ReedHycalog, расположить долото в столе ротора.
• Медленно опустить инструмент к долоту и соединить резбы либо вручную, либо медленным вращением ротора.
• Момент свинчивания должен соответствовать моменту по стандарту API для данного соединения (его можно узнать из спецификации долота).
Спуск долота в скважину Полевой инженер не может полностью контролировать процесс СПО. Буровая вахта будет стараться спустить инструмент до забоя как можно быстрее. Важно рекомендовать представителю заказчика и бурильщику следующие пункты:
• Аккуратно производить спуск через ПВО, устье скважины, башмаки и т.д.
• Медленно приближаться к интервалам сужения скважины, так как существует риск повреждения вооружения долота.
• Проработку вести при максимальном расходе, вращать инструмент с низкой скоростью (приблизительно 50-60 об/мин) и небольшой нагрузкой (не более 2 тонн), так как в интервалах сужения скважины вес приходится только на внешний ряд вооружения, то на отдельные резцы/зубки/зубы приходится более высокая нагрузка, чем при бурении.
• На заключительной промывке перед началом долбления надо обеспечить максимальный расход и минимальную скорость вращения ротора для предотвращения закупоривания насадки или возникновения сальника на долоте.
• Следите за увеличением момента и веса при приближении к забою для определения момента, когда вы его достигните.
• Поднимите долото на 150 – 300 мм от забоя с вращением и максимальным расходом приблизительно на 5 минут для очистки забоя. 8
Разбурка оснастки предыдущей обсадной колоны Для различных типов буровых долот и КНБК существуют разные процедуры разбурки. Необходимо использовать специальную компановку обсадной колонны для разбурки долотами PDC (т.к. при такой компановки используются больше материалов из пластика и резины). Приспособления для отсоединения хвостовика и обратные клапаны срабатываемые от шара, сбрасываемого в скважину, могут вызвать трудности при разбурки. Эти шары (обычно делают из латуни) могут повредить долото, снизив как механическую скорость так и общую проходку долота. В алюминивых подвесных муфтах также возможны проблемы. Алюминий из таких муфт, башмака или обратного клапана может закупорить насадки долота, ухудшая его охлаждение и очистку и, следовательно, показатели отработки.
Долота PDC (включая SteeringWheel и BiCentrix), импрегнированные и
алмазные долота
• Импрегнированные и алмазные долота на 25-50% дольше разбуривают компановку обсадной колонны.
• Убедитесь, что в скважине нет металла.
• Не используйте автоматическое нагружение на долото.
• Промойте и проработайте забой с максимальным расходом на высоте 0,5-0,75 м над цементом.
• На роторной компановке используте 50-60 об/мин и 20-40 об/мин при компановки с забойным двигателем.
• Аккуратно коснитесь забоя с нагрузкой максимум 2 тонны, ждите появления цемента в желобе.
• Если долото не бурит, приподнимите и опустите инструмент. Не оставайтесь на забое при отсутствии бурения.
• Используйте как можно меньшую нагрузку, не достигайте максимальной нагрузки для долота.
• Если продавочная пробка начинает вращаться, необходимо будет нагрузить долото без вращения. Не расхаживайте долото в районе обратного клапана. Достигнув достаточной нагрузки на долото (начинайте с 2,5-3,5 тонн и увеличивайте при необходимости), медленно увеличите обороты до 60-80 об/мин. При необходимости эти действия можно повторить для разбурки остатков пробки.
• Контролируйте механическую скорость и регулируйте нагрузку по необходимости.
• В случаях тяжелой разбурки позвольте нагрузке уменьшиться до нуля и оцените механическую скорость. Повторяйте пока не появятся более совместимые условия.
• Приподнимете инструмент на 0,5м и поддерживайте циркуляцию как только продавочная пробка будет разбурена, а также после разбуривания обратного клапана (повторяйте столько раз, сколько рекомендуется технологическими условиями).
• Уменьшение или остановка циркуляции может привести к закупориванию насадок.
• На полупогружных платформах и буровых кораблях необходимо использовать компенсатор для предотвращения колебаний судна. Качка бурового судна может помешать успешному разбуриванию компановки обсадной колоны, а также может являтся причиной возникновения сальника на долоте. 9
Шарошечные долота (вставной и фрезерованный зуб)
• Промойте и проработайте забой с максимальным расходом на высоте 0,5-0,75 м над цементом.
• На роторной компановке используте 50-60 об/мин и 20-40 об/мин при компановке с забойным двигателем, (убедитесь, что был выбран правильный двигатель, так как очень высокие скорости не подходят для шарошечных долот).
• Не используйте автоматическое нагружение на долото.
• Аккуратно коснитесь забоя с нагрузкой максимум 2 тонны ждите появления цемента в желобе.
• Если долото не бурит, приподнимите и опустите инструмент. Не оставайтесь на забое при отсутствии бурения.
• Используте как можно меньшую нагрузку, при необходимости повышая до 4 тонн, не достигайте максимальной нагрузки для долота.
• Если продавочная пробка начинает вращаться, необходимо будет медленно нагрузить долото без вращения. Не расхаживайте долото в райне обратного клапана. Достигнув достаточной нагрузки на долото (начинайте с 2 – 3 тонн и увеличивайте при необходимости), медленно увеличите обороты до 90-100 об/мин. При необходимости повторите для разбурки остатков пробки.
• Контролируйте механическую скорость и регулируйте нагрузку по необходимости.
• В случаях тяжелой разбурки позвольте нагрузке уменьшиться до нуля и оцените механическую скорость. Повторяйте пока не появятся более совместимые условия.
• Приподнимете инструмент на 0,5м и поддерживайте циркуляцию как только продавочная пробка будет разбурена, а также после разбуривания обратного клапана (повторяйте столько раз, сколько рекомендуется технологическими условиями).
• Уменьшение или остановка циркуляции может привести к закупориванию насадок.
• На полупогружных платформах и буровых кораблях необходимо использовать компенсатор для предотвращения колебаний долота. Качка бурового судна может помешать успешному разбуриванию компановки обсадной колоны, а также может являтся причиной сальника на долоте.
Приработка долота, начало бурения
• Приблизтесь к забою с максимальным расходом.
• Медленно установите долото на забое с нагрузкой не более 2 тонн и 40-60 об/мин для стабилизации поверхности забоя.
• Особенное внимание следует уделять после отработки с отбором керна из-за возможности смещения долота и повреждения его режущей структуры.
• Если долото не бурит, увеличивайте нагрузку пока оно не начнет.
• Используйте как можно меньшую нагрузку пока долото не пробурит по крайней мере глубину, равную своей длине. До этого момента на поверхности забоя только часть вооружения будет находится в контакте с породой, следовательно при высоких значениях нагрузки, особенно в твердых породах, эти зубцы будут перегружены и повреждены.
• Увеличьте нагрузку на долото до проектной (не используйте максимально разрешенную нагрузку для долота). Как правило, оптимальная нагрузка для долот PDC меньше половины, чем для шарошечных долот.
• Увеличьте частоту вращения до проектных оборотов. 10
Наращивание и возобновление бурения
• Поддерживайте полный расход при подъеме долота от забоя.
• Возвращайтесь к забою с 50% от проектных оборотов и полным расходом для промывки и очистки забоя.
• Возвращайтесь к забою аккуратно. Опуская инструмент слишком быстро, можно сильно ударить долото об забой и повредить вооружение долота.
• Увеличьте нагрузку на долото до проектной, принимая во внимание возможность возникновения вибраций.
• Увеличьте обороты до проектных.
Основные параметры бурения для гомогенных (‘чистых’) пород Чистая порода отличается от гетерогенной тем, что в ней нет переслаивания и она состоит на 100 % из одного литологического типа. Такие образования очень редки, например, глины часто включают песчанник и известняк. Тем не менее, выбирая параметры бурения, которые подходят для основного типа породы, может сильно улучшить показатели бурения.
• Мягкие глины.
9 Увеличение механической скорости главным образом зависит от количества оборотов (обычно обороты оказывают больший эффект чем нагрузка на долото).
9 Опасность повредить вооружение долота минимальна.
• Твердый мел/известняк
9 Механическая скорость возрастает при увеличении точечной нагрузки на зубок (резец) долота. Рекомендуется высокая нагрузка и низкая скорость вращения для того, чтобы зубок глубже внедрялся в породу.
9 Долото может быть подвержено повреждениям от ударной нагрузке. Если порода однородна (т.е. нет включений песка) вооружение подвергается минимальному абразивному износу.
• Твердые песчанники
9 Механическая скорость увеличивается до предела повышением нагрузки на долото.
9 Для уверенности в внедрении вооружения в породу предпочтительна низкая скорость ротора.
9 На долото действует и ударная нагрузка и абразивный износ. Уменьшение скорости вращения снижает абразивный износ.
9 Низкая скорость ротора также уменьшает механическую скорость проходки, следовательно, необходимо найти приемлимый компромисс.
Анализ бурового шлама Периодически анализируйте шлам с вибросит для уточнения литологического типа разбуриваемых долот. Следует помнить, что проходит время прежде чем шлам оказывается на виброситах. Это время может быть расчитано и установлена связь выбуренного шлама с глубиной и с параметрами бурения. Анализ формы и размера шлама может показать эффективность бурения, например: очень не эффективно если шлам имеет вид мелкозернистого порошка. 11
Рассмотр основных параметров
Момент
• Момент на роторе – это показатель работы долота. Например:
9 Высокие значения при работе с долотами PDC – вероятно долото закапывается или при низкой механической скорости причина высокого момента в КНБК, а не в долоте.
9 Низкие значения при работе с PDC – возможно: долото проскальзывает в твердых породах, износ вооружения или сальник на долоте.
9 Высокие значения (шарошечные долота) – возможно заклинивание шарошек долота, в таком случае момент будет постепенно снижаться при износе вооружения.
9 Низкие значения (шарошечные долота) – возможен износ вооружения, либо сальник на долоте.
• В мягких породах показания момента могут показать, что долото достигло забоя, раньше чем индикатор веса. В таких породах моментомер – основной прибор контроля.
• Считается, что значения момента слишком высоки, если он снижает частоту вращения
• Момент очень высокий, если он заклинивает забойный двигатель, ротор или верхний привод.
• Гомогенные породы должны давать постоянные значения момента.
• В переслаивающихся породах происходят изменения момента при переходе из одной породы в другую, отличающиеся твердостью и буримостью.
• Если доступны забойные приборы для измерения момента их следует использовать в комбинации с поверхностными для более полного и точного представления того, что происходит в скважине.
Нагрузка на долото
• При износе вооружения долота следует увеличивать нагрузку для сохранения значений механической скорости в гомогенных породах.
• Износ вооружения приводит к снижению эффективности бурения
• Увеличивайте нагрузку приблизительно в пределах 1 тонны.
• Вообще, нагрузку следует увеличить перед повышением скорости вращения для того, чтобы вооружение успело внедрится в породу, т.е. для стабилизации долота и предовращения поперечных вибраций.
• Если доступны забойные приборы для измерения нагрузки на долото их следует использовать в комбинации с поверхностными для более полного и точного представления того, что происходит в скважине. 12
Скорость вращения
• Суммарная скорость вращения равна сумме скорости вращения ротора и забойного двигателя.
• Скорость вращения не ограничена при использовании долот PDC.
• Следует избегать высоких значений скорости вращения в абразивных породах для предотвращения повышенного абразивного износа.
• Следует избегать высоких значений скорости вращения при появлении поперечной вибрации.
• Скорость вращения может быть ограничена из-за буровых труб или привода.
• Некоторые значения скорости вращения могут производить резонанс бурового инструмента и не должны допускаться. Увеличьте либо уменьшите скорость вращения для изменения частоты колебаний бурового инструмента.
• Высокие значения скорости вращения в твердых породах могут снизить механическую скорость проходки, так как вооружение долота не будет успевать внедриться в породу.
• Скорость вращения, которая максимизирует механическую скорость без возникновения других проблем, наверняка верная.
Расход промывочной жидкости
• Очистка скважины зависит главным образом от значений расхода. При высоких значениях расхода происходит лучшая очистка скважины из-за более высокой скорости восходящего потока в затрубном пространстве.
• Таким же образом от расхода зависит очистка самого долота.
• Если используется забойный двигатель, то увеличение расхода приведет к увеличению скорости вращения долота. Увеличение скорости вращения забойного двигателя может сильно повлиять на показатели бурения.
9 В однородных глинах увеличение скорости вращения забойного двигателя значительно увеличит механическую скорость проходки без ускорения износа вооружения долота.
9 В твердых абразивных песчанниках увеличение скорости вращения забойного двигателя также значительно увеличит механическую скорость проходки. Однако, более высокая скорость вращения будет являтся причиной повышенного износа вооружения долота, что в конечном счете снизит как механическую скорость так и общую проходку на долото.
9 Увеличение скорости вращения забойного двигателя, а, следовательно, и долота может сильно повлиять на управляемость КНБК, т.е. на набор/сброс угла. Компромисс между механической скоростью и управляемостью КНБК должен быть достигнут.
• Высокие значения расхода могут являться причиной повышенной фильтрации и, следовательно, засорения раствором породы. 13
Оптимизация показателей бурения Оптимизация показателей бурения обычно проводится для максимизации механической скорости проходки. Тем не менее, в некоторых случаях ее проводят для увеличения общей проходки на долото и уменьшения количества спускоподъемов. В таких случаях, например в переслаивающихся породах, цель оптимизации – защита вооружения долота, следовательно, возможно потребуется снизить механическую скорость ради общей проходки на долото. Опытный бурильщик, который проводит тесты для оптимизации показателей бурения, всегда достигнет лучших результатов (высокая механическая скорость и больше часов бурения). Оптимизация может значительно снизить стоимость бурения одного метра проходки. Следует:
• Быть на буровой при всех перевахтовках. Очень важно убедится, что оптимальные параметры будут поддерживаться, рассказать новому бурильщику о конкретных проблемах и о том, идет ли в данный момент тестирование какого-либо параметра.
• Если используется забойный двигатель, лучше использовать настроить автоматическую нагрузку на ориентирование по дифференцальному давлению на забойном двигателе, чем на вес на долоте. При этом нагрузка будет быстрее регулироваться, в результате, чего она будет прилагаться более равномерно и лучшие показатели бурения будут достигнуты.
• Проведите серию тестов для исследования режима бурения с разными нагрузками (например, от 1 до 3 тонн), скоростями вращения (например, от 50 до 100 об/мин) и расходом (для измения скорости вращения, если используется забойный двигатель, с учетом того, что расход влияет на гидравлическую мощность долота и очистку забоя) для определения оптимального режима бурения для поддержания удовлетворяющей механической скорости проходки или минимизации повреждений долота и КНБК.
• Изменение типа породы сказывается на показаниях механической скорости проходки, например: если механическая скорость уменьшается, а момент остается приемлемым, то скорее всего порода изменилась на более твердую, так что скорость вращения необходимо будет снизить, а нагрузку на долото увеличить. Если это вызовет сильное увеличение момента, нагрузку следует уменьшить, а обороты увеличить.
• Следите за показаниями удельного веса бурового раствора. При его увеличении, механическая скорость проходки значительно снижается. При сбалансированном бурении (когда гидростатическое давление равно пластовому) механическая скорость бурения возрастает.
• Проведение всех записей оптимизации режима бурения очень важно для всего рейса. Это также помагает в понимании и решении проблем при возникновении осложнений. Если записи сделаны в электронной таблице, то впоследствии будет легко подсчитать обороты на долото и т.д.
• Значения параметров бурения более точны, если их записывать непосредственно с приборов (ГИВ для нагрузки, манометр для давления на стояке и т.д.), чем с монитора бурильщика или с газокаротажных станций, так как они могут раскалиброваться вовремя бурения. 14
Тест для иследования режима бурения Следующий тест может быть выполнен, когда бурение уже началось. Его легко провести, он не занимает много времени, и результаты станут немедленно очевидны. Все что вам нужно – это часы с секундной стрелкой, записная книжка и ручка. Суть теста – при трех различных скоростях вращения прилагается определанная нагрузка и стопорится тормоз буровой лебедки. Затем ждут пока нагрузка не сравняется с нулем.
• Объясните бурильщику какую серию тестов необходимо будет выполнить.
• Выберете 3 скорости вращения, например: 80, 120 и 160.
• Выберете самую низкую скорость и увеличьте нагрузку до максимально рекомендованной в паспорте долота.
• Если известно, что порода мягкая, следует выбрать меньшую нагрузку для предотвращения образования сальника на долоте.
• Если при достижении максимальной нагрузки возникают высокие значения момента или вибрации, то необходимо выбрать меньшее значение нагрузки.
• Зафиксируйте тормоз и производите бурение пока нагрузка не станет равной нулю.
• Запишите нагрузку на долото, когда тормоз был зафиксирован, и список меньших значений с шагом, например, в 1 тонну.
• Запишите время, затраченное на бурение каждого интервала по списку. Записывайте время в секундах, определите нагрузку, которая дает максимальную механическую скорость при данной скорости вращения.
• Протестируйте оставшиеся две скорости вращения таким же образом.
• Следует обратить внимание на появление любых видов вибраций в течении теста. Сверьтесь по времени с данными телеметрических систем для выявления нестабильных условий бурения при всех комбинациях нагрузки и скорости вращения.
• На основе результатов теста и данных телесистемы выберете оптимальную комбинацию нагрузки и скорости вращения.
• Обычно увеличение нагрузки увеличивает механическую скорость проходки, тем не менее при возникновении вибраций эффективность бурения ухудшается из-за снижения механической скорости проходки. В таких случаях, высокие значения механической скорости могут быть сохранены при снижении нагрузки. 15
Динамика и вибрации бурового инструмента
Основное
• Вибрация бурового инструмента неизбежна.
• Низкие уровни вибрации безвредны.
• Сильные вибрации вызывают осложнения и могут быть причиной следующего:
9 Повреждения бурового инструмента, промыв/откручивание;
9 Преждевременный выход из строя долота;
9 Низкий уровень контроля при строительстве наклонно-направленных скважин;
9 Повреждения стенок скважины, значительное превышение диаметра скважины над номинальным;
9 Заклинивание ротора/верхнего привода;
9 Заклинивание забойного двигателя;
9 Выход из строя забойного двигателя, его опоры/статора;
9 Выход из строя телеситемы;
9 Повышенный иснос на лезвиях стабилизатора/замках буровых труб;
9 Снижение механической скорости проходки;
• Основные силы приводящие к вибрациям бурового инструмента:
9 Взаимодействие долота и породы
9 Взаимодействие КНБК и стенок скважины
9 От забойного двигателя
9 От ротора
• Реакция бурового инструмента на возбуждающие силы совокупно.
• Окончательный вид и сила вибрации зависит как от физического взаимодействия долота и бурового инструмента, так и взаимодействия механизмов вибрации.
Типы вибраций Три типа вибрации:
• Продольная (осевая), движение вдоль оси бурильной колонны .
• Поперечная – эксцентричное вращение компонента вокруг точки, не являющейся его геометрическим центром, часто принимает вид движения из стороны в сторону перпендикулярно оси буровой колонны (Whirl). Может быть вызвано как долотом так и КНБК.
• Скручивающая вибрация работает на скручивание / крутящий момент / эффект пружины (Torsional).
• Эти виды вибраций могут взаимодействовать и образовывать признаки, принадлежащие больше чем к одному типу вибрации. В таком случае возможно потребуется провести повторный процесс для их выявления и устранения. 16
Резонанс бурильной колонны
• Буровой инструмент имеет собственные частоты вибраций получаемые от скорости вращения.
• Если частота возникающей вибрации близка к собственной частоте вибрации бурильного инструмента возникает резонанс бурильной колонны, (боковая вибрация и/или скручивающая).
• Резонирование бурильной колонны может повлечь за собой серьезные повреждения долота/элементов КНБК.
• Необходимо избегать скоростей вращения, которые могут вызвать резонанс бурового инструмента.
Продольная вибрация Главное:
• Высокие значения осевой вибрации могут привести к подскакиванию долота на забое.
• Диапозон вибраций колеблится в пределах от 1-10Hz, (1Hz равен 1 циклу в секунду).
• Наиболее часто возникает, когда бурение производится шарошечным долотом в твердых породах.
• Реже возникает и при работе с долотами PDC в твердых породах.
• Зависит от величины нагрузки на долото. Чрезмерное изменение нагузки может повлечь за собой потерю контакта долота с забоем скважины с последующим возвращением его с ударом, так называемые скачки.
• Три шарошки долота создают на забое структуру с тремя выступающими частями, что приводит к тому, что долото за один поворот вертикально смещается три раза.
• Причиной может послужить изменение твердости горной породы. Признаки
• Сильная вибрация на поверхности;
• Осевое движение труб на поверхности;
• Большие показания нагрузки.
• Показание высокого уровня осевой вибрации от телесистем. Последствия
• Износ долота по вооружению/опоре.
• Снижение скорости проходки.
• Низкий уровень проходки.
• Размыв КНБК.
• Отказ в работе телесистемы. Устранения и контроль
• Изменить форму поверхности забоя:
9 Изменив параметры бурения;
9 За счет приподъема и спуска инструмента на забой с более низкой нагрузкой и скорости вращения;
• Включение в состав КНБК амортизирующего переводника.
• Включение в состав КНБК амортизирующего переводника с долотом PDC не рекомендуется так как он может привести к высокочастотной вибрации долота на забое, в результате – скол и преждевременный выход из строя резцов долота PDC. 17
Поперечная вибрация от долота Главное:
• Эксцентричное вращение долота на забое скважины вокруг точки, не являющейся геометрическим центром его оси.
• Вращение является самоподдерживающимся движением.
• Типы вращения:
9 Поступательное вращение, центр вращения вращается в том же направлении, что и бурильный инструмент. Это ведет к износу калибраторов и замковых соединений инструмента.
9 Обратное вращение, центр вращения вращается в противоположном направлении от бурильного инструмента. Это более опасный тип вибрации приводящий к разрушению режующей структуры долота.
9 Беспорядочное вращение, обратно-поступательное вращение.
• Возможно распознование по поперечным вибрациям (движение из стороны в сторону).
• Интервал частоты колебания поперечной вибрации определяется в диапозоне 10-50Hz (10Hz равняется 10 вибрационным циклам в секунду).
• Является причиной критического роста ударных нагрузок на вооружение долота, приводя его к преждевременному выходу из строя.
• Причиной возникновения может быть испольщование забойных двигателей с углами перекоса.
• Может вызвать и смена горной пород.
• Зачастую наблюдается при расширки ствола скважины.
• Вибрация от КНБК может вызвать вибрацию от долота и наоборот. Распознование
• Затруднено на поверхности.
• В основном происходит при высоких частотах вращения и низких нагрузках.
• Увеличение момента на поверхности и забое скважины.
• Высоко частотные забойные поперечные/крутящие вибрации.
• Увеличение числа толчков (ударов) в телесистеме.
• Снижение скорости проходки.
• Увеличение номинального диаметра скважины.
• Ударная нагрузка на вооружение, в основном на плечо и калибрующую поверхность долота. Последствия
• Преждевременный износ долота, в основном режущей на плече и калибрующей части.
• Снижение скорости проходки.
• Снижение общей проходки.
• Размыв КНБК.
• Выход из строя телесистем.
• Выход из строя забойных двигателей. Устранение и контроль
• Уменьшение частоты вращения ротора и увеличение нагрузки на долото.
• Расширка при малых частотах вращения ротора. 18
• Разрушение формы забоя скважины можно произвести:
9 Изменением параметров режима бурения.
9 За счет приподъема и спуска инструмента на забой с более высокой нагрузкой и более низкой скорости вращения.
• Использовать специально спроектированное долота для предотвращения таких вибрации Аnti-whirl или долото SteeringWheel.
• Использовать забойные двигатели с более высоким моментом и более низкой скоростью вращения, чтобы можно было использовать большую нагрузку на долото.
• Использование шарошечных расширителей в место калибраторов.
Поперечная вибрация от КНБК Главное
• Эксцентричное вращение КНБК вокруг точки, не являющейся его геометрическим центром.
• Вращение является самоподдерживающимся движением.
• Типы вращения:
9 Поступательное вращение, центр вращения вращается в том же направлении, что и бурильная колонна. В результате износ на стабилизаторах и замковых соединениях.
9 Обратное вращение, центр вращения вращается в противоположном направлении к вращению бурильному инструменту.
9 Беспорядочное вращение, обратно-поступательное вращение.
• Возможно распознование по поперечным вибрациям (движение из стороны в сторону).
• Может быть вызвано трением между стабилизатором/замками бурильных труб и стенкой скважины приводящей к вращению КНБК по стенкам скважины.
• Вызывает высокочастотные продольные/крутящие вибрации в диапозоне 5-20Hz, (5Hz равно 5 вибрационным циклам в секунду).
• Может б
 

Категория: Буровые долота / Drill bits | Добавил: Joni | Теги: Pipe, Drill, drilling, Collar, while, элемент, SUB, jar, Flow, Tubing
Просмотров: 3251 | Загрузок: 110 | Рейтинг: 2.5/2
Похожие материалы
Всего комментариев: 0
avatar
Investigationes
CHARLES S. ANDREWS
3139 Brownton Road
Long Community, MS 38915



+7 986 9750184 102-Rus@mail.ru
Mirum
sample map