Технико-технологические решения по ликвидациижёлобов

5.3.1. Райбер конструкцииМГГА

В МГГА разработана конструкция райбера, которая в процессе проработки участков с жёлобообразованием обеспечивает непрерывный (постоянный) привод вращения втулки райбера, что позволяет достигнуть повышенной, более эффективной прорабатывающей способности. Поставленная цель достигается тем, что на райбере, содержащем центральный шпиндель, коаксиально расположена втулка, которая имеет возможность вращения и вертикального перемещения. Верхняя часть наружной по- верхности этой втулки снабжена спиральными армированными рёбрами левого захо- да с углом наклона рёбер a, в нижней части спиральные рёбра имеют угол наклона b, причём a¹b. Элементы соединения втулки и шпинделя, размещённые в нижней ча- сти райбера, выполнены в виде кулачков с вертикальными гранями и гранями с левым уклоном, причём диаметр и длина верхних и нижних спиральных рёбер одинаковы.

Смысл выполнения верхних и нижних спиральных рёбер с разными углами наклона (a¹b), но одного направления навивки сводится к одновременному дости- жению двух целей:

1) обеспечению непрерывного вращения втулки райбера при взаимодействии с жёлобом;

2) обработка вооружением рёбер всей поверхности жёлоба по длине, без пропусков.

Принципиальная схема работы райбера представлена на рисунке 5.2.

Разрушение жёлоба происходит при подъёме бурильной колонны. Интенсив- ность разрушения жёлобов может быть увеличена за счёт установки в колонну не- скольких райберов. Таким образом, в процессе проработки жёлобообразований происходит равномерное разрушение (расширение) всей сопряжённой со стволом скважины поверхности жёлоба спиральными армированными рёбрами.

Рисунок 5.2 – Принципиальная схема работы райбера в скважине

(1 – жёлоб; 2 – лезвие; 3 – скважина; 4 – райбер)

5.3.2. Эксцентрические забойные устройства(СеверНИПИгаз)

Эксцентрические КНБК (системы) применяются для достижения заданного се- чения и траектории скважины:

- для набора и стабилизации зенитного угла, изменения азимутаскважины;

- для подготовки к спуску обсадных колонн, проработок и расширения ствола, разрушенияжёлобов.

Наибольшее распространение в наклонно-направленном бурении нашли турбинные и роторные эксцентрические устройства для долот диаметром от 215,9 мм до 393,7 мм. Турбинные эксцентрические КНБК используются главным образом для изменения зенит- ного и азимутального угла, а также для стабилизации траектории скважины.

Турбинные эксцентрические КНБК являются высокоэффективным средством для обработки стенок скважины, особенно в плотных породах, при наличии сужений и уступов в стволе. Такие же КНБК применяются при бурении с алмазными долотами для предотвращения сужений ствола и уменьшения проработок, а также для разруше- ния жёлобов и восстановления приемлемого качества стволаскважины.

Роторные эксцентрические КНБК включают устройства, изменяющие своё положе- ние относительно долота и обеспечивающие равномерный износ последнего. Эксцентри- ситет таких КНБК в зависимости от диаметра и назначения составляет 5-8 мм. Роторные эксцентрические КНБК используются для бурения участка стабилизации зенитного угла в условиях, где применение компоновок с центраторами недостаточно эффективно или прихватоопасно. Подобные КНБК также успешно используются для подготовки ствола скважины, главным образом в терригенной толще пород.

В системах, включающих забойный двигатель, эксцентрический узел устанав- ливается вместо штатного ниппеля двигателя, поэтому он нередко называется «экс- центрический упругий ниппель». В отличие от отклонителей с пересекающимися осями частей компоновки (турбинных отклонителей, КНБК с косыми переводника- ми), системы с эксцентрическими узлами мало изменяют свои отклоняющие свойства с ростом зазоров между забойным двигателем и скважиной. Поэтому эксцентриче- ские системы могут работать и с забойными двигателями уменьшенных диаметров. Например, с долотами 295,3 мм могут использоваться двигатели диаметром 195 мм, а с долотами 215,9 мм – двигатели 172 мм.

Шифр ниппелей эксцентрических упругих (НЭУ) включает информацию о наличии встроенной опоры (О), диаметре турбобура в мм (195, 240), диаметре долота

(215, 295, 394). Например, НЭУО 240/295 – ниппель эксцентрический упругий со встроенной опорой для турбобура диаметром 240 мм и долота диаметром 295 мм.

Эксцентрические упругие ниппели крепятся к нижней части корпуса шпинделя. Основными частями ниппелей эксцентрических упругих являются эксцентрический корпус 1 с присоединительной резьбой под корпус шпинделя, одна или несколько плашек 2, размещённых в пазу (пазах) корпуса 1 и установленных на упругом элемен- те (амортизаторе) 3 (рис. 5.3-5.4).

Рисунок 5.3 – Схемы эксцентрических устройств для долот разных диаметров.

а – ниппель эксцентрический упругий НЭУ-240/295;

б – ниппель эксцентрический упругий с опорой НЭУО-240/295;

в – ниппель эксцентрический упругий НЭУО-195/215

Для предотвращения износа корпуса 1 перемещающейся в процессе работы компоновки плашкой 2 используются сменные боковые (4 - 5) и торцевые 6 вкладыши. Для повышения стабильности системы как средства регулирования траектории сква- жины некоторые типоразмеры НЭУ снабжены серийной радиальной опорой турбобу- ра соответствующего диаметра (деталь 7) и устройствам присваивают шифр НЭУО (рис. 5.4). В ниппелях снабжённых встроенной радиальной опорой, последние удер- живаются в корпусе муфтой 8. Эта муфта в некоторых разновидностях ниппелей (НЭУО-240/394) одновременно удерживает плашки в корпусе.

Для сохранения присоединительной резьбы наиболее сложной детали ниппеля – корпуса, могут использоваться промежуточные переводники 9 (рис. 5.5). Они крепят- ся к корпусу шпинделя. При большой длине НЭУ перекрывает вал шпинделя. В таких устройствах используется удлинитель 10, который крепится к валу шпинделя.

Количество рядов плашек и плашек в ряду определяется в зависимости от ос- новного назначения ниппеля.

Рисунок 5.4 – Ниппель эксцентрический упругий двухрядныйНЭУ-240/394

Рисунок 5.5 – Ниппель эксцентрический упругий с опоройНЭУОМ-240/394

При ненапряжённом упругом элементе, когда устройство находится вне сква- жины, плашки выходят за габарит долота на h ₀ = 18-22 мм в устройствах для турбо- буров диаметром 240 мм и h ₀ = 12-15 мм для турбобуров диаметром 195 мм. В скважине с номинальными диаметром плашка частично (на 4-8 мм) вдвигается в паз и сжимает упругие элементы. Поперечные силы, возникающие при взаимодействии плашек со стенками скважины, передаются через радиальные опоры на вал двигателя к долоту и прижимают последнее к противоположной плашкам стенкескважины.

В начальный период набора зенитного угла определяющим фактором является фрезерование стенки скважины под действием отклоняющей силы.

Характеристика эксцентрической компоновки как отклонителя определяется величиной поперечной силы на долоте (отклоняющей силы G_от.), углом b наклона оси долота к оси скважины и эксцентричностью компоновки. Последний фактор характе- ризуется радиусом описанной окружности (радиусом кривизны оси скважины), про- ходящей через габаритные точки компоновки (периферия долота – плашки эксцентрического устройства – нижняя «точка» контакта со стенкой скважины ком- поновки над двигателем) при отсутствии отклоняющей силы на долоте.

Средняя интенсивность набора зенитного угла при использовании НЭУО и НЭУ зависит от превышения плашками габарита долота, соотношения диаметра скважины и забойного двигателя, числа его секций, твёрдости породы. С увеличением твёрдости по- роды интенсивность искривления снижается, так как уменьшается влияние такого откло- няющего фактора, как фрезерование стенки скважины под действием отклоняющих сил.

Интенсивность искривления при двух турбинных секциях составляет 0,06-0,09 градус/метр при работе с НЭУ-240/394 и НЭУО-240/295, 0,07-0,11 гра- дус/метр при НЭУ-195/215. Меньшие значения интенсивности искривления соответ- ствуют бурению в твёрдых породах, большие – в мягких глинистых породах. В очень мягких породах с большим содержанием песка из-за размыва ствола интенсивность искривления уменьшается на 25-35% по сравнению с данными для твёрдыхпород.

При изменении количества секций интенсивность искривления меняется со- гласно зависимости:

æ S ö a

i = io ×ç o ÷,

(5.1)

è S ø

где i ₀ – интенсивность искривления базовых компоновок, включающих две тур- бинныесекции;

S и S ₀ – соответственно длина забойного двигателя в используемой и базовой компоновке;

а – показатель, зависящий от соотношения диаметра двигателя и скважины (для НЭУ-240/394 – 0,50 £ а £ 0,65; НЭУ-240/295 – 0,40 £ а £ 0,60; НЭУ-195/215 – 0,35 £ а £0,55).

Интенсивность изменения азимутального угла при правке направления скважины с помощью НЭУ-240/394, НЭУО-240/295 и НЭУ-195/215 зависит от ве- личины зенитного угла a на забое и количества секций турбобура. Данные об ин- тенсивности изменения азимута скважины при установке отклонителя под углом 90° ± 15° к вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины на забое, приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Интенсивность азимутального искривления

5.3.3. Нейтрализация жёлобных выработокторпедированием

При больших размерах жёлобов, соизмеримых с диаметрами замков буриль- ных труб, одним из способов предупреждения заклинивания бурильных колонн явля- ется нейтрализация желобных выработок торпедированием. Торпедирование производится снизу вверх с использованием шнуров типа ДШУ в интервале жёлоба.

Имеющийся опыт нейтрализации жёлобов торпедированием на площадях объеди- нения «Комигазпром» показывает, что степень разрушения желобной выработки суще- ственно зависит от литологического состава горных пород. Например, в интервале торпедирования 1 983-2 033 м (аргиллит) при 20 рядах шнура ДШУ на скв. 1-Патраков- ская эффективность нейтрализации жёлоба значительно выше, чем при торпедировании в интервале 2 169-2 194 м (известняк) при 24 рядах шнура ДШУ.

Нейтрализация жёлобов требует дополнительных затрат времени на подготов- ку ствола скважины до и после торпедирования. В связи с этим существенное внима- ние должно быть уделено выбору мощности торпеды, при которой обеспечивается полное разрушение желобной выработки по ширине. Применяющиеся на практике торпеды из 20-24 рядов шнура ДШУ являются недостаточными по мощности и должны быть усилены с учётом литологического состава пород до 30-40 рядов.

5.3.4. Смазывающие добавки к буровымрастворам

Современные условия бурения характеризуются разнообразием геологического строения месторождений, ростом доли скважин со сложнопостроенными коллектора- ми малой мощности, увеличением объёма бурения наклонных и горизонтальных скважин, высокими требованиями к экологической безопасности строительства сква- жин, а также по применяемым в бурении материалам и химическим реагентам. Важ- ное значение при бурении уделяется вопросам разработки и использования промывочных жидкостей с улучшенными смазочными свойствами, которые положи- тельно влияют на работу и износ узлов трения оборудования, снижают число прихва- тов бурового инструмента. Улучшение смазочных свойств промывочных жидкостей является одним из важных условий предотвращения жёлобообразования, и, как пра- вило, достигается за счёт введения в них смазочных добавок.

В технической литературе приводится достаточно большой ассортимент предна- значенных для целей бурения смазочных реагентов и материалов, однако большинство из них не нашло широкого применения из-за отсутствия доступной сырьевой базы, серийно- го производства, возросших требований к смазочным добавкам, предъявляемых с точки зрения экологии и охраны окружающей среды. Так, некоторые высокоэффективные сма- зочные добавки на основе продуктов и отходов переработки нефти (СМАД-1, СГ, СЖК и др.) практически не применяются из-за низких санитарно-токсикологических характери- стик, невысокой технологичности, высокой пожароопасности.

Для нефтяной и газовой промышленности в ОАО НПО «Бурение» разработано и организовано промышленное производство новых высокоэффективных экологически безопасных смазочных добавок на основе природного сырья, исключающего использо- вание нефти и нефтепродуктов. Добавки используются при бурении скважин в экологи- чески уязвимых районах Северного Кавказа, Ставрополья, Приобья, Крайнего Севера, а также при бурении на шельфе России [49]. К ним относятся порошкообразная смазочная добавка на основе технического жира марки «СПРИНТ-33», технического рыбьего жира марки «ТРИБОС», продуктов переработки талового масла марки «ЭКОС-Б ЗПТ», отхо- дов производства растительного масла – подсолнечного фосфатидного концентрата мар- ки «ФК-1» («ФК-2»), омыленных жирных кислот растительных масел (подсолнечного, кукурузного и др.) марки «ФК-2000». Разработанные смазочные добавки удовлетворяют

повышенным экологическим требованиям и высоким требованиям к смазочным, анти- фрикционным свойствам по снижению трения и крутящего момента между буровыми трубами и стенкой скважины. Приоритет и новизна смазочных добавок подтверждаются авторскими свидетельствами и патентами России.

Эффективность показателей отечественных и зарубежных смазочных добавок оценивалось по стандарту Американского нефтяного института (API) на машине тре- ния фирмы «BaroidMud» и «LubricityTester» (США). Противоприхватные свойства буровых растворов определялось на приборе «StickinqTesterOFI» (США). Анализ ре- зультатов проведённых исследований показал, что разработанные в ОАО НПО «Бу- рение» промышленные отечественные смазочные добавки на основе природного сырья не уступают по эксплуатационным показателям, а иногда (добавки «TPИБОС»,

«ФК-2000») превосходят лучшие зарубежные аналоги. Характеристика разработан- ных промышленных смазочных добавок, применяемых в нефтяной и газовой про- мышленности, представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Характеристика промышленных смазочных добавок