Выбор оптимальных режимных параметров

Бурение электробурами

При бурении электробуром как и при роторном бурении расход раствора может устанавливаться независимо от других режимных па­раметров, а избыточное давление насосов может быть использовано в насадках гидромониторных долот.

Частота вращения вала электробура устанавливается еще на стадии проектирования режимов бурения, подбора типа электробура (см. табл. 5.14) и числа редукторов. При частоте переменного тока

f = 50 Гц частота вращения вала электробура (n) изменяется от 660 до 750 мин"¹.

Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости, пластичных и абразивных пород, особенно залегающих на значитель­ной глубине, указанные значение n велики. Поэтому на практике частоты вращения электробура снижаются путем применения редукторов.

 

 

Выбор оптимальных режимных параметров

Независимо от способа бурения, для выбора оптимальных ре­жимных параметров используются результаты исследований бурения опорно-технологических скважин на данной площади или на других площадях с аналогичными горно-геологическими условиями.

При выборе оптимальных величин параметров режима бурения необходимо учитывать, что на эффективность работы долот суще­ственное влияние оказывают состав и свойства буровых растворов: плотность, реологические свойства, показатели фильтроотдачи, со­держание в нем твердой фазы и нефти.

Скорость проходки уменьшается при увеличении: плотности бу­рового раствора (приводит к возрастанию дифференциального давле­ния); пластической вязкости и, особенно, динамического напряжения сдвига (при неизменной подаче буровых насосов приводит к возраста­нию гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе и дифференциального давления); содержания бентонитовых частиц в суспензиях на водной основе.

Повышению скорости проходки способствует: увеличение пока­зателя мгновенной фильтроотдачи бурового раствора; наличие в его фильтрате ПАВ, облегчающих проникновение жидкой среды в микро­трещины и поры породы; добавки к буровому раствору на водной ос­нове нефти, нефтепродуктов и других смазочных материалов (препят­ствует образованию сальников в результате чего возрастают действи­тельная осевая нагрузка на долото и мощность, подводимая к забою), уменьшение содержания твердой фазы.

Влияние дифференциального давления и содержания твердой фазы на механическую скорость проходки показано на рис. 7.19 и 7.20.

Дифференциальное давление на забой является комплексным фактором, объединяющим плотность и вязкость бурового раствора, режим циркуляции, соотношение геометрических размеров ствола и бурильной колонны и т.п. Независимо от того, что является первопри­чиной изменения дифференциального давления на забой, его увеличе­ние всегда сопровождается ухудшением показателей работы породоразрушающего инструмента.

 

Исследования влияния диф­ференциального давления на за-, бое на скорость бурения скважин, проведенные за рубежом, позво­лили установить, что экономиче ски выгодно вести дальнейшее совершенствование технологии промывки скважин по пути сни­жения дифференциального дав­ления на забое вплоть до отрица­тельных величин.

Опыт бурения в штате Юж­ная Луизиана показали, что при уменьшении дифференциального давления с 7 МПа до 0 механиче­ская скорость проходки может увеличиться на 70% (рис. 7.19). Установлено также, что влияние перепада давления на механиче­скую скорость зависит от осевой нагрузки на долото. Чувствитель­ность механической скорости к дифференциальному перепаду, давления на забое возрастает с увеличением осевой нагрузки на долото.

 

При бурении глубоких скважин большим тормозом в увеличении производительности бурения является время, затрачиваемое на произ­водство спускоподъемных операций особенно в сверхглубоком буре­нии. Поэтому, для строительства сверхглубоких скважин весьма пер-

 

спективно развитие бурения без подъема бурильной колонны. При этом должны применяться вставные (раздвижные) шарошечные долота и съемные роторы специальных турбобуров.

Сущность способа заключается в том, что спуск и подъем долота осуществляется на канате внутри колонны бурильных труб, которые имеют несколько больший внутренний диаметр и.не имеют сужений соединениях.

Долото в транспортном положении беспрепятственно проходит внутри бурильной колонны (рис. 7.21), а в рабочем положении раздви­гается для бурения скважины требуемого диаметра.

 

 

При таком способе бурения резко сокращается время на СПО, что положительно скажется на оптимизацию процесса бурения скважины в целом.

Следует отметить, что понятие оптимизации процесса бурения в широком смысле означает не только подбор рационального типа поро- доразрушающего инструмента и оптимального технологического ре­жима бурения для каждого рейса, каждого характерного интервала, но и создание благоприятных условий для поддержания эффективности проходки в последующих рейсах и для сохранения устойчивости ство­ла скважины. С этой точки зрения в оптимизацию процесса бурения следует включать и специальные режимы. Действительно, едва ли можно считать оптимальным такой технологический режим бурения, когда в последующем рейсе приходится затрачивать значительную

часть рабочего времени на проработку ствола скважины или очистку от скопившегося шлама. Еще более тяжелые последствия могут поя­виться, если в интервале, пройденном с высокой механической скоро­стью, допущено значительное искривление ствола или нарушена ус­тойчивость стенок скважины и т.п.

Ниже рассмотрим вопросы оптимизации процесса бурения в рам­ках одного рейса лишь для упрощения и конкретизации задачи.

Вопросы оптимизации процесса проходки ствола скважины ре­шаются в два этапа:

первый этап включает разработку оптимальной технологии на стадии составления технического проекта на строительство скважины;

второй этап представляет собой оперативную оптимизацию (де­тализацию, корректировку и уточнение) технологического режима в процессе проходки скважины на основании тестов, анализа информа­ции контрольно-измерительной аппаратуры и уточнения геологиче­ского разреза по данным механического каротажа.

На стадии составления технического проекта на строительство скважины для обоснования оптимальных режимов бурения использу­ются различные источники информации:

материалы, полученные в результате бурения опорно- технологических скважин в рассматриваемом районе;

материалы, полученные в результате обработки промысловых данных по строительству скважины в аналогичных условиях в других районах;

данные о физико-механических свойствах горных пород, пред­ставленных в проектном разрезе по скважине, а также результате экс­периментальных исследований и анализа аналитических зависимостей;

рекомендации предприятий-изготовителей породоразрушающего инструмента по его рациональному использованию.

По существующей методике проектирования предусмотрен опре­деленный порядок обоснования рациональных типов породоразру­шающего инструмента по обобщенной классификационной таблице (ОКТ) и подбора оптимальных технологических режимов (рис. 7.22).

Правильный выбор типа породоразрушающего инструмента - один из важнейших факторов, позволяющих достигнуть высокой про­изводительности труда на буровых работах. Наиболее полного соот­ветствия типа породоразрушающего инструмента свойствам горных пород можно добиться в том случае, когда геологический разрез дос­таточно хорошо изучен. Как правило, геологический разрез хорошо известен при проектировании эксплуатационного бурения. Подбор рациональных типов породоразрушающего инструмента для структур­но-поискового и разведочного бурения усложняется из-за недостаточ­ности информации о физико-механических свойствах горных пород, толщины отдельных пропластков и т.п.

 

 

 

 

Рис. 7.22. Блок-схема сбора и обработки первичной информации и выбора рациональных типов долот

 

Большое значение для определения оптимального режима отра­ботки инструмента в тех или иных условиях и прогнозирования пока­зателей его работы имеет использование аналитических моделей. Ма­тематическое моделирование бурения - это составление аналитиче­ских выражений, описывающих процесс работы инструмента на забое скважины.

Математическое моделирование должно удовлетворять несколь­ким требованиям, среди них наиболее важны описание процесса с дос­таточной для практических целей точностью и несложная идентифи­кация модели, т.е. привязка модели к конкретным условиям путем оп­ределения входящих в выражения констант, коэффициентов, показате­лей степени и т.п.

Особенности процесс бурения обусловлены действием множества факторов, поэтому и аналитическое описание процесса тоже является

многоаргументным. Разумеется, учесть все связи невозможно, поэтому при построении модели количество аргументов приходится ограничи­вать, выбирая наиболее существенные из них, отличающиеся сильной связью. Это приводит к тому, что, с одной стороны, модель становить­ся удобной в оперировании с ней, а с другой - она лишь приближенно описывает реальный процесс.

При моделировании процесса роторного бурения наиболее важ­ные аргументы - характеристики твердости и абразивности горной породы и режимные параметры: нагрузка на долото Р_д, частота враще­ния п и подача Q промывочной жидкости (циркуляционного агента). Для упрощения модели очень часто полагают, что подача промывоч­ной жидкости находится в рациональных пределах, и ограничиваются рассмотрением влияния лишь двух режимных параметров (нагрузки на долото и частоты вращения).

Математическое моделирование процесса бурения с забойным гидравлическим двигателем должно учитывать, что частота вращения породоразрушающего инструмента в этом случае устанавливается в соответствии с рабочей характеристикой забойной машины в зависимо­сти от подачи промывочной жидкости Q и крутящего момента на валу.

Чтобы произвести идентификацию модели, необходимо распола­гать фактическими данными о показателях работы долота в конкрет­ном разрезе. Имеются методики, позволяющие по одному рейсу доло­та подсчитать все константы, необходимые для идентификации моде­ли, а затем определить оптимальный режим и вычислить прогнозные значения показателей работы долота при этом режиме. При разработке проекта для вновь осваиваемого района модели идентифицируют по фактическим данным бурения скважин в аналогичных условиях.

По некоторым методикам для идентификации моделей вычисля­ют три константы: постоянную буримости горной породы, которая характеризует эффективность работы использованного типа долота в рассматриваемой разности горной породы; постоянную абразивности, которая характеризует интенсивность абразивного воздействия горной породы на вооружение долота; постоянную, учитывающую влияние бурового раствора на долговечность опоры долота.

Трех указанных выше констант оказывается достаточно для про­счета показателей работы долота при различных сочетаниях нагрузки на долото и частоты вращения выбора оптимального режима.

До промышленного внедрения разработанной технологии реко­мендуется провести экспериментальную проверку правильности при­нятых решений. На этой стадии, которая обычно называется экспери­ментальной; на вновь осваиваемой площади закладывают опорно- технологическую скважину и уточняют, рациональны типы долот и технологические режимы. По результатам проведенных эксперимен­

 

 

тальных исследований разрабатывают регламенты отработки долот, которыми руководствуются буровые бригады в работе.

Решение оптимизационной задачи при бурении с забойным дви­гателем несколько усложняется, поскольку в этом случае необходимо согласовать режим отработки долота с рабочей характеристикой за­бойного двигателя. Одни двигатели (электробур, объемный винтовой двигатель) отличаются достаточно жесткой характеристикой, и частота вращения вала мало зависит от загрузки; у турбобуров, наоборот, час­тота вращения может варьировать в широких пределах. При разработке технологии турбинного бурения должны быть рассмотрены три задачи:

1. обеспечение эффективной работы долота на забое, т.е созда­ние и поддержание режима, близкого к оптимальному для данной по­ры долото - горная порода;

2 обеспечение устойчивой эффективной работы турбобура, т.е. режима его работы с достаточно высоким к.п.д.;

3. рациональное использование гидравлической мощности буро­вого насоса.

Рабочую характеристику турбобура согласовывают с режимом отработки долота на основании расчетов крутящего момента на валу забойного двигателя при осевой нагрузке в рекомендованном диапазо­не. По расчетным величинам крутящего момента с использованием рабочей характеристики турбобура определяют соответствующие час­тоты вращения вала и проводят анализ пригодности выбранного типа турбобура для проходки интервала на оптимальном режиме.

Поскольку в проекте на строительство скважины невозможно в точности предусмотреть все особенности геологического строения разреза, очень важное значение приобретает оперативная корректи­ровка технологии бурения при реализации предписаний регламента.

Оперативное управление процессом бурения в значительной сте­пени зависит от квалификации бурового персонала (прежде всего бу­рильщика), оснащенности средствами контроля процесса бурения и оперативности и правильности обработки информации, поступающей от контрольно-измерительных систем.

В заключение по этой части раздела следует отметить, что опти­мизации процесса бурения выделяются два этапа:

- разработка оптимальной технологии на стадии составления тех­нического проекта строительства скважин;

- оперативная оптимизация в процессе проходки скважины на основании тестов и с учетом изменяющейся ситуации в скважине (от­клонение геологического разреза от проектного, возникновение ос­ложнений и т.д.).

Структурная функциональная схема проектирования процесса бурения скважины приведена на рис. 7.23.

 

 

 

Рис. 7.23. Структурная функциональная схема проектирования процесса бурения скважины

 

 

Для нормального проведения технологических операций в про­цессе бурения с оптимальным исходом необходимо также знать охла­ждающее действие очистного агента (в т.ч. бурового раствора).

В нормальных условиях бурения нефтяных и газовых скважин при жидкостной промывке не возникает каких-либо сложностей из-за перегрева долота, за исключением "прижога" в результате незамечен­ного прекращения циркуляции, зашламования призабойной зоны. Рас­ход любой промывочной жидкости, определяемый из условия очистки забоя и транспортирования шлама к поверхности, всегда достаточен для надежного охлаждения лопастных, шарошечных и алмазных долот даже при форсированных режимах бурения.

Количество теплоты, выделяющейся в единицу времени за счет механической работы долота на забое, в ту же единицу времени вос­принимается потоком очистного агента. Происходящий при этом при­рост температуры последнего у забоя приближенно можно оценить по формуле

 

Δ t₃ = N/Gc_p, (7.40)

где Δt₃ - прирост температуры очистного агента в призабойной зоне скважины, °С; N - развиваемая на забое мощность, Вт; G - массовый расход очистного агента, кг/с; с_р - теплоемкость очистного агента (для воздуха или газа при постоянном давлении), Дж/(кг.°С).

Расчет по формуле (7.40) показывает, что прирост температуры промывочной жидкости у забоя даже при высокой забойной мощности составляет лишь десятые доли градуса.

Впервые интерес к процессам нагрева и охлаждения долота при бурении глубоких скважин стал проявляться в начале 50-х годов в свя­зи с освоением продувки природным газом и воздухом.

Высокие температуры отрицательно влияют на стойкость долот, работу турбо- и электробуров, процессы обсадки и цементирования скважин. Увеличение глубин разведочного и эксплуатационного буре­ния на нефть и газ, развитие сверхглубокого бурения требуют изыска­ния эффективных путей нормализации температурного фактора, что невозможно без знания закономерностей температурного режима скважины в процессе ее бурения.

Под температурным режимом скважины понимают распределе­ние температуры очистного агента в нисходящем и восходящем пото­ках, изменяющееся по глубине и во времени.

Подробнее об этом явлении можно узнать из учебного пособия, "Основы бурения нефтяных и газовых скважин" (А.Г. Калинин, B.C. Литвиненко, А.И. Радин, Санкт-Петербург, 1996, раздел VI).