автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Компоновка перфобура для бурения глубоких каналов специальными винтовыми двигателями малого диаметра

005047940

На правах рукописи

мм,

'И

Лягова Марина Александровна

КОМПОНОВКА ПЕРФОБУРА ДЛЯ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ КАНАЛОВ СПЕЦИАЛЬНЫМИ ВИНТОВЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА

Специальность 05.02.13 — «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

17 янв т

Уфа-2012

005047940

Работа выполнена на кафедре «Нефтегазопромысловое оборудование» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Матвеев Юрий Геннадиевич

Официальные оппоненты: Яитурия Альфред Шамсуйович

доктор технических наук, старший научный сотрудник, ОАО НПФ «Геофизика», ведущий научный сотрудник

Самвгуллин Валерий Хакнмович кандидат технических наук, старший научный сотрудник, ООО «БашНИПИнефть», главный специалист отдела строительства скважин

Ведущая организация: ФГБОУ ВПО « Тюменский государственный

нефтегазовый университет» (г. Тюмень)

Защита диссертации состоится 1 февраля 2013 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат диссертации разослан 29 декабря 2012 года.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Поддержание высокого уровня объёмов добычи нефти и газа с применением ряда способов интенсификации притока, таких как: гидроразрыв пласта, кислотные обработки, тепловые обработки и т.п., не всегда возможно вследствие ряда технических, технологических и геологических причин, важнейшей из которых является несовершенное вторичное вскрытие продуктивных пластов.

В настоящее время актуальна задача разработки, испытания и внедрения в производство комплекса оборудования, обеспечивающего щадящую перфорацию обсадной колонны с образованием перфорационных каналов, максимально реализующих потенциальные возможности продуктивного пласта. При этом желательно исключить или свести до минимума негативное воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП), вызванное кумулятивной перфорацией, занимающей в настоящее время до 90% объема вторичного вскрытия ПЗП.

В данной работе предлагается разработка оборудования для перфорации скважин бурением, которое способно обеспечить длину перфорационных каналов до 14 м с радиусом кривизны 5,6...13 м и диаметром 56...58 мм.

Использование предлагаемого оборудования позволит повысить совершенство вторичного вскрытия продуктивных пластов, возродить простаивающие скважины, повысить эффективность их эксплуатации даже при сложных геологических условиях.

Объект исследований: оборудование и инструмент, входящие в компоновку бурильной колонны как технической системы для вторичного вскрытия продуктивной зоны пласта скважины.

Предмет исследования: теоретические и экспериментальные исследования технологических параметров функционального назначения базовых элементов оборудования и инструмента компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК) перфобура.

з

Цель работы - разработка технической системы КНБК для бурения глубоких перфорационных каналов малого диаметра и радиуса кривизны.

Основные задачи

1. Анализ эффективности существующих способов вторичного вскрытия продуктивных пластов.

2. Разработка базовых элементов перфобура для работы в составе КНБК, включая долота и малогабаритные забойные двигатели, обеспечивающие бурение перфорационных каналов малого радиуса кривизны.

3. Аналитическое изучение работы КНБК в каналах малого диаметра, выбор конструкции компоновки и ее параметров в соответствии с профилем перфорационных каналов.

4. Разработка стенда, изготовление базовых элементов компоновки перфобура и исследование их работоспособности.

Методы исследования

Для решения поставленных задач выполнена конструкторская проработка базовых элементов перфобура, комплекс аналитических и стендовых исследований их работы, промысловые наблюдения и статистические обобщения.

Научная новизна

1. Аналитическими и стендовыми исследованиями впервые доказана возможность бурения глубоких перфорационных каналов малого диаметра и радиуса кривизны компоновками с серийными и специальными винтовыми забойными двигателями.

2. Выполнено аналитическое решение научной задачи, связанной с разработкой специальной перфорационной компоновки путем создания и исследования математических моделей, обосновывающих её как техническую систему для бурения различных интервалов глубоких криволинейных каналов малого диаметра и радиуса кривизны.

3. Аналитически установлено и экспериментально подтверждено, что для обеспечения работоспособности компоновок при бурении глубоких

перфорационных каналов с заданным радиусом искривления, долотами режуще-истирающего действия необходимо, чтобы крутящий момент винтового забойного двигателя был больше суммы изгибающего момента, действующего в КНБК перфобура, и перекашивающего момента, возникающего в роторе двигателя в режиме максимального КПД. Основные защищаемые положения

1. Конструкция малогабаритного многосекционного винтового забойного двигателя и шпинделя для него на армированных твердым сплавом подшипниках скольжения.

2. Аналитическое обоснование параметров базовых элементов перфобура и их согласование с проектным профилем перфорационного канала.

3. Созданные конструкции режуще- истирающих долот малого диаметра для работы с винтовыми забойными двигателями перфобура.

4. Результаты стендовых испытаний винтовых забойных двигателей и компоновки перфобура в целом, подтверждающие их работоспособность.

Практическая ценность работы

По техническому заданию ООО «Газпром добыча Оренбург» ТЗ 3666-00116801162-2008 «Устройство для бурения глубоких перфорационных ориентируемых многоствольных каналов (перфобур) типа ПБ-50-10-140/146» разработаны различные компоновки перфобура, испытанные на специально созданном лабораторном стенде, в результате проведенных экспериментов получены закономерности поведения КНБК в перфорационном канале.

Для обеспечения надежной работы КНБК экспериментально установлены следующие технические параметры перфобура:

- угол клина-отклонителя для компоновки с серийным двигателем Д-43.5/6.42.010, должен составлять 4... 5° при радиусе кривизны перфорационного канала 12... 13 м; для компоновки со специальным двухсекционным двигателем 2Д-43.5/6 - угол должен составлять 8...9° при радиусе кривизны перфорационного канала 5,5...5,6 м;

- угол перекоса осей двигателя и шпиндельной секции должен находитьс интервале 4°.. .6°;

- крутящий момент винтового двигателя при максимальном КПД долэ-составлять не менее 180 Н-м при расходе промывочной жидкости не ме! 2,0 л/с;

- осевая нагрузка на долото диаметром 56...58 мм, при механичес! скорости бурения песчано-бетонного блока 5...7 м/ч, должна составл 2,0...2,5 кН, что обеспечивает паспортные характеристики винтовых забойи двигателей типа Д-43, полученные на сертифицированном стенде О» «ВНИИБТ»;

Проведены промысловые исследования опытных компоновок i капитальном ремонте скважин: №952 ОАО «АНК Башнефть» Чермасансю месторождения, №506Н ОНГКМ ООО «Газпром добыча Оренбург».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены 58, 59, 60, 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007, 2008, 2009, 2012 г.г.); Всероссийи научно-технической конференции «Инновационное нефтегазо) оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 2010 г.); II Международь научно-технической конференции «Повышение качества строительс скважин» (г. Уфа, 2010 г.); Научно-практической конференции «Актуальн вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стади Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (г. Уфа, 2010 Всероссийской научно-технической конференции «Инновациош нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 2010 г.); Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (ПНИПУ, г. Пер 2012г.).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 13 работах, в том числе 2 публикации в ведущих научных рецензируемых журналах, включенных в перечень ВАК РФ, и 2 патента РФ на изобретение.

Структура и объём работы Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, списка использованной литературы из 137 наименований, 167 страниц машинописного текста, включающего 67 рисунков, 11 таблиц и 4 приложения.

Автор выражает благодарность профессору А.Н. Попову и доценту А.И. Могучеву, а также всем сотрудникам кафедры нефтегазопромыслового оборудования за помощь в проведении исследований, оформлении и обсуждении результатов работы, а также аспиранту Лягову И.А. за помощь при проведении стендовых испытаний.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении раскрыта актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи диссертационной работы, приведены её научная новизна, практическая ценность и основные защищаемые положения.

В первой главе проанализированы основные методы вторичного вскрытия продуктивных пластов. Установлено, что более 90% скважин вскрываются кумулятивными перфораторами с максимальной плотностью отверстий в ПЗП за одну спуско-подьёмную операцию без учёта типа коллектора.

Рассмотрены наиболее важные параметры, характеризующие различные перфорационные системы, такие как: диаметр перфорационного канала, плотность перфорации и фазировка, а также основные показатели работы длина (глубина) перфорационного канала и степень повреждения обсадной колонны и цементного камня.

Представлена уточненная классификация современных типов перфораторов. Показано, что в настоящее время на первое место выходят новые, нетрадиционные способы перфорации, такие как: механические и гидромеханические, обеспечивающие щадящую перфорацию, которая позволяет

защищать цементный камень и обсадную колонну от ударного воздейсп взрыва. Однако получаемые глубина и диаметр каналов недостаточны , создания совершенной гидравлической связи пласта и скважины.

Отмечено, что большой вклад в изучение различных перфорационг систем внесли: А.П. Агишев, А.Я. Алин, З.Ш. Ахмадишин, Г.М. Багаутдин Ю.М. Басарыгин, A.B. Баранов, Ф.А. Баум, В.И. Белоусов, А.И. Булатов, I Булгаков, Р.Г. Габдуллин, Н.Г. Григорян, Д.Ш. Давлетбаев, A.C. Державец, Г Димза, В.А. Динков, Ю.П. Желтов, В.Х. Исаченко, Р.К. Ишкаев, О.Ж. Калн Ю.Д. Качмар, A.B. Кореняко, С.А. Ловля, A.B. Мальцев, М.П. Мохначев, С Назаров, H.A. Петров, Г.И. Покровский, В.В. Присташ, С.И. Райкевич, М Садовский, Н.С. Санасарян, И.Г. Сковородников, О.В. Терехов, Л Фридляндер, Ш.Г. Шаисламов, Ш.К. Шаяхметов, П.Г. Шмыгля, А.Ш. Янтур P.C. Яремейчук и др.

Вторая глава посвящена анализу известных результатов исследованиГ области разработки и эксплуатации КНБК различных типоразмер предназначенных для набора, спада, стабилизации зенитного угла и азим; скважины, а также для предупреждения или снижения интенсивно« искривления ствола скважины.

Рассмотрены результаты исследований, проведенных рядом науч] исследовательских институтов и специалистами, в том числе В.М. Беляевь Е.И. Ишемгуженым, А.Г. Калининым, A.C. Копыловым, С.С. Сулакшин! Б.З. Султановым, P.A. Янтуриным и др.

Проанализировано влияние на искривление скважин геолого-техничес* условий бурения, в том числе анизотропности пород, перемежаемое пропластков различной твердости, направления напластования пор параметров КНБК и режима бурения.

Выполненный анализ подтвердил, что в состав КНБК необходимо включ; устройства для управления кривизной скважины, а так же инструмент ; преодоления сил сопротивления при движении КНБК по сложному профилю.

В третьей главе представлено описание конструкции и принципа работы разработанного перфобура.

Существуют два взаимосвязанных пути повышения надежности сложных технических систем и комплексов при их эксплуатации. Первый путь -создание высоконадежной техники и передовых технологий для вторичного вскрытия продуктивных пластов, основанных на достижениях науки и техники. Второй путь - совершенствование существующих регламентов эксплуатации и создание на базе имеющейся техники перспективных систем и комплексов из известных устройств, алробованных и серийно выпускаемых отечественными производителями нефтепромыслового оборудования даже в других габаритных размерах и модификациях.

Разработка нового перфорационного оборудования проводилась именно по второму пути создания надежной технической системы. Исследования опираются на достигнутые результаты существующей научной школы кафедры НГПО УГНТУ по разработке динамических компоновок как для традиционных, так и для колтюбингового способов бурения забойными двигателями различного типоразмера.

По результатам анализа существующих технологий глубокой перфорации и в соответствии с техническим заданием ООО «Газпром добыча Оренбург» ТЗ 3666-001-16801162-2008, согласованным с Управлением по техническому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Башкортостан, разработан комплекс перфобура, включающий ряд модулей-секций, состоящих из базовых узлов, образующих техническую систему для бурения глубоких перфорационных каналов винтовыми забойными двигателями.

Показана возможность выполнения перфобуров в одно-, двух- и многосекционных вариантах в зависимости от требуемых радиусов искривления перфорационных каналов.

На рисунке 1 представлена компоновка перфобура в рабочем положении, а в таблице 1 приведены основные технические характеристики.

Хйатто с ботобым генератором РДС-50

Рисунок 1- Устройство перфобура

Таблица 1 - Технические характеристики перфобура

Отход канала от основного ствола Ь, м 6...9

Количество каналов на одном ярусе, шт. до 4

Интенсивность набора кривизны, град/м 2,8...5,5

Длина компоновки в сборе, м 35...43

Масса перфобура, кг 600...800

Расход промывочной жидкости, л/с 0,5...2

Вращающий момент на валу Д-43.5\6.42.010, Н-м 170...180

Перепад давления на устройстве, МПа 4...8

В предлагаемом комплексе используются как серийный винтое забойный двигатель Д-43.5/6.42 диаметром корпуса 43 мм, для бурег перфорационного канала с радиусом кривизны 10... 12 м, так и специаль разработанный двигатель с двумя укороченными секциями длиной по 500 : для бурения с радиусом кривизны 5...6 м, основные геометрические парамет которого показаны на рисунке 2.

Для серийных и укороченных двигателей разработана специальная шпиндельная секция с подшипниками скольжения, армированными твердым сплавом ВК6.

ФЗЗ

1 - статор; 2 - ротор Рисунок 2 - Укороченная двигательная секция 2Д-43.5/6.42 в поперечном разрезе

Лабораторные испытания показали, что перспективными для применения в скважинах малого диаметра являются безопорные долота - режуще-истирающего действия с твердосплавным вооружением в лопастном или корпусном исполнении.

При конструировании долот упор делался на усиленное вооружение торцевой и калибрующей частей для обеспечения большей проходки. Для испытания были изготовлены несколько десятков долот с разной конструкцией вооружения и системой промывки.

Наилучшие результаты показало долото, оснащенное твердосплавными резцами выполненными из марки сплава ВК8 производства ОАО «Кировградский завод твердых сплавов», представленное на рисунке 3. Механическая скорость бурения песчано-бетонного блока данным долотом составила 7 м/ч при осевой нагрузке 1800...2200 Н и частоте вращения 280...300 мин"1.

и

Рисунок 3 - Долото диаметром 56 мм

В четвертой главе выполнены проектировочные и прочностные расчс нижней секции перфобура для подтверждения его работоспособности : характерных участках перфорационных каналов.

Аналитические расчеты проводились по методике, разработанной науч! школой кафедры НГПО УГНТУ и апробированной в работах профессоров Б.З. Султанова, Е.И. Ишемгужина, A.B. Лягова и др. В основе метода использовано дифференциальное уравнение изогнутой оси КНБК

где Р - максимально допустимая осевая нагрузка на долото, Р=6ООО отклоняющая сила КНБК; Е1- изгибная жесткость винтового двигать Д43; ц, - интенсивность поперечной силы от собственного веса едини длины винтового двигателя: =дв -сова, где - вес единицы дли винтового двигателя в промывочной жидкости; а— зенитный угол кана

граничные условия: при х = О, у = 0, — ф 0, = 0;

г- г d2y г, ^ Я^1 dx 2

(

при x = lk, y = r, -f = О, ах

где 1к— расстояние от долота до точки касания винтового двигателя стенки скважины;

Д- Д 56-43

л- - кажущийся радиус скважины: г -

- = 6,5 мм,

2 2

Д - диаметр долота, Д=56мм; Д, — диаметр винтового двигателя, Дз=43мм,

Решение дифференциального уравнения выполнено с использованием пакета МаШсаё. В результате расчетов получены зависимости изгибающих моментов, действующих на перфорационную компоновку, которые использовались для оценки распределения изгибающих моментов по длине двигателя в составе КНБК при его работе в искривленном канале (рисунок 4).

Е И

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0,7 7Т>.8 ' 0,9 / /0.98

\\ \

\\ 2 -О?'

\ ч / /'

ч /' /

Расстояние по длине корпуса двигателя, м

1 - а = 40°; 2 - « = 50°; 3 - а = 70°; 4 - а = 90° Рисунок 4 - Значения изгибающих моментов, действующих на винтовой двигатель типа Д-43 в перфорационном канале при максимальной осевой нагрузке Р=6кН по длине корпуса двигателя

Был выполнен расчет потерь осевых нагрузок при бурении перфорационного канала малого диаметра на участках различной длины и с

различными радиусами кривизны по известным методикам ВНИИБТ, БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть.

Результаты расчета потерь осевой нагрузки на наклонных слабоискривленных участках в зависимости от зенитного угла канала и его длины представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Потери осевой нагрузки в наклонных участках канала, Н

а, градус Потери осевой нагрузки на длине наклонного слабоискривленного участка перфорационного канала в м

10 12 14 15 20 30 40 50

30 28 31 36 45 74 103 132 161

60 50 65 71 86 101 151 201 251

90 66 74 82 100 147 165 263 321

В таблице 3 представлены результаты расчета потерь осевой нагрузки на трение на участке набора кривизны при различных его радиусах и при длине наклонного слабоискривленного участка 14 метров. Таблица 3 - Потери осевой нагрузки на участках набора кривизны, Н

Зенитный угол канала в конце интервала набора кривизны, градус Потери осевой нагрузки при различных радиусах набора кривизны, м

3 4 5 6 7 8 9 10

30 392 391 390 389 388 387 386 385

60 1267 1265 1262 1259 1256 1254 1251 1248

90 2267 2263 2259 2255 2251 2247 2243 2239

Перед забуриванием перфорационного канала перфобур размещается в корпусе клина-отклонителя. Для обеспечения эффективного забуривания решена задача минимизации отклоняющей <2 и осевой Рпр сил на долоте и подбора места установки гидронагружателя, выполненного с упругим поршнем, в эйлеровой постановке.

Основу задачи составило решение дифференциального уравнения упругой линии в границах полуволны КНБК перфобура (0 <*</,) и определение величин Як ():

Е-1.£2- = д-х-Рпр.у + &£-11.(х-11), (2)

ах 2

где R - реакция в месте касания /, перфобура стенок корпуса клина-отклонителя, /- длина полуволны упругой линии КНБК перфобура и место установки гидронагружателя; при условии непрерывности прогиба у, угла dy

искривления — в местах сопряжения и допущении, что 1 = 21., с учетом работ dx

А.Е. Сарояна, А.Г. Калинина, Е.И. Ишемгужина, В.И. Феодосьева и др.

определили:

R = Pnpkr-¿eos«;-и g = Рпргк cos к1,

М1 eos kl¡ - sin kl¡ klt cos klt - sin klx

Из этих выражений следует, что значения Q и R стремятся к нулю, когда

W, = ж/2. Тогда Рпр = 71 ^ , например: при Рпр =6000Н и диаметре гибких

труб 25...27 мм (/=1,131-10"8м4), 1~2 м - желательное место установки гидронагружателя.

Для определения длины специальных укороченных винтовых забойных двигателей, решена задача о передаче крутящего момента двигательных секций валу шпиндельной секции, находящихся в криволиненйном канале радиусом RK=5...12 м. Как показали расчеты, согласующиеся с исследованиями ВНИИБТ, наибольшее влияние на динамику двигателя в вертикальном канале оказывают крутящий момент М ур, перекашивающий момент Мп,

центробежные силы и суммарная осевая нагрузка^. При работе двигателя в криволинейном канале необходимо дополнительно учитывать действие на КНБК изгибающего момента Мю. Решение задачи с учетом ранее выполненных исследований осуществлялось в постановке В.И. Феодосьева, в рамках статического подхода.

Компоновка с малогабаритными двухвинтовыми двигателями, размещенная в канале с радиусом кривизны RK, показана на рисунке 5.

Установлена закономерность изменения уравновешивающего момента при его передаче от двигательных секций шпинделю на элементе КНБК длиной ds, В качестве обоснованных допущений пренебрегали силами и моментами

трения ввиду их малости. Динамический эффект учитывался перекашивающими моментами двигателей а нормальные реакции,

действующие на выделенный элемент со стороны канала, не учитывались, так как они не создают моментов относительно продольной оси канала X.

В результате было получено дифференциальное уравнение:

. (3)

с!х Лк сЬс

Таким образом, момент Мх будет меняться вдоль оси X в зависимости от изгибающего момента Му, действующего на корпус двигателя в плоскости,

перпендикулярной плоскости кривизны компоновки и перекашивающего момента Мп , действующего также в этой плоскости.

£Й/, = —-е'г.^тй)'*/® , (4)

2 л '

где р - фактический перепад давления; Б - диаметр начальной окружности; г - шаг винтовой линии ротора;

е — эксцентриситет героторного механизма; г, - число заходов зубьев статора; <р - угол поворота ротора двигателя. После интегрирования выражения (4) получаем:

Если на одном конце компоновки, при 5=0, приложен момент М,, то

уравновешивающий момент М2при 5 =/и потерях на изгиб и перекос будет

равен: Мг = 2 М,- Мт ± 2Мп . (6)

Множитель 2 при моментах указывает на количество секций в двигателе, а

знаки "±" указывают на возможные положения ротора при их перекосе. Знак

"+" указывает на выпрямление ротора, и что М, действует против Мт, а знак

"—" на совпадение действия Мп и М^ .

Рассмотрим случай, когда действие Мп совпадает с направлением Мт, тогда зависимость (6) примет вид: Мг = 2Мх - Мии - 2Мп. (7)

С учетом закономерностей изменения М^ , рассмотренных в разделе 4.1, и

1 i-P-y + Q-x+^-)

выражений(5),(7) получим: М2 =2М, - f-2—ds-2p D t ,

t 4л-

где ds - ^х', + у\ ■dt = ^\ + y[1 -dx, так как углы поворота КНБК от изгиба малы, то у'х = 0 и ds =dx.

Крутящий момент Л/, двухсекционного двигателя равен 320 Н-м, изгибающий момент Мшг =100 Н-м (рисунок 5) и перекашивающий Л/=71,2Н •м. Подставляя полученные моменты в (7), получаем М2«180 Н*м, что достаточно для его работы в канале при длине одной секции 500 мм и шаге /=400 мм для двухсекционного двигателя 2Д43.5/6.36.010.

Дополнительно выполнены расчеты эквивалентных напряжений (по Мизесу), возникающих при работе КНБК перфобура при забуривании канала и бурении в самом канале при осевой нагрузке Р=6000 Н и моменте Мд = 180 Н-м. Результаты расчетов представлены на рисунке 6 для случая забуривания канала и на рисунке 7 — при бурении внутри канала.

0.0064536

0,0056469

0,0048402

0,0040335

0,0032268

0.0024201

0.0016134

0.00080671

О Min

Рисунок 6 - Деформации компоновки перфобура при забуривании канала

A: Static Structural

Equivalent Elastic Strain 2 Type: Equivalent Elastic Strain Unit: m/m Time: 1

21.10.2012 19:12

0,00068092 Max

0.00061 362 0.00053833 0.00046303 0,00038773 0.00031 243 0.00023714 0,000163 84.,. 8.6539e-5 * 1,12410-5 M In

о.оо^_ОдбОО (т) '»-Х. * х

0,250

Рисунок 7 - Деформации компоновки перфобура при бурении внутри канала

Расчеты показывают на допустимость эквивалентных деформаций возникающих в КНБК перфобура при бурении криволинейных каналов.

В пятой главе дано описание специально разработанного стенда, оснащенного контрольно-измерительными приборами (расходомером, гидравлическим динамометром - месдозой, манометром, виброметром ВК-5М), для проведения комплексных испытаний перфобура путем бурения каналов в песчано-бетонном блоке.

ю

ц

А

12

1 - перфобур ПБ; 2 - винтовой двигатель Д-43; 3 - долото; 4 - образец породы; 5 - привод ходового винта; 6 - ходовой винт; 7 - тележка; 8 - рама; 9 - емкость; 10 - рукав высокого давления; 11 -насос; 12-трубопровод слива рабочей жидкости; 13 - динамометр и КИП

Рисунок 8 - Схема испытательного стенда

После бурения 8 каналов длиной 2 м различными компоновками, был произведен осмотр базовых узлов перфобура и последующий их анализ, который установил, что долота изнашивались незначительно, а остальные детали секции перфобура были работоспособны.

Прогнозируемые профили перфорационных каналов длиной 14 м и диаметром 56...58 мм, полученные по результатам анализа лабораторных испытаний с различными отклонителями и КНБК, представлены на рисунке 9.

1- траектория ствола радиусом 5,5 м при угле отклонителя 11° с винтовым двигателем 2Д-43.5/6;

2 — траектория ствола радиусом 12м при угле отклонителя 11° с винтовым двигателем Д-43.5/6.42.010;

6Лп

3 - траектория ствола радиусом 12 м при угле отклонителя 4° с винтовым двигателем Д-43.5/6.42.010.

Рисунок 9 - Прогнозируемые профили перфорационных каналов

В шестой главе представлены результаты проведенных промысловых испытаний перфобура.

Первые опытно-промысловые работы производились на скважине №952 ОАО «АПК «Башнефть» Чермасанского месторождения в период с 01 по 22 октября 2010 года.

Вторые испытания технологии создания перфорационных каналов и перфобура в промысловых условиях проводились с 05 по 13 сентября 2011 года на скважине № 506Н ОНГКМ ООО "Газпром добыча Оренбург".

Испытания проводились с целью определения работоспособности отдельных элементов перфобура и компоновки в целом в скважинных условиях. По результатам испытаний установлены слабые узлы и выявлены пути их исправления.

Характер разрушений отклонителя и вооружения долота свидетельствовал о том, что инструментальная часть компоновки не попала в вырезанное «окно» эксплуатационной колонны из-за организационных ошибок в определении расстояния до вырезанного «окна» от забоя. При зарезании в колонну произошел износ долота по причине одновременного динамического фрезерования колонны и отклонителя. По результатам проведенных испытаний составлены акты.

В седьмой главе приведены экономические расчеты, которые показали, что затраты на проведение работы гарантировано окупятся в течение года эксплуатации одной скважины с принятыми в расчетах параметрами до и после глубокой перфорации призабойной зоны пласта.

Основные выводы по работе

1. Анализ литературных источников показал, что более 90% скважин вскрываются кумулятивными перфораторами с максимальной плотностью отверстий в ПЗП за одну спуско-подьемную операцию без учёта типа коллектора, с большой дискретностью фугасности зарядов и отсутствием защитных (демпфирующих) устройств в составе перфорационных компоновок,

что нарушает целостность цементного камня и увеличивает возможность возникновения заколонных перетоков.

2. Предложена и обоснована компоновка перфобура для бурения перфорационных каналов диаметром 56...58 мм и длиной до 14 м по заданному профилю на базе секционного винтового забойного двигателя, для которой сконструированы и испытаны на стенде долота режуще-истирающего действия.

3. Разработана конструкция многосекционного малогабаритного винтового забойного двигателя со шпинделем на армированных твердым сплавом подшипниках скольжения. Аналитически и экспериментально подобраны технические характеристики исполнительных модулей перфобура исходя из существующих технологических возможностей современных заводов-изготовителей нефтепромыслового оборудования и обоснована геометрия профиля перфорационных каналов.

4. Разработан лабораторный стенд, оснащенный контрольно-измерительными приборами (расходомером, гидравлическим динамометром -типа месдоза, манометрами, виброметром ВК-5М и др.) для проведения комплексных испытаний перфобура путем бурения каналов в песчано-бетонном блоке.

5. Аналитически установлено и экспериментально подтверждено, что для обеспечения работоспособности разработанных компоновок необходимо, чтобы крутящий момент винтового забойного двигателя типа Д-43 был больше момента сопротивления, состоящего из изгибающего момента, действующего в КНБК перфобура и перекашивающего момента, возникающего в роторе при бурении режуще-истирающими долотами диаметром 2ЭД=56...58 мм в режиме максимального КПД, в каналах с минимальными радиусами кривизны Яс=5,6...12 м, при этом продольно-поперечная деформация КНБК должна

находиться в эйлеровой области.

6. Для обеспечения эффективной работы КНБК экспериментально установлены технические параметры перфобура, согласованные с радиусом кривизны профиля перфорационного канала:

- угол клина отклонителя должен составлять 4...5° при радиусе кривизны перфорационного канала 12... 13 м для компоновки с серийным двигателем Д-43.5/6.42.010; для компоновки со специальным укороченным двухсекционным двигателем 2Д-43.5/6 - угол может быть увеличен до 8...9° при радиусе кривизны перфорационного канала 5,5. ..5,6 м;

- угол перекоса осей двигателя и шпиндельной секции должен находиться в интервале 4...6°;

- крутящий момент винтового забойного двигателя при максимальном КПД должен превышать изгибающий момент, действующий на КНБК перфобура и перекашивающий момент, действующий на ротор двигателя, и составлять не менее 180 Нм при расходе промывочной жидкости не менее 2,0 л/с;

- осевая нагрузка на долото, при механической скорости бурения песчано-бетонного блока 5...7 м/ч, должна составлять 2,0...2,5 кН, что обеспечивает паспортные характеристики винтовых забойных двигателей типа Д-43, полученные на сертифицированном стенде ООО «ВНИИБТ».

7. Экономические расчеты показали, что затраты на разработку и изготовление перфобура окупятся в течение года эксплуатации с ожидаемым приростом дебита.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах: Статьи из журналов, рекомендованных ВАК РФ:

1. Лягов, A.B. Совершенствование технологии вторичного вскрытия и освоения скважин / A.B. Лягов, М.А. Лягова, Е.Л. Маликов, Н.Ю.Кузнецова и др. // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело".2011, №6. - С. 160-173.URL:http://www.ogbus.ru/authors/Lyagov/Lyagov_3.pdf

2. Шамов, H.A. Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов / H.A. Шамов, М.А. Лягова, A.B. Лягов, Д.В. Пантелеев, A.B. Васильев и др. // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012, №2.-С. 131-174.

URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shamov/Shamov_l .pdf

Статьи из прочих изданий:

3. Лягова, М.А. Оборудование для глубокой перфорации скважин / М.А. Лягова, O.A. Калинин // Материалы 58-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: сборник тезисов докладов. - Уфа: УГНТУ, 2005. - Кн.1. - С.182.

4. Лягова, М.А. Повышение эффективности выработки слабодренируемых застойных зон пласта БС10 Мамонтовского месторождения / М.А. Лягова, O.A. Гумеров // Материалы 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: сборник тезисов докладов. - Уфа: УГНТУ, 2008. - Кн.2. - С.213.

5. Лягова, М.А. Определение крутящего момента ориентатора / М.А. Лягова, И.А. Лягов, В.Ф. Шамшович // Материалы 60-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: 60-летию УГНТУ посвящается. - Уфа: УГНТУ, 2009. - Кн.1. - С.342.

6. Лягова, М.А. Разработка гидравлического нагружателя КНБК для перфорбурения боковых стволов / М.А. Лягова, И.А. Лягов, Э.Я. Зинатуллина // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения». - Уфа: УГНТУ, 2010. -С.33-37.

7. Лягова, М.А. Технологии строительства глубоких перфорационных каналов / М.А. Лягова, И.А. Лягов // Материалы II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти М.Р. Мавлютова. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. - С. 271-276.

8. Лягов, A.B. Новое в технике и технологии вторичного вскрытия и освоения скважин/ A.B. Лягов, М.А. Лягова, C.B. Назаррв, Э.Я. Зинатуллина и др. // Материалы научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование, безопасное?*. Экология». - Уфа: Изд=вр, 2010. -Ç.239-244.

9. Лягов, A.B. Стендовые исследования устройства для бурения глубокю перфорационных каналов / A.B. Лягов, М.А. Лягова, C.B. Назаров, Э.Я Зинатуллина и др. // Материалы Всероссийской научно-техническоЁ конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы i решения» - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. - С.29-33.

10. Васильев, Н.И. Техника и технология вторичного вскрытш продуктивного пласта разветвленными каналами / Н.И. Васильев, М.А. Лягова И.А. Лягов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - Пермь Изд-во ПНИПУ, 2012. №2. - С.37-44.

11. Лягова, М.А. Вторичное вскрытие и освоение скважин XXI века М.А.Лягова, И.А. Лягов, В.Ш. Шаисламов // Материалы 63-й научно технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ сборник материалов конференции. - Кн.1 / Редкол.: Ю.Г. Матвеев и др. - Уфа Изд-во УГНТУ, 2012. - С.194.

Патенты:

12. Патент РФ на изобретение №2272262. Измеритель крутящего момента A.B. Лягов, C.B. Назаров, Е.Г. Асеев, М.А. Лягова, ЭЛ. Зинатуллина (Россия). -№2272262; Заявлено 05.08.2004, №2004123988/28; Опубл. 20.03.2006. Бюл.№8.

13. Патент РФ на изобретение №2232249. Виброгаситель - калибратор A.B. Лягов, C.B. Назаров, Е.Г. Асеев, Ю.Г. Матвеев, М.А. Лягова и др. (Россия) - №2232249; Заявлено 04.01.2003, №2003100250/03; Опубл. 10.07.2004 Бюл.№19.

Подписано в печать 24.12.2012. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/¡в-Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90 экз. Заказ 182.

Отпечатано в типографии «БРК-групп». 450097, Республика Башкортостан, г.Уфа, Комсомольская 12