СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Зависимость расчета от стоимости 1 часа работы буровой.
Представьте теперь, что стоимость работы буровой была бы ниже. При стоимости $1,800 за час работы, стоимость бурения 1 фута проходки для обоих типов долот одинаковая. При более низкой стоимости работы буровой использование фрезерованного долота становится более дешевым выбором. Это простой, но очень важный момент: с экономической точки зрение выбор типа долота может измениться при изменении стоимости одного часа
работы буровой установки. |
Стоимость 1 часа работы буровой |
|
|
Ограничения
Для эффективного использования приципа расчета стоимости бурения 1 метра проходки, необходимо понимать возникающие при этом ограничения.
Уравнение для расчета выглядит достаточно простым, а первоначальные данные непосредственными, но это впечатление обманчиво. Вводные данные часто бывают ошибочными и неверными. Во-вторых, при рассчете мы используем старые данные, и точно не знаем, какие показатели отработки покажет долото в планируемой скважине.
Неточности в вводных данных
Давайте рассмотрим отдельно каждый параметр уравнения и определим какие неточности могут в них возникнуть.
Цена долота
Цена долота кажется простой и абсолютной величеной, но как мы ее будем рассчитывать для долот, использующихся в нескольких рейсах? Должны ли мы посчитать всю стоимость долота для первой отработки, а затем поставить ноль для следующих, или мы должны разделить стоимость долота между всеми рейсами, а может использовать какой-нибудь другой метод?
Для восстановленных (отремонтированных) долот возникает такая же проблема. Стоимость ремонта для долот PDC может быть солидной, до 40% от начальной цены. Но как эта стоимость должна учитываться? А что, если будет несколько ремонтов?
На эти вопросы нет простого и однозначного ответа. Хорошие аргументы могут использоваться в различных подходах. Но существуют два момента, которые необходимо помнить:
1.Будьте последовательны в своих предположениях;
2.Четко их формулируйте;
Не верьте и не используйте значению стоимости бурения метра проходки, если оно не подкрепленно описанием и объяснением всех используемых данных.
Стоимость работы буровой
Стоимость 1 часа работы буровой может быть такой же «изменчивой» как и стоимость долота. Должны ли мы использовать ставку работы буровой? Эта слишком низкая стоимость. А может нужно будет умножить ее на какой -то номинальный множитель, допустим 2? Или мы должны разделить ориентировочную стоимость бурения скважины на время ее строительства?
Опять же, нет однозначного ответа, но необходимо быть последовательным и четким в своих утверждениях.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 66 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Время СПО
Время СПО – следующий элемент уравнения. Мы не должны использовать реальное время СПО с прошлых скважин – помните, что мы интересуемся в проектируемых показателях, а не в исторических. Время СПО может сильно отличаться в зависимости от используемой буровой установки: нам нужно использовать значение, которое наиболее близко будет отражать время СПО на планируемой скважине с выбранной БУ.
Часто используют расчетное значение: 300 м подъема – 1 час работы. Иногда добавляют добавочное время (1-2 часа) на сборку-разборку КНБК.
Если использование рейсов шаблонировки – составная часть планируемого процесса, это время также должно быть включено. Но если они были на предыдущей скважины из-за возникших там проблем со стволом, то должны быть проигнорированы.
Время бурения
Также растежимое понятие (вспомните пример в разделе посвященного данным МСП с предыдущих скважин, где была 12% разница в МСП). Опять, нет правильных и неверных показателей: мы должны быть последовательными и осозновать, что сделанный нами выбор может отличаться от реального. При схожих показателях бурения, небольшая разница во времени СПО может изменить тип долота.
Проходка
Помните, что мы проектируем показатели отработки. Проходка на долото – это интервал, который мы планируем пробурить на будующей скважине. Когда мы рассматривали проблему 1а и 1б, мы пользовались данными с предыдущих скважин. Проходка отличалась только на 50 футов. Это не значительно, но ошибки могут оказать огромное влияние при большой разнице в проходке.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 67 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Анализ рентабельности
Анализ рентабельности – это простой способ расчета показателей отработки, когда мы хотим, чтобы стоимость бурения одного метра проходки при использовании альтернативного типа долота совпала со стоимостью при использовании настоящего долота. Допустим мы использовали долото типа А и собираемся его поменять на долото типа В. По анализу рентабельности можно будет определить с какой МСП должно отрабатываться новый тип долота (или какая у него должна быть проходка), чтобы стоимость бурения 1 метра осталась прежней.
Рентабельность по МСП |
|
|
||||||
МСП |
Ст |
БУ |
проходка |
; |
||||
Ст |
|
Т |
|
Ц |
||||
Ст |
БУ |
СПО |
дол |
|||||
1м |
|
|
|
|
|
|||
где, СтБУ – стоимость одного часа работы буровой установки; Ст1м – стоимость брения 1 метра проходки при использовании предыдущего типа долота ТСПО – время необходимое для СПО; Цдол – цена нового типа долота;
Проблема 2
В некоторых приложениях (как пример в проблеме 1) предлагаются штырьевые долота в надежде, что их более высокая износостойкость позволит избежать износа, из-за которого снижается средняя МСП фрезерованных долот. Мы хотим определить какая МСП должна быть при отроботки штырьевого долота, чтобы стоимость бурения 1 м проходки была не ниже, чем при использовании долота PDC.
Итак, перейдем к проблеме 2. Простое замещение значений в уравнении рентабельности дает нам ответ 119 футов/час (36,3 м/час). Затем мы должны рассмотреть, что мы знаем о показателях отработки этого типа долота в данном приложении. Сможет ли МСП при бурении им быть выше 119 футов/час? Если мы достаточно уверены, что может быть, это определит наш выбор. Если мы знаем, что МСП будет ниже, то выбор должен быть сделан в пользу PDC.
Рентабельность по прогнозируемой проходке
Подобным образом, рассчитывается рентабельность по проходке.
Проходка |
Ст |
БУ |
Т |
СПО |
Ц |
дол |
; |
||
Ст |
|
|
Ст |
|
/ МСП |
||||
|
м |
БУ |
|
||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
||
Проблема 3
Для бурения 6” секции в сложных условиях предлагается опция использовать полное алмазное покрытие вооружения долота 8-3 взамен используещихся долот 8-3 с алмазным покрытием только защиты калибра. Новый тип более дорогой: $28000 против $10300. Ожидается, что при отработке обоих типов долот МСП будет примерно одинаковая. Какую проходку надо достич при отработке нового типа долота, чтобы его использование было рентабельно?
Подставив исходные данные в уравнение, мы получим ответ 204 фута. Опять, зная показатели отработок с предыдущих скважин, мы судим, сможем или нет при отработке нового типа долота достигнуть 204 футов проходки. Если мы чувствуем, что да, то новый тип становится нашим выбором..
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 68 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Элементарный анализ степени риска
Итак, мы выполнили элементарные рассчеты стоимости бурения одного метра; мы рассмотрели какое влияние оказывают вводные данные; мы также выполнили анализ рентабельности по проходке и МСП. Теперь мы рассмотрим, какой может быть разброс диапазона показатей отработки (что является нормой в бурении) в зависимости от различных внешних факторов.
Например, возможно, что самая низкая стоимость бурения одного метра получается при использовании долота А, но иногда в липких мягких глинах на долоте А может образоваться сальник. Из-за этого приходиться отрабатывать и второе долото, что значительно повышает стоимость 1 метра. При использовании другого типа долота стоимость бурения метра будет выше чем у долота А, если его отработали успешно, но ниже, если бы на нем образовывался сальник.
Проблема 4
Проблема в верхней части скважины, секция 16”, литология: глины и пески, с включениеми пропластков доломитов. Секцию можно пробурить за один рейс при использовании долота PDC с МСП 220 футов/час. Но иногда, в пропластках доломита происходит выход из строя PDC, и для заканчивания секции требуется использование штырьевого долота, что сильно повышает стоимость бурения одного метра. С другой стороны, штырьевое долото можно пустить сразу, тогда отработка всегда успешна.
Должны ли мы бурить следующую скважину с долотом PDC для достижения наиболее низкой возможной стоимости бурения, но рискуя получить наоборот очень высокую, либо мы должны выбрать средние, но более уверенные показатели отработки при использовании штырьевого долота? В этом нам может помочь элементарный анализ риска. Ниже приведены этапы этого анализа.
1. |
Рассчитать стоимость бурения при успешной отработке PDC – опция 1 (здесь |
|
рассчитывается общая стоимость, а не стоимость бурения 1 метра); |
2. |
Рассчитать стоимость при неуспешной отработке опции 1, когда |
|
осуществляют подъем PDC из пропластков, и интервал заканичивают |
|
штырьевым долотом; |
3. |
Затем, рассчитать «номинальную» или среднию стоимость бурения метра для |
|
опции 1 по следующему уранению: |
Вероятность успеха стоимость(п.1) Вероятность поломки стомость(п.2) |
|
|
пробуренный интервал |
4. Рассчитать стоимость бурения одного метра для опции 2 – отработка с штырьевым долотом. Выбрать опцию с наименьшей стоимостью;
Для плана разработки месторождения, где бурится серия схожих скважин, следует выбрать использование каждый раз штырьевого долота, что в среднем будет менее дорого.
При разведке, вы можете попробовать отработать долото PDC. Если отработка будет успешной, и шансы 3 к 4, то использование данной опции дает минимальную стоимость бурения, но в случае поломки стоимость может возрасти на $40000.
Помните, что изменение стоимости работы буровой, вероятности успешной отработки, и других факторов может изменить ситуацию.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 69 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Гидравлика долот
Принципы оптимизации
Традиционный способ оптимизации гидравлики – максимизация гидравлической мощности на долоте или гидромониторного эффекта. Для этого нам нужно определить оптимальный расход промывочной жидкости и размер насадок. Для достижения оптимального расхода Qопт, мы должны определить минимальный Qмин и максимальный расход Qмакс. Как нам это сделать?
Минимальный расход промывочной жидкости
Минимальный расход ограничивается необходимой очисткой скважины, охлаждением долота и его очисткой. С этой точки зрения существует разница при использовании шарошечных долот и долот PDC. В принципе, практически любых значений расхода достаточно для охлаждения шарошечного долота. Самая лучшая очистка долота достигается при максимальной гидравлической мощности или гидромониторного эффекта, которые в свою очередь получаются при оптимальном расходе. При использовании долот с фиксированными резцами из-за возможности деградации алмазов при высокой температуре от трения с породой обычно требуется использование более высоких значений расхода. Кроме того, при использовании долот с фиксироваными резцами вероятность образования сальника выше, чем при использовании шарошечных долот, так как в них вооружение очищает само себя.
Достигнуть лучших результатов можно внимательно наблюдая, что происходит при отработке. Существует несколько показателей недостаточной очистки скважины: плохой вынос шлама на вибросита, оседание шлама на замках бурильных труб, ухудшение свойств бурового раствора. При их отсутствии мы можем воспользоваться правилом большого пальца, также полученном имперически. Например, поддерживать скорость восходящего потока не меньше 100 футов/мин (31 м/мин), или качать х л/с на каждый мм диаметра скважины. С другой стороны, зная размеры скважины и бурового инструмента, свойств раствора и шлама, можно рассчитать скорость кольцевого пространства необходимую для подъема шлама. Затем минимальную скорость восходящего потока можно принять в два раза больше, и рассчитать необходимый для этого расход.
Производители долот с фиксированными резцами дают рекомендации по минимальному расходу для каждого типа своих долот, которые заметно одинаковые по характеру. Существуют случаи, когда требуется более высокие значения расхода. В основном, использование более низкого расхода ухудшает показатели отработки.
Максимальный расход промывочной жидкости
Максимальный расход определяется, опять же, по воздествию в кольцевом прострастве и физическими характеристиками насосов.
При достижении расходом определенных значений (в зависимости от свойств бурового раствора и размеров затрубного простраства) режим течения жидкости меняется с ламинарного на переходной и турбулентный. Несмотря на то, что последние более эффективны для удаления шлама, при таких режимах размыв стенок скважины значительно сильнее. При разработке гидравлической программы можно выбрать турбулентный поток по всей длине скважины, либо только вокруг КНБК.
Увеличение расхода увеличивает потери давления в затрубном пространстве и влияет на ЭПР (эквивалентная плотность бурового раствора). В некоторых случаях это грозит потерей циркуляции от потерь в трещины и каверны породы или из-за гидроразрыва породы. Увеличение плотности раствора ведет к снижению МСП.
Qмакс определяется минимальными значениями, при которых начинается размыв стенок скважины, влиянием на ЭПР и возможностями насосов.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 70 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Размыв стенок скважины, как правило, происходит при турбулентном течении жидкости, чем при ламинарном. Любые гидравлические расчеты включают определение режима течения в затрубном пространстве для каждой секции. В некоторых случаях, особенно при бурении твердых пород, предпочтителен турбулентный режим вокруг КНБК.
ЭПР также легко рассчитать. Расход должен не превышать уровня, при котором ЭПР будет ниже минимального градиента гидроразрыва пород.
Воздействие ЭПР на МСП через увеличения дифференциального даления только повышает внимание, которое следует уделять вышеперечисленным факторам.
Возможности насосов можно определить из технических паспорта. Следует помнить о возможности изменять его сменой втулок.
Оптимальный расход
В предыдущих разделах мы рассмотрели определение максимально и минимального расхода для данного приложения. Теперь мы установим оптимальный расход. Отметьте, что на данном этапе у нас определено, что минимальный расход меньше максимального, и оптимальный расход находятся между двумя этими значениями. Такая ситуация складывается не всегда, как мы увидим далее.
Представьте циркуляционную систему – стояк, вертлюг, буровой инструмент с КНБК (но без долота) и затрубное простраство. Перепад давления такой
Потери давления в системе (без долота)
Давление на насосе (psi)
Расход (гал/мин)
системы может быть определен по следующей формуле:
P = k Qn
Где, k – константа, величены перечисленных выше компонентов и свойств бурового раствора, Q – расход. Экспонента n зависит от реологических свойств раствора, но обычно принимает 1.85. Таким образом, если мы удвоим расход, давление возрастет почти в 4 раза. Это показывает первый график справа.
Гидравлическая мощность, одна из наших целей для оптимизации, прямопропорциональна величине расхода и перепаду давления, поэтому мы видим, ее схожий рост по экспоненте при увеличении расхода.
Перейдем теперь от циркуляционной системы
к насосам. Какую гидравлическую мощность |
мощнсоть |
||||
|
|||||
они могут выдать? Представьте насос(ы), |
|
||||
работающий |
при |
максимальном |
давлении, |
|
|
допустим |
работая через |
регулируемый |
Гидравлическая |
||
|
|||||
штуцер. |
При |
увеличении |
расхода |
|
|
гидравлическая |
мощность, |
|
выдаваемая |
|
|
насосом, вырастает в прямой пропорции: при |
|
||||
10% увеличении |
расхода |
гидравлическая |
|
||
мощность также увеличится на 10%. |
|
||||
Гидравлическая мощность (без долота)
Гидравлическая мощнсоть
Расход (гал/мин)
Теперь, если мы соединим эти два графика, то увидим гидравлическую мощность необходимую для циркуляции в системе (без долота) и
гидравлическую мощность, выдаваемую насосом (смотри график ниже). Разница между этими двумя линиями показывает, сколько гидравлической мощности остается на долото.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 71 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
При увеличении расхода остаточная гидравлическая мощность также увеличивается. Тем не менее, потери давления в системе также возрастают по экспоненте и в действительности остаточная гидравлическая мощность не увеличивается.
Мы увидим это более наглядно, если уберем гидравлическую мощность системы из доступной (график снизу, справа). Теперь, ясно видно как гидравлическая мощность (свободная для долота) увеличивается при увеличени расхода, а затем, после того, как вся для работы всей системы ее требуется значительно больше, падает.
При максимальном значинии гидравлической мощности на долото находится оптимальное значение расхода. Также можно сказать, что он достигнут, если 64% перепада давления приходится на долото. Размер насадок, затем, выбираются, чтобы при данном оптимальном расходе, обеспечить максимум из доступной гидравлической мощности.
Схожий расчет и для максимального гидромониторного эффекта. При оптимальном расходе он достигается, когда 49% общего перепада системы приходится на долото.
Гидравлическая мощность насосов и системы
мощнсоть |
|
|
|
|
|
|
Гидр. |
||
|
|
|||
Гидравлическая |
||||
|
|
|||
|
мощн. с-мы |
|||
|
|
Гидр. |
||
|
|
|
мощн. |
|
|
|
|
насосов |
|
|
|
|
|
|
Расход (гал/мин)
Гидравлическая мощность насосов и доступная гидравлическая мощность
мощнсоть |
|
|
|
|
|
мощн. |
|
|
|
|
Гидр. |
Гидравлическая |
|
|
насосов |
|
|
доступн. |
|
|
|
гидр. мощн. |
|
|
|
|
|
Расход (гал/мин)
Возможные сложности
Как мы упоминали раньше, мы рассмотрели идеальную ситуацию: Qмин меньше Qмакс, который больше Qопт. Часто ситуация не такова. Например, для нормальной очистки скважины Qмин может оказаться больше Qопт. Или из-за возможного возникновения турбулентного течения жидкости вокруг УБТ Qмакс может оказаться меньше Qопт. В некоторых случаях Qмакс может быть меньше Qмин, и они оба меньше Qопт.
В таких случаях мы должны сперва произвести переоценку Qмин и Qмакс. Если проблема все еще остается, решить, какие последствия могут возникнуть, если один из расходов будет проигнорирован. Либо, пересмотреть всю программу бурения – возможно нам потребуется буровая с более мощными насосами, или буровой инструмент с большим внутренним диаметром.
Вспомните, мы говорили, что для отработки долот с фиксированными резцами требуется достаточные значения расхода для очистки и охлаждения долота. Это часто создает ситуации, когда Qмин выше Qопт. В таких случаях мы выбираем насадки, которые обеспечат максимальную гидравлическую мощность при более высоком расходе.
При использовании в буровом растворе матеррилов для борьбы с поглощениями часто устанавливаются насадки большего диаметра для снижения риска их закупоривания. В таких случаях они не должны быть меньше 8/32" или 10/32".
Особенности гидравлики
Насадки
В насадках используются два важных диаметра, внешний и внутренний. Производители долот маркируют внешний диаметр насадок произвольным кодом. Внутренние диаметры измеряются в 1/32” (дюйма).
Насадки могут фиксироваться при помощи стопорных колец, резьбовых соединений или
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 72 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
штырей. Обычно насадки одних производителей не подходят для использования в долотах другого.
Центральная промывка
Центральная насадка – это важная гидравлическая часть шарошечных долот большого диаметра. Обычно эти долота используются при бурении мягких пород, расположенных близко к поверхности. И при их отработке существует вероятность образования сальника из-за большого растояния между боковыми насадками и центром долота, остающимся практически без очистки. Использование центральных насадок решает эту проблему7.
Альтернативные гидравлические дизайны
Для максимизации доступной гидравлической энергии производители пробуют различные дизайны насадок и их расположения. Для долот с фиксированными резцами можно делать намного больше таких экспериментов с количеством, местоположением и направлением насадок, чем для шарошечных долот. И, как всегда, эффективность таких работ может быть только в конкретном приложении.
Шарошечные долота
Удлиненные насадки
Удлинение насадок приводит к тому, что струя начинается ближе к забою, увеличивая свою эффективность.
Насадки с увеличенным истечением жидкости (High Flow Tubes)
Вариант удлиненных насадок, но менее ограниченные в своем размере..
Гидравлика Mudpick
Поток бурового раствора направлен под определенным углом для создания выметающего эффекта и полной очистки долота и забоя скважины от выбуренной породы.
Гидравлика Clean Sweep
Поток бурового раствора направлен в обратную сторону для очистки вооружения долота.
Ассиметричный размер насадок
Использование насадок с большой разницей в диаметре (возможно, что одну насадку совсем заглушают) для увеличения выметающего эффекта на забое скважины.
Долота с фиксированными резцами
Гидравлика Switchblade
Используется метод поперечного потока. Насадки сгруппированы в пары. Благодаря эффекту Вентури поток из первой насадки, очищая второстепенную лопасть долота, помогает потоку из второй насадки очищать главную лопасть.
Боковые насадки
Поток из таких насадок идет поперек оси долота, улучшая его охлаждение и очистку.
Насадки для вихревого движения (Vortex nozzles)
Благодаря особому режиму истечения из таких насадок, на забое образуется область с пониженным давлением, благодаря чему улучшается очистка забоя.
Оптимизация долот
Различие между выбор типа долота и его оптимизацией
7 Очень важно рассчитать величену потока через центральную насадку. По результатам экспериментов поток должен составлять 15-20% от общего расхода.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 73 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Выбор типа долота – это подбор долота, которое выполнит задачу; Оптимизация – поиск лучшего долота для данных условий.
Выбор типа – это шаг; Оптимизация – это процесс.
Оптимизация долот для конкретного приложения заканчивается, только когда заканчивается само приложение.
Итак, при выборе типа долота мы подбираем долото, которое выполнит поставленную задачу достаточно хорошо. Фактически мы хотим, чтобы на начальном этапе для выбранного типа долота и параметров бурения были наиболее лучшие показатели отработки. Такое случается не часто. Оптимизация основывается на этом факте и, благодаря наше лучшему представлению о приложении, улучшает показатели отработки в несколько этапов.
Оптимизация долот становится процессом, если при работе мы считаем, что показатели отработки всегда можно улучшить.
Методы оптимизации
Помните, что целью оптимизации долот является снижение стоимости бурения, которое достигается улучшением показателей отработки. Вот диапазон действий, который мы можем использовать.
•Изменение параметров бурения;
•Выбор другого типа долота;
•Изменение особенностей долота (незначительные изменения)
•Изменение дизайна долота (значительные изменения)
Изменение параметров бурения
Месторождение Филипс Экофиск в Норвегии – самое старое в Северном море, открытое в 1960х годах. Современные технологии наклонно-направленного бурения (появление скважин с большим отклонением от вертикали) позволили компании Филипс продлить эксплуатацию данного месторождения, благодаря бурению новых скважин с одной центральной платформы (многоствольные скважины).
Данный проект Экофиск II включал бурение горизонтальной секции 8 ½” сквозь меловый резервуар. До этого проекта на данном месторождении было пробурено около 20 горизонтальных и близкогоризонтальных скважин, на которых отрабытовалось большое количество различных типов долот. По результатам тех отработок и современным технологиям наклонно-направленного бурения считалось, что средняя проходка будет составлять не больше 650 футов.
Основываясь на изучении вышеперечисленных данных, компанией ReedHycalog было предложено использовать долото типа 4-3-7 для разбуривания цементного стакана и бурения до горизонта, затем использование долот типа 4-4-7.
Рекомендации оказались успешными. Средняя проходка рейса увеличилась почти в 3 раза. Из предыдущих 121 отработок, только в одной проходка была больше (2837 футов) с использованием долота PDC (долота PDC было решено не использовать из-за произвольных включений в породе кремнистых сланцев).
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 74 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Тем не менее, после самой длинной отработки долота (35 часов), в нем вышла из строя опора. Зная стойкость данного типа опор, мы поняли, что если все аспекты приложения будут оставаться прежними, то это ограничит стойкость опоры долот на следующих скважинах. Собственно, проходка рейса будет ограничена 3000 футами. Для бурения потребуется большое количество рейсов, с большими затратами из-за потраченного времени на СПО. Но если стойкость опоры удастся улучшить, то данную секцию можно будет закончить за 3 рейса.
Почему же опора выходила из строя через 35 часов? Мы считали, что это был результат повышенных оборотов. Из-за комбинации оборотов с поверхности и забойного двигателя, общее их количество составляло 390 - 395 об/мин.
Итак, мы рекомендовали снизить обороты ниже 300 об/мин. Компания, осуществляющее кривление скважин, потвердила, что они также не нуждаются в более высоких значениях.
Мы предсказывали, что стойкость долот увеличится более 40 часов, соответственно проходка также увеличится. К тому же мы верили, что увеличится и МСП. Хотя обычно МСП возрастает пропорционально скорости вращения, тем не менее, мы считали, что при таких оборотах зубки не находились в контакте с породой достаточно времени для максимального ее скалывания.
На следующей скважине наши предсказания оправдались. Средняя проходка рейса была увеличена (установлен рекорд для данного месторождения). Средняя МСП увеличилась до 91 фута/час. На последующих скважинах средняя проходка за рейс была увеличена до 5000 футов, а стойкость долота до 60 часов с эффективными опорами.
Так, все эти улучшения были достигнуты простым изменением одного параметра бурения.
Выбор другого типа долота
Конструкция скважин на месторождении компании Филипс в Великобритании включало строительство 16” наколонно-направленной секции в интервале между 2000’ и 4000’ с набором угла от вертикали до 25° и 64°. Считалось, что бурение данной секции довольно простое.
На первых четырех скважинах использовались долота типа 1-3-5M, средне агресивное фрезерованное долото с опорой качения, спроектированные для отработки с забойным двигателей. При этом были достигнуты хорошие показатели проходки, с МСП выше, чем средняя по интервалу.
Мы чувствовали, что при использовании долот с вооружением 1-1 и улучшением гидравлики, мы сможем добиться более высоких значений МСП, тем более, что на буровой было три мощных буровых насоса и отличная система очистки раствора.
Результаты не заставили себя ждать. Сразу был установлен рекорд по МСП для данного месторождения, а на скважине Р8 – мировой рекорд по МСП для 16” долот (240 футов/час
– 73 м/ч).
Кроме того, проходка для долот типа 1-1-5M была также выше (последующие скважины бурились с большим зенитным углом, но с той же глубиной по вертикали, следовательно, длина по инструменту была выше).
Наибольшая проходка на долото: |
4,032' |
27% |
больше, чем на долото 1-3-5 |
Наибольшая МСП: |
240 фут/час |
30% выше, чем у долота 1-3-5 |
|
Средняя проходка: |
3,232' |
19% |
больше, чем на долото 1-3-5 |
Средняя МСП: |
193 фут/час |
56% |
выше, чем у долота 1-3-5 |
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 75 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Изменения особенностей долота (незначительные изменения)
Существуют приложения, для которых нет стандартнах типов долот, при отработке которых были бы достигнуты необходимые показатели бурения. Но небольших изменений в дизайне может быть достаточно для этого.
В 1994 году на месторождении компании Филипс был установлен мировой рекорд по проходки в секции 12 ¼” – 13164 фута долотом PDC. Резцы были сильно так повреждены, что их состояние быстро ухудшилось.
Резцы были заменены на резцы NPI. Вспомните, что у них соединительная поверхность не плоская, в отличии от обычных резцов. После этого при отработке такого же типа долота (но с резцами NPI) был установлен новый мировой рекорд 15,240'. Вооружение осталось практически новым.
Изменение дизайна долот (значительные изменения)
В некоторых случаях изменение параметров, выбор нового типа доло та или небольшие изменения дизайна долота не дает нам необходимых показателей бурения. В таком случае возможно потребуется создание абсолютно нового дизайна.
На Среднем Востоке компания ADCO бурило скважины с 16" секцией через интервал, состоящим преймущественно из карбонатов, с незначительными включениями глины внизу интервала. В зависимости от глубины спуска обсадной колонны длина интревала была между 3,000' и 6,000'.
На таких скважинах первым спускали штырьевое долото, которое заканчивало большую часть интервала. Подъем происходил из-за износа вооружения, особенно на внешнем ряде, или выхода из строя опоры, или и того и другого. Для заканчивания интервала затем пускали второе долото. Это было либо фрезерованное долото (если оставалось добурить только несколько сотен футов), либо снова штырьевое.
Низкая МСП в конце отработки первого долота, а также потребность в двух рейсах для завершения интервала делало стоимость бурения одного фута очень высокой. Долота выходили из строя иногда по опоре, но, в основном, из-за слома зубков калибрующего ряда, что вело к снижению МСП. Такой износ часто происходил после значительной проходки по секции, но всегда прежде, чем она была бы закончена.
С целью закончить бурение интервала за один рейс производителем долот была разработана совершенно новый тип опоры с измененным уплотнением и смазочным материаллом.
Для борьбы с сломом зубков они были заменены на калибрующем ряде на зубки с измененным содержанием карбида вольфрама.
Стоимость бурения одного фута до этого составляла от $35.00 до $45. Новые долото продемонстрировали отличные результаты, при этом стоимость бурения одного фута снизилась до $25, за счет того, что бурение интервала с ними происходила в один рейс. На калибрующем ряде не происходил быльше слом зубков, и после 50 отработок (одна из которых была больше 100 часов), ни в одном долоте опора не вышла из строя.
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 76 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Необходимое время
Мы рассмотрели примеры для четырех основных методов улучшения показателей отработки. Для использования каждого из них требется время.
|
Изменение параметров бурения |
Мгновенно |
|
Изменение типа долота |
Следующий рейс или скважина |
|
Изменение особенностей долота |
Недели |
|
Изменение дизайна долота |
Месяцы |
Выбор метода
Но какой из этих методов следует использовать? Следующий процесс поможет вам в этом.
Оцените проблему
Это можно сделать изучив данные об отработках. Насколько далеки показатели отработки от желаемых?
Оцените доступное время
Когда будет следующая отработка, следующая секция, следующая скважина?
Оцените различные рекомендации по долотам, которые уже предлогались
Снова, данные с предыдущих отработок дадут нам этот ответ. Что уже пробовали? Насколько успешным было каждое предложение? Почему что-то не получилось? Почему что-то вышло удачно?
Оцените возможные предложения по долотам
Какие другие предложения можно сделать?
Оцените выбранное вами предолжение
Подумайте еще об альтернативах.
Примите решение
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 77 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Часть IV – Приложения
Номенклатура долот
Долота PDC с матричным корпусом
Долота PDC с стальным корпусом Алмазные долота Детали шарошечных долот
Вооружение шарошечных долот Опоры шарошечных долот
Система компенасации перепада давления Гидравлика – площадь проходного сечения Определение признаков возникновения вибраций
Мероприятия по предотвращению вибраций во время бурения Зоны возникновения вибраций и зона стабильного бурения
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 78 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Номенклатура долот с матричным корпусом
Основной
резец
Калибровочный
резец
Калибр
Стальная
болванка
Слот для доски отворота
Фаска
Внутреняя Сменная конусная насадка поверхность
Алмазные
вставки
Сменная
насадка
Лопасть
Свободное
простраство
Резец PDC
Вершина
Плечо
Матрица
карбида
вольфрама
Сварочный
шов
Присоединительная
резьба
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 79 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 80 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 81 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
|
|
|
|
Дизайн и выбор буровых долот |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
Детали шарошечных долот |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Вершина |
|
Шарошка №1 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
(Nose) |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Шарошка №3 |
|
(cutter #1)_ |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
(cutter #3)_ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Внутренний ряд |
|
|
|
|||||
|
Калибрующий |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
(Inner row)_ |
|
|
|
|||||||
|
ряд (Gage row) |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Шарошка №2 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(cutter #2)_ |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Затылок лапы |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
(Shirttail) |
|
|
Лапа (Lug) |
||||||||
|
Насадка |
|
(Nozzle) |
|
Тело долота |
Ниппель (Pin) |
(Bit body) |
|
Вооружение шарошечных долот
Калибрующиий ряд (gage row)
Гнездо для зубков
(insert pad) Зубок (Insert)
Тело шарошки
(Cone chell)
|
|
|
Профиль шарошки |
Внешние ряды |
Внутренние |
ряды |
(Cone profile) |
(Outer rows) |
(Inner rows) |
|
|
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 82 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 83 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Насадки
Дюйм |
мм |
Код насадки |
|||
4 3/4 |
- 5 1/2 |
120,6 |
- 139,7 |
AA |
|
6 1/8 |
- 6 3/4 |
149,2 |
- 171,4 |
AA |
|
7 7/8 - 9 |
200,0 |
- 228,6 |
C |
||
9 1/2 |
- 18 1/2 |
241,3 |
- 469,9 |
D |
|
20 |
- 26 |
508,0 |
- 660,4 |
E |
|
|
|
|
Размер проходного отверстия |
|
|
|
||||||
Размер насадок |
|
|
Площадь |
Площадь |
Площадь |
Площадь |
||||||
|
|
Номер |
|
проходного |
проходного |
проходного |
проходного |
|||||
|
|
|
отверстия |
отверстия |
отверстия |
отверстия |
||||||
Дюйм |
мм |
насадки |
||||||||||
1 насадка |
2 насадки |
3 насадки |
4 насадки |
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
Дюйм2 |
мм2 |
Дюйм2 |
мм2 |
Дюйм2 |
мм2 |
Дюйм2 |
мм2 |
|
7\32 |
5.5 |
7 |
0.0376 |
24.3 |
0.0752 |
48.5 |
0.1127 |
72.9 |
0.1503 |
97 |
1\4 |
6.4 |
8 |
0.0491 |
31.7 |
0.0982 |
63.4 |
0.1473 |
95 |
0.1963 |
126.7 |
9\32 |
7.1 |
9 |
0.0621 |
40.1 |
0.1242 |
80.1 |
0.1864 |
120.2 |
0.2485 |
160.3 |
5\16 |
7.9 |
10 |
0.0767 |
49.5 |
0.1534 |
99 |
0.2301 |
148.4 |
0.3068 |
197.9 |
11/32 |
8.7 |
11 |
0.0928 |
59.9 |
0.1856 |
119.7 |
0.2784 |
179.6 |
0.3712 |
239.5 |
3/8 |
9.5 |
12 |
0.1104 |
71.2 |
0.2209 |
142.5 |
0.3313 |
213.7 |
0.4418 |
285 |
13/32 |
10.3 |
13 |
0.1296 |
83.6 |
0.2592 |
167.2 |
0.3889 |
250.9 |
0.5185 |
334.5 |
7/16 |
11.1 |
14 |
0.1503 |
91 |
0.3007 |
194 |
0.451 |
291 |
0.6013 |
388 |
15/32 |
11.9 |
15 |
0.1726 |
111.4 |
3451 |
222.8 |
0.5177 |
334.2 |
0.6903 |
445.4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1/2 |
12.7 |
16 |
0.1963 |
126.6 |
0.3927 |
253.2 |
0.589 |
379.8 |
0.7854 |
506.7 |
9/16 |
14.3 |
18 |
0.2485 |
160.3 |
0.497 |
320.6 |
0.7455 |
481 |
0.994 |
641.3 |
5/8 |
15.9 |
20 |
0.3068 |
197.9 |
0.6136 |
395.9 |
0.9204 |
593.8 |
1.2272 |
791.8 |
11/16 |
17.5 |
22 |
0.3712 |
239.5 |
0.7424 |
479 |
1.1137 |
718.5 |
1.4849 |
958.1 |
3/4 |
19 |
24 |
0.4418 |
285 |
0.8836 |
570.1 |
1.3254 |
855 |
1.7672 |
1140.2 |
7/8 |
22.2 |
28 |
0.6013 |
387.9 |
1.2026 |
775.9 |
1.804 |
1163.7 |
2.4053 |
1551.9 |
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 84 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Дизайн и выбор буровых долот
Определение признаков возникновения вибраций
Признаки, возникающие во время отработки долота
Проблемы с управляемостью, снижение МСП, колебания момента/оборотов/нагрузки, заклинивание двигателя
Большие скачки нагрузки
Увеличение реактивного момента на поверхности
Заклинивание ротора/ верхнего привода
Увеличение колебаний момента на поверхности
Увеличение реактивного момента на забое
Высокочастотные забойные вибр-и (10-50
Появление показаний о поперечных колебаниях
Появление показаний о продольных колебаниях
Вибрация вышки, верхнего привода
Потеря управляемости
Снижение МСП
Скачки момента/оборотов
Потеря данных о замерах телесистемы
Увеличение колебаний момента на забое
Увеличение частоты возникновения ударов
Показания об ускорениях в вращении долота
Признаки, определяемые после отработки долота
Повреждение вооружения долота, сокращение стойкости опор. Диаметр скв больше номинального, повреждения замков БТ, высокие значения момента в соединениях
Ранний выход опоры из |
|
|
|
|
|
|
Скол/слом вооружения (без |
|||||
строя |
|
|
|
|
|
|
определенного положения) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Повреждение воор-я |
|
|
|
|
|
|
Повреждение вооружениия |
|||||
(плечо калибр) |
|
|
|
|
|
|
обычно ближе к центру |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Слом лопастей PDC |
|
|
|
|
|
|
Износ спец вставок Hybrids |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
при минимальном износе |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
вооружения |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
высокие значения момента |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Диаметр скважины больше |
||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
в соединениях |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
номинального |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Обрыв инструмента и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отказ в работе телесистемы |
||||||
промыв |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Односторонний износ на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
стабилизаторах и КНБК |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показания о наличии |
|
|
Обороты на забое выше |
|
|
|
|
|||||
эффекта пружины |
|
|
оборотов на поверхности |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продольные вибрации |
|
|
|
Поперечные вибрации |
|
|
|
Эффект пружины |
|
|
|
||||
|
|
(удары об забой) |
|
|
|
(кручение долота и КНБК) |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 85 из 88 |
|
|
|
СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
Дизайн и выбор буровых долот |
|
|
|||
Мероприятия по предотвращению вибраций во время бурения |
||||||||||
|
Продольные вибрации |
|
Поперечные вибрации |
|
Эффект пружины |
|||||
|
|
(удары об забой) |
(кручение долота и КНБК) |
|
||||||
|
|
|
|
|
||||||
|
Увеличте РД на 1т |
|
|
|
Снизьте n и |
|
Снизьте РД на 5% |
|||
|
Снизьте n на x % |
|
|
увеличте РД на 10 |
|
Увеличте n на 10 |
||||
Повторите |
|
|
|
Повторите |
|
|
|
Повторите |
|
|
три раза |
|
|
|
три раза |
|
|
|
три раза |
|
|
ДА |
|
|
Продолжа |
ДА |
|
|
Продолжа |
ДА |
|
Продолжа |
|
|
ются ли |
|
|
ются ли |
|
ются ли |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
НЕТ |
|
вибрации? |
НЕТ |
|
вибрации? |
|
НЕТ |
вибрации? |
||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
ДА |
|
|
|
ДА |
|
|
ДА |
Подорвитесь с забоя, позвольте инстументу |
Подорвитесь с забоя, позвольте инстументу |
Подорвитесь с забоя, позвольте инстументу |
||||||||
сбросить момент. Установите n на 40% и |
сбросить момент. Начните бурить с n 70, |
сбросить момент. Начните бурение с |
||||||||
50% от начальных. Увеличте РД на 10-20%. |
увеличьте нагрузку до проектной, затем |
увеличенным n на 10%. Снизьте нагрузку на |
||||||||
Постепенно верните n к начальному |
увеличте n до проектных |
15-20% |
|
|
||||||
|
|
|
Продолжа |
|
|
|
Продолжа |
|
|
Продолжа |
|
|
|
ются ли |
|
|
|
ются ли |
|
|
ются ли |
|
НЕТ |
вибрации? |
|
НЕТ |
вибрации? |
|
НЕТ |
вибрации? |
||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
ДА |
|
|
|
ДА |
|
|
ДА |
Подорвитесь с забоя. Установите n на 40- |
Подорвитесь с забоя. Начните бурить с n 70, |
Подорвитесь с забоя. Установите n на 70. |
||||||||
50% от начальных. Увельчте PД на 15-20%. |
увеличьте нагрузку до проектной, затем |
Увельчте PД на 25% от начальной Постепено |
||||||||
Постепено доведите n до 25% от начальных |
увеличте n до 25% от начальных |
доведите n до 25% выше начальных |
||||||||
Продолжайте бурение |
|
|
|
|
|
|
|
|||
REEDHycalog |
Версия 2.1 |
Стр. 86 из 88 |
|
|
|