Кошеверова ЕВ Вдосконалення технічної бази та технології безколонного буріння свердловин при комбінованому руйнуванні донних порід

RUS | ENG || ДонНТУ> Портал магістрів ДонНТУ

Кошеверова Катерина Володимирівна

Інститут геології та гірництва
Спеціальність: Буріння свердловин

Тема магістерської роботи:

Вдосконалення технічної бази та технології безколонного буріння свердловин при комбінованому руйнуванні донних порід

Науковий Керівник: Калініченко Олег Іванович

Матеріали до теми випускної роботи: Про автора

Реферат з теми випускної роботи

Вступ.

    Принципова новизна безколонного методу проходки свердловин з використанням комбінованого способу руйнування донних порід, об'єктивно обумовлює вирішення завдань, пов'язаних з вибором технології і режимних параметрів буріння на оброблюваних інтервалах свердловини.
    Відкритими залишаються питання, пов'язані з технічним забезпеченням зміни способів і режимів руйнування порід в процесі буріння. На сьогодні існуюче різноманіття пускових вузлів [3], що забезпечують оперативну зміну способу руйнування порід на вибої свердловини обумовлено, перш за все, недостатньою надійністю їх спрацювання, при досить складній схемі налаштування на заданий режим подачі насоса.
    Виділені завдання істотним чином визначають показники безколонної проходки свердловин. Їх рішення спрямоване на пошук і обгрунтування шляхів більш повної реалізації можливостей заглибних бурових снарядів ПБС-127М і технології многорейсового буріння свердловин глибиною до 50 м з неспеціалізованого плавзасобу без кріплення стовбура свердловин, розріз яких складений, в тому числі потужними шарами піску і нестійких порід.

    Основна мета, яка вирішувалася під час виконання магістерської роботи була спрямована на підвищення ефективності буріння неглибоких свердловин в опадах морських акваторій з використанням заглибних гідроударних бурових снарядів шляхом розробки технічних положень, що забезпечують розширення функцій ПБС дозволяють знизити аварійні ситуації при виконанні безколонной проходки свердловин з комбінованим руйнуванням інтервалів стовбура свердловини.
    Для реалізації мети були виділені три завдання:
    1. Встановити характер концентрації частинок піску у висхідному потоці води по довжині відкритого стовбура і оцінити вплив розподілу швидкостей рідини в поперечному перетин потоку на характер концентрації частинок піску по довжині відкритого стовбура, в тому числі для умов, коли шари піску обмежені по вертикальному розрізу шарами глинистих порід.
    2. Розробити технологію та режими висхідного потоку води, що забезпечують безаварійне витяг бурового снаряда після завершення етапу розмиву і пробовідбору на заданому інтервалі свердловини.
    3. Встановити вплив конструктивних елементів пускових вузлів багатофункціонального гідроударну бурового снаряда на надійність спрацьовування вузлів у залежності від умов експлуатації заглибних снарядів.

Актуальність теми:

    Прийнята в 1996 році в Україні програма освоєння морських вуглеводневих ресурсів, з'явилася поштовхом для активізації темпів і збільшення обсягів інженерно-геологічних вишукувань на трасах трубопроводів та майданчиках постановки морських бурових платформ в українському секторі шельфу Чорного і акваторії Азовського морів.
    Значну частку цих вишукувань складають дрібні свердловини. Глибина таких свердловин, що визначається цільовою спрямованостю робіт, коливається від 6 – 20 м при проектуванні трас трубопроводів, до 50 – 150 м в місцях постановки платформ [2].
    У межах однієї освоюваної площі, особливо на стадії інженерно-геологічної зйомки свердловини глибиною до 6 м складають близько 50% у загальній структурі обсягів бурових робіт і досягають 500 – 1000 м на 1 кв. км акваторії. Інша частина приблизно в рівній пропорції доводиться на свердловини глибиною 20 – 50 м і 50 – 150 м.
    ГАО «Черноморнафтогаз», організація, якій було доручено виконання задач «Програми…», вже на стадії проектування робіт мала ряд технічних та економічних проблем, які виникли внаслідок повній відсутності у арсеналі вітчизняного морського бурового виробництва необхідних технологічних схем та технічної бази для ефективної та рентабельної проходки малих та середніх глибин інженерно-геологічних свердловин в умовах специфіки осадочних накопичень акваторій Чорного та Азовського морів. Ця специфіка обумовлена високою ймовірністю чергування по вертикальному розрізу свердловини мулів, пісків різної щільності, консистенції і гранулометричного складу, великого спектру порід глинистого комплексу. Причому потужність виділених верств донних опадів в залежності від району робіт навіть при незначному видаленні точок випробування коливається від 0 до 20 м і більше.
    Для буріння більш глибоких свердловин необхідні спеціалізовані бурові судна. У вітчизняному морському буровому виробництві вибірковість такого виду засобів виробництва вельми обмежена. Сьогодні Україна має в своєму розпорядженні єдиним спеціалізованим судном НДС «Діор», яке укомплектоване серійним буровим агрегатом ЗІФ-1200 МР. Експлуатаційно-технічні можливості судна забезпечують обертальний буріння свердловин глибиною до 150 м. У певних гірничо-геологічних умовах деякі свердловини, глибина яких може бути значно менше потенціалу НДС «Діор», можуть проходитися з бурового судна за традиційною технологією обертального буріння з використанням обсадних (водоотделяющіх) колон. Однак, для зазначеної вище геологічної специфіки осадочних накопичень, завдання одержання нормативної геологічної інформації за рахунок застосування обертального способу проходки свердловин, істотно обмежується або стає неможливою [2].
    Додатковим стримуючим мотивом використання суден такого класу є їхня низька рентабельність при виконанні великих обсягів буріння свердловин глибиною 20 – 50 м. Застосування традиційної технологічної схеми проходки свердловин до зазначених глибин передбачає використання обсадних колон. Це припускає дуже жорсткі вимоги до розкладці якорів, особливо при течіях понад 1 м/с. Для забезпечення надійної стабілізації судна над гирлом свердловини кількість якорів повинна бути більш ніж 4. Як наслідок, суттєво збільшується трудомісткість і період підготовче – заключних і допоміжних операції. У цій ситуації коефіцієнт корисного використання бурового судна в часі, як правило, не перевищує 20%, а витрати часу на перебазування судна на нове місце в 8 – 10 разів перевищують тривалість чистого буріння свердловини. Крім того, традиційна технологічна схема буріння практично не допускає зміщення судна відносно осі свердловини і обмежується 1,5 ... 2-х бальних хвилюванням моря [1,3]. Враховуючи наведене, а також високу орендну вартість спеціалізованих плавзасобів (8000 $ на добу і більше), яка в десятки разів перевищує витрати на безпосередньо процес буріння свердловин глибиною 20 – 50 м, застосування суден класу «Діорит» для зазначеної області морського бурового виробництва стає економічно невигідним.
    Тому реальним напрямком підвищення продуктивності та рентабельності буріння інженерно-геологічних свердловин середньої глибини, яке вибрано фахівцями Донецького національного технічного університету (ДонНТУ), є використання для цієї мети легких технічних засобів (ЛТС). Такі засоби, як правило, експлуатуються з борту неспеціалізованих судів, у тому числі малої та середньої водотоннажності.

Огляд досліджень за темою в ДонНТУ

У період 1980-2000 р.р. в ДонНТУ розроблена і впроваджена заглибна гідровібраційна установка УГВП-130/8, c допомогою якої вдалося технічно вирішити проблему однорейсового буріння свердловин глибиною 6 – 8 м з борту неспеціалізованих мало- і середньотоннажних суден. Застосування УГВП-130/8 дозволило значно підвищити техніко-економічні показники однорейсовой проходки свердловин з борта судна малотоннажного НДС «Топаз» з продуктивністю до 2 свердловин на годину [5].

Мал. 1. Схема ПБС-127М

Новим етапом у розвитку буріння інженерно-геологічних свердловин можна вважати розробку технологічної схеми безколонного буріння свердловин глибиною до 50 м. Схема передбачає використання протягом рейсу двох способів руйнування порід на вибої: з відбором керна за рахунок частотно-ударного занурення бурового снаряда в породу, а також без відбору керна за рахунок розмиву порід на заданому або пройденому без кріплення інтервалі.

Мал. 2. Схема ВПУ з разовим запуском гідроударного механізму: 1 - шплінт; 2 - перехіднік; 3 - поршень; 4 - циліндр-розподільник; 5 - кулька; 6 - пробка; Рк - розподільна коробка гідро-ударника;

    Для реалізації запропонованої технології придатними виявилися гідроударні заглибні бурові снаряди ПБС-127, що працюють у складі установок УГВП-130/8. Розширення сфери застосування таких снарядів забезпечено за рахунок додаткового оснащення гідроударника верхнім і нижнім пусковими вузлами для дистанційної зміни способу буріння в процесі рейсу (мал.1). При цьому за допомогою верхнього вузла (ВПУ) здійснюється запуск гідроударника на фазі відбору керна, а нижнім пусковим вузлом (НПУ) створюються умови для роботи ПБС-127 в режимі гідромоніторного розмиву порід при непрацюючому гідроударника.
    Виконані за наведеною схемою снаряди, яким присвоєно індекс ПБС-127М стали основним виконавчим елементом установок УМБ-130 і УМБ-130М, які забезпечують многорейсове безколонне буріння свердловин глибиною до 25 м (УМБ-130) і до 50 м (УМБ-130М) з борту неспеціалізованих судів.
    Для буріння свердловин глибиною до 50 м фахівцями ДонНТУ була створена більш важка установка з індексом УМБ-130М. Основними елементами установки є гідроударний буровий снаряд (типової для УМБ-130), опора для стабілізації бурового снаряда, система канатів, що зв'язують плавзасіб і опору (мал. 3). Відмінною особливістю використовуваного в УМБ-130М гідроударного механізму є застосування в його конструкції ВПУ із зовнішнім керуванням, з реалізацією в ньому зміни каналізації рідини тільки в одному напрямку, що полягає в зміні режиму «гідроразмив інтервалу» на режим «буріння з відбором керна».

Мал. 3. Основні елементи і технологічна схема многорейсового буріння свердловин установки УМБ-130М: 1 – вантажна лебідка; 2 – бурова лебідка; 3 – живильник; 4 – регулювальний вентиль; 5 – бурової насос; 6 – вантаж; 7 – ролики опорних стійок ; 8 – направляючий хомут; 9 – гідроударний механізм; 10 – опора; 11 – колонковий набір; 12 – опорне кільце; 13 – капронові скоби

Всі елементи нового ВПУ (мал.3) розміщуються в циліндрі перехідника 2, в якому поміщений поршень 3, зафіксований в корпусі перехідника шплінтом 1. Для запуску гідроударної машини при роботі в режимі відбору керна (рис. 3, б), в нагнітальну лінію скидається кулька. При бурінні свердловин за допомогою УМБ-130М технологічний процес руйнування породи на вибої не відрізняється від прийнятого для установки УМБ-130.
Отримані результати експлуатації УМБ-130М дозволяють оцінити розроблену технологію многорейсового буріння свердловин як досить ефективну. У порівнянні з традиційною схемою проходки таких свердловин стаціонарними буровими верстатами обертального буріння з спеціалізованих бурових судів, використання установки УМБ-130м дозволило підвищити більш ніж у 5 разів продуктивність і рентабельність даної області морського бурового виробництва.

Приктична цінність результатов роботи:

    Разом з тим, широка експлуатація установок постійно вимагала вирішення нових завдань, спрямованих на підвищення надійності і продуктивності розроблених агрегатів. При цьому найбільш важливою з'явилася задача зниження аварійних ситуацій, що виникають внаслідок великої ймовірності прихопу ПБС в свердловині. Практично завжди при короткочасній зупинці насоса, перед зривом керна, підіймати снаряда було важко внаслідок швидкого осідання піску, внаслідок його неповного винесення з свердловини.
    При бурінні свердловини ІГ-3 на Суботинському нафтогазовому родовищі у результаті перевантаження потужності електродвигуна бурового насоса спрацював судовий захист. У цей час буровий снаряд працював у режимі відбору керна і знаходився під 20-метрової товщею піску на глибині 24 м.
    Аналіз аварії в свердловині дозволив авторам публікації [3] виділити найбільш ймовірну причину вельми швидкого прихопу ПБС (від моменту відключення енергоживлення до повторного його включення пройшло менш ніж 3 хвилини). Зроблено припущення, що при відключенні насосу і відсутності висхідного руху рідини по стовбуру свердловини процес осідання шламу відбувається досить швидко. При переході від фази гідророзмиву порід до фази пробовідбору при працюючому гідроударнику, в свердловині формується зона, де в процесі її промивання частина піску перебуває в підвішеному стані практично не міняючи свою вертикальну координату. Зупинка руху рідини приводить до майже миттєвого осідання таких частинок та заповнення ними всього обсягу кільцевого зазору між ПБС і стінками свердловини.
    Тому досить важливе значення набувають дослідження, спрямовані на вирішення задачі зниження аварійних ситуацій в свердловині.

Основні результати.

При вивченні характеру руху твердих частинок у висхідному потоці рідини, використовувалися експерементальні дослідження Шумилова Л.П. Для використання запропонованої ним схеми розрахунку і встановлення взаємозв'язку подачі насоса і швидкості потоку води по стовбуру свердловини, необхідні додаткові дані: діаметр свердловини і розмір часток піску.

Мал. 4. Розподіл швидкості потоку по стовбуру свердловини при подачі насоса 300 л/хв; 2 – ділянка різкого збільшення переріну стовбура; 3 – зона прилипання.

Мал. 4a. Характер спектра потоку при витраті рідини 300 л/хв;

Завдання з визначення діаметра свердловини та характер розподілу швидкості потоку води по перетину стовбура свердловини вирішувалася шляхом моделювання системи «буровий снаряд – свердловина». При складанні моделі використані фактичні розміри ПБС-127М і режими приводу. Це подача насоса – 300 л/хв. під час пробовідбору та 500 л/хв. під час гідророзмиву. Для вирішення даної задачі використовувалася комп'ютерна програма АНСІС. Отримані дані у вигляді графічного та цифрового матеріалу фіксували фактичний діаметр свердловини та швидкість потоку рідини по стовбуру свердловини. При цьому збільшення діаметру стовбура свердловини в порівнянні з діаметром ПБС (за діаметром зовнішньої колонкового труби 127 мм) на 11 мм (при витраті рідини 300 л/хв.) і на 31 мм (при витраті рідини 500 л/хв.) виділялося з умови розмиву с-з піску при критичній швидкості води (0,15 – 0,25 м/с) на контакті зі стінкою свердловини.
Наведені дані свідчать о передбачуваному характері ерозії стінок свердловини по довжині ПБС-127М і формування зон переміщення піску над пробовідбірником, на ділянці різкого збільшення перетину потоку рідини. При витраті рідини 300 л/хв. (Мал.4, 4а) видно значні розміри «мертвих» зон скупчення частинок піску. Крім того швидкість руху твердих частинок в потоці води (0,15 – 0,2 м / с), не перевищує критичного значення для її винесення за межі свердловини. Пісок в більшій частині знаходиться в підвішеному стані.

Мал. 5a. Характер спектра потоку при витраті рідини 500 л/хв;

Мал. 5. Розподіл швидкості потоку по стовбуру свердловини при подачі насоса 500 л/хв; 2 – ділянка різкого збільшення переріну стовбура; 3 – зона прилипання.

При збільшенні витрат до 500 л/хв. (Мал.5, 5а) видно, що ці зони практично зруйновані, а швидкість руху твердих частинок по стовбуру (0,35 – 0,5 м/с), перевищує критичну для їх виносу.
Попередній висновок передбачає необхідність зміни режиму промивки свердловини в період пробовідбору при пониженій подачі насоса. Витрата рідини повинен відповідати умові створення швидкості висхідного потоку по стовбуру свердловини із забезпеченням максимального виносу піску зі свердловини. Таке завдання може бути вирішено, наприклад, використанням розділення потоку над ПБС, що забезпечує необхідну подачу насоса для роботи гідроударного механізму, та збільшені витрати рідини, що надходить у свердловину.

Мал. 6. а) - Конструкції верхнього (ВПУ) і нижнього (НПУ) пускових вузлів бурового снаряда ПБС-127М; б) – конструкція розробленого універсального пускового вузла з дільником потоку рідини:1 – перехідник; 2 – розподільна коробка; 3 – перехідник з корпусом снаряда; 4 – шток ВПУ; 5 – пусковий клапан ВПУ; 6 – циліндр ВПУ; 7 – розподільна коробка гідроударника; 8 – пружина ВПУ; 9 – шток НПУ; 10 – клапан НПУ; 11 – циліндр НПУ; 12 – пружина НПУ; 13,14 – зовнішня і внутрішня колонкові труби

    Тому в подальших конструкціях ПБС-127М використаний розподільчий вузол клапанного типу. Основним елементом ВПУ є підпружинений клапан 5, який, при працюючому гідроударнику, перекриває радіальні канали «б» у штоку 4, розділяючи зону високого тиску (робочу камеру циліндра гідроударника) із зоною низького тиску (порожнини і канали виходу відпрацьованої в гідроударнику рідини в свердловину).
    Спрацьовування вузла для оперативної зміни способу буріння, забезпечується збільшенням витрат рідини і досягається за допомогою регулювального вентиля, яким традиційно обладнується нагнітальна лінія обв'язки насоса.
    Підвищена витрата рідини обумовлює зростання перепаду тиску в камерах циліндра ВПУ, що призводить до зміщення клапани 5 вниз. При посадці клапана 5 в сідло, виконане в циліндрі 6 одночасно відкриваються радіальні вікна «б» штока 4. Потік рідини через радіальний канал «а» розподільної коробки 3 вільно проходить по кільцевому перетину гідроударника і канали нижнього ковадла, в камеру НПУ. При цьому за рахунок перепаду тиску в камері НПУ пусковий клапан 10 НПУ сідає в сідло циліндра 11, водночас відкриваючи радіальні канали «в» у штоку 9 НПУ. Рідина направляється усередину колонкової труби 14, і далі на вибій свердловини, забезпечуючи розмив породи.
    У початковий стан клапани НПУ і ВПУ повертається пружинами, відповідно 8 та 12 при зниженні подачі рідини в напірну лінію. При вирішенні задачі створення універсального ВПУ з дільником потоку за основу взято конструкцію вище наведеного ВПУ. Креслення розробленого ВПУ показано на мал. 6, б.
    На відміну від застосовуваного ВПУ, в конструкцію вузла додатково введено підпружинений клапан 14, розміщений над штоком ВПУ. У штоку 4 під торцем пускового клапани 5 виконані калібровані поділяючі отвори «г».
    При підвищеній подачі рідини (420 – 450 л/хв.) частина її (150 – 180 л/хв.) через поділяючі отвори «г», канал клапана 14 і бічні отвори «д» виходить у свердловину через зміщені отвори, виконані в перехіднику 2.
    На фазі гідророзмиву, подача насоса збільшується до 500 – 550 л/хв. Це призводить до спрацьовування ВПУ. Клапан 5 сідає в сідло циліндра 6, одночасно відкриваються вікна «б». За рахунок швидкісного напору і збільшеному перепаду тиску на клапані 14, останній, стискаючи пружину, переміщується вгору, закриваючи отвори «д». При цьому весь потік спрямовується в камеру НПУ.

Висновок

Наведена конструкція є етапом вдосконалення ПБС-127, а його використання може підвищити надійність експлуатації установок при безколонному бурінні свердловин глибиною до 50 м.

Література

Калиниченко О.И., Каракозов А.А., Зыбинский П.В. Новые технические средства и технология поинтервального бурения инженерно-геологических скважин на шельфе.//Труды ДонГТУ. Серия Горно-геологическая. – Донецк. – 2001. – Вып. 36. – С. 144 – 148.
Калиниченко О.И., Каракозов А.А., Зыбинский П.В. Разработка погружных гидроударных снарядов для бурения подводных разведочных скважин со специализированных плавсредств. //Сб. научн. трудов. – Вып.8. – Киев: ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Украины, 2005. – с. 92 – 95.
Калиниченко О.И., Зыбинский П.В, Каракозов А.А. Гидроударные буровые снаряды и установки для бурения скважин на шельфе. – Донецк: «Вебер» (Донецкое отд.), 2007. – 270 с.
Неудачин Г.И., Коломоец А.В., Калиниченко О.И. Опыт применения погружных гидровибрационных буровых установок для взятия проб донных отложений на шельфе морей Дальнего Востока.// Техн. и технол. геол.-развед. работ; орг. произва; Экспресс-информация. /ВИЭМС. – М., 1977. №5. – с.1 – 11.
Применение погружных автономных установок для однорейсового бурения подводных скважин /Калиниченко О.И., Коломоец А.В., Квашин Е.В. и др. // Техн. и технол. геол.развед. работ; орг.пр-ва. Обзор /ВИЭМС. – М.,1988. – Вып.2. – 46 с.
Гидравлика в бурении (Вопросы теории и практики).Труды ВНИИБТ – М: Недра, 1965. – Вып.15. – с. 82 – 105.
Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Под ред. М.О. Штейнберга. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Машиностроение, 1992 – 672 с.: ил.

У даний момент магістерська робота знаходиться на стадії розробки. Після грудня 2010 року текст роботи можна отримати у автора або наукового керівника.