Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели 3ТСШ1.

В данном случае на оси y отмечаем вращающий момент, вырабатываемый турбобуром в зависимости M=f (n). Здесь n, как и ранее, - частота

вращения вала турбобура (и, естественно, долота), которая реализуется во

времениt, как и другие параметры, а M=f (n)отражает энергию (Э).

1). Далее отмечаем nmax=nx=n, тормозной момент MT. Проводим линию

MT-0, обозначая потенциальные возможности турбобура по M=f (n), как закрытой системы, для одного акта передачи энергии турбобуром.

2). Затем слева и справа от осей y (от MT-0 и 0-5) по отрезку li =nx/5 отмечаем точки 2* и 4*с восстановлением перпендикуляра из т. 2* долинии MT–0 (отмечаем т. 2; а далее и т. 4). Таким образом выделяем площадь, ограниченную т.т. 2-4-4*-2*, где отражаем энергию, вырабатываемую турбиной (условно в одной плоскости).

3). Строим кривую 2-3-4 (центр в точке 3) по формуле Эйлера, как пологую катангенсоиду для элементарной струйки жидкости, протекающей через турбину, от т. 2 до т. 4 имеет вид синусоиды, что соответствует процессам в природе (левее т. 2 и правее т. 4 такую кривую можно продлить штрихом для демонстрации её существенного отличия от линии MT-nx).

4). Далее проводим линию 4*-4 под прямым углом к 0-0/, находим точку её пересечения с кривой 2-3-4 и окончательно ставим т. 4; причем менее точно эту кривую можно построить так. Делим отрезок 2*-4* на четыре части, из т. 7 проводим перпендикуляр до т. 9, которую отмечаем на биссектрисе угла со сторонами MT-3 и 3-MОП (влево от т. 3), строим синусоиду через т.т. 2-3-4, при этом т. 4 появится при пересечении данной кривой с перпендикуляром из т. 4*.

5). Точкой пересечения линии 2*-2 с катангенсоидой2-3-4 отмечаем M=Mmax< MT. После этого проводим синусоиды 0-10-2, или 1-10-2 и MОП -11-10-2 в зависимости от величины MПУ, скорости протекания процесса и изменения M =f(n) или M=f(t). По аналогии

вибропроцессов точки 10, 3, 4, 5 можно назвать узлами синусоид 1-2, 2-4 (и далее 4-5), а точки, где амплитуда этих синусоид максимальна – пучностями, помня, что энергия между объектами передается в динамике. Кривыми 0-10-2 и 4-5 отмечаем переходные режимы работы турбобура. Кривая 5-12, по существу, отражает повтор процесса MОП -11-10-2 (к повтору 1-го цикла работытурбобура). Соединив прямыми точки 0 и 2, или т. MОП (слева) и т. 2, получаем начальный этап передачи энергии в турбобуре, а проведя (восстановив) перпендикуляр из середины прямой 0-2 получаем направление на nоп(т. 3*). Также из точек 3 и 8 можно получить определенные направления с указанием характерных точек в модели характеристики забойного двигателя и наоборот. Это означает, что имеется вполне определенная взаимосвязь в передаче энергии в отдельных частях натурных механизмов; в данном случае связь потока энергии, проходящей по центру объекта и его периферии.

6). Построение синусоиды 4-5 От т. 0 отмечаем т. 5 на расстоянии l равном MТ/5 и строим кривую 4-5 в форме синусоиды, которая отражает передачу энергии от турбины квалу шпинделя и к долоту. При этом показан путь 5-12-2 (и далее) повтораакта передачи энергии в турбобуре.

Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок. Турбобур - это забойный двигатель, в котором кинетическая энергия потока промывочной жидкости при ее скоростном напоре и силовом воздействии на лопатки турбины преобразуется в механическую энергию вращения ротора двигателя (вала).

В турбобурах применяются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа с несколькими лопатками в каждой ступени (турбинке). Направляющим аппаратом турбинки является статор. Поток жидкости попадает в статор первой ступени и, пройдя каналы статора, поступает на лопатки ротора, оказывая силовое воздействие на них. В результате ротор стремится провернуть вал турбобура. Далее поток жидкости совершает работу во всех последующих ступенях турбины, вал турбобура приобретает суммарный крутящий момент и вращается с определенной частотой. Естественно, противоположно активному, на статор турбины действует реактивный крутящий момент, который передается бурильной колонне и закручивает ее на определенный угол. Поток жидкости, пройдя турбину, через нижнюю полую часть вала турбобура поступает к

долоту. Турбина турбобура представляет собой набор от 100 до 450 турбинок (ступеней).

Параметры турбин;

Разработаны безободные и пластмассовые (полностью или частично) турбинки. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобуров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное устройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки имеют поджатие с боков. Лопатки ГТ (гидрорешетки торможения) - прямые.

Таким образом, турбина, являясь частью турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет собой машинный агрегат, который имеет свою маховую массу (массу ротора с присоедененными к нему элементами), при этом определенная энергия турбины расходуется на сопротивления не связанные с работой долота непосредственно на забое скважины, причем только часть мощности вращающегося ротора турбины (Nj) расходуется на преодоление Gд, поэтому характеристики турбобура и турбины отличаются.

Понятие о коэффициентах активности и циркулятивности турбин.

Величина σ ц характеризует степень искривленности лопаток ротора и статора

турбинок, причем имеется в виду, что лопатки статора и ротора загнуты одинаково. Схема расположения лопаток для разных σ ц приведена на рис. 5.2, где лопатки показаны в разрезе турбинки (или в развертке).

При σ ц> 1 турбинки считаются предельными (если сильно изогнуты лопатки, то σ ц = бесконечности); турбины с σ ц = 1 считаются нормально-циркулятивными, а при σ ц< 1 - низкоциркулятивными.

Кроме того, турбинки разделяют по коэффициентам активности (mа) и реактивности (mp), которые характеризуют степень искривленности лопаток статора по отношению к лопаткам ротора.

В настоящее время применяют турбинки с σ ц> 1 и σ ц = 1, в которых лопатки ротора и статора изогнуты одинаково, а поэтому для них ma= mp и перепады давления в турбине равномерно распределяются в статоре и роторе. В турбинах с σ ц> 1 их мощность в основном обеспечивается путем силового воздействия потока на лопатки ротора турбинки - это турбины с повышенными Мa. Если σ ц< 1, то мощность турбины достигается только за счет скоростного воздействия потока на лопатки ротора. Такие турбины развивают большие частоты и в настоящее время не применяются. В турбобуре ТВМ величина mpсосотавляет 0, 20...0, 25.

Вопросы. ннб

Проектирование и сооружение наклонно направленных скважин»

25 Достоинства и недостатки многозабойных скважин.

1 Назначение и область применения наклонно направленного бурения. Наклонно-направленное бурение – это способ сооружения скважины, с последующим ее отклонением по вертикали в заданном направлении. С течением времени, работы по наклонно-направленному бурению становиться все более востребованными как на суше, так и на шельфах морей (при сооружении буровых скважин со стационарных морских платформ). В настоящее время, в большей степени этот метод бурения используется при бурении на нефть и газ, и разведке месторождений полезных ископаемых.

Основные задачи наклонно-направленного бурения:

– разработка месторождений в акваториях, в болотистых местностях, либо иных случаях, когда строительство буровой не возможно ввиду пересеченного рельефа местности;

– при преодолении водяных преград, либо в случаях, кода строительство буровой либо может нарушить условия охраны окружающей среды.

– при бурении вспомогательных скважин для глушения открытых фонтанов;

– при многоствольном бурении;

– при разведочном бурении, и необходимости отбора керна по высоте разведываемого пласта, вкрест его простиранию;

– при бурении с отклонением нижней части ствола вдоль продуктивного горизонта для увеличения дренажа.

С течением времени ужесточаются тенденции к соблюдению проектного профиля скважины, а также к требованиям по точности выхода забоя скважин в заданную точку. В связи с этим при таком виде бурения появляются новые задачи по обеспечению максимально эффективного контроля за пространственным положением ствола скважины. При этом, наряду с ростом количества точек инклинометрии, увеличиваются объемы геофизических работ, и соответственно количество спуско-подъемных операций, операций по промывке ствола и его подготовке к геофизике.

При ведении геологоразведочных работ, как правило, применяются шпиндельные буровые станки. В связи с этим, при забуривании скважина имеет прямолинейное направление –

направление шпинделя бурового станка. Однако, ввиду геологических факторов, таких как переслаивания горных пород с различной категорией по буримости, а также анизотропии, такие скважины с увеличением глубины отклоняются от заданного шпинделем направления.

При бурении скважин на нефть и газ, существует два метода наклонно-направленного бурения скважин.

Первый метод наклонно-направленного бурения, получивший свое применение еще с начала ХХ века – сооружение скважин с использованием роторного бурения. При этом, на забое скважины с использованием шарнирного устройства, долотом меньшего диаметра под заданным углом забуривается пилот скважина. После этого, для сохранения направления, компоновка низа бурильной колонны оснащивается калибраторами, и пилот-скважина расширяется. Таким образом, поэтапно, скважина набирает проектный профиль.

Второй метод – бурение наклонно-направленных скважин с использованием турбобура.

2Кустовое бурение, причины группирования устьев скважин. Очередность разбуривания куста. Направление движения станка.

1.Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки, нефтяного (газового) месторождения. Одним из главных преимуществ кустового бурения считается значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин даст возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередач и связи, улучшить руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных скважин.

2Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения, подразделяются на технические - разбуривание кустовым бурением месторождений, залегающих под застроенными участками;

технологические - во избежание нарушения сетки разработки при естественном искривлении скважины объединяют в кусты; геологические - разбуривание, например, многопластовой залежи;

орографические - вскрытие кустовым бурением нефтяных и газовых месторождений, залегающих под водоемами, под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности, при проводке скважин на продуктивные горизонты с отдельных морских буровых оснований или эстакад; климатические - разбуривание нефтяных и газовых месторождений, например в зимний период, когда наблюдается большой снеговой покров, или весной во время распутицы и значительных паводков.

3.Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки (см. рисунок 2, поз. а-в). При этом в первую очередь бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120-240 (сначала бурятся скважины с большим смещением забоев, рисунок 2, поз. а); затем скважины, горизонтальные проекции которых с HДС образуют угол, равный 60-120 и 240-300, а также вертикальные скважины (рисунок 2 поз. б); в последнюю очередь ведется бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0-60 и 300 -360 (рисунок 2 поз. в), при этом сначала бурятся скважины с меньшим смещением забоя(Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки)

а, б, в 4.Направление движения станка в кусте определяют исходя из положения проектных забоев скважин относительно точки, намеченной для строительства кустовой площадки. Если направления на проектные точки по сторонам света расположены равномерно, то направление движения станка выбирают исходя из орогидрографических условий без учета технологических требований проводки скважин.

3 Профиль скважины – это проекцияоси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через ее устье и забой.

Стандартные профили:

 вертикальный (рис. 1А);

 трехинтервальный(рис. 1Б) с участками - вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации, либо малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (3);

 четырехинтервальный (рис. 1В) с участками - вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации зенитного угла в интервале работы глубинонасосного оборудования (3) и уменьшения зенитного угла (4);

Специальные типы профилей:

 для пологих сважин (рис. 1Г) с участками - вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного угла (4), стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла до входа в пласт(5);

 для горизонтальных скважин (рис. 1Д) с участками - вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале

 работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного угла (4) и горизонтального (5);

 для горизонтальных скважин (рис. 1Е) с участками - вертикальным (1), набора зенитного угла (2) и горизонтального (3).

Профили водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной наклонного ствола, расположенного как правило, ниже глубины спуска кондуктора.

Рис. 4 Типы профилей наклонно направленных скважин:

1 - вертикальный участок; 2 - участок набора; 3 - прямолинейно-наклонный участок (для профилей а, г, д); 3 - участок уменьшения (рис. б, е);

4 - участок уменьшения (рис. г, д); 4, 5 - вертикальный участок (рис. д, е).

Требования к профилям наклонно-направленных скважин:

- возможность спуска и нормального функционирования внутрискважинного оборудования

-максимально безопасные (в отношении осложнений)

-экономически выгодные

4 Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские- расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию.

Приняв во внимание информацию о типе скважины, ее назначении, глубине вертикальной части ствола, горизонтальном расстоянии до цели, специалист по направленному бурению использует

компьютер для по-

строения горизонтальных и вертикальных проекций, демонстрируя, как можно пробурить скважину с наименьшими затратами при соблюдении правил безопасности и сохранении окружающей среды. Среди других факторов, которые учитываются при окончательном выборе конфигурации скважины, основными являются:

1) состав проходимых пород;

2) подъемные, вращательные и гидравлические мощности буровой установки;

3) тип бурового раствора и конструкция скважины; 4) размеры ствола; 5) потенциальные возможности оборудования.

Геометрические размеры обсадных колонн, глубины их спуска, наличие цементной оболочки за ними определяют так же, как и для вертикальных скважин, исходя из геологической и промысловой характеристик конкретной площади. Однако выбор элементов конструкции направленной скважины должен включать дополнительно: а) выбор

рациональной глубины вертикального участка ствола; б) выбор допустимой величины выхода ствола направленной скважины из-под башмака предыдущей обсадной колонны; в) конструкцию фильтра (для горизонтальных скважин).

При сооружении направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали при глубине залегания продуктивного горизонта, соизмеримой с величиной отклонения, проектировщик сталкивается с необходимостью удовлетворения противоречивых требований. Для обеспечения эффективной нагрузки на долото глубина вертикальной части ствола скважины должна быть по возможности больше, но при этом зенитный угол достигает больших значений.

Как правило, под кондуктор бурят вертикальный ствол, если коэффициент отклонения, равный отношению горизонтального смещения забоя к длине вертикального участка скважины, не более 0, 7. Выбор глубины спуска первой технической колонны необходимо увязывать не только с геологическими условиями разреза и степенью осложненности условий бурения, но и с конфигурацией направленной скважины, определяющей возможность спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном наклонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.

5Типы профилей горизонтальных скважин с большим, средним и малым радиусами кривизны. Методы их реализации и области применения.

Горизонтальные скважины характеризуются радиусом искривления криволинейного участка, по которому приходят к горизонтальному участку. На практике обычно выделяют три основных типа скважин

Скважины с большим радиусом искривления

Горизонтальные скважины с большим радиусом искривления характеризуются интенсивностью набора зенитного угла 2-6 град./30 м (100 фут.), который дает радиус искривления 900-290 м (3000- 1000 фут.). Проводка скважины такого профиля осуществляется с помощью инструмента для обычного направленного бурения. Горизонтальные участки имеют длину до 2500 м (8000 фут.). Скважина с таким профилем хорошо подходит для тех случаев, когда для достижения заданной точки входа в пласт требуется большое горизонтальное отклонение.

Скважины со средним радиусом искривления Горзонтальные скважины со средним радиусом искривления имеют интенсивность набора зенитного угла 7-35 град./30 м (100 фут.), радиусы искривления 50-300 м (160-1000 фут.) и горизонтальные участки длиной до 2500 м (8000 фут.). Эти скважины бурятся с помощью специальных гидравлических забойных двигателей и обычных элементов бурильных колонн. Компоновки с двойным перекосом рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 35 град./30 м (100 фут.). Горизонтальный участок бурят обычными компоновками, включая забойныи двигатель с регулируемым углом перекоса (SМА). Такой профиль скважины обычен для бурения на суше и многозабойного бурения.

Скважины с малым радиусом искривления

Горизонтальные скважины с малыми радиусами искривления имеют интенсивность искривления набора зенитного угла 5-10 град./метр (1-1/2-3 град./фут.), которому соответствует радиус искривления 12, 2-6, 1 м (40-20 фут.). Длина горизонтального участка находится в диапазоне 60-275 м (200-900 фут.). Скважины с малыми радиусами искривления бурятся с помощью специального бурильного инструмента и по специальной технологии. Такой профиль находит наибольшее распространение при бурении дополнительных стволов из имеющихся скважин

6Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка. Направляющая часть профиля горизонтальной скважины может включать вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок увеличения зенитного угла или состоять только из вертикального участка и участка увеличения зенитного угла.

Необходимый начальный зенитный угол ГС определяется из условия обеспечения вхождения в пласт в заданной точке (ТВП). На рис. 13 вертикальную проекцию участка набора кривизны (II) можно выразить как

Расчет элементов профиля ствола ГС заключается в определении длин различных участков профиля и их проекций на вертикальную и горизонтальную плоскости.