Комплекс гидравлических забойных двигателей для проводки наклонно-направленных скважин

Дипломный проект "Комплекс гидравлических забойных двигателей для проводки наклонно-направленных скважин". Защищался в 2012 году в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на "отлично". ...

Оглавление
Введение 8
Глава 1. КОМПЛЕКС ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПРОВОДКИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН 9
1.1. Особенности бурения наклонно направленных скважин 10
1.1.1. Назначение и область применения наклонно направленного бурения 10
1.1.2. Способы отклонения ствола скважины 12
1.1.3 Профили наклонных скважин 17
1.1.4. Исходные данные по скважине 21
1.2. Состав оборудования и анализ конструкций элементов забойного оборудования 25
1.2.1. Турбобуры 25
1.2.2. Винтовые забойные двигатели 37
1.2.3. Породоразрушающий инструмент 61
1.2.4. Утяжеленные бурильные трубы и бурильные трубы 66
1.2.5. Телеметрические системы 70
1.2.6. Опорно - центрирующий инструмент 77
1.2.6.1. Калибратор 77
1.2.6.2. Центратор 81
1.3. Выбор забойного оборудования для бурения различных интервалов наклонно направленной скважины 84
1.3.1. Роторная система при бурении под кондуктор 84
1.3.2. Турбобур при бурении под промежуточную колонну 86
1.3.2.1. Описание конструкции турбобура 88
1.3.2.2. Техническая характеристика турбобура 89
1.3.3. Винтовой забойный двигатель для бурения под эксплуатационную колонну 90
1.3.3.1. Описание конструкции ВЗД 92
1.3.3.2. Техническая характеристика винтового забойного двигателя 93
1.3.3.3. Анализ соединения ротора с валом шпинделя 94
1.3.4. Выбор забойного двигателя под хвостовик 98
1.3.5. Выбор долот 99

Глава 2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 101
2.1. Гидравлический расчет промывки скважины 102
2.1.1. Гидравлический расчет промывки при бурении под кондуктор 102
2.1.2. Гидравлический расчет при бурении под промежуточную колонну 103
2.1.3. Гидравлический расчет при бурении под эксплуатационную колонну 104
2.1.4. Гидравлический расчет при бурении под хвостовик 105
2.2. Расчет момента сил сопротивления на долоте при бурении под промежуточную колонну 105
2.3. Расчет турбины турбобура 106
2.4. Расчет вала шпинделя турбобура на прочность 111
2.5. Расчет осевой опоры турбобура 114
2.6. Расчет момента сил сопротивления на долоте при бурении под эксплуатационную колонну 116
2.7. Расчет геометрических параметров рабочих органов ВЗД 120
2.8. Построение профилей ротора и статора 129
2.9. Расчет характеристик винтового забойного двигателя 129
2.10. Расчет осевых сил винтового забойного двигателя 130
2.11. Расчёт вала шпинделя ВЗД на статическую прочность 130
2.12. Расчет соединения ротора и выходного вала двигателя 132
2.13. Расчет осевой опоры шпинделя ВЗД 133
2.14. Расчет отклоняющей компоновки 134
Глава 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 135
4.1. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт турбобуров 136
4.2. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт винтовых забойных двигателей 143
Глава 4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 149
4.1. Введение 150
4.2. Токсические вещества 151
4.3. Вредные и опасные климатические условия в рабочей зоне 152
4.4. Недостаточная система освещения рабочей зоны 154
4.5. Шум и вибрация 156
4.6. Поражение электрическим током 159
4.7. Пожары и взрывы 161
4.8. Факторы трудового процесса 164
4.9. Травмы механического характера 165
4.10. Ионизирующее излучение, радиация 165
4.11. Негативное воздействие на окружающую среду 167
4.12. Расчет освещения в бытовом помещении 171
4.13. Расчет тепловой мощности системы обогрева 173
Глава 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА 175
5.1. Введение 176
5.2.Технико-экономическое обоснование проекта 176
5.4.Методика расчета эффективности от применения турбобура при бурении под промежуточную колонну 179
5.5.Расчет экономического эффекта от применения турбобура при бурении под промежуточную колонну 183
5.6. Методика расчёта экономического эффекта от внедрения проектируемого ВЗД 184
5.7. Расчет экономического эффекта от внедрения проектируемого ВЗД 185
5.8. Вывод 187
Список литературы 188

Приложение 1. Графическая часть

Необходимость быстрейшего развития экономики ставит задачу – повысить и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, то есть увеличение скоростных показателей бурения, так и повышение качества самих буровых работ.
Разбуривание нефтяных и газовых месторождений наклонным спо¬собом является эффективным методом формирования оптимальной системы разработки, а также восстанов¬ления продуктивности месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

(Здесь следует отметить, что имеются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг, но в этом случае появляется необходимость в подъеме всего кабеля или отрезка кабеля при наращивании, что требует дополнительных затрат времени).Вращение колонны также возможно, хотя для этого необходимо применять вращающийся токосъемник, устанавливаемый под вертлюгом. В зонах АВПД при наличии «выбросовой» ситуации и необходимости в закрытии превентора бурение ограничивается максимально возможным ходом инструмента вверх до достижения положения, когда кабель находится уже внутри колонны, а при варианте пропуска кабеля через вертлюг этой проблемы нет (рис. 2.30).Гидравлический канал связи ГКС. Исследования этого канала в нашей стране начаты при разработке гидротурботахометра ВНИИБТ еще в 50-х годах, адальнейшее применение канал нашел при бурении Кольской сверхглубокой скважины СГ-3, где устойчивые сигналы о частоте вращения вала турбобура были получены с глубины более 12000 метров. Однако в основном применяется в современных MWD зарубежных ведущих фирм «Schlumberger», «Baker Hughes» «Halliburton», «Gearhart» и др.Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте осуществления связи по сравнению с другими каналами, так и на том, что этот канал не нарушает (по сравнению с ЭКС) технологические операции при бурении и не зависит от геологического разреза горных пород (по сравнению с ЭМКС), то есть от буровой бригады не требуется необычных операций.Недостатки: низкая информативность из-за низкой скорости передачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (батареи, турбогенераторы), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостямиЭлектромагнитный канал связи ЭМКС: используют электромагнитные волны (токи растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки (рис. 9.7). Разработкой телесистем с ЭМКС в России занимаются ВНИИ-геофизических исследований скважин (ВНИИГИС), ВНИИ промысловой и полевой геофизики (ВНИИПГ) и другие.Преимущества: несколько более высокая перед гидравлическим каналом информативность.Недостатки: дальность связи (зависит от проводимости и перемежаемости горных пород, затухания сигналов.), слабая помехоустойчивость, сложность установки антенны в труднодоступных местах, невозможность использования на море[21].1.2.6. Опорно - центрирующий инструментКалибраторы, центраторы и стабилизаторы, входящие в компоновку нижней части бурильной колонны относятся к опорно-центрирующим устройствам. Они применяются при проводке вертикальных и наклонно направленных скважин с целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления, снижения возможностей возникновения осложнений и улучшения технико-экономических показателей бурения скважин.1.2.6.1. КалибраторКалибратор - калибрующий и опорно-центрирующий технологический инструмент - предназначен для калибрования ствола скважины, центрирования долота и улучшения условий работы долота и забойного двигателя. Калибратор устанавливается над долотом, а при роторном бурении можно устанавливать между секциями УБТ.Необходимость применения калибраторов вызывается тем, что при бурении в твердых породах, формируется ствол, поперечное сечение которого отличается от окружности, имеет форму многоугольника с числом вершин на единицу больше числа шарошек или лопастей долота. При этом диаметр ствола по просвету меньше диаметра использованного долота, но спуск шарошечного долота по такому стволу протекает нормально в результате проскальзывания шарошек по вершинам полученного многоугольника.Кроме того, вследствие износа опоры и вооружения калибрующий диаметр долота после бурения некоторого интервала уменьшается, что приводит к снижению диаметра скважины. При бурении же в мягких и средней твердости породах в результате радиальной вибрации стойкость долота и межремонтный период работы забойных двигателей уменьшаются.Диаметр калибратора принимается равным диаметру долота. В отдельных случаях применяют калибраторы с уменьшенным на 0,8 - 5- 6,5 мм диаметром, при этом нижний предел относится к калибраторам малого диаметра, верхний - к калибраторам большого.Рабочие элементы калибраторов выполняются в виде вращающихся на осях шарошек цилиндрической или бочкообразной формы (шарошечные калибраторы), а также лопастей прямых или спиральных (лопастные калибраторы) (рис.1.45). Шарошки калибраторов оснащаются зубчатым, вставным твердосплавным или комбинированным вооружением.Шарошечные калибраторы с зубчатым вооружением (рис.1.45,б)(зубья фрезеруются за одно целое с телом шарошки) предназначены для работы в малоабразивных породах; калибраторы с вставным твердосплавным или комбинированным вооружением - в породах с повышенным содержанием абразива.. Рис. 1.45. Калибраторы: а) лопастные; б) шарошечные; в) на шаровой опореОбласть применения шарошечных калибраторов - скважины диаметром 295,3 мм и более.Лопастные калибраторы получили более широкое распространение, чем шарошечные. Отечественными заводами освоен выпуск шарошечных калибраторов диаметром 120,6555 мм.Лопасти калибраторов в целях повышения износостойкости армируются твердосплавными вставками. Для особых случаев бурения изготавливаются калибраторы, лопасти которых армируются синтетическими алмазами.Спиральные калибраторы выполняются трехлопастными. Количество прямых лопастей калибратора обычно 46. Длина калибрующих поверхностей спиральных калибраторов принимается равной 0,83 диаметра долота.На рис. 1.46 приведены конструкции наддолотных калибраторов с прямыми и спиральными лопастями, армированными твердосплавными вставками (зубками) из карбида вольфрама.left1079500Для снижения сальникообразования в лопастях в перпендикулярном напра-влении высверливаются антиса-льниковые отверстия. При вращении инструмента через эти отверстия происходит переток промывочной жидкости, что предотвращает накопление Рис. 1.46. Калибратор наддоло- и уплотнение шлама между лопастями итный со спиральными (а) и снижает вероятность образованияпрямыми лопастями (б) наддолотных сальников.Калибраторы диаметром 295,3 мм и более могут изготавливаться со сменной муфтой. Калибрующие лопасти фрезеруются за одно целое с корпусом муфты или привариваются к корпусу. Муфта с лопастями навинчивается на ствол многократного использования.Калибраторы со сменными муфтами значительно дешевле цельно фрезерованных аналогичного назначения и конструкции.Конструкция калибратора со сменной муфтой приведена на рис. 1.47.Полноразмерный калибратор, установленный над долотом, воспринимает радиальные нагрузки, которые возникают в процессе бурения, что значительно улучшает условия работы опоры долота, повышает ее долговечность и проходку за рейс. Для долот с герметизированной маслонаполненной опорой применение калибраторов необходимо[21].11366512763500Рис. 1.47. Калибратор наддолотный лопастной спиральный со сменной муфтой1 - муфта сменная, 2 - ствол1.2.6.2. ЦентраторЦентратор - опорно-центрирующий технологический инструмент - предназначен для центрирования нижней части бурильной колонны и забойного двигателя, стабилизации или изменения направления ствола скважины (рис.1.48). Центратор устанавливается на корпусе забойного двигателя (центратор забойного двигателя) или в колонне утяжеленных бурильных труб (колонный центратор).Колонный центратор отличается от калибратора только длиной и типом нижнего резьбового конца ствола. Так, у калибратора, обычно внизу, резьбовая муфта и короткий ствол для непосредственного соединения с долотом, а у центратора - ниппель и удлиненный ствол для снижения напряжений в резьбовом соединении с УБТ.Диаметр центраторов принимается на 2.. .5 мм меньше диаметра долота. Длина опорно-центрирующих поверхностей центраторов забойного двигателя 0,2...2,0 диаметра долота; длина опорно-центрирующих поверхностей колонных центраторов 0,8...5,0 диаметра долота.По аналогии с калибраторами центраторы могут быть шарошечными и лопастными с прямыми или спиральными лопастями.Несмотря на то, что действующий ОСТ 39-078-79 предусматривает изготовление шарошечных центраторов, в отечественной практике применяются исключительно лопастные с прямыми или спиральными лопастями.Рис. 1.48. ЦентраторыВ целях повышения износостойкости лопасти центраторов армируются твердосплавными вставками (сплав - карбид вольфрама).Применение передвижных центраторов на корпусе забойного двигателя позволяет стабилизировать или изменять в необходимых пределах зенитный угол при проводке наклонно направленных скважин. Место установки центратора на корпусе забойного двигателя определяется расчетным путем для каждого конкретного случая (см. раздел 2).Рис. 1.49. Центратор передвижной забойного двигателяДля закрепления такого центратора на корпусе забойного двигателя муфта центратора (нижняя часть) навинчивается на цангу (верхняя часть). При навинчивании, благодаря конусной резьбе, цанга сжимается и плотно обхватывает корпус двигателя. При определенном усилии свинчивания достигается полная неподвижность центратора относительно корпуса забойного двигателя.Колонные центраторы устанавливаются в КНБК между секциями УБТ при бурении с высокими осевыми нагрузками на долото в роторном бурении.Рис. 1.50. Центратор колонный спиральный1.3. Выбор забойного оборудования для бурения различных интервалов наклонно направленной скважиныОдним из самых важных моментов строительства любой направленной скважины является компоновка низа бурильной колонны (КНБК).1.3.1. Роторная система при бурении под кондукторВозросшие глубины строительства разведочных и эксплуатационных скважин требуют тщательного подхода к выбору КНБК для бурения протяженных вертикальных участков. Однако, нередки случаи искривления вертикального ствола скважины, что ставит под угрозу выполнение её назначения. Одной из основных причин технического характера является неправильный выбор КНБК –длины и диаметра УБТ, количества опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) в составе КНБК. В последние годы, на практике, наблюдается тенденция к применению КНБК, общая масса которого значительно превышает величину необходимой осевой нагрузки на долото для эффективного разрушения горной породы. Часто практикуется применение так называемой «жесткой» КНБК с установкой в наддолотной части секции УБТ наибольшего допустимого диаметра(рис.1.51), длиной 25-35м, в сочетании с двумя, иногда тремя ОЦЭ и далее над последним ОЦЭ установкой УБТ длиной 150-160 м и более метров. В результате в процессе бурения УБТ, установленные над последним центратором, под действием осевой нагрузки теряют устойчивость, образуются «изогнутые полуволны», которые воздействуют на стенки скважин. Происходят, значительные по величине, потери мощности и вращающего момента, необходимые для реализации на долоте. Вследствие этого резко снижаются показатели работы долота на забое – механическая скорость, проходка на долото, происходят аварии и осложнения.Наиболее типичные компоновки низа бурильной колонны для бурения роторным способом вертикального участка приведены на рис.1.52. Рис.1.51. «Жесткие»КНБК Рис.1.52.Типичные КНБК для роторного буренияС.А. Оганов и А.С. Оганов разработали методику проектирования КНБК для предупреждения искривления вертикального участка. Сущность методики заключается в том, что секции КНБК, составленные из утяжеленных бурильных труб (УБТ) различного диаметра, жесткости и веса погонного метра, рассчитываются таким образом, что передаваемая на секцию осевая нагрузка оказывается меньше, чем критическая нагрузка Ркр, при которой секция теряет устойчивость, происходит продольный изгиб. С целью недопущения потери устойчивости секции КНБК на расчетном расстоянии, равном половине критической длины lкр. для данной секции, устанавливается опорно-центрирующий элемент (ОЦЭ).Известно, что основным назначением калибратора является калибрование стенок ствола скважины, создание цилиндрического ствола диаметром равным диаметру долота для обеспечения условий спуска обсадной колонны на проектную глубину. Другим назначением калибратора является повышение жесткости наддолотной части КНБК. Так, установка калибратора над долотом превращает «шарнирную» опору в «защемленную» в результате возрастает величина допускаемой критической силы Ркр и lкр. В 1,27 раза на длине первой секции КНБК. С этой точки зрения применение наддолотного калибратора в составе КНБК имеет положительное значение; однако, в искривленном стволе он способствует набору или стабилизации кривизны. Поэтому при использовании такой КНБК требуется постоянный контроль зенитного угла и азимут скважины.Предлагается КНБК такого типа для бурения под кондуктор (Рис. ):долото 393,7 мм + калибратор 393,7 мм + УБТС2-299 расчетной длины + центратор или калибратор на расчетном расстоянии + УБТС2-203 + БТ.В КНБК по возможности следует включить забойную телеметрическую систему (MWD).1.3.2. Турбобур при бурении под промежуточную колоннуДанный интервал (700-2225м) сложен мягкими породами с пропластками пород средней крепости. Для бурения под промежуточную колонну выбираем роторно-турбинный способ бурения с помощью турбобура. Турбобур имеет большую механическую скорость в верхних, мягких породах, что, безусловно, способствует сокращению времени строительства скважин. Также турбобур обладает рядом следующих преимуществ:- высокие наработки на отказ, т.е. межремонтный период работы шпиндельных секций – от 200 до 500 часов, а турбинных от 1000 до 1500 часов;- возможность применения гидромониторных долот с перепадом давления до 7 МПа;- улучшенные энергетические характеристики турбин;- возможность телеконтроля и автоматического поддержания оптимального сочетания «обороты-момент силы»;- возможность обеспечения в зависимости от технологии проводки скважин удельного расхода бурового раствора – от 2 до 5 л/с на один квадратный дюйм забоя.Применение турбобура увеличивает механическую скорость бурения, что в свою очередь способствует увеличению коммерческой скорости. Также это позволяет использовать бурильные трубы меньшего диаметра.-7366061595000Интервал бурится долотом 295,3мм, проектируем турбобур с наружным диаметром корпуса 240мм. Турбинное бурение характеризуется большей склонностью к изменению направления скважины, так как вектор отклоняющей силы ориентируется в одном направлении. Поэтому для предотвращения искривления скважин необходимо применять компоновки повышенной жесткости. На рис. Приведены три КНБК, наиболее рациональные с точки зрения достижения минимальной кривизны скважины. Компоновка на рис.1.53,а включает 2 ОЦЭ, калибратор 2 и центратор 5, турбобур 4, УБТ 6. Если допустимая интенсивность искривления не достигается с использованием более одного центратора(рис.1.53 , б,в), то планируют применение КНБК, включающей надо долотом 1 калибратор 2, маховик 3, калибратор 2, выполняющей роль центратора, турбобур 4, центратор 5, УБТ 6 и далее бурильные трубы.Рис.1.53. КНБК для бурения подпромежуточную колонну1.3.2.1. Описание конструкции турбобураТурбобур представляет собой гидравлический забойный двигатель, осевая опора которого вынесена в отдельный узел – шпиндельную секцию. В шпиндельной секции размещена 30-ступенчатая резинометаллическая осевая опора с "утопленной" резиной – пята, воспринимающая нагрузку, определяемую перепадом давления на турбине и долоте, весом вращающихся деталей секций, направленную вниз, и, направленную вверх реакцию забоя. В верхней части вал шпиндельной секции центрируется относительно его корпуса двумя радиальными опорами, одна из которых установлена в корпусе, а другая – в переводнике. В нижней части вал центрируется обрезиненным ниппелем, обеспечивая минимальное расстояние до долота. В турбинной секции установлено 138 ступеней турбины и четыре резинометаллические радиальные средние опоры. Детали, установленные на валах турбинной и шпиндельной секций, крепятся с помощью конусно-шлицевых полумуфт на малоконусной резьбе с внутренним упорным торцом. Соединение валов шпиндельной и турбинной секций турбобура осуществляется посредством конусно-шлицевой полумуфты.1.3.2.2. Техническая характеристика турбобураТаблица 1.4№ПараметрЗначение1Диаметр турбобура, мм2402Число турбинных секций, шт. 13Расход бурового раствора, л/с 564Момент силы на рабочем режиме, Нм 22885Момент силы на тормозном режиме, Нм45756Частота вращения на рабочем режиме, об/мин4657Число ступеней1388Перепад давлений, МПа5,49Допустимая осевая нагрузка, кН2501.3.3. Винтовой забойный двигатель для бурения под эксплуатационную колоннуПри бурении эксплуатационную колонну (2225-3753м, диаметр обсадной колонны 177.8 мм, диаметр долота 215.9 мм) выбираем роторно-турбинный способ бурения с винтовым забойным двигателем (ВЗД). Винтовые забойные двигатели используются при бурении нижних интервалов, там, где механическая и, особенно рейсовая, скорость бурения существенно ниже, чем в верхних интервалах бурения, можно оценить затраты времени и средств на бурение при использовании ВЗД не менее 50 % от всех затрат на бурение скважин. Кроме того, наиболее сложные и дорогостоящие работы, такие, как бурение участков наклонно направленных и горизонтальных скважин с большой интенсивностью искривления, бурение горизонтальных участков проводятся только с применением ВЗД. При восстановлении скважин методом бурения боковых стволов также, в основном, используются ВЗД. При капитальном ремонте с применением ВЗД выполняется свыше 90 % всех операций, связанных с разбуриванием боковых стволов.В ходе многолетней промышленной эксплуатации был подтвержден ряд важных эксплуатационных преимуществ ВЗД:оптимальные характеристики (низкие частоты вращения при высоком крутящем моменте), обеспечивающие эффективную отработку долот различного типа;небольшой перепад давления, позволяющий использовать гидромониторные долота при существующем насосном парке;возможность контроля за режимами бурения по давлению на стояке;минимальные осевые габариты, позволяющие использовать ВЗД при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин по различным радиусам искривления; простота монтажа и ремонта двигателей. Опыт работы в различных регионах показал, что ВЗД может работать с использованием промывочных жидкостей любой плотности - от аэрированных растворов плотностью меньше 1 г/см3 до утяжеленных плотностью более 2 г/ см3.Опыт эксплуатации и испытаний ВЗД определяют следующие перспективы его применения при бурении:глубоких скважин, когда увеличение проходки на долото имеет существенное значение и обеспечивает экономический эффект;наклонно направленных и горизонтальных скважин; долотами PDC и шарошечными с герметизированными маслонаполненными опорами;с применением аэрированных промывочных жидкостей; вторых стволов при авариях; с отбором керна.При бурении наклонно-направленных скважин применяют телеметрические системы, которые позволяют отслеживать местоположение долота, которые замеряют необходимые параметры и передают их наверх, где они регистрируются и расшифровываются. При бурении скважины используется телеметрическая система с гидравлическим каналом связи.Рис.1.54. КНБК для бурения под эксплуатационную колонну.КНБК для бурения под эксплуатационную колонну:ДолотоPDC215,9 + ВЗД (с центаратором) + переливной клапан + НУБТ + MWD + НУБТ + ясс + УБТ + БТ.1.3.3.1. Описание конструкции ВЗДВинтовой забойный двигатель представляет собой гидравлический забойный двигатель объемного действия. Состоит из двигательной и шпиндельной секций, корпуса которых соединены кривым переводником. В состав двигательной секции входят ротор и статор. Статор выполнен в виде стального корпуса, к внутренней поверхности которого привулканизирована резиновая обкладка с внутренними винтовыми зубьями левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья.