Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Анализ работы пар ВЗД+долото в ООО «РН-Пурнефтегаз» в 2009–2011 гг.

За последние два года в ООО «РН-Пурнефтегаз» были проведены испытания нескольких пар ВЗД+долото.

Оборудование испытывалось при бурении интервалов под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну. При этом мы изменяли режимы бурения, чтобы определить, при каких нагрузке на долото, частоте вращения ротора и расходе промывочной жидкости можно будет добиться максимальной механической скорости бурения. Полученные результаты и их анализ приводим в предлагаемой ниже статье.

08.10.2011 Инженерная практика №10/2011
Мягких Михаил Петрович Ведущий специалист службы супервайзинга бурения ООО «РН-Пурнефтегаз» (2011 г.)

Рис. 1. Показатели механической скорости бурения долотами различных типоразмеров
Рис. 1. Показатели механической скорости бурения долотами различных типоразмеров
Рис. 2. Отработка бицентричных долот PDC
Рис. 2. Отработка бицентричных долот PDC

В 2009–2010 годы на бурение интервалов под колонну диаметром 393,7 мм в среднем уходило 23 сут. В 2011 году на выполнение этих работ мы затрачиваем 38 сут, или на 65% больше. Увеличились также сроки бурения под колонны диаметром 127 и 123,8 мм — на 10 и 18% соответственно. Сроки прохождения интервалов под 215,9-мм колонну по отношению к предыдущему году не изменились и составляют на данный момент все те же 18 сут. Несколько снизилась (на 10%) в этом году продолжительность бурения интервала под колонну диаметром 295,3 мм (рис. 1).

Что касается механической скорости бурения, то по отдельным видам долот нам удалось добиться небольшого увеличения данного показателя. Так, средняя механическая скорость бурения PDC-долотом БИТ-120/132/106 В510Н (производитель — НПП «Буринтех») в 2011 году составила 2,5 против 2,4 м/ч годом ранее. Таким образом, скорость проходки увеличилась примерно на 4%. По долотам другой серии БИТ-120,6/126/106 В510Н скорость на данный момент составляет 2,7 м/ч (рис. 2).

Рис. 3. Результаты работы различных пар ВЗД-95 + долото
Рис. 3. Результаты работы различных пар ВЗД-95 + долото

Также мы провели анализ нескольких пар ВЗД95 + долото. Сразу оговоримся: для достижения максимальной механической скорости бурения очень важно правильно подобрать режим бурения. Так, сниженный расход промывочной жидкости, ограничение частоты вращения ротора и ограничение нагрузки в разы снижают результаты работы долота и забойного двигателя. В результате самую высокую (5,2 м/ч) механическую скорость показала пара БИТ-126 ВТ413ТВ + ДРУ1-98 РС (5/6). Пары БИТ-123,8 ВТ413ТВН + ДВ95-Р.ПС (5/6) и БИТ-123,8 ВТ413ТВН + ДРУ-95РС (5/6) показали одинаковый результат, равный 4,6 м/ч. На третьем месте оказалась пара БИТ-127 ВТ413ТВН + ДВ95-Р.ПС (5/6), позволившая бурить со скоростью 4,5 м/ч (рис. 3).

Рис. 4. Результаты работы различных пар ВЗД-240 + долото
Рис. 4. Результаты работы различных пар ВЗД-240 + долото

Помимо этого мы также проанализировали работу нескольких пар ВЗД-240+долото. Здесь также большое значение имеет выбранный режим бурения. Самые высокие результаты (31,4 м/ч) продемонстрировала пара, в состав которой был включен ВЗД ДРУ240ПС (3/4). На втором месте (30,7 м/ч) оказалась пара с ВЗД ДРУ-240ПС (2/3). Также в результате испытаний мы установили, что при расходе промывочной жидкости 54–60 л/с средняя механическая скорость бурения составляет от 40 до 60 м/ч. При расходе 48 л/с — уже от 17 до 30 м/ч (рис. 4).

Рис. 5. Результаты работы различных пар ВЗД-172 + долото
Рис. 5. Результаты работы различных пар ВЗД-172 + долото

В части анализа работы пар ВЗД-172 + долото следует заметить, что в 2011 году по некоторым из них нам удалось увеличить показатели механической скорости бурения. В частности, пара БИТ-215,9 ВТ613 Т.10 + ДРУ2-172РС улучшила свой прошлогодний показатель на 1%. Также были сделаны следующие выводы: при нагрузке 8–10 т средняя скорость бурения составляет от 20 до 28 м/ч, а при нагрузке 5-8 т — 15–18 м/ч. При более низких нагрузках средняя скорость может падать вплоть до 9 м/ч (рис. 5).

На данный момент лучшие результаты по скорости показал двигатель ДРУ1-98РС с заходностью 7/8 производства ООО «Фирма «Радиус-Сервис». Данные двигатели отличаются стабильно повышающимся качеством и надежностью. Для бурения интервала под кондуктор оптимальным является применение ДРУ-240 с заходностью 3/4, для бурения под эксплуатационную колонну — ДРУ-172 с заходностью 7/8.

При бурении боковых стволов оптимальный расход промывочной жидкости составляет 9 л/с, нагрузка на долото — 5–6 т, частота вращения ротора — 20–30 об/мин. При увеличении числа оборотов и неизменной нагрузке увеличивается момент на роторе, что влечет за собой снижение оборотов и соответственно снижение механической скорости бурения. При бурении под эксплуатационную колонну оптимальная нагрузка на долото, по нашему опыту, — 8–10 т при расходе жидкости примерно 32–35 л/с.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт эксплуатации погружных датчиков телеметрии в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Применение долот PDC в Тимано-Печорской провинции на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2019

Инженерная практика

Выпуск №05/2019

Механизированная добыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура месторождений
ОПИ технологий и оборудования для борьбы с осложнениямиПрограммное обеспечение на основе машинного обученияОПИ установок плунжерных и винтовых насосов на малодебитном фонде скважинРеагенты для борьбы с коррозией оборудования при добыче природного газаЛиквидация заколонной циркуляции в скважинах после ГРПГерметизация внутренней полости трубопроводов для проведения ремонтаМатематическое моделирование при разработке нефтегазового оборудования
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2019
II Производственно-техническая отраслевая конференция

КОРРОЗИЯ ‘2019: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией. Эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

3-4 сентября 2019 г., г. Екатеринбург
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненным коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

9 -13 сентября 2019 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг-курс будет проводиться в рамках авторского курса С. Балянова.