Поиск

Роторная система — типичный компонент роторной буровой установки, функция которой заключается в приведении бурильной колонны во вращение для разрушения породы. Она состоит из: поворотный стол, поворотныйи буровые инструментыСостав бурового инструмента варьируется в зависимости от типа буримой скважины; как правило, он включает в себя: келли, бурильная труба, утяжеленная бурильная труба, и бит, а также аксессуары, такие как стабилизаторы, амортизаторы и переходники.Среди них долото – инструмент, непосредственно разрушающий горную породу. Утяжеленная бурильная труба, отличающаяся большой массой и толстыми стенками, используется для передачи нагрузки на долото (WOB). Бурильная труба соединяет наземное оборудование с внутрискважинным и передает крутящий момент. Ведущая труба, как правило, имеет квадратное поперечное сечение; роторный стол приводит в движение всю бурильную колонну и долото через ведущую трубу. Вертлюг – классический компонент роторных буровых установок, который не только несет вес бурового инструмента и обеспечивает вращательное движение, но и служит каналом для подачи бурового раствора под высоким давлением.Ⅰ. Ключевые компонентыПоворотный столСостоящий из горизонтальных подшипников, конических шестерен, квадратной втулки ведущей трубы (SKB) и корпуса, он в основном использует конструкцию зубчатой ​​передачи.1.Выполняет функцию исполнительного механизма роторной системы, приводя во вращение ведущую трубу или бурильную колонну посредством зубчатой ​​передачи;2.Обеспечивает опору устья скважины и принимает на себя часть веса бурильной колонны;3.Квадратная втулка ведущей трубы (SKB) фиксирует ведущую трубу, обеспечивая стабильную передачу крутящего момента.ПоворотныйСостоит из гуська, центральной трубы, вращающихся подшипников, уплотнительных устройств и узла подвески. Верхняя часть соединена с крюком, а нижняя — с ведущей трубой.1.Когда крюк и талевый блок неподвижны, вертлюг приводит во вращение ведущую трубу, предотвращая при этом утечку бурового раствора;2.Гусек соединен с трубопроводом бурового раствора, а центральная труба направляет буровой раствор в бурильную колонну;3.Принимает часть веса бурильной колонны через узел подвески и взаимодействует с подъемной системой для регулировки нагрузки на долото.КеллиТолстостенная стальная труба квадратного или шестиугольного сечения, обычно длиной 9–12 метров, с бурильными трубами на обоих концах.1.Его верхний конец соединен с вертлюгом, а нижний конец соединен с бурильной колонной через бурильное соединение, передающее крутящий момент от ротора или верхнего привода на бурильную колонну;2.Его квадратное поперечное сечение соответствует квадратной втулке ведущей трубы поворотного стола, что предотвращает проскальзывание во время вращения.Верхний приводОн состоит из электродвигателя (или гидравлического двигателя), редуктора, главного вала, устройства свинчивания/развинчивания бурильных труб и канала для бурового раствора и устанавливается под талевым блоком.1.Может напрямую приводить в движение бурильную колонну без частого свинчивания соединений (сокращение времени спускоподъемных операций);2.Оснащенный встроенным устройством свинчивания/развинчивания, он может автоматически затягивать и ослаблять резьбу бурильных труб, повышая эффективность работы;3.Подходит для глубоких скважин, сверхглубоких скважин и скважин с большим отходом от вертикали, снижая усталостные повреждения бурильной колонны.Ⅱ. Основные функцииОбеспечение крутящего моментаПреобразует энергию силового оборудования в крутящий момент бурильной колонны, заставляя долото вращаться с высокой скоростью (обычно 30–150 об/мин) и позволяя шарошкам долота разрушать горные породы.Поддержка циркуляции бурового раствораРотор и вертлюг роторной системы оснащены центральными сквозными отверстиями. Буровой раствор может подаваться в бурильную колонну через эти отверстия и затем распыляться через сопла долота, выполняя три основные функции: транспортировку шлама, охлаждение долота и смазку бурового инструмента.Техническое обслуживание центрирования бурильной колонныБлагодаря функции позиционирования таких компонентов, как роторный стол и втулка ведущей трубы, обеспечивается постоянное перемещение бурильной колонны вдоль центральной оси ствола скважины во время вращения, что предотвращает отклонение ствола скважины, вызванное смещением бурильной колонны (что особенно важно при бурении вертикальных скважин).Совместимость скважинного инструментаСовместимость с инструментами для направленного бурения (например, с прогрессивными полостными бурильными установками (PCD), приборами для измерения в процессе бурения (MWD)). Регулируя скорость вращения или координируя работу со скважинными силовыми приборами, он обеспечивает точный контроль траектории ствола скважины (например, набор и удержание отклонения для горизонтальных скважин).Ⅲ. Принцип работыПроцесс передачи крутящего моментаДизельный двигатель/Электродвигатель → Редуктор → Конические шестерни → Вращение ротора → Квадратная втулка ведущей бурильной трубы, приводящая в движение ведущую бурильную трубу → Ведущая бурильная труба передает крутящий момент на бурильную колонну через соединение бурильных труб → Вращение долота для разрушения породы.Процесс циркуляции бурового раствораБуровой насос → Высоконапорный трубопровод → Гусек вертлюга → Центральная труба вертлюга → Ведущая труба → Внутренняя часть бурильной колонны → Насадки долота → Кольцевое пространство ствола скважины → Возврат устья скважины → Буровой резервуар (для отделения и переработки шлама).Ⅳ. Ежедневное обслуживаниеПоворотный стол: Регулярно очищайте коробку передач, доливайте трансмиссионное масло и проверяйте износ подшипников;Поворотный: Очищайте центральную трубу после каждой спускоподъемной операции и проверяйте состояние смазки вращающихся подшипников;Верхний привод: Регулярно калибруйте датчик крутящего момента, а также проверяйте состояние изоляции двигателя и давление в гидравлической системе.

Технология направленного бурения (НБ) является одной из самых передовых технологий бурения в мировой сфере разведки и разработки нефти. Она основана на использовании специальных скважинных инструментов, измерительных приборов и технологических процессов для эффективного управления траекторией ствола скважины, направляя буровое долото к заданной подземной цели в заданном направлении. Эта технология устраняет ограничения вертикальных скважин, которые «могут разрабатывать только ресурсы непосредственно под устьем скважины». Внедрение технологии направленного бурения позволяет экономично и эффективно разрабатывать нефтяные и газовые ресурсы, ограниченные поверхностными или подземными условиями, значительно увеличивая добычу нефти и газа и снижая затраты на бурение. По сути, наклонно-направленная скважина — это метод бурения, который направляет ствол скважины к целевому пласту по заранее рассчитанному углу отклонения и азимуту.Существует три основных типа профилей скважин:(1) Двухсекционный тип: вертикальная секция + наращиваемая секция;(2) Трехсекционный тип: вертикальная секция + наращиваемая секция + касательная секция;(3) Пятисекционный тип: верхняя вертикальная секция + секция наращивания + касательная секция + секция спуска + нижняя вертикальная секцияГоризонтальная скважина — это тип наклонно-направленной скважины. Обычные нефтяные скважины вскрывают нефтяной пласт вертикально или под небольшим углом, что приводит к образованию короткого участка ствола, проходящего через пласт. В отличие от этого, после бурения вертикально или под углом для достижения нефтяного пласта, ствол горизонтальной скважины поворачивается в направлении, близком к горизонтальному, чтобы оставаться параллельным нефтяному пласту, что позволяет бурить большие расстояния внутри пласта до его завершения. Оснащена высокопрочными тяжелые бурильные трубы (HWDP) для горизонтальных участков и износостойкие долота PDC (поликристаллический алмазный компакт)Длина участка, вскрывающего пласт, может составлять от сотен метров до более 2000 метров. Это не только снижает гидравлическое сопротивление флюида, поступающего в скважину, но и многократно увеличивает производительность по сравнению с традиционными вертикальными или наклонно-направленными скважинами, способствуя повышению нефтеотдачи.Ⅰ. Сценарии применения1. Преодоление наземных/подземных препятствийПоверхностные препятствия: Если над резервуаром имеются здания, железные дороги, озера или экологические защитные зоны, то наклонно-направленные скважины можно бурить за пределами этих препятствий, чтобы достичь резервуара под углом (например, разработка нефтяных и газовых месторождений вокруг городов).Подземные препятствия: при обходе опасных геологических объектов, таких как подземные пещеры, соляные купола и разломы, ударопрочность и устойчивость к разрушению утяжеленные бурильные трубы и высокого давления противовыбросовый превенторs (ПБ) используются скоординированно, чтобы избежать аварий при бурении, таких как прихваты труб и выбросы.2. Увеличение производительности нетрадиционных месторождений нефти и газаНетрадиционные пласты, такие как сланцевый газ и нефть плотных пород, обладают «крайне низкой проницаемостью». Вертикальные скважины способны охватить лишь небольшую часть пласта, что ограничивает возможности добычи. Однако горизонтальные скважины пересекают пласт по горизонтали на расстояние в несколько сотен метров, увеличивая площадь контакта с пластом в десятки раз. Суточная добыча газа одной горизонтальной скважины может быть в 5–10 раз выше, чем у вертикальной, что делает её ключевой технологией для разработки нетрадиционных месторождений нефти и газа.3. Сокращение затрат на разработкуМорские месторождения нефти и газа: бурение куста скважин с одной морской платформы намного менее затратно, чем строительство отдельной платформы для каждого целевого объекта, что приводит к сокращению затрат на разработку на 30–50 %.Зрелые нефтяные месторождения: Благодаря технологии «sideTracking» (бурение ответвлений от ствола старой скважины для разработки оставшихся нефтяных пластов в близлежащей области) нет необходимости бурить новые вертикальные скважины, что значительно сокращает инвестиции.Ⅱ. Преимущества и недостатки по сравнению с вертикальными скважинамиПреимущества1. Широкие возможности охвата ресурсов: Он позволяет разрабатывать удалённые и разрозненные пласты, недоступные для вертикальных скважин, что позволяет повысить эффективность добычи нефти и газа из нефтяных и газовых пластов.2. Высокая производительность одиночной скважины: В частности, горизонтальные скважины значительно увеличивают площадь контакта между стволом скважины и пластом, обеспечивая значительные преимущества при разработке нетрадиционных месторождений нефти и газа.3. Превосходная экономическая эффективность: Кустовые скважины и многоствольные скважины, поддерживаемые интегрированными буровыми установками и соответствующим буровым оборудованием (таким как верхние приводы и буровой насосs), сокращают затраты на поверхностные работы и строительство платформы, что делает их пригодными для сценариев морской и интенсивной разработки.Недостатки1.Высокая техническая сложность: Для этого требуются профессиональные специалисты по направленному бурению, роторные управляемые системы (РУС) и оборудование MWD (измерения во время бурения), что приводит к гораздо более высоким техническим требованиям, чем для вертикальных скважин.2.Высокие затраты: Инвестиции в однонаправленную скважину обычно на 20–50 % выше, чем в вертикальную скважину той же глубины (из-за увеличения затрат на инструменты, оборудование и рабочую силу).3.Высокие риски: Сложная траектория приводит к высокому сопротивлению циркуляции бурового раствора и усложняет обеспечение устойчивости ствола скважины, что приводит к более высокому числу аварий, таких как прихват труб и обрушение ствола скважины, по сравнению с вертикальными скважинами.4.Длительный цикл строительства: Требуются частые корректировки траектории и измерения данных, что приводит к увеличению продолжительности цикла строительства на 30–60 % по сравнению с вертикальными скважинами той же глубины.Ⅲ. ЗаключениеПодводя итог, можно сказать, что наклонно-направленное бурение представляет собой важную веху в развитии нефтяной промышленности от простой вертикальной разработки до сложной и точной разработки. В настоящее время в мировой разработке нефтегазовых ресурсов доля применения наклонно-направленных скважин превысила долю вертикальных, что делает их одной из основных технологий обеспечения поставок нефти и газа.

The Стабилизатор бурильной колонны — важнейший инструмент, устанавливаемый на бурильную колонну при бурении нефтяных и газовых скважин, геологоразведке и других инженерных проектах. Его основные функции включают стабилизацию бурильной колонны, управление траекторией ствола скважины, снижение вибрации и износа бурильной колонны, а также обеспечение эффективного и безопасного бурения. Ниже приведено подробное описание:I. Основные функцииСтабилизация бурильной колонны и предотвращение отклоненияБлагодаря контакту со стенкой скважины стабилизатор обеспечивает радиальную поддержку бурильная колонна, уменьшая поперечные колебания бурильной колонны во время вращения и бурения. Это предотвращает отклонение ствола скважины от проектной траектории (например, управление траекторией в наклонно-направленных или горизонтальных скважинах).Контроль диаметра ствола скважиныНаружный диаметр стабилизатора близок к диаметру бурового долота, что позволяет ему удалять излишки породы или глинистой корки со стенок скважины. Это обеспечивает правильную форму ствола скважины, предотвращает его расширение или усадку и создает благоприятные условия для последующего цементирования и заканчивания скважины.Снижение износа и усталости бурильной колонныОн минимизирует трение между бурильной колонной и стенкой скважины, уменьшает изгиб и вибрацию бурильные трубы и утяжеленные бурильные трубы, продлевает срок службы буровых инструментов и снижает риск возникновения несчастных случаев, таких как поломка и застревание бурильной колонны.Оптимизация гидравлических характеристикНекоторые стабилизаторы спроектированы с отводными канавками или водяными глазками, которые улучшают путь потока бурового раствора, повышая способность переносить песок и эффективность охлаждения долота.II. Основные классификации и структурные особенностиСтабилизаторы бурильной колонны можно классифицировать по конструктивному исполнению, сценариям применения и принципам стабилизации:Классификация по структурной формеИнтегральный стабилизаторСтруктура: Выкован из цельного куска стали (например, легированной стали) и обработан на станке, с ребрами, интегрированными в основной корпус (без сварных или сборных компонентов).Функции: Высокая прочность и ударопрочность, подходит для глубоких скважин, твердых пород или условий бурения с высокой скоростью вращения.Приложение: Глубокое бурение скважин, твердые горные породы и участки наклонно-направленных скважин с высокой скоростью набора кривизны.Стабилизатор вставного типаСтруктура: В ребра основного корпуса вставлены твердосплавные вставки (например, зубья из карбида вольфрама) или вставки из поликристаллического алмазного композита (PDC).Функции: Исключительная износостойкость, эффективная обработка абразивных пород (например, песчаника, конгломерата) и продление срока службы.Приложение: Абразивные образования и горизонтальные участки скважин (требующие длительного контакта со стенкой скважины).Сменный стабилизатор рукаваСтруктура: Основной корпус служит основанием, а съёмная втулка из износостойкого сплава обеспечивает стабилизацию. Изношенные втулки можно заменить, не разбирая весь корпус.Функции: Экономически эффективен, снижает затраты на техническое обслуживание, подходит для средне- и низкоабразивных пластов.Приложение: Традиционные вертикальные скважины и требования к вторичному/многократному использованию в скважинах средней глубины.Спиральный стабилизаторСтруктура: Ребра распределены по спирали, что минимизирует площадь контакта со стенкой скважины и обеспечивает более плавный проход жидкости.Функции: Снижает сопротивление потоку бурового раствора и потерю давления, одновременно выполняя функции стабилизации и отклонения.Приложение: Высокопроизводительное бурение и горизонтальные секции (снижают накопление шлама).Классификация по месту установкиСтабилизатор около долота: устанавливается ближе всего к буровой коронке (обычно на высоте 0,5–3 метра над коронкой), напрямую контролирует отклонение коронки и служит основным инструментом управления траекторией.Средний стабилизатор: устанавливается в середине бурильной колонны для ее стабилизации и снижения общей изгибающей деформации.Верхний стабилизатор: Расположен вблизи устья скважины или роторного стола, в первую очередь предотвращает колебания бурильной колонны вблизи устья скважины.III. Структурный составСтабилизаторы бурильной колонны обычно состоят из следующих компонентов:Основная часть: Цилиндрическая металлическая конструкция, обычно изготовленная из высокопрочной легированной стали, обладающая износостойкостью и ударопрочностью.Стабилизирующие ребра (лезвия)Выступающие элементы: равномерно распределенные по окружности основного корпуса (обычно 3–6 ребер). Они служат точками контакта сердечника со стенкой скважины. Форма и количество ребер определяются требованиями бурения.Соединительные нити: Оснащены резьбой бурильной трубы (например, резьбой стандарта API) на обоих концах для соединения с бурильной колонной (утяжеленными бурильными трубами, бурильными трубами).Канавки для отвода: Канавки между лопастями для циркуляции бурового раствора. В некоторых конструкциях оптимизируется геометрия канавок для снижения потерь давления.IV. Основные технические параметрыВнешний диаметр: Соответствует размеру ствола скважины, как правило, на 3–5 мм меньше диаметра ствола скважины (например, для ствола скважины диаметром 215,9 мм используется стабилизатор диаметром 210 мм), обеспечивая стабилизацию и избегая риска прихвата.Количество ребер: Обычно 3, 4 или 6 ребер. Большее количество ребер повышает устойчивость, но может увеличить сопротивление потоку бурового раствора.Длина: проектируются с учётом особенностей сечения скважины. Околодолотные стабилизаторы обычно короче (0,5–1,5 метра), тогда как средние стабилизаторы могут быть длиннее (1–3 метра).Материал:Основная часть: В основном это высокопрочные легированные стали, такие как 4145H или 4140H, закаленные для обеспечения хорошей прочности и усталостной прочности.Износостойкие компоненты: Карбид вольфрама (WC-Co), пластины PDC, керамические покрытия и т. д. для повышения износостойкости.Максимальное рабочее давление/температура: Разработаны для работы в условиях высоких температур и давления в глубоких скважинах. Обычные изделия выдерживают температуру ≥150°C и давление ≥30 МПа.V. Сценарии применения и принципы выбораХарактеристики формацииМягкие образования: Отдайте приоритет спиральным или интегральным стабилизаторам, чтобы свести к минимуму нарушение пласта.Твердые/абразивные образования: Для предотвращения быстрого износа обязательны стабилизаторы вставного типа.Требования к типу скважиныВертикальные скважины: Сосредоточьтесь на контроле отклонения, выбрав высокоустойчивые интегральные или 4-реберные стабилизаторы.Направленные/горизонтальные скважины: Околодолотовые стабилизаторы требуют высокоточной конструкции в сочетании со спиральными структурами для уменьшения накопления шлама.Параметры буренияВысокоскоростное бурение (≥150 об/мин) требует использования встроенных стабилизаторов с высокой усталостной прочностью.При бурении с большим смещением приоритет отдается спиральным структурам.VI. Вопросы примененияОтбор Адаптация: Выберите подходящий тип стабилизатора в зависимости от твердости пласта, типа скважины (вертикальная/направленная/горизонтальная) и свойств бурового раствора.Положение установки: Обычно устанавливается над долотом около утяжеленной бурильной трубы или на расстоянии друг от друга в соответствии с конструкцией бурильной колонны, образуя конструкцию «полноразмерной бурильной колонны».Технический осмотр: Регулярно проверяйте износ ребер и целостность резьбы, чтобы избежать отклонения ствола скважины или повреждения бурильной колонны из-за выхода из строя стабилизатора.Координация с другими инструментами: работают синергетически с долотами, утяжеленными бурильными трубами, амортизаторами и т. д., оптимизируя общую устойчивость бурильной колонны.VII. Руководство по использованию и обслуживаниюПредварительная проверкаПроверьте износ ребер (замените, если износ превышает проектные пределы).Осмотрите основной корпус на предмет трещин, деформации или повреждения резьбы.Убедитесь, что вставки не ослаблены и не отсутствуют, а спиральные каналы не засорены.Мониторинг в процессе использованияМониторинг колебаний крутящего момента и нагрузки на долото в режиме реального времени; отклонения могут указывать на неисправность стабилизатора.Регулярно оценивайте траекторию ствола скважины, используя данные измерений во время бурения (MWD), чтобы проверить эффективность стабилизатора.ОбслуживаниеПосле использования удалите остатки бурового раствора и проверьте износ важнейших компонентов.Замените изношенные вставки для стабилизаторов вставного типа и своевременно замените втулки для стабилизаторов сменного типа. Стабилизатор бурильной колонны достигает основной цели: «стабильность бурильной колонны – нормальный ствол скважины – эффективное бурение» благодаря трём синергетическим функциям: жёсткой опоре для подавления колебаний бурильной колонны, ограничениям траектории для управления направлением ствола скважины и оптимизации гидравлических характеристик для повышения эффективности пескопроявления и охлаждения. Его эксплуатационные характеристики напрямую влияют на безопасность бурения, качество ствола скважины и эксплуатационные расходы, что делает его незаменимым инструментом при бурении сложных скважин (например, горизонтальных скважин для добычи сланцевого газа, глубоких скважин).