Теоретически - можно, но только прямые участки, без набора/падения угла.
Но тогда будут иметь место несколько негативных моментов:
1. Износ инструмента в интервале набора/падения угла. При возникновении затяжек или просто при подьеме инструмента при СПО возможно рассоединение в месте изношенных замковых соединений, или разрыв по телу бурильной трубы в результате износа.
2. При роторном бурении невозможно оперативно отслеживать траекторию скважины. Телесистем для роторного бурения не существует. Будет необходимо через каждые 100-200 метров поднимать бурильную компоновку и спускать геофизические приборы для прописывания инклинометрии. На эту операцию уйдет время (от 9 часов и выше).
3.Рано или поздно роторная бурильная компоновка самопроизвольно изменит траекторию. Придется спускать в скважину "кривую" компоновку и править траекторию. На это также уйдет немало времени (подьем - 3 часа, смена компоновки - 5 часов, спуск с опрессовкой турбины и проверкой телесистемы - 4 часа. Итого - 12 часов непроизводительного времени).
4. При турбинном бурении выигрываем в механической скорости. Турбина копает быстрее чем при роторном бурении, а на прямых участках можно ускорять проходку подкручиванием бурильного инструмента ротором. При этом проходка ускоряется примерно в 1,5 раза.
1. Как распределены в процентном отношении объемы турбинного, винтового и роторного эксплуатационного бурения у нас и за рубежом сегодня? У нас, я думаю, процентов 80 приходится на турбинное бурение. А в мире?
2. Каковы тенденции в этом отношении у нас и за рубежом? У нас, я думаю, доля турбинного бурения должна снижаться со временем? А в мире?
Зарегистрирован: 11.08.2005 Сообщения: 71 Откуда: Томск
Добавлено: Ср Янв 18, 2006 06:54 Заголовок сообщения: Re: Бурение турбинное и пр.
бобыль писал(а):
Скажите, а все существующие способы бурения скважин запатентованы? И если да, то кому принадлежат основные патенты?
Насколько мне известно буровые предприятия не выплачивают ни кому ни за какие патенты при бурении роторным и турбинным способом.
Возможно, что при производстве оборудования эта проблема возникает.
Зарегистрирован: 11.08.2005 Сообщения: 71 Откуда: Томск
Добавлено: Ср Янв 18, 2006 07:07 Заголовок сообщения: Re: Бурение турбинное и пр.
В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.
В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы ХIХ в: первый патент на турбину я бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.
В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500—600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, ЗИ. Тагневым и М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.
Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят
возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время.
1. Как распределены в процентном отношении объемы турбинного, винтового и роторного эксплуатационного бурения у нас и за рубежом сегодня? У нас, я думаю, процентов 80 приходится на турбинное бурение. А в мире?
2. Каковы тенденции в этом отношении у нас и за рубежом? У нас, я думаю, доля турбинного бурения должна снижаться со временем? А в мире?
Думаю ты не прав. Доля турбинного бурения будет рости. А так же доля применения винтовых забойных двигателей. Так как в разработку будут попадать всё более сложные меторождения
Во многих организациях есть справочник Нефтяная промышленность РФ, издаваемый ВНИИОЭНГом ежегодно. У меня завалялся такой справочник за 1997 год. Доли турбинного, роторного и винтового бурения в экспл. бурении в 1997 году там такие:
85.1, 4.8, 9.5 %,
а в 1995 году для сравнения они такие:
86.9, 3.7, 8.5 %,
и в 1990 году заодно они такие:
89.5, 3.3, 6.1 %.
Так что доля турбинного бурения все-таки падала. Справочника за последние годы у меня нет, чтобы проверить эту тенденцию, поэтому я и спрашивал.
Во многих организациях есть справочник Нефтяная промышленность РФ, издаваемый ВНИИОЭНГом ежегодно. У меня завалялся такой справочник за 1997 год. Доли турбинного, роторного и винтового бурения в экспл. бурении в 1997 году там такие:
85.1, 4.8, 9.5 %,
а в 1995 году для сравнения они такие:
86.9, 3.7, 8.5 %,
и в 1990 году заодно они такие:
89.5, 3.3, 6.1 %.
Так что доля турбинного бурения все-таки падала. Справочника за последние годы у меня нет, чтобы проверить эту тенденцию, поэтому я и спрашивал.
Возрастает доля сложноразрабатываемых месторождений. При буреннии скажем c горизонтальным участком 800 метров. Использовать роторное бурение просто невозможно! Даже если использывать буровой раствор на углеводородной основе! Данные которые ты предоставел верны! В России действительно приходится 80-85 процентов на роторное бурене, или приходилось. К сожелению статистики на руках нет но думаю что эта тенденция будет менятся, в пользу винтавых забойных двигателей! Можеш полестать сайты SLB, Halliburton, BJ...
Моё скромное мнение: рост обьемов роторного бурения связан скорее всего с бедностью буровых подрядчиков. Если буровиков жёстко не ограничить сроками, им по деньгам выходит дешевле проходить вертикальные участки под направление/кондуктор ротором, чем собирать компоновку с турбиной. Незначительный проигрыш в скорости проходки компенсируется экономией моточасов турбины.
В частности, из моей практики - очень любит роторное бурение компания Тюменьбургаз. Запросто могут всю скважину (до 2000м) пройти роторной компоновкой.
А "Евразия", НВБН, СУСС, СБК спускают роторную компоновку исключительно для шаблонировки при вынужденных простоях, и для обработки раствора по циркуляции. Бурят - исключительно турбинами.
Моё скромное мнение: рост обьемов роторного бурения связан скорее всего с бедностью буровых подрядчиков. Если буровиков жёстко не ограничить сроками, им по деньгам выходит дешевле проходить вертикальные участки под направление/кондуктор ротором, чем собирать компоновку с турбиной. Незначительный проигрыш в скорости проходки компенсируется экономией моточасов турбины.
В частности, из моей практики - очень любит роторное бурение компания Тюменьбургаз. Запросто могут всю скважину (до 2000м) пройти роторной компоновкой.
А "Евразия", НВБН, СУСС, СБК спускают роторную компоновку исключительно для шаблонировки при вынужденных простоях, и для обработки раствора по циркуляции. Бурят - исключительно турбинами.
Компановку прорабатывают не буровики а инженера. И согласовывают с заказчиком. В случае ТюменьБургаза месторождения Медвежье, Губкинское и.т.д характеризуются малыми глубинами и глинами. Да и парк у них надо пологать не богат, чему я совершенно не рад! ( А по сути от угла входа в продуктивный пласт зависит дебит! И проект на строительство непосредственно расматривает вопрос Выбора профиля скважины.
И проект на строительство непосредственно расматривает вопрос Выбора профиля скважины.
Хм Это в теории. На практике - бурят тем, что есть. Что тут говорить о соблюдении ГТН и наряда на строительство скважины, если супервайзер заезжает на куст только чтобы поставить подпись в акте выполненных работ. А инспектор ГГТН дает "добро" на бурение из-под кондуктора заочно, по телефону!
Сам видел (не скажу где, чтобы ненароком не подставить людей).
Вышесказанное относится к Тюменьбургазу. В других УБРах я такого бардака не видел
Скажите, почему в Западной Сибири полным полно, если вообще не большинство, скважин, оборудованных штанговыми (а не электроцентробежными) насосами? Ведь значительная часть ствола таких скважин должна быть прямолинейной и вертикальной, что предполагает роторный способ бурения. Однако основным способом бурения в Западной Сибири является не роторный, а турбинный. Вроде бы противоречие. В чем я неправ?