2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х

Сущность и разновидности глубокого вращательного бурения

Вращательное бурение без отбора керна является основным средством сооружения скважины при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Кроме этого оно применяется при бурении водозаборных, взрывных, гидротермальных и других скважин для различных инженерных целей, а также при бурении стволов шахт. Учитывая выше сказанное, опишем подробнее именно глубокое вращательное бурение.

Бурение глубоких скважин осуществляется только вращательным способом и подразделяется на роторное, турбинное и электробурами.

При роторном бурении буровой снаряд вращают ротором, устанавливаемым на поверхности земли над устьем скважины.

При турбинном бурении породоразрушающий инструмент вращается турбобуром, который спускают на забой скважины вместе с долотом на колонне бурильных труб. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, работающую от потока промывочной жидкости. Колонна бурильных труб при этом не вращается, неподвижный ротор воспринимает реактивный момент.

При бурении электробуром породоразрушающий инструмент вращается маслонаполненным забойным электродвигателем переменного тока, имеющим малый диаметр и значительную длину. Колонна бурильных труб при этом неподвижна. Благодаря этому резко сокращается вращающий момент на колонне, исключается знакопеременный изгиб труб и почти полностью снимаются динамические нагрузки. Бурильная колонна работает в более благоприятных нагрузках, в результате чего увеличивается стойкость труб. Электроэнергия к электродвигателю подводится по вмонтированным в бурильные трубы отрезкам кабеля, которые при свинчивании бурильных труб автоматически соединяются. Промывочная жидкость подается на забой по зазору между внутренними стенками труб и кабелем.

При роторном и турбинном бурении, там, где необходимо уточнение геологического разреза применяется бурение с отбором керна колонковыми долотами или турбодолотами.

Роторное бурение и бурение электробурами может вестись с промывкой или продувкой.

Глубины бурения вращательным способом достигают 10 км. Этим способом проектируется пробурить скважины глубиной 15 км. Диаметры скважины колеблются от 76 до 590 км.

При всех разновидностях глубокого вращательного бурения используют одни и те же очень сложные буровые установки, общая установочная мощность которых достигает 4000 кВт, а масса - 1000 т.

.Вращательное бурение без отбора керна возможно в породах любой твердости от I до XII категории по буримости при относительно высоких скоростях углубки скважин. В мягких породах механическая скорость бурения может достигать 100 м/ч, а коммерческая - 6 - 9 тыс. м/ст.-мес. В твердых породах при больших глубинах механическая скорость бурения уменьшается до 1 м/ч, а коммерческая до 200-300 м/ст.-мес.

В Казахстане около 76 % общего объема скважин бурят турбинным способом, 22,5 % - роторным и 1,5 % - электробурами

3. Рациональная отработка долот.

Долота рационально отрабатывают (по В.С. Федорову) в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима буре­ния и минимальных значениях (Р_дmax — Р_дmin)/Р_д.ср и (n_mах — n_min)/п_ср. Про­должительность работы долот выбирают из расчета получения максималь­ной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хотя бы одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.

В результате опытов установлено, что если какой-нибудь параметр ре­жима бурения увеличивается, а другие остаются постоянными или изме­няются, не обеспечивая оптимального сочетания между параметрами, то при этом чаще всего темп углубления скважины снижается. А если и про­исходит некоторое увеличение показателей бурения, то сравнительно не­большое. При таких условиях отработка долот не может быть рацио­нальной.

Так как параметры режима бурения п, Р_д и О оказывают различное влияние на механическую скорость проходки и износостойкость долота, то оптимальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсо­вой скорости проходки, т.е. наивыгоднейшие значения п, Р_д и О можно оп­ределить из системы уравнений

∂V_p/∂n=0; ∂Vp/∂Pä=0; ∂v_p/∂Q=0, (8.17)

если при этом будут выполнены соответствующие требования ко вторым производным.

В турбинном бурении рациональное соотношение между Р_д, п и О час­то не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наи­более высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов.

Если в процессе бурения контролировать только осевую нагрузку, то частота вращения долота может колебаться до +300 мин^-1. Такие ко­лебания п объясняются рядом причин, но главнейшая из них — неравномерность подачи долота (бурильной колонны).

Так как в турбинном бурении Q = const и частота вращения долота п = ф(Р_д), естественно, что при изменении Р_д обязательно будет изменяться и п, причем абсолютное значение колебания будет зависеть от коэффици­ента К (сброса на 0,01 МН нагрузки).

Опыты показали, что во всех случаях, когда долото подается неравно­мерно, происходят колебания п, в результате чего эффективность работы долота снижается на 15 —25 % и более.

Ориентируясь на рациональную отработку долот, нужно добиваться равномерной подачи бурильной колонны, чтобы колебания п не превыша­ли 80 ìèí^–1.

Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но вследствие наличия неровностей на забое скважин и

некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно изменяются, а при этом изменяется и п. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием п, если даже при бурении Р_д = = const и Q = ñonst.

Рациональная отработка долот невозможна, если нет критериев для определения времени, когда необходимо сменить долото.

Многолетний производственный опыт показывает, что у шарошечных долот наиболее изнашиваются два узла: опоры и рабочая поверхность. Применяемые долота делят на две группы: у одних Т_f « Т_z, у других Т_f » Т_z, где Т_f и Т_z — износостойкость соответственно опор и рабочей по­верхности долот. Очевидно, в зависимости от соотношения между Т_f и Т_z метод определения продолжительности эффективной работы долота на за­бое должен быть различный.

Если Т_f « Т_z, то в процессе бурения еще задолго до начала изнаши­вания рабочей поверхности при высокой механической скорости проходки наблюдается расстройство опор долота: нарушается плавное качение роли­ков в большом подшипнике, происходит заклинивание роликов, прекраща­ется вращение шарошек, создаются значительные сопротивления враще­нию долота.

В роторном бурении периодически (в момент заклинивания шарошки) резко увеличивается мощность, требуемая на бурение.

В турбинном бурении при нарушении качения роликов в подшипнике долота приемистость турбобура относительно осевой нагрузки уменьшает­ся. Турбобур начинает останавливаться при осевой нагрузке Р_д, меньшей, причем иногда значительно меньшей, чем начальная Р_д. _нач. Если бурят при параметрах, соответствующих области тормозных режимов работы турбо­бура, то указанное явление может быть выражено более резко.

Если начинают нарушаться плавность качения опорных элементов до­лота, происходить заклинивание шарошек, то может произойти разруше­ние долота. Заметив это, бурильщик должен прекратить бурение и поднять долото для его замены.

Если для разбуривания нефтяного и газового месторождения длитель­ное время применяют долота одного типа, то на основании статистических материалов для них можно установить время Г, в течение которого насту­пает расстройство опор; это будет рациональное время эффективной рабо­ты долота на забое Г_р. После того как долото проработало на забое время Г_р = Г, его необходимо поднять, если даже при этом еще сравнительно вы­сока механическая скорость проходки.

Итак, если Т_f « Т_z то Т_f » Т_z

Если рабочая поверхность изнашивается быстрее опор (Т_z «Т_f или Т_z »Т_f ), то время эффективной работы долота на забое следует определять из условия изнашивания его рабочей поверхности. Многочисленные иссле­дования показали, что при этом наиболее правильно Г_р определять из усло­вия максимума рейсовой скорости проходки у_р. При этом можно приме­нять приближенное выражение

(8.18)

Исследуя функцию на максимум, получаем при

Следовательно, с технической точки зрения долото на забое следует использовать до тех пор, пока механическая скорость проходки, уменьша­ясь, не станет равной рейсовой скорости походки. Это и будет рациональ­ное время эффективной работы долота на забое Т_р.

В этом случае при определении времени подъема долота можно руко­водствоваться механической скоростью проходки. Долото нужно поднимать после того, как механическая скорость проходки, уменьшаясь с течением времени, достигнет значения

где V_м.ср — средняя механическая скорость проходки, м/ч; к₀ — коэффици­ент, определяемый опытным путем.

Значение к₀ зависит от соотношения между t_б и t_сп + t_б и удовлетво­ряет условию 0 < к₀< 1

После полного изнашивания долота (или по иным причинам) колонну бурильных труб приподнимают на несколько метров и промывают скважи­ну до тех пор, пока плотности бурового раствора, закачиваемого в скважи­ну и выходящего из нее, окажутся равными. В это время подготавливают для спуска в скважину новое долото и проверяют состояние оборудования и спускоподъемного инструмента. Затем поднимают инструмент из сква­жины.

Контрольные вопросы:

1. Что представляет собой рейсовая скорость проходки?

2. По какому методу обрабатывают долота?

3.

Литература

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

3. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра,

1999. — 375 с

и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. .Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных

Лекция 13

Тема: Заканчивание скважин.

План:1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов.

3. Технология опробования перспективных горизонтов.