Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

ремещаться вверх при условии приложения растягивающей силы, большей, чем произведение гидравлически не уравновешенной площади на гидростатическое давление столба бурового раствора, заполняющего скважину. Эта сила для яссов ЯГ-146, ЯГ1-146 и ЯГ-95 составляет соответственно 9,6 106; 5,8 104 è 3,8 104 Н на 10 МПа гидростатического давления.

При натяжении колонны бурильных труб, превышающем силу, необходимую для растяжения ясса, шток ясса начинает перемещаться вверх относительно корпуса. В момент, когда резиновая втулка окажется выше радиальных отверстий в корпусе, давление под резиновой втулкой станет равным гидростатическому, поэтому сопротивление движению исчезнет и подвижные детали под действием энергии упругого растяжения колонны бурильных труб резко переместится вверх, нанося удар по утолщенной верхней части корпуса в направлении снизу вверх. Если при этом прихва- ченная часть инструмента не освободилась, то ясс сжимают повторно с последующим натяжением колонны труб.

Таким образом, ясс обеспечивает создание серии ударов, значение которых, при прочих равных условиях, зависит от натяжения и жесткости колонны бурильных труб и может в 3−4 раза превышать силы растяжения. Например, при скорости подъема 22 см/с сила удара может достигать 20−40 тс.

В некоторых случаях максимальная растягивающая сила, передаваемая на ясс, может быть ограничена прочностью бурильных труб, что сокращает область применения ясса на глубине скважины 3−4 тыс. м.

Основной недостаток гидравлических яссов открытого типа заключа- ется в том, что тормозная камера сообщается с затрубным пространством и заполнена буровым раствором, поступающим из скважины. Вследствие этого эффективность работы таких устройств существенно зависит от зна- чения гидростатического давления в зонах их установки и качества бурового раствора.

Яссы закрытого типа более эффективны, так как тормозная камера у них заполнена вязким маслом и герметично изолирована от внешней среды. Благодаря этому исключается заклинивание штока шламом, а значение нагрузки, создаваемой в яссе, не зависит от гидростатического давления в скважине. Кроме того, заполнение тормозной камеры маслом различной вязкости дает возможность выбирать необходимое значение удара.

Эти особенности конструкции и принципа действия расширяют пределы работы ясса по давлению в скважине и способствуют увеличению надежности его работы.

На рис. 7.16 приведена схема ясса закрытого типа ЯГЗ-127, корпус которого состоит из переводника 1, кожуха 8 и переводника 10, соединенных на металлических резьбах. В корпусе размещены полые штоки 3, 4, 9, поршень 6, гайка 7 и гидравлическое сопротивление, состоящее из корпуса 5, имеющего стержневую систему лабиринтных зазоров и обратный клапан. В качестве уплотнительных элементов использованы резиновые кольца круглого сечения и специальная резиновая втулка. Между штоками 3, 4 и поршнем 6 образована замкнутая камера, которая через пробки 2 заполняется авиамаслом МС-20.

В процессе спуска ясс находится в растянутом положении (см. рис. 7.16). Благодаря шестигранному зацеплению между штоками 3 и кожухом 8 через бурильные трубы вращение передается расположенному ниже оборудованию при докреплении ясса к прихваченной колонне труб.

228

жении. Зазор между поршнем и цилиндром нижней камеры минимален и составляет 90−100 мкм.

Корпус ясса соединяется с прихваченной частью труб, а шток − со свободной. Для включения ясса в работу на шток через колонну бурильных труб передают нагрузку растяжения, направленную вверх. Благодаря малому зазору в паре поршень − цилиндр масло в камере сжимается, и в ней возникает давление, пропорциональное растягивающей нагрузке. Нагрузка через шток, сжатое масло и корпус передается на прихваченный участок бурильных труб. Одновременно жидкость, сжатая под действием высокого давления, начинает перетекать через малые зазоры в паре поршень − цилиндр в подпоршневую зону, вследствие чего поршень получает возможность медленно двигаться вверх. Колонна труб растягивается (в пределах упругой деформации) и накапливает энергию деформации.

При входе поршня в расширенную часть камеры давление в системе резко падает, шток и растянутая часть колонны получают возможность свободно перемещаться вверх за счет энергии упругой деформации, нанося удар по верхней части корпуса ясса, сила которого пропорциональна накопленной энергии и скорости движения. Энергия удара через корпус ясса передается прихваченной части.

Порядок работы рассмотренных устройств можно условно разделить на два этапа. Первый: зарядка ясса − создание необходимой тяговой силы на штоке устройства; второй: разрядка − нанесение удара по прихваченной части бурильной колонны.

На первом этапе устройство работает как гидравлическая система, на втором − как механическая. Работа этих устройств на втором этапе ничем не отличается от работы механических устройств ударного действия без сальниковых уплотнений, работающих при больших давлениях. С этой точ- ки зрения преимущества механических ударных устройств неоспоримы.

В б. ВНИИКРнефти разработан гидроударник, включаемый в компоновку бурильного инструмента (рис. 7.18).

Гидроударник состоит из трубчатого корпуса 3 с отверстиями 5, 16 для выпуска отработанной жидкости из рабочей камеры 9, образованной полостью между стенками корпуса и полым штоком 2 с нагнетательными отверстиями 7 è 13. На штоке концентрично расположена золотниковая втулка 10 с нагнетательными отверстиями 8, 14 и рабочими отверстиями 6, 15 для сброса отработанной жидкости. Проходные сечения отверстий 6, 15 в крайних положениях втулки сжимаются стержнями 4 с переменным по длине сечением. На золотниковой втулке свободно установлен поршеньударник 12. В рабочем состоянии устройства циркуляционный канал 11 перекрыт пробкой 20. К корпусу устройства на резьбе присоединены переводник 1 и удлиненный переводник 17, на котором размещен механизм включения устройства и поворота штока, содержащий зубчатые венцы 19 è 22, пружину 18 и зубчатое кольцо 21, установленное на штоке. В нерабочем состоянии гидроударник монтируют в наиболее прихватоопасном месте, т.е. в нижней части бурильной колонны, над УБТ.

Устройство работает следующим образом. В случае возникновения прихвата в бурильную колонну с поверхности сбрасывают пробку 20, которая, увлекаемая потоком рабочей жидкости, попадает на седло штока 2, закрывая проход жидкости. Под действием давления шток 2 опускается, сжимая пружину 18 до тех пор, пока зубья кольца 21 не попадут в зубча- тый венец 22. Тогда отверстие 13 штока совпадает с отверстием 14 золот-

230

Отверстия 7 è 13 на штоке имеют переменные по длине окружности сечения. При совмещении отверстий штока и золотника обеспечивается мощный удар вверх и слабый вниз. Поворотом штока можно получить необходимое соотношение сил ударов, вплоть до мощного удара вниз и слабого вверх.

Шток поворачивается следующим образом. При прекращении нагнетания давление прокачиваемой жидкости уменьшается. Пружина 18 поджимает шток 2. Нижние зубья зубчатой втулки 21 выходят из зацепления с зубьями венца 19 и под действием силы пружины, скользя по их поверхности, поворачивают шток. Затем нагнетание жидкости в скважину возобновляют. Под давлением жидкости шток перемещается вниз. Нижние зубья втулки входят в зацепление с зубчатым кольцом 22, и шток снова повора- чивается.

Таким образом, многократным уменьшением и восстановлением давления при повороте штока получают нужное соотношение сечений нагнетательных отверстий, что обеспечивает необходимое соотношение сил удара.

После ликвидации прихвата производят обратную промывку скважины. Пробка 20, подхваченная потоком жидкости, возвращается на поверхность. Шток 2 под действием пружины возвращается в верхнее положение, закрывая рабочую камеру устройства, после чего можно продолжать бурение. Одно из основных преимуществ этого гидроударника заключается в возможности включения его в компоновку бурильного инструмента, а также в возможности регулирования частоты вынужденных колебаний и силы удара в одном из выбранных направлений.

Устройства для создания сложных колебаний колонн. Конструкторским бюро объединения «Саратовнефтегаз» совместно с Саратовским политехническим институтом разработан и испытан глубинный эксцентриковый вибратор ВМЭ-2 с приводом от турбобура, создающий колебания в радиальном направлении (рис. 7.19).

Вибратор ВМЭ-2 состоит из корпуса 1, через который передаются вибрации на прихваченный инструмент, вала 3 с насаженными на него на шпонках дебалансами 4, создающими вибрации, и шлицевой полумуфты 2, через которую вал турбобура соединяется с валом вибратора.

Так как продольные колебания действуют равномерно по всей длине колонны, а интенсивность затухания продольных колебаний в колонне труб в результате действия различных диссипативных сил значительно меньше интенсивности затухания поперечных колебаний, то устройства, создающие продольные колебания, более рациональны.

Примером может служить возбудитель упругих колебаний (ВУК), разработанный Институтом механики МГУ.

ВУК − телескопическое устройство, состоящее из двух основных узлов: штока и корпуса. Конструкция предусматривает расцепление телескопических узлов при приложении определенной растягивающей нагрузки, которую регулируют перед спуском в скважину.

232

Из приведенных формул очевидно, что vð, vò è vê зависят от vñð и, кроме того, из перечисленных скоростей каждая последующая зависит от предыдущей.

С ростом vñð соответственно увеличиваются vð è vê, что согласуется с выводами, вытекающими из формул (8.1)–(8.4).

В результате многочисленных исследований установлено, что значения vñð, vð, vò è vê уменьшаются с увеличением глубины L скважины, а стоимость 1 м проходки возрастает. Это справедливо для всех способов бурения.

Стоимость 1 м проходки при всех способах бурения является возрастающей функцией глубины скважины.

С ростом vê, как правило, резко уменьшается удельный расход электроэнергии в бурении и снижается расход материалов, используемых при бурении. Представляют интерес выявление факторов, влияющих на скорость бурения; установление влияния каждого фактора в отдельности и в совокупности; установление природы падения скорости бурения в связи с углублением скважины; изыскание путей уменьшения темпа снижения скорости бурения в связи с ростом глубины скважины.

На темп углубления скважины решающее влияние оказывают три группы факторов (по В.С. Федорову):

1)природные факторы (механические свойства пород, условия их залегания, природа вещества, заполняющего поровые пространства и др.);

2)технико-технологические факторы (способ разрушения породы,

конструктивные особенности и долговечность разрушающих инструментов, метод удаления с забоя скважины выбуренной породы, совершенство и мощность бурового оборудования и т.д.);

3) квалификация работников буровой бригады; организация работ в смене, сработанность рабочих в смене и т.п.

235

8.2. ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ

Буровые долота выбирают в зависимости от физикомеханических свойств горных пород, глубины их залегания и способа бурения. Применяют долота шарошечные, лопастные, фрезерные, дробящие, алмазные и ИСМ разных типов и размеров для сплошного бурения и бурения кольцевым забоем. Для мягких пород рекомендуются долота режущескалывающего типа. Для разрушения абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород предназначены долота дробящескалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и оси долота. Одновременно с дробящим действием зубья или штыри шарошек при проскальзывании по забою скалывают породу.

Для разбуривания пород, перемежающихся по твердости и абразивности, используют долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу твердосплавными штырями, расположенными в торцовой части долота или в кромках его лопастей. Алмазные долота рекомендуется применять для разбуривания пород твердых и средней твердости. Наибольший удельный вес в отечественной и зарубежной практике бурения имеют трехшарошечные долота различных типов и размеров.

По В.С. Федорову, под режимом бурения понимают определенное со- четание факторов, влияющих на показатели бурения. Эти факторы называют параметрами режима бурения.

К числу важнейших параметров относят: осевую нагрузку на долото Pä; частоту вращения долота (или ротора) n; количество (расход) циркулирующего бурового раствора; качество циркулирующего бурового раствора, подаваемого на забой (фильтрация Ô, статическое напряжение сдвига θ, вязкость η, плотность ρ).

Соотношения между параметрами режима подбирают таким образом, чтобы получить наиболее высокие количественные показатели при требуемых качественных и возможно более низкую себестоимость 1 м проходки.

Обобщенным количественным показателем механического бурения, зависящим от параметров режима бурения, является рейсовая скорость проходки vð.

Сочетание параметров режима бурения, при котором получают наибольшее значение vð и требуемые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой называют оптимальным режимом бурения.

В практике бурения встречаются случаи, когда необходимо подбирать параметры режима бурения для решения специальных задач – обеспечить качественные показатели. Количественные показатели бурения в этом слу- чае второстепенны. Такие режимы бурения называют специальными. К ним относят режимы бурения, применяемые в неблагоприятных геологических условиях, а также режимы бурения, используемые при изменении направления оси ствола скважины (бурение наклонных и горизонтальных скважин) и отборе кернов. Качественное формирование ствола всегда должно быть определяющим.

Механическое разрушение горных пород (углубление) при бурении долотом имеет сложный характер. По количественным показателям углуб-

236

ления нельзя судить о влиянии того или иного параметра на эффект разрушения горных пород: их действие всегда комплексное.

Наиболее эффективное углубление скважины возможно только в том случае, если забой полностью очищается от шлама; в противном случае выбуренная порода оказывает дополнительное сопротивление работе долота, вследствие чего механическая скорость проходки и проходка на долото ниже расчетных значений. Опыт показывает, что технико-экономические показатели проходки скважин в значительной мере зависят от режима промывки и технологических свойств (качества) бурового раствора. Функции буровых растворов многочисленны, однако одними из главных являются те, которые определяют высокие скорости проходки. Если рассматривать только скорость проходки и не принимать во внимание поведение ствола скважины (обвала, осыпи, поглощения раствора и т.д.), то для достижения максимальных показателей работы долот наиболее предпочтительно использовать в качестве промывочного агента маловязкие легкие системы. По степени ухудшения работы породоразрушающего инструмента используемые в мировой практике буровые растворы располагаются в следующем порядке: тяжелый (высокоплотный) высоковязкий буровой глинистый раствор, легкий маловязкий буровой глинистый раствор, эмульсия, буровой раствор на углеводородный основе (РУО), вода, вода с ПАВ, аэрированная жидкость, воздух (газ).

Основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели бурения, – компонентный состав, плотность, показатель фильтрации, вязкость и другие параметры бурового раствора. Убедительные данные по увеличению скорости бурения при снижении плотности бурового раствора получены на скважинах ряда площадей Краснодарского края. Установлено, что по значимости наиболее существенными факторами, влияющими на показатели работы долот, являются в первую очередь плотность, затем вязкость и, наконец, фильтрация.

С ростом концентрации твердой фазы в буровом растворе механиче- ская скорость проходки и проходка на долото убывают.

Совершенствование технологии промывки скважин должно идти в первую очередь по пути снижения плотности бурового раствора и содержания в нем твердой фазы, что существенно упрощает регулирование вязкости, фильтрации и других параметров раствора.

Влияние плотности бурового раствора на процесс бурения и формирования ствола многогранно. Ее увеличение приводит к улучшению очистки забоя и ствола скважины от шлама вследствие действия архимедовой силы, к росту динамической фильтрации на забое за счет повышения положительного дифференциального давления у забоя и к стабилизации стенок ствола в результате сближения гидростатического давления в скважине и горного давления массива пород. Все это способствует росту техникоэкономических показателей бурения.

Но с увеличением плотности раствора возрастает давление на забой скважины, что приводит к дополнительному уплотнению породы и ухудшению условий отрыва частицы от забоя потоком раствора. На разрушение образующейся на забое толстой глинистой корки затрачивается энергия, при этом усиливается поглощение раствора вскрытым разрезом и продуктивными пластами. Мировой опыт бурения скважин свидетельствует о том, что положительное влияние повышения плотности раствора неизмеримо меньше, чем отрицательное, поэтому, если позволяют геологические

237