5.4. Технические средства и режимы бурения при отборе керна

Выбираются технические средства (керноприемные устройства и бурильные головки) и разрабатывается специальная технология бурения с отбором керна, обеспечивающие необходимый процент выноса керна при его хорошем качестве и высокую скорость бурения.

Для отбора керна в процессе бурения скважин используются керноотборные инструменты состоящие из керноприемных устройств (табл.31) и бурильных головок.

5.4.1. Керноприемные устройства

Современные керноприемные устройства выпускаются трех типов:

1-й – для отбора керна из массива плотных пород. Устройства этого типа изготавливаются в виде двойного колонкового снаряда с керноприемником (грунтоноской), изолированным от потоков промывочной жидкости и вращающимся вместе с корпусом снаряда;

2-й – для отбора керна в породах трещиноватых, перемятых или перемежающихся по плотности и твердости. Устройства 2-го типа выполняются с невращающимся керноприемником, подвешенным на одном или нескольких подшипниках, и надежными кернорвателями и кернодержателями (например, керноотборный снаряд «Недра», «Кембрий», «Силур» и др.);

3-й – для отбора керна в сыпучих породах, легко разрушаемых и размываемых промывочной жидкостью. Устройство 3-го типа должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения (снаряды с эластичным керноприемником, например, снаряд «Плутоний»).

Технические характеристики некоторых керноприемных устройств приведены в табл.31 и 32. В условном обозначении устройств принято: УКР – устройство керноприемное для роторного бурения, первая цифра – диаметр корпуса, вторая – диаметр керна, мм.

Таблица 31

Керноприемные устройства

Диаметр скважины, мм	«Недра»	«Кембрий»	«Силур»	«Тенгиз»
138,1 – 139,7	УКР-122/52	УКР-122/67	УКР-114/52
158,7 – 165,1	УКР-138/67
187,3 – 190,5	УКР-164/80	УКР-172/100	УКР-146/80
212,7 – 215,9	УКР-164/80	УКР-172/100	УКР-146/80	УКР-185/100
269,9 – 311,1	УКР-203/100

Таблица 32

Технические характеристики керноприемных устройств для роторного бурения

Серия и шифр керноприемного инструмента	Наружный диаметр корпуса, мм	Диаметр бурильной головки, мм	Диаметр керна, мм	Количество секций, шт	Длина устройства, мм	Длина кернопри-емника, мм	Масса,кг
1	2	3	4	5	6	7	8
УКР-122/52 (Недра)	122	139.7	52	3	18190	16200	1000
УКР-138/67 (Недра)	138	158.7	67	2	15943	13775	1010
УКР-164/80 (Недра)	164	187.3 и 212.7	80	2	15635	14300	1569
УКР-203/100 (Недра)	203	269.9 и 295.3	100	2	16210	14835	2300
УКР-240/100 (Недра)	240	269.9 и 295.3	100	2	16210	14835	2300
УКР-122/67 (Кембрий)	122	139.7	67	1	7190	6150	400
УКР-172/100 (Кембрий)	172	187.3 и 212.7	100	2	15900	14315	1480
УКР-114/52 (Силур)	114	139.7	52	1	8695	6860	380
УКР146/80 (Силур)	146	187.3 и 212.7	80	1	8937	6664	620
УКР-185/100 (Тенгиз)	185	212.7	100	2	15727	14200	1530

При выборе керноприемного устройства учитывают не только свойства отбираемых пород и условия керноотбора (табл.33), но и диаметр ствола скважины в котором предполагается отбор керна (табл.31).

Таблица 33

Рекомендации по выбору керноприемных устройств

Керноприемное устройство	Способ бурения	Условия отбора керна
«Недра»	Роторный	Неосложненные условия бурения.
«Кембрий»	Роторный	Отложения рыхлых, слабосцементированных и трещиноватых пород.
«Силур»	Роторный	Отложения пород, осложненных осыпями и обвалами.
«Тенгиз»	Роторный	Отложения пород, осложненных нефтегазопроявлениями и поглощениями буровых растворов и с высокими коллекторскими свойствами.
«Риф»	Роторный	Отложения рыхлых, сыпучих, сильно трещиноватых, в том числе рифогенных пород с высокими коллекторскими свойствами.
МАГ	Турбинный	Интервалы залегания твердых консолидированных и абразивных пород; породы кристаллического фундамента.

Выпуск керноотборных устройств также начат в г.Тюмень на НПП "СибБурМаш" (табл. 34), где КИМ - базовый керноотборный снаряд, КИМ2 - двухсекционный керноотборный снаряд, КИК - керноотборный снаряд с кальматирующим переводником.

Таблица 34

Обозначение	КИМ 127/52	КИМ 172/80	КИМ2 172/80	КИМ 195/100	КИМ2 195/100	КИК 172/80	КИК 195/100
Диаметр бурголовки, мм	139.7	187.3	187.3	212.7	212.7	187.3	212.7
Диаметр керна, мм	52	80	80	100	100	80	100
Длина снаряда, м	6	8	15	8	15	8	8
Масса, кг	300	800	1500	1000	1800	800	1000

В последнее время в керноприемных снарядах в обратном клапане вместо шара диаметром 50,8 мм могут быть клапаны - эжекторы, которые служат для создания местной обратной циркуляции промывочной жидкости во внутренней полости керноприемника. Клапан - эжектор особенно эффективен при отборе керна в слабосцементированных и трещиноватых породах. Во «ВНИИГИС» и НПП «АЗИМУТ» разработаны сверлящие керноотборники (табл.35), предназначенные для отбора керна из стенок необсаженных нефтегазовых скважин.

Таблица 35

Техническая характеристика	СКАТ	СКТ-3М	КС140-130
Диаметр исследуемых скважин, мм	190-240	190-240	190-240
Максимальное число образцов, отбираемое за спуск, шт	12	12	10
Размер образцов: длина, мм диаметр, мм	до 50 22	до 50 22-24	90-120 16-22
Максимальная температура среды, град	до 180	до 150
Максимальное давление в скважине, МПа	до 100	до 100
Диаметр керноотборника, мм	145	145	140
Длина керноотборника, мм	2200	2200	2600

5.4.2. Бурильные головки

Бурильные головки выпускаются четырех типов: шарошечные, алмазные, ИСМ и лопастные, оснащенные зубками АТП. Наилучшие результаты с точки зрения качества керна дают алмазные бурильные головки и головки оснащенные сверхтвердыми материалами (ИСМ), имеющие минимальную динамичность работы и высокую износостойкость кернообразующего вооружения.

Шарошечные бурильные головки производства ОАО НПО «Буровая техника»:

К-132/52ТКЗ; К-139,7/52М; К-139,7/52МСЗ; К-139,7/52СЗ; К-139,7/52ТЗ; К-139,7/52ТКЗ; К-139,7/67МСЗ; К-139,7/67ТКЗ; К-158,7/67М; К-158,7/67СЗ; К-158,7/67ТКЗ; КС-187,3/40СТ; КС-187,3/40ТКЗ; К-187,3/80М; К-187,3/80СЗ; К-187,3/80СТ; К-187,3/80ТКЗ; К-187,3/100М; К-187,3/100ТКЗ; КС-212,7/60СТ; КС-212,7/60ТКЗ; КС-212,7/80М; КС-212,7/80МСЗ; КС-212,7/80СТ; КС-212,7/100М; КС-212,7/100МСЗ; КС-212,7/100ТКЗ; К-215,9/120М; К-244,5/100М; К-311,1/100ТКЗ; К-269,9/100М; К-269,9/100СТ; К-269,9/100МСЗ; К-269,9/100ТКЗ; К-295,3/100М; К-295,3/100МСЗ; К-295,3/100СЗ; К-295,3/100СТ; К-295,3/100ТКЗ; К-311,1/100М;

Шифр представленных бурголовок:

К – для керноприемных устройств без съемного керноприемника;

КС – для керноприемных устройств со съемным керноприемником (грунтоноской);

Цифры дробью: числитель – наружный диаметр бурильной головки, мм; знаменатель – диаметр кернообразующего отверстия, мм;

Буквы «М», «СТ», «ТКЗ» и другие отражают тип разбуриваемых пород.

С учетом твердости пород осевая нагрузка на бурголовку определяется:

Р_д = k_заб k_р P_ш S_к , кН (35)

где k_заб – коэффициент, учитывающий влияние факторов, дейстующих в реальных условиях бурения (гидростатическое давление бурового раствора, температуры, динамичность, состояние забоя) и изменяющийся от 0,3 до 1,6 (в расчетах принимать k_заб = 0,4 ÷ 0,7); k_р – коэффициент, учитывающий характер разрушения породы на забое и прочность рабочих инструментов, k_р = 0,5÷0,8 при бурении алмазными бурильными головками, k_р = 0,6÷0,9 – твердосплавными бурголовками, k_р = 0,9÷1,0 – шарошечными бурголовками; Р_ш – твердость породы, определенная при статическом вдавливании штампа, МПа; S_к – площадь контактов зубьев долота с забоем, м²

Для практических расчетов S_к алмазных бурильных головок определяется:

S_к = 0,03d_сК_т , м² (36)

где 0,03 – коэффициент, характеризующий степень внедрения алмазов при хрупком разрушении породы; К_т – число алмазов на торцевой поверхности алмазной бурголовки; d_с – средний диаметр алмазов, м.

Для твердосплавных бурголовок S_к определяется исходя из известных размеров резцов с учетом затупления в процессе бурения.

При бурении алмазными бурголовками рекомендуются значения параметров режима бурения приведенные в табл.36.

Таблица 36

Диаметр бурильной головки, мм	Рд , кН		п , об/мин		Q , л/с
	Начальная	Текущая	Начальная	Текущая	Мин	Макс
152÷178	18	54	50	100	8	19
178÷203	36	68	40	100	10	22
203÷229	36	91	40	80	10	25
229÷254	36	113	40	80	13	28

Рекомендуемые значения параметров режима работы лопастных бурголовок типа PDC приведены в табл.37.

Таблица 37

Диаметр, мм	Рд , кН	п , об/мин	Диаметр, мм			Рд , кН		п , об/мин
133÷152	45	45		194÷222	68		60
155÷190	55	50		245÷300	82		60

Из табл.36 и 37 видно, что режимы бурения бурголовками более щадящие по сравнению с параметрами режима бурения долотами сплошного бурения. Это связано с требованием достаточного выноса керна и менее прочной конструкцией бурильной головки.

Пример выбора бурильных головок и керноприемных устройств [1]:

На разведочной площади должна быть заложена скважина, бурение которой, начиная с глубины 900 м, предусматривается вести со сплошным отбором керна, бурильной головкой с наружным диаметром 212,7 мм. На основании геолого – геофизической информации, накопленной в результате долговременного изучения геологического строения соседних районов, проектируемой скважиной предполагается вскрыть породы, литологическое описание которых приведено ниже (табл.38).

Таблица 38

Интервал бурения, м	Литологическое описание пород
0 – 880	Переслаивание рыхлых глин
880 – 1100	Глины песчанистые с прослоями слабосцементированных песчаников
1100 – 1550	Чередование рыхлых глин и мелкозернистых песков
1550 – 2000	Песок рыхлый водоносный с редкими прослоями глин известковистых
2000 – 2500	Чередование глин, алевролитов и песчаников
2500 – 3200	Глины алевролитистые известковистые с прослоями песчаников, доломитов и известняков

Требуется подобрать бурильные головки и керноприемные устройства.

Из приведенных выше данных видно, что вскрываемые породы относятся к различным литологическим разностям. С учетом данных приведенных в табл. 31 и 33, а также данных о работе существующих керноотборных устройств в различных регионах страны следует рекомендовать нижеследующие типоразмеры бурильных головок и керноотборных устройств (см. табл.39).

Таблица 39

Интервал бурения, м	Типоразмер бурильной головки	Керноприемное устройство
0 – 900	Без отбора керна
900 – 1100	КС 212,7/80 М	УКР-172/100 «Кембрий»
1100 – 1550	КС 212,7/80 МСЗ КС 212,7/80 М КС 212,7/80 СЗ	То же
1550 – 2000	КС 212,7/80 МСЗ КС 212,7/100 ТКЗ	То же
2000 – 2500	КС 212,7/80 СЗ КС 212,7/80 СТ	УКР-164/80 «Недра»
2500 – 3200	КС 212,7/100 ТКЗ КС 212,7/80 СЗ	То же

Литература:

1.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении. Справочное пособие. РГГУ, 2007. – 668 стр.