7.3. Выбор способа бурения

В Российской Федерации получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.

В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимость 1 м проходки. Это, конечно, не исключает возможность использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за долбление, а также рейсовая и коммерческая скорость.

Способ бурения можно выбирать в зависимости от установленной оптимальной частоты вращения долота, об/мин:

Ротор, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с двумя редукторами-вставками............................................ 35... 100

Ротор, винтовой забойный двигатель, турбобур с редуктором-вставкой, турбобур с решетками гидроторможения, электробур с редуктором-вставкой ................................................................................... 100...250

Шпиндельные турбобуры с турбинами точного литья и турбобуры с падающей к тормозу линией давления, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с редуктором-вставкой...........................................................250...500

Турбобуры и электробуры для алмазного бурения......... 500...800

В Российской Федерации, в отличие от других стран, основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80...85%). Бурение винтовыми забойными двигателями (6 %), роторным способом (7... 12%) и электробурами (2%) производится в значительно меньших объемах. В США основные объемы бурения на нефть и газ осуществляются роторным способом, а в случае необходимости бурить скважину забойным двигателем используют винтовые забойные двигатели. Такое положение объясняется многими причинами, главными из которых являются величина стоимости 1 м проходки и многолетние традиции, укоренившиеся в странах, при бурении нефтяных и газовых скважин.

7.4. Особенности режима бурения роторным способом

При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга. Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого параметра в отдельности.

Тип долота должен выбираться в соответствии с действующими нормативными документами. При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

Во многих случаях, особенно при бурении в мягких неабразивных породах, существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140... 200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору массы (веса).

Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора массы (веса) при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20... 25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными спорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появлении в ходе долбления вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение, в рациональных пределах, указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередное долбление необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый момент УБТ, желательно за счет увеличения их диаметра.

В нашей стране роторный способ бурения используется главным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100...200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород — 200...300 об/мин.

Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и скорости вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами) или скатанных кусочков легких пород, или находиться в естественном состоянии при бурении сыпучих пород и выходить обильным потоком из выкида.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12... 15 мм создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу размером первичного разрушения с избыточной скоростью 5...8 м/с.