книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Производительной работой бурильны х труб считается проходка в метрах. На участвую щ ие в проходке трубы начисляется условный и з ­ нос в весе и стоимости. П орядок начисления износа осущ ествляется в соответствии с И нструкцией, а нормы и расценки износа — в соответ­ ствии со справочником сметны х норм. Б урильны е трубы списываю т по их фактическому состоянию на основании результатов деф ектоскопии и инструментальных измерений.

При доставке труб на скваж ину буровая бригада тщ ательно прове­ ряет качество труб. О бнаруж енны е детали с износом, вы ходящ им за 1тределы норм, бракую тся и отправляю тся на трубную базу. Допусти­ мая сработка наруж ной поверхности зам ков по диам етру составляет от 5 до 12 мм в зависимости от их типа.

При подаче свечей и свинчивании труб следует предохранять р е зь ­ бу ниппеля от ударов. Н аиболее слабое место в бурильной колонне — резьбовые и сварные соединения труб с замками. При спуске труб не следует допускать посадку элеватора на ротор с ударом. Во избеж ание самоотвинчивания замковой резьбы при бурении все соединения за к ­ репляют машинными ключами. Необходимо строго руководствоваться нормами осевых нагрузок на долото, которы е указы ваю тся в геолого­ техническом наряде.

После окончания бурения скваж ины следует развинтить все трубы в замковой резьбе и имею щ иеся в колонне переводники. Разобранны е трубы укладывают по ком плектам и см азы ваю т резьбу.

В процессе работы труб в скваж инах в паспорт-ж урнал вносят от­ метки о ремонте и списании отдельны х труб, указы ваю т время работы труб, проходку по скваж инам и сумму начисленного износа.

7.8. Р Е Ж И М Ы Б У Р Е Н И Я С К В А Ж И Н

7.8.1.В л и яни е п а р а м е тр о в р е ж и м а б у р е н и я на п о ка за те л и б у р е н и я

Режим б урен и я — это совокупность регулируемы х парам ет­ ров, влияющих на качество бурения. К числу этих параметров относят­ ся: осевая нагрузка на долото Р ; частота вращ ения долота п; расход Q ипараметры (плотность г, вязкость т и статическое напряж ение сдви­ га гй) прокачиваемого бурового раствора. Реж им бурения назы вается оптимальным, если сочетание названны х парам етров обеспечивает высокие качественные и количественны е показатели бурения.

В настоящ ее врем я наиболее ш ироко использую тся три способа бу­ рения: роторное, бурение гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Выбор способа бурения определяется геолого­ техническим и условиями и традициями. В СШ А, например, основные объемы бурения на неф ть и газ осущ ествляю тся роторным способом или с помощью винтовых забойны х двигателей. В России основные объемы бурения осущ ествляю тся турбобурами, на роторное бурение приходит­ ся около 10 %

В качестве критери ев оценки при сравнении различны х способов бурения использую т рейсовую и коммерческую скорости проходки, а такж е эф ф екти вны е затраты на один м етр проходки.

Н аилучш ие р езу л ьтаты работы долота достигаю тся при своевре­ менном удалении с забоя выбуренной породы, когда долото работает в условиях чистого забоя. Ч истота забоя во многом зависит от качества

ра с т в о р а .

Очистка скваж ины от мелкого ш лама хорош о обеспечивается гли­ нистыми растворам и с малой вязкостью . К рупны е куски ш лама лучше удаляю тся вы соковязкими растворами. У величение плотности увели­ чивает транспортирую щ ую способность глинисты х растворов, но пока­ затели бурения при этом уменьш аю тся. По этой причине в любом удоб­ ном случае следует использовать в качестве промывочной жидкости воду или воздух с обязательной компенсацией их малой «подъемной способности» высокой скоростью движ ения в затрубном пространстве.

При средних значениях механической скорости бурения примерный расход п ром ы вочной ж идкост и м ож ет быть определен из следующей экспериментальной зависимости

где S — площ адь забоя скваж ины , см 1.

В больш инстве случаев м иним альная скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве принимается в пределах от 0,4 до 0,6 м /с. Н азначать производительность насосов (расход про­ мывочной ж идкости) выш е некоторого оптимального значения не сле­ дует, так как это лиш ь увеличит энергозатраты , но не увеличит меха­ ническую скорость проходки.

Значительны й рост скорости проходки достигается при скорости струй, вы текаю щ их из насадок гидромониторного долота, превышаю­ щ ей 60 м /с. Больш ое влияние на условия очистки забоя оказы вает вы­ с о т а зубков ш арош ек. Чем больш е просвет м еж ду ш арош ками и забо­ ем, тем соверш еннее его очистка и вы ш е проходка за один оборот доле-

та. При бурении алм азны м и долотами, в которых алм азы вы ступаю т за матрицу на незначительную высоту, условия для очистки забоя менее удобные.

При выборе диам етра У БТ необходимо соблю дать рациональное со­ отношение диаметров долота, У БТ и бурильны х труб, обеспечивающ ее минимум гидравлических сопротивлений при промывке скважины . Н а­ пример, диаметру долота 295 мм соответствую т рациональные диам ет­ ры УБТ 203 мм и бурильны х труб 168 мм.

С увеличением осевой нагрузки на д о л о то до некоторого значения механическая скорость проходки увеличивается. При бурении осевая нагрузка на долото создается частью веса УБТ. Важно использовать УБТ такой длины, чтобы при передаче достаточного усилия на долото нейтральное сечение находилось в интервале их установки.

При малых удельны х нагрузках разруш ение пород носит поверх­ ностный характер. При удельны х нагрузках, соизмеримых и превосхо­ дящих значение твердости породы, процесс разруш ения носит объем ­ ный характер. С учетом твердости пород по ш тампу р ш минимальная осевая нагрузка на ш арош ечное долото, обеспечиваю щ ая объемное р а з ­

где — площадь контакта зубков долота с забоем.

Для каждого типа долота и реж им а бурения сущ ествует верхний уровень осевых нагрузок, превы ш ать которые не следует. Этот уровень нагрузок лим итируется прочностью вооруж ения долота и подш ипни­ ков. Для ш арош ечны х долот диам етром более 190 мм удельная нагруз­ ка может изм еняться от 0,2 кН /м м для м ягких пород до 1,5 кН /м м д ля крепких пород.

Рекомендуемая удельная нагрузка на лопастное долото 0,1— 0,4 кН на миллиметр диам етра скваж ины . Д ля алм азны х долот сплошного бу­ рения оптимальной считается так ая нагрузка, при которой алм азы вне­ дряются в породу на величину их обнаж ения. У дельная нагрузка на алмазное долото м ож ет изм еняться от минимальной 0,12 кН /м м до м ак­ симальной 0,68 кН /м м .

При увеличении частоты вращ ения долота до некоторого критичес­ кого значения м еханическая скорость проходки растет. П ревы ш ение критической ч а с т о т ы вращ ения вы зы вает сниж ение скорости про­ ходки. Каждому классу пород соответствую т свои оптимальные значе­ ния частоты вращ ения долота. Ч резм ерн ая частота вращ ения сниж ает долговечность долота и з-за интенсивного износа его элементов и тем

достаточным, чтобы двигатель мог развивать момент, необходимый для вращения долота при заданном значении осевой нагрузки.

На рис. 7.9 приводятся кривы е влияния осе­ вой нагрузки Р л на число оборотов п, м ехани ­ ческую скорость бурения Ум и проходку на до­ лото h при турбинном бурении.

При одной осевой н а гр у зк е д о сти гается максимум м ехан и ческой скорости бурен и я, при другой нагрузке — максимум проходки на долото.

Электробуром бурят при постоянной скоро­ сти вращ ения долота. И зм енение мощ ности, затрачиваемой на разруш ение пород, вы зы ва­ ет изменение силы тока. По показаниям ам пер­ метра можно следить за работой долота, созда­ вая оптимальные осевы е нагрузки.

Спущенное в скваж и н у долото стр ем ятся отработать при таки х режимах бурения, чтобы обеспечить либо м аксим альную рейсовую скорость бурения, либо м иним альную стоим ость одного м етра про­

при бурении глубоких скваж ин, а такж е ниж ней части р азр еза средней глубины.

При роторном бурении отсутствует п рям ая взаим озависимость па­ раметров реж им а бурения, поэтому здесь можно отдельно назначать тот или иной наиболее выгодный параметр.

При выборе реж им а бурения ш арош ечны ми долотами серий ГНУ и ГАУ следует принимать во внимание следую щ ее:

•верхнему уровню осевых нагрузок соответствует ниж ний уровень частот вращ ения и наоборот;

•пластичные, вязки е, слабосцем ентированны е, м алоабрази вны е глинистые и песчаны е породы следует проходить на высоких час­ тотах вращ ения долота (до 200 об/м ин) и пониж енных осевых на­ грузках;

•абразивные, трещ иноваты е и обломочные породы следует прохо­ дить при низких частотах вращ ения ротора во избеж ание р а зр у ­ шения долота и герм етизирую щ их элементов опор ш арош ек.

366

Ни при каких обстоятельствах нельзя допускать возникновения виб­ раций бурильной колонны. Для подавления вибраций необходимо умень­ ш ить осевую нагрузку или изм енить частоту вращ ения колонны.

Н агрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в по­ казан и ях индикатора веса при вращ ении и без вращ ения бурильной колонны. Ф акти ческая нагрузка на долото и з-за трен ия колонны о стен­ ки скваж ины и во вклады ш е ротора сущ ественно меньш е, чем по пока­ заниям индикатора веса.

П ри переходе на высокооборотный реж им случаю тся обрушения стенок скважин. В этом случае необходимо промыть ствол и прорабо­ тать его на длину ведущ ей трубы.

При бурении с очисткой забоя воздухом скорость вращ ения ротора не долж на превы ш ать 200 об/м ин. П ри этом вы брасы ваем ы й на повер­ хность ш лам долж ен состоять из осколков породы различны х разме­ ров. Обильное вы деление ш ламовой пыли указы вает на то, что процесс разруш ения осущ ествляется истиранием. В таком случае для перехо­ да на объемный реж им следует увеличить осевую нагрузку на долото или ум еньш ить скорость вращ ения ротора.

При установленной на поверхности мощности привода ротора 300 кВт на забой п ередается лиш ь 60 кВт при глубине бурения 3000 м и менее 30 кВ т при глубине бурения 5000 м, частоте вращ ения 60 об/м ин и диа­ м етрах бурильны х труб 127 мм и долота 216 мм. П ри более высоких ча­ стотах передается ещ е м еньш ая мощность, в резул ьтате горные поро­ ды будут разруш аться истиранием, т. е. неэф ф ективно.

Р оторное бурен и е с н и зки м и зн ач ен и ям и ч асто ты вращ ения п (20— 80 мин"1) и больш ими крутящ им и моментами ( 150— 500 кН *м) обес­ печивает возможность эф ф ективного разруш ен и я всех видов горных пород осадочной толщ и при использовании соответствую щ их долот.

образую щ ий гидравлическую энергию бурового раствора в энергию вращ ения выходного вала, связанного с долотом.

Основная часть турбобура — м алогабаритная турбина, состоящая из десятков одинаковых ступеней (рис. 7.10, а). К аж д ая ступень состоит из двух частей: вращ аю щ егося ротора и неподвижного статора. Статор представляет собой стальное кольцо, на внутренней поверхности ко­ торого имею тся стальные вы пуклые лопатки. Ротор имеет такие же ло­ патки, но обращ енные выпуклой стороной в другую сторону (рис. 7.10. б).

Между статором и ротором им еется зазор, обеспечивающ ий свободное вращение ротора. Поток ж идкости проходит через лабиринт множ ества лопаток, при этом изм еняется количество движ ения потока и ф орм и ­ руются импульсы р е а к т и в н ы х сил, приводящ ие во вращ ение ротор­ ные секции турбобура. Таким образом, расход промывочной ж идкости Q является основным парам етром турбинного бурения, от которого за в и ­ сят все остальные параметры .

Рис. 7.10.Схема турбобура:

а — общий вид; б— механизм возникновения крутящего момента в паре ротор-статор турбобура; 1 — лопатка ротора; 2 — кольцо ротора; 3 — лопа тка статора; 4 — статор; 5 — вектор скорости потока промывочной жидкости; 6 — вектор реактивной силы, действующей на лопатку рото­ ра; 7 —долото; 8 — вал ротора

При бурении турбобуром необходим ая д л я р азр у ш ен и я породы энергия подводится к располож енном у возле забоя турбобуру по бу­ рильной колонне потоком промывочной ж идкости. И сточником этой энергии являю тся буровы е насосы. Ч асть энергии потока промывочной жидкости теряется в процессе циркуляции на преодоление гидравли ­ ческих сопротивлений в нагнетательной линии, бурильных трубах, зам ­ ках, долоте и в затрубном пространстве. О ставш аяся часть гидравли­ ческой энергии потока ч ерез лопатки ротора турбобура передается до­ лоту и расходуется на бурение.

Основные зак он о м ерн ости работы турбин следую щ ие:

•скорость вращ ения турбины п пропорциональна расходу (количе­ ству) прокачиваемой ж идкости Q;

•перепад давления на турбине ЛР и вращ ающ ий момент на турбине Af пропорциональны квадрату расхода прокачиваемой жидкости;

•разви ваем ая турбиной мощ ность N пропорциональна кубу расхо­ да прокачиваемой ж идкости.

Основная задача проектирования реж им а турбинного бурения зак­ лю чается в подборе типа турбобура и осевой нагрузки на долото, чтобы получить наиболее высокие показатели бурения. Во врем я бурения тур­ бобуром частота вращ ения долота м еняется в зависим ости от нагрузки на забой и крепости проходимы х пород. П ри бурении в тверды х поро­ дах нагрузку увеличиваю т, но при этом частота вращ ения долота умень­ ш ается. П ри отсутствую щ ей осевой нагрузке частота вращ ения вала м аксим альная и назы вается ск о р о стью вращ ения на х ол остом ходу. Скорость вращ ения вала в оптимальном реж им е примерно в два раза меньш е скорости вращ ения на холостом ходу. При переходе от режима холостото хода к тормозному реж им у перепад давления на турбине уве­ личивается примерно на 10 %.

Графики зависимости перепада давления ДР, вращающего момента Aï, развиваем ой мощности N и КПД от числа оборотов вала п при постоян­ ном значении расхода Q назы вается рабочей характеристикой турбо­ бура. Рабочие характери стики для каж дого типа турбобура определя­ ются на основе стендовы х испытаний. В табл. 7.9 приводятся фактичес­ кие значения необходимого удельного момента Муд = М /Р д, который долж ен развивать турбобур д л я бурения пород различной твердости долотами различного диаметра.

Таблица 7.9. Значения удельного момента для долот различного диаметра и пород различной категории твердости, Н -м /кН

Существует несколько конструктивны х разновидностей турбобуров: одно-, двух-, трехсекционны е ш пиндельны е и односекционны е бесшпиндельные типа Т12,

Турбобуры Т12 прим еняю т д л я бурения верхних интервалов сква­ жин шарошечными долотами и ком плектования реактивно-турбинны х агрегатов для бурения стволов большого диаметра. Корпус турбобура крепится к колонне бурильны х труб через переводник. Вал турбобура соединяется с долотом такж е чер ез переводник.

Для бурения верхних интервалов глубоких скваж ин диаметром до 920 мм применяют реактивно-турбинны е агрегаты, в составе которых два турбобура Т12 параллельно подвеш ены на траверсе и ж естко со­ единены меж ду собой. Долота вращ аю тся от валов турбобуров и полу­ чают дополнительное движ ение вокруг оси скваж ины либо только за счет сил реакции забоя, либо принудительного вращ ения агрегата с по­

верхности через бурильную колонну.

Турбобуры секционные типа ТС применяю т для бурения глубоких скважин ш арош ечными долотами и состоят из двух или трех турбин­ ных секций, соединяемых переводниками на замковой резьбе.

Турбобуры секционные шпиндельные типа ЗТСШ состоят из трех тур ­ бинных и одной шпиндельной секции (табл. 7.10). Они позволяют бурить шарошечными и алмазными долотами. Ш пиндельные турбобуры имеют улучшенные энергетические и эксплуатационные характеристики.

Таблица 7.10. Технические характеристики двух типов турбобуров

Главным недостатком турбобуров явл яется их быстроходность. Для осуществления низкооборотного бурения м еж ду турбинной секцией и шпинделем устанавливаю т ред уктор -вставку . Р ед уктор ум еньш ает частоту вращ ения вала и увеличивает крутящ ий момент на долоте.

Высокооборотные турбобуры с частотой вращ ения 600— 750 миндаю т удовлетворительны е результаты при бурении неглубоких скважю в крепких породах с промывкой водой или маловязкими глинистыми ра створами, а такж е при алмазном бурении м алоабразивны х пород. Тихо ходные турбобуры эф ф ективно использовать при бурении шарошечны­ ми долотами глубоких скваж ин в пластичны х и абразивны х породах.

Р азм ер турбобура оп р еделяется диам етром скваж ины и должен быть меньш е его примерно на 20 мм.

Хорошо отрегулированны й турбобур зап ускается при давлении ло 2 МПа. Во избеж ание засорения каналов турбины турбобура необхо;:;:- мо тщ ательно очищ ать буровой раствор от ш лама. Ч ащ е всего турбинь; вы ходят из строя вследствие механического износа поверхностей. До­ пустим ая величина осевого лю ф та для турбобуров различны х типов от 3 до 8 мм.

В интовы е забойны е двигатели (ВЗД) незначительно отлича­ ются от характеристик современных турбобуров и широко используют­ ся д л я наклонного бурения. Винтовые двигатели относятся к машинам объемного (гидростатического) действия. Они отличаю тся низкой часто­ той вращ ения при высоком крутящ ем моменте на валу (табл. 7.11). По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гид­ равлическую маш ину с внутренним косозубым зацеплением .

Таблица 7.11. Технические характеристики двух типов

винтовых забойных двигателей