книги бурение / Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин / 1

для разрушения очень крепких пород (граниты, кварциты, диабазы).

Зубья (зубцы) шарошек изготовляют либо непосредственно на теле шарошки путем их фрезерования или накаткой, либо отдельно из твердых сплавов с последующей запрессовкой в специальных гнездах шарошки. Шарошки долот типов М, МС, С, СТ и Т имеют фрезерованные или накатанные зубья, высота и расстояние между которыми уменьшаются, а угол при вершине увеличивается от долот типа М к долотам типа Т. Зубья на шарошках расположены обычно концентрическими венцами, число которых увеличивается от типа М до типа Т.

Шарошки долот типа ТК имеют на внутренних венцах фрезерованные или накатанные призма-

тические зубья, а на периферийных сферические зубья из твердого сплава. Шарошки долот типов К и ОК имеют на всех венцах сферические зу-

бья из твердого сплава.

Шарошки типов М3, МС3, С3, Т3 и ТК3 предназначены для разрушения абразивных пород, поэтому оснащены запрессованными в них твердосплавными клиновидными зубьями. Число венцов и зубьев увеличивается от типа М3 к типу ТК3.

В процессе бурения разведочных скважин для уточнения геологиче- ского разреза, изучения физических свойств горных пород и насыщающих их флюидов, зачастую в процессе проходки ствола скважины отбирают пробы горных пород (керны). Для этого породу на забое разрушают колонковым долотом, которое углубляет забой в виде кольцевой выработки, а остающийся цилиндрический целик породы поступает через центральное отверстие долота в специальную керноприемную трубу, оснащенную в нижней части кернорвателем. Пробурив в заданном интервале ствол колонковым долотом, бурильную колонну с долотом и керноприемной трубой поднимают на дневную поверхность, при этом в момент «отрыва» долота от забоя кернорватель обрывает своими пружинами целик породы от забоя и удерживает его в керноприемной трубе до извлечения на поверхность.

Если отбор керна проводят в интервале, превышающем длину керно-

35

Рис. 2.6. Рабочая ведущая бурильная труба:

1 − верхний переводник; 2 − рабочая ведущая труба; 3 − нижний переводник

с блокирующим пояском; беззамковые раструбные. Трубы первых двух конструк-

ций имеют наружную мелкую трубную резьбу и соединяются между собой при помощи бурильных замков или муфт (рис. 2.10). Трубы второй конструкции имеют по сравнению с трубами первой конструкции улучшенную гидравличе- скую характеристику, так как в них равнопроходной канал и, следовательно, минимальны местные гидравлические сопротивления потоку промывочного агента.

Бурильные трубы с приваренными соединительными концами имеют равнопроходной канал и соединяются друг с другом при помощи крупной замковой резьбы.

В бурильных трубах с блокирующим пояском вблизи резьбы по телу имеется проточка, на которую в горячем состоянии наворачивается часть замка с внутренней проточкой, в результате чего, после остывания, создается герметичный напряженный контакт между замком и трубой.

Промышленность выпускает бурильные трубы диаметром от 60 до 168 мм длиной 6; 8; 11,5−12,0 м

из стали групп прочности C, Д, E, K, L, M.

Бурильные трубы многократно соединяются в бурильную колонну по мере проводки ствола скважины, так как необходимо периодически заменять износившееся долото на новое и выполнять другие работы в скважине, требующие спускоподъемных операций с бурильной колонной. Крупная замковая резьба со значительной конусностью позволяет быстро за несколько оборотов свинчивать и развинчивать трубы, при этом герметич- ность обеспечивается напряженным контактом торцевых поверхностей замков.

Для соединения бурильных труб используют замки трех типов:

ЗШ с диаметром канала, близкого к диаметру канала бурильных труб с высаженными внутрь концами;

ЗН с диаметром канала существенно меньшим диаметра канала труб; ЗУ с увеличенным диаметром канала.

Замки первых двух типов используют для бурильных труб с высажен-

37

Рис. 2.7. Утяжеленные бурильные трубы:

à – с одинаковым диаметром; á – с проточным телом; 1 – тело трубы; 2 – замковая резьба

Рис. 2.8. Бурильные трубы:

à − с высаженными внутрь концами; á − с высаженными наружу концами; 1 − труба; 2 − муфта

ными внутрь концами, а замки последнего типа − для труб с высаженными наружу концами. Замки типа ЗУ предпочтительны для турбинного бурения, так как не создают значительных местных гидравлических сопротивлений потоку промывочного агента.

Рис. 2.9. Бурильная труба с приваренными соединительными концами

38

Рис. 2.10. Соединение бурильных труб с высаженными концами:

à − при помощи замков; á − при помощи муфт

Для проводки стволов нефтегазовых скважин чаще всего используют бурильные трубы диаметром 114, 121, 146 и 168 мм. Их соединяют по дветри штуки в свечи, которые устанавливают вертикально внутри вышки на специальный подсвечник и тем самым значительно ускоряют и облегчают спускоподъемные операции.

При больших глубинах скважин нагрузки на вышку и талевую систему буровой установки во время спускоподъемных операций могут достигать недопустимых значений за счет силы тяжести бурильной колонны. В связи с этим вместо стальных труб в ряде случает используют бурильные трубы из прочных алюминиевых сплавов, которые позволяют, при прочих равных условиях, снизить эти нагрузки по меньшей мере в 2 раза. Промышленность выпускает легкосплавные бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 73 до 147 мм. На концах легкосплавных труб нарезана трубная резьба, а их соединение в виде бурильной колонны осуществляют навинчиваемыми на них стальными замками.

Важным элементом бурильной колонны являются утяжеленные бурильные трубы, одна из главных функций которых − создавать осевую нагрузку на долото, не допуская изгиба бурильной колонны. УБТ устанавливают непосредственно над долотом или погруженным двигателем. Трубы массивные за счет большой толщины стальной стенки (толщина стенок УБТ в несколько раз больше толщины стенок обычных бурильных труб).

Необходимым элементом в состав бурильной колонны входят различ- ные переводники, предназначенные для соединения ведущей трубы с вертлюгом и бурильными трубами, бурильных труб с УБТ, УБТ с турбобуром или долотом.

Кроме того, бурильная колонна может оснащаться центраторами для предотвращения изгиба бурильной колонны и одностороннего примыкания ее к стенке ствола скважины, расширителями − долотами для увеличения диаметра ствола, кривыми переводниками и соапстоками для искривления ствола скважины в заданном направлении.

2.7. ПРИВОД ДОЛОТА

Углубление ствола скважины осуществляется посредством вращающегося долота при постоянно действующей на него осевой нагрузке.

39

Рис. 2.11. Ротор

Рис. 2.12. Турбобур:

1 − статор; 2 − ротор; 3 − долото

Для вращения долота в одних случаях используют установленный на поверхности ротор, в других − погружной двигатель.

Ротор (рис. 2.11) является многофункциональным оборудованием буровой установки. Он не только передает вращение долоту через ведущую трубу и бурильную колонну, но и удерживает на весу бурильную колонну, если от нее отсоединена талевая система; является опорным столом при свинчивании и развинчивании бурильных труб во время спускоподъемных операций; служит стопорным устройством для долота, свинчиваемого с УБТ, или погружным двигателем; центрирует бурильную колонну в скважине и т.д.

Основными узлами ротора являются: станина 1, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым коническим венцом; вал 6, на внешнем конце которого установлено зубчатое колесо под цепную передачу, а на внутреннем − коническая шестерня, входящая в зацепление с коническим венцом; рифленый кожух 5, ограждающий вращающийся стол; вкладыши 4 для обхвата ведущей трубы, проходящей через отверстие 3.

Отверстие стола ротора без вкладышей обеспечивает прохождение че- рез него в скважину любых технических устройств (долот, расширителей, центраторов, и т.д.). Смазка всех трущихся деталей ротора осуществляется маслом, залитым в корпус ротора.

40

Ротор работает следующим образом. Вращательное движение от силовых двигателей через трансмиссионную систему при включении роторной пневматической муфты передается посредством цепной передачи на вал ротора, а последний при помощи конической зубчатой передачи вращает стол ротора в горизонтальной плоскости, который, обхватывая квадратными вкладышами ведущую трубу, вращает ее и всю бурильную колонну с долотом.

Для выполнения спускоподъемных операций вместо вкладышей в отверстие стола ротора устанавливают пневматические клинья, на которые периодически при помощи зажимных сухарей с насечкой подвешивают бурильную колонну и отвинчивают от нее или навинчивают на нее находящуюся над ротором очередную бурильную свечу.

Турбобур (рис. 2.12) является погруженным гидравлическим двигателем, передающим вращение своего вала на долото непосредственно без промежуточных звеньев. Это обычно многоступенчатая турбина, каждая ступень которой состоит из статора, удерживаемого неподвижно корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток промывочного агента, попадая на изогнутые лопатки ротора турбины, создает вращающий момент, под действием которого вращается вал турбобура. Переходя из ротора в статор, поток под действием изогнутых лопаток статора восстанавливает осевое направление струи и снова попадает на изогнутые лопатки следующего ротора. Одновременно работающие последовательно расположенные турбины позволяют суммировать их мощность и крутящий момент. Теоретические расчеты показывают, что для эффективной работы турбобура необходимо соединить последовательно примерно сто турбин. При этом достигается большая мощность и еще сохраняется достаточная для долота скорость вращения вала турбобура. Число ступеней (турбин) современных турбобуров изменяется от 25 до 350.

Основным фактором, управляющим параметрами работы турбобура, является количество прокачиваемого через него промывочного агента. Частота вращения вала, крутящий момент и мощность турбины прямо пропорциональны количеству прокачиваемой жидкости, соответственно, в первой, во второй и в третьей степени. Вращающий момент и мощность турбины также прямо пропорциональны плотности прокачиваемой жидкости, а частота вращения вала не зависит от этого фактора.

Очевидно, что вращающий момент вала тем больше, чем больше сопротивление его вращению со стороны долота (осевая нагрузка на долото). Но по мере увеличения осевой нагрузки уменьшается частота вращения вала турбобура. Поэтому зависимость между вращательным моментом на долоте и его частотой вращения при турбинном бурении обратно пропорциональная. Это обстоятельство сужает возможность оптимального сочетания режимных параметров бурения (нагрузки на долото, частоты его вращения, подачи промывочного агента к долоту).

2.8. ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА АКВАТОРИЯХ

Организация бурения, подготовительные работы к бурению, оборудование устья и некоторые другие работы в море имеют свои особенности.

41

В настоящее время ПБС классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, выделяя две основные группы (классы): опирающиеся при бурении на морское дно и проводящие бурение в плавучем состоянии.

К первой группе относят плавучие буровые установки (ПБУ) самоподъемного и погружного типов (СПБУ), а ко второй − полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30−120 м. СПБУ самоподъемного типа имеют большой запас плавучести, буксируются совместно с оборудованием, инструментом и материалами к точке бурения. При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и задавливаются в грунт, корпус поднимается по опорам и фиксируется на расчетной высоте над уровнем моря. СПБУ погружного типа применяют в основном на мелководье. В результате заполнения водой нижних корпусов установки они погружаются на дно моря. Рабочая платформа находится над поверхностью воды.

ППБУ в основном применяют для бурения поисковых и разведочных скважин в акваториях при глубинах моря от 100 до 300 м и более.