Бурение нефтяных и газовых скважин

Конструкция электробура. Электробур состоит из маслонаполненного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя (рис. 7.14).

Вращающий момент двигателя передается на вал шпинделя через зубчатую муфту 24. Стык валов уплотняется шарнирной втулкой 23 с резиновыми кольцами. Через центральное отверстие в валах двигателя и шпинделя пропускается буровой раствор.

Для снижения частоты вращения долота и повышения вращающегося момента, подводимого к долоту, применяют редукторы-вставки, устанавливаемые между двигателем и шпинделем.

Технические характеристики основных электробуров приведены в табл. 7.4, а электробуров с редукторами-вставками -- в табл. 7.5.

Рис. 7.13. Бурильная труба с двухпроводной кабельной секцией:

1 -- двухконтактный стержень;

2 -- опора стержня;

3 -- ниппель замка;

4 -- бурильная труба;

5 -- двужильный шланговый кабель;

6-- муфта замка;

7 -- сухарь;

8 -- опора муфты;

9-- лвух-контактная муфта

Правила эксплуатации электробуров. Каждый электробур, поступающий на буровую установку, снабжается рейсовым паспортом. Паспорт является приемосдаточным документом как для буровой установки, так и для прокатно-ремонтной базы.

Перед навинчиванием долота на вал электробура проверяется осевой люфт вала шпинделя. Перед каждым спуском в скважину электробур осматривают внешне, проверяют затяжку клапанов, пробок и положение поршня компенсатора в шпинделе по расстоянию между витками пружины, наличие и давление масла в компенсаторах двигателя и шпинделя.

Контактный стержень очищают, тщательно промывают касторовым маслом, затем проверяют сопротивление изоляции обмотки двигателя относительно корпуса. После проверки изоляции на электробур навинчивают устройство контроля изоляции, а затем центратор и УБТ.

Для нормальной эксплуатации электробуров и токоподвода буровая бригада должна быть обеспечена: двухнедельным запасом чистого сухого касторового масла; приспособлением для очистки, промывки, смазки этим маслом контактных соединений; комплектом инструмента для обслуживания клапанов и пробок; приспособлением для измерения количества масла в электробуре; маслозаправщиком для закачки масла в шпиндель с двухнедельным запасом машинного масла (авиамасла); запасными токоприемниками и кабельными секциями ведущей трубы; УБТ; центратором; устройством контроля изоляции; маслозаправщиком для закачки трансформаторного масла в двигатель электробура; болтами и пружинными шайбами для крепления токоподвода; калибрами для проверки контактных соединений.

Рис. 7.14. Электробур:
/ -- корпус статора; 2 -- пакет магнитопроводной стали ротора; 3 -- вал двигателя; 4 -- верхняя лобовая часть обмотки статора; 5 -- верхний клапан двигателя; 6 -- верхний сальник двигателя; 7 -- верхний соединительный корпус статора двигателя; 8-- цилиндр компенсатора; 9-- пружина; 10-- поршень компенсатора; II -- резиновая диафрагма компенсатора двигателя; 12 -- переводник под элеватор; 13 -- контактный стержень кабельного ввода; 14 -- корпус шпинделя; /5 -- нижний соединительный корпус статора; 16, 25 -- пробка; 17 -- нижний сальник двигателя; 18 -- нижний подшипник двигателя; 19 -- нижняя лобовая часть обмотки статора; 20 -- секция ротора двигателя; 21 -- промежуточный подшипник двигателя; 22 -- промежуточный пакет статора из немагнитного материала; 23 -- шарнирная втулка; 24 -- зубчатая муфта; 26 -- верхний радиальный подшипник; 27 -- упорный подшипник; 28 -- наружная обойма распределителя осевой нагрузки; 29 -- внутренняя обойма распределителя осевой нагрузки; 30 -- поршень компенсатора шпинделя; 31 -- пружина компенсатора; 32 -- нижний радиальный подшипник; 33 -- клапан; 34 -- сальник шпинделя; 35 -- вал шпинделя; 36 -- переводник на долото

Таблица 7.4 Технические характеристики основных электробуров

Электробур	Диаметр электробура, мм	Длина, м	Мощность номинальная, кВт	Напряжение номинальное, В	Частота вращения долота, об/мин	Момент вращения, кН * м	КПД, %	Cos ф	Масса, кг
						номинальный	максимальный
Э290-12	290	14,02	240	1750	455	5,10	11,0	72,0	0,670	5100
Э240-8	240	13,40	210	1700	690	2,97	7,6	75,0	0,660	3600
Э215-8М	215	13,93,	175	1550	680	2,50	6,50	72,0	0,690	2900
Э185-8	185	12,5	125	1250	676	1,80	3,6	67,5	0,660	2050
Э170-8М	170	12,145	75	1300	695	1,10	2,4	63,5	0,630	1800
Э164-8М	164	12,305	75	1300	685	1,10	2,4	61,0	0,625	1650

Примечание. Максимальный момент указан при длине токоподвода L = О с учетом падения напряжения в обмотке трансформатора.

Бурильные трубы с кабельными секциями, доставляемые на буровую установку, подвергаются (на буровой) профилактическому осмотру, проверке креплений кабельных секций в бурильных трубах и проверке сопротивления изоляции.

Трубы с дефектами к бурению не допускаются.

При спуске и подъеме необходимо тщательно промывать водой контактные соединения секций кабеля и смазывать их горячим касторовым маслом.

После подъема электробур устанавливают на элеватор для проверки положения поршней в лубрикаторах и сопротивления изоляции двигателя. По разности уровней положения поршней до спуска и подъема электробура определяют расход масла. Положение поршней в лубрикаторах отмечают в паспорте. Без записи о положении поршней нельзя судить о допустимости спуска электробура в очередное долбление. При каждом подъеме электробура проверяют также качество масла в нижней части шпинделя. В случае проникновения промывочной жидкости в шпиндель электробур спускать в скважину запрещено. Правила транспортировки электробуров и турбобуров аналогичны.

Особенности бурения электробурами. Основные особенности бурения электробуром следующие:

двигатель электробура получает питание непосредственно от бурового трансформатора по кабелю, проложенному внутри колонны бурильных труб. Электроэнергия подается с малыми потерями вследствие применения высокого напряжения;

мощность электробура практически не зависит от количества и свойств бурового раствора и глубины погружения электробура;

частота вращения вала электробура не зависит от количества и свойств бурового раствора и незначительно зависит от нагрузки;

количество прокачиваемого бурового раствора при электробурении определяется условиями нормальной очистки забоя независимо от мощности, развиваемой электробуром;

электробур -- герметичная маслонаполненная машина, рабочие органы которой не подвержены действию абразивных частиц, содержащихся в промывочной жидкости. Поэтому характеристики электробура неизменны в течение всего срока его службы;

изменение момента сопротивления на долоте при бурении мгновенно отражается на изменении величины тока и мощности. Это дает возможность наблюдать по ваттметру за нагрузкой на долото, определять характер его работы, устанавливать степень износа и предупреждать аварии с долотом;

изменения тока и мощности, отражающие нагрузку на долото, дают возможность автоматизировать процесс бурения при максимальном использовании мощности, развиваемой электробуром;

отсутствие вращения бурильной колонны и особенности конструкции электробура позволяют при помощи специальной погружной аппаратуры в процессе бурения наклонных скважин осуществлять контроль за углом наклона и азимутом, а также устанавливать отклонитель в нужном направлении и корректировать его положение в процессе бурения.

Таблица 7.5 Технические характеристики электробуров с редукторами-вставками

Электробур	Диаметр электробура, мм	Длина, м	Мощность номинальная, кВт	Напряжение поминальное, В	Частота вращения долота, об/мин	Момент вращения, кН * м	Передаточное число редуктора-вставки	Масса, кг
						номинальный	Максимальный
Э290-12	290	15,92	228	1750	145	15,30	24,60	3,15	5700
Э240-8Р	240	14,75	200	1700	230	8,50	21,50	3,00	3900
Э215-8МР	215	15,545	166	1550	230	7,10	15,00	3,00	3200
Э215-8Р	215	14,445	142	1250	220	6,30	10,80	3,00	3000
	215	13,81	142	1250	325	4,25	7,20	2,00	2900
Э185-8Р	185	14,40	119	1250	240	4,80	10,00	2,92	2300
Э170-8Р	170	12,925	62	1050	220	2,75	5,20	3,13	1800
Э164-8МР	164	14,09	71	1300	220	3,15	7,15	3,13	1900

Примечание. Электробуры могут собираться с двумя последовательно соединенными редукторами-вставками. При этом скорость вращения вала шпинделя снижается в / раз, и соответственно повышается вращающий момент на валу.

Многолетний опыт эксплуатации электробуров позволил определить наиболее целесообразные области их применения для бурения:

глубоких скважин с применением утяжеленных буровых растворов;

наклонно-направленных скважин;

разветвленно-горизонтальных скважин;

скважин с применением газообразных агентов;

опорно-технологических скважин.

Основные правила техники безопасности при бурении электробуром. Можно выделить следующие правила.

1. Все токоведущие части должны быть надежно изолированы или ограждены. Металлические детали, которые могут оказаться под напряжением при нарушении изоляции токоведущих частей, заземлены. Надежность изоляции и заземления должна регулярно проверяться.

2. Наружный кабель, подводящий электрическую энергию к токоприемнику, должен прикрепляться к буровому шлангу.

3. Буровую вышку необходимо оборудовать устройством видимого разрыва (сигнальным устройством, показывающим разорвана наземная питающая цепь электробура или нет).

4. В питающей цепи электробура должна быть и поддерживаться в исправном состоянии защитная аппаратура, срабатывающая при увеличении тока больше допустимого значения.

5. Перед обслуживанием токоведущих частей (токоподъемника, кабеля и т.д.) необходимо обязательно убедиться в отсутствии напряжения на них. Кроме того, необходимо соблюдать все правила техники безопасности, относящиеся к бурению скважин на нефть, газ.

7.8 Особенности режима бурения алмазными долотами

Алмазные долота с алмазно-твердосплавными резцами (АТР), алмазно-твердосплавными монолитными резцами (АТРМ) или с алмазно-твердосплавными пластинами (АТП) перспективны и находят широкое применение в практике бурения.

Технико-экономические показатели алмазного бурового инструмента (АБИ) зависят от качества подготовки бурового оборудования и скважины к продолжительному бурению. При бурении АБИ с алмазно-твердосплавными резцами, алмазно-твердосплавными монолитными резцами и алмазно-твердосплавными пластинами необходимо руководствоваться Инструкцией по эксплуатации породоразрушающих инструментов, оснащенных природными, синтетическими алмазами, композиционными алмазосодержащими материалами РД 39-0148052-526-86 и Инструкцией по эксплуатации долот и бурильных головок с твердосплавной матрицей, оснащенных АТР (АТРМ) и АТП.

Для приработки и придания забою соответствующей формы следует медленно довести инструмент до забоя с промывкой буровым раствором, приподнять АБИ от забоя на 0,3...0,5 м, промыть забой скважины в течение 10 мин. После этого при медленной подаче АБИ следует коснуться забоя скважины и произвести приработку его к забою, углубляя скважину на 0,3...0,5 м с нагрузкой на АБИ 10...20 кН (1 ...2 тс) при максимально допустимом расходе бурового раствора, а затем при плавной подаче инструмента довести осевую нагрузку на АБИ до оптимальной. Увеличение осевой нагрузки до максимальной величины без увеличения механической скорости проходки приводит к преждевременному износу АБИ.

По моментомеру оптимальную осевую нагрузку определяют путем ступенчатого изменения осевой нагрузки при разных частотах вращения АБИ, одновременно фиксируя величину крутящего момента. Оптимальный режим бурения устанавливается после получения максимальной механической скорости проходки при минимальном крутящем моменте. АБИ, оснащенные АТР, АТРМ, АТП, имеют небольшую площадь контакта с забоем, поэтому эффективное разрушение горной породы таким инструментом производится при сравнительно небольших осевых нагрузках (в 3... 5 раз меньше, чем на шарошечный породоразрушающий буровой инструмент).

Значение оптимальной осевой нагрузки следует выбирать в зависимости от проходимых пород, частоты вращения бурового инструмента и расхода бурового раствора. Породы повышенной абразивности рекомендуется разбуривать при частоте вращения АБИ 100...300 об/мин.

Вязкие, липкие, пластичные горные породы для избежания их налипания на породоразрушающие элементы алмазного бурового инструмента рекомендуется бурить при максимально возможном расходе бурового раствора. В буровой раствор рекомендуется вводить маслянистую нефть и другие смазывающие добавки.

При резком падении механической скорости бурения (в два раза и более) или прекращении углубления забоя в течение 15... 20 мин необходимо приподнять инструмент над забоем и с плавной подачей АБИ начать бурение с минимальной нагрузкой, выбирая ее оптимальную величину. Указанная операция повторяется 2... 3 раза. Если после неоднократного изменения режима бурения скорость углубления не увеличивается, инструмент необходимо поднять для выяснения причин.

В процессе бурения необходимо постоянно следить по манометру за давлением в промывочной системе. При повышении давления АБИ должно быть приподнято над забоем. Если в момент отрыва АБИ от забоя давление быстро снижается, то это указывает на закупорку промывочных каналов АБИ разрушенной породой, образование сальника или износ АБИ на глубину каналов. Для очистки промывочных каналов разрешается резкий спуск бурового инструмента в призабойной зоне, не допуская удара АБИ о забой скважины. Размыв сальника происходит также при установке АБИ в непосредственной близости от забоя и увеличении расхода бурового раствора до максимального значения.

7.9 Контроль за параметрами режима бурения

Текущий контроль параметров процесса бурения осуществляется в основном с помощью следующих приборов: индикатора массы (веса), манометра, моментомера, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки.

Рис. 7.15. Схема трансформатора давления избыточной массы:

1, 6 -- роликовые опоры корпуса; 2 -- поршень; 3 -- резиновая камера; 4 -- роликовая опора поршня; 5 -- корпус

Индикатор массы (веса). Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется при помощи индикатора массы (веса). По этому прибору находят также нагрузку, дейсгвующую на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы массы (веса) (рис. 7.15). Основная часть индикатора массы (веса) -- трансформатор (мессдоза), который состоит из корпуса 5 и поршня 2 в виде тарелки. Талевый канат проходит через роликовые опоры /, 6 корпуса и роликовую опору 4 поршня, изгибаясь под определенно заданным углом. Трансформатор давления укрепляется на неподвижном конце каната. Благодаря изгибу оси каната возникают усилия, действующие на поршень (мембрану), опирающийся на резиновую камеру 3, заполненную жидкостью. Воспринимаемое жидкостью усилие передается по системе трубок на указывающий и записывающий манометры.

Комплект индикатора массы (веса) состоит из трансформатора давления, одного указывающего манометра и одного самопишущего манометра с круглой диаграммой, вращаемой часовым механизмом со скоростью один оборот за сутки. Указывающий манометр с условной шкалой, градуированной на 100 делений, устанавливают на щите у поста бурильщика. Очень часто в комплект индикатора массы (веса) входит верньер, представляющий собой мощный наружный манометр со стрелкой, замкнутой шкалой, разделенной на 40 делений без цифровых обозначений. Каждому делению верньера соответствует половина деления указывающего манометра. Благодаря этому, верньером удобно пользоваться для определения нагрузки на долото, так как при этом отсчеты производятся с большой точностью. Верньер рассчитан на давление до 60 делений по манометру. Если масса бурильной колонны превышает 60 делений, верньер надо выключить.

Перед установкой индикатора массы (веса) необходимо убедиться в том, что неподвижный конец талевого каната на всем своем протяжении от ролика кронблока до места укрепления проходит свободно, не задевая элементы фонаря вышки. Канат в месте крепления трансформатора не должен иметь разорванных проволок и следов видимого износа.

После того как индикатор массы (веса) смонтирован и проверена его герметичность, устанавливают стрелку указывающего манометра на деление 10 при свободном крюке. Это делается для того, чтобы можно было в любой момент заметить утечки жидкости из трубочек в местах из соединений.

Через каждые 6 мес индикатор массы (веса) независимо от его состояния необходимо демонтировать для осмотра и текущего ремонта. Ремонт индикатора массы (веса) на буровой, связанный хотя бы с частичной разборкой трансформатора давления, указы-

Таблица 7.6 Соотношение между нагрузкой G на крюке и усилиями в ведущем и неподвижном концах талевого каната

Состояние талевой системы	Обозначение	Оснастка системы
		2x3	3x4	4x5	5x6
		Число рабочих концов каната
		4	6	8	10
Подъем		0,262(7 0,2438(7	0,1775(7 0,1585(7	0,136(7 0,117(7	0,1116(7 0,0923(7
Спуск		0,236(7 0,254(7	0,154(7 0,1723(7	0,113(7 0,132(7	0,0911(7 0,1082(7
Покой		0,250(7	0,167(7	0,125(7	0,1(7

Примечание. F,, F₂vi F_a -- усилия в ведущем конце талевого каната соответственно при подъеме, спуске и покое, Н; R_h R₂ ^и ^о -- усилия в неподвижном конце талевого каната соответственно при подъеме, спуске и покое, Н.

вающего и самопишущего манометров, запрещается. Не разрешается также замена отдельных приборов комплекта.

Вся гидравлическая система заполняется водой, а в зимнее время -- смесью воды со спиртом или глицерином. Жидкость, заполняющая систему, должна быть нейтральной по отношению к кислотности и щелочности, обладать малым коэффициентом расширения, не растворять резину и замерзать.

Наиболее удовлетворяют этим условиям 50 %-й раствор глицерина в воде. При отсутствии глицерина применяют разбавленный спирт (40% воды).

В условиях покоя натяжение концов в канате

где т -- число рабочих роликов талевого блока.

Одно и то же показание индикатора массы (веса) может соответствовать в зависимости от оснастки талевой системы разным действительным массам бурильной колонны (табл. 7.6).

К каждому индикатору массы (веса) прилагается паспорт, в котором указана цена делений для различных показаний прибора. Цена делений в начале шкалы манометра меньше цены делений в конце шкалы. Это объясняется изменением угла прогиба каната в сторону уменьшения по мере увеличения нагрузки на крюке.

На практике часто приходится определять цену деления индикатора, не пользуясь паспортом прибора. В тот момент, когда долото не касается забоя скважины, масса бурильной колонны G₅ соответствует некоторому показанию индикатора массы (веса) X. Зная, что условный нуль индикатора массы (веса) отнесен к 10-му делению, легко определить цену делений

Приближенную массу бурильной колонны обычно находят из следующего выражения:

где L -- длина колонны бурильных труб, равная глубине скважины в данный момент, м; q -- масса погонного метра бурильных труб, кН; / -- длина одной свечи, м; q₃ -- масса замка, кН.

Чтобы определить осевую нагрузку (давление на забой) в момент бурения, необходимо знать показание индикатора массы (веса). Если показание индикатора массы (веса) Y, то осевая нагрузка составляет

Отсчет производится в следующем порядке. Спускаемую в скважину бурильную колонну с навинченной ведущей трубой поднимают над забоем на 2...3 м и затем с вращением и циркуляцией бурового раствора медленно опускают. В этот момент фиксируют показание X стрелки манометра.

После создания давления (осевой нагрузки) на забой частью массы бурильных труб на долото определяют величину Y. Разность между этими двумя показаниями, умноженная на цену деления индикатора массы (веса), и будет характеризовать осевую нагрузку. Допустим, что Ц = 7,24 кН, X = 35 делений, Y= 31 деление, тогда

Индикаторы массы (веса) применяют не только при бурении, но и при ловильных работах, спуске промежуточных и эксплуатационных колонн и т.д. Внимательное наблюдение за индикатором массы (веса) часто позволяет предотвратить аварии во время спуска бурильной колонны и в процессе других работ. По индикаторной диаграмме инженерно-технические работники изучают процесс бурения, разрабатывают режимы бурения, контролируют соблюдение заданных параметров режима.

Основными недостатками гидравлического индикатора массы (веса) является зависимость показаний от диаметра каната, температуры окружающей среды и утечек жидкости.

Кроме описанного выше гидравлического, существуют электрический и механический индикаторы массы (веса). Электрический индикатор массы (веса) так же, как и гидравлический, измеряет массу бурильного инструмента по усилию в неподвижном конце талевого каната. Он состоит из датчика с индукционным преобразователем, назначение которого -- воспринимать натяжение неподвижного конца талевого каната и отображать это натяжение пропорциональной ЭДС. Он имеет также измеритель записывающего или указывающего типа. К основным преимуществам электрического индикатора массы (веса) относятся: независимость показаний от диаметра каната, возможность осуществления дистанционной передачи, легкость изменения чувствительности прибора, большая точность.

Чтение индикаторных диаграмм. Регистрирующая часть индикатора массы (веса) позволяет по диаграмме оценивать работу в скважине, следить за соблюдением буровой бригадой заданных параметров режима бурения. На диаграмме индикатора массы (веса) отмечаются все колебания массы инструмента на подъемном крюке в течение суток.

Диаграмма гидравлического индикатора массы (веса) представляет собой бумажный круг с расчерченными на нем концентрическими окружностями (рис. 7.16). Жирные черные круги соответствуют делениям манометра в 0, 10, 20, 30, ..., 100 единиц. Пространство между этими окружностями разделено на 10 частей, через которые проходят тонкие окружности. Таким образом, интервал между каждыми двумя соседними окружностями соответствует одному делению манометра. Отметки от 0 до 100 идут от центра к периферии. Наружная окружность разделена на 24 части, соответствующие часам суток, а каждая из них, в свою очередь, разделена на 4 части, соответствующие 15 мин. Через каждое из этих делений проведены радиальные кривые радиусом, равным длине пера от его центра вращения. Если линия на диаграмме проходит параллельно одной из окружностей, то это означает, что в этот отрезок времени масса на крюке не изменилась. Это может быть или при остановке, или же в процессе бурения при постоянной нагрузке.

Если линия проходит параллельно кривой радиальной линии, то это является показателем, что в данный момент времени произошло мгновенное изменение в массе бурильной колонны на подъемном крюке. Последнее происходит во время подъема бурильной колонны с ротора, натяжки прихваченной в скважине бурильной колонны и т.д. Разница заключается в том, что в последнем случае крайняя точка этой кривой будет значительно превосходить наибольшую массу бурильной колонны в данный момент.

Если посадить бурильную колонну на элеватор, то этот момент будет отмечен такой же линией, но с той лишь разницей, что в данном случае она покажет уменьшение массы на подъемном крюке от какого-то максимума до условного нуля (10-е деление). Процесс спуска начинается после смены долота, т.е. при минимальной массе на подъемном крюке, и характеризуется постепенным увеличением массы с каждой спущенной свечой.

Рис. 7.16. Индикаторная диаграмма

Процесс подъема бурильной колонны из скважины представляет собой на диаграмме картину, обратную спуску. С каждой свечой масса на крюке уменьшается. Но так как при подъеме от ротора до балкона верхового рабочего масса бурильной колонны остается постоянной, а подъем длится некоторое время, то этот период будет на диаграмме обозначаться небольшой площадкой, параллельной окружности и соответствующей массе бурильной колонны в данный момент. Поэтому на индикаторной диаграмме при подъеме каждой свечи будут зафиксированы две линии, соединенные на конце площадочкой.

Рассмотрим, как будет фиксироваться на диаграмме процесс бурения. Если осевая нагрузка поддерживалась постоянной, то площадка параллельна окружности, характеризующей массу бурильной колонны. Если же в процессе бурения происходили колебания осевой нагрузки на забой, то это будет характеризоваться изменениями в виде рывков и волнообразных записей на диаграмме.

Осевая нагрузка на забой может быть определена как разность между массой бурильной колонны, приподнятой над забоем, и массой бурильной колонны, частично опирающейся на забой при бурении. На диаграмме осевая нагрузка будет определяться по числу клеток между окружностями, соответствующими максимальному отклонению стрелки манометра при окончании спуска бурильной колонны и минимальному отклонению стрелки в процессе бурения. Деления по манометру следует переводить в килоныотоны.

Контроль за другими параметрами режима бурения. Давление бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов.

Частота вращения ротора измеряется тахометрами различных конструкций. Имеются также приборы по измерению механической скорости проходки и ряд других приборов, регистрирующих и показывающих забойные параметры процессов бурения (число оборотов вала турбобура, пространственное положение забоя скважины и т.д.).

Все рассмотренные выше приборы входят в комплект системы наземного контроля процессов бурения.

Номенклатура параметров, контролируемых пультом контроля процессов бурения (ПКБ), определяется в зависимости от мощности буровой установки. Постоянно ведутся работы по совершенствованию системы контроля и управления процессом бурения скважины.

Процесс строительства скважин характеризуется быстрым изменением ситуаций и действием многочисленных взаимосвязанных факторов, изменяющихся во времени и пространстве. Несмотря на цикличность и повторяемость производственных процессов при бурении скважин, каждый цикл характеризуется своими особенностями, обусловленными влиянием конкретных геолого-технических и организационных факторов. Кроме того, в процессе бурения зачастую возникают различные непредвиденные ситуации, нарушающие запланированный ход производства и требующие принятия оперативных решений. Эти ситуации обусловливаются, как правило, авариями, геологическими осложнениями при бурении (уходами циркуляции, обвалами и др.), неожиданным выходом из строя бурового оборудования и породоразрушающего инструмента и т.п.

По функциональному назначению устройства, предназначенные для контроля и управления процессом бурения скважин, можно подразделить: на средства наземного контроля параметров режима углубления скважин, средства автоматического регулирования подачи долота, средства оперативной оптимизации процессов углубления скважин, системы диспетчерского телеконтроля и управления буровыми процессами, средства сбора и передачи технологической информации для последующей обработки и использования.

Разработаны и применяются ряд устройств, позволяющих оптимизировать отдельные параметры режима бурения, а также комплексные системы управления процессом бурения (углубления) скважин на основе использования средств автоматики, телемеханики и ЭВМ.

В настоящее время достаточно широко используют передачу параметров режима бурения на расстояние как при помощи проволочной, так и беспроволочной связи. Это позволяет оборудовать на диспетчерских пунктах (участках) специальные пульты, на которых монтируют показывающие и регистрирующие приборы параметров режима бурения каждой буровой установки. Диспетчер (инженер участка) получает возможность круглосуточно следить за работой буровых установок и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс проводки скважин.

Телеметрия забойных параметров при бурении скважин является решающим фактором в создании автоматической системы управления процессом бурения.

В результате отечественных и зарубежных работ создано достаточно большое число приборов для контроля забойных параметров (под забойными параметрами понимается напряженное состояние бурильной колонны, скорость вращения долота, температура и давление на забое скважины, местоположение ствола скважины в пространстве и т.п.). Для связи с поверхностью используются следующие виды связи:

электропроводный -- с помощью встроенной в колонну труб линии связи;

беспроводный -- с передачей электрического сигнала по бурильной колонне и горным породам и передачей гидравлических импульсов по промывочной жидкости, заключенной в бурильной колонне;

механический -- по телу бурильной трубы.

Существует два принципиальных метода передачи сигнала с забоя по каналам связи: непрерывный и дискретный. Более удобным и надежным в практических целях является второй.

В настоящее время находит все большее признание идея создания автономного забойного двигателя с одновременной регистрацией забойных параметров.

Устройства для выбора оптимальных параметров режима бурения.

Как показала практика, в силу разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показатели, не представляется возможным, даже при помощи ЭВМ, заранее абсолютно точно рассчитать и установить величины параметров, отвечающих оптимальном режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Однако эта корректировка зависит от индивидуальных способностей бурильщика и его квалификации и поэтому в ряде случаев связана с лишними затратами времени. Для того чтобы максимально исключить влияние бурильщика и вместе с тем помочь ему в принятии окончательных решений, разработаны и используются, особенно за рубежом, устройства для управления буровыми операциями с помощью ЭВМ главным образом персональных. Аппаратура и датчики, размещенные в различных пунктах буровой установки, обеспечивают ЭВМ исходными данными, необходимыми для оценок. Обрабатывая полученную информацию, ЭВМ выдает: прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы долота до его износа, оптимальную величину нагрузки на долото, оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекомендации по проводке скважины.

7.10. Подача инструмента

Условия подачи инструмента и погружения долота. Под подачей инструмента понимают его вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления (оттормажи-вания) тормоза лебедки. Под погружением долота понимают глубину внедрения долота в породу под влиянием подачи инструмента.

Не следует смешивать величину подачи, производимой сверху бурильщиком или автоматом, с глубиной погружения долота в породу, так как колонна бурильных труб не является абсолютно жесткой системой и испытывает в зависимости от возникающих в ней усилий упругие деформации, компенсирующие разницу между подачей и глубиной погружения долота. Таким образом, погружение долота всегда меньше подачи инструмента, и в то же время любое погружение долота происходит только в результате подачи Инструмента. В этом состоит органическая связь и принципиальное различие этих двух понятий.

Подача инструмента, производимая бурильщиком, находящимся На поверхности, должна быть плавной, непрерывной и обеспечивающей такое удельное давление долота на забой, которое превышало бы сопротивляемость горных пород разрушению и создавало наиболее эффективную скорость их разбуривания. Подача инструмента осуществляется при помощи подъемного механизма -- буровой лебедки, оборудованной мощным тормозным устройством и талевой системой.

Механическая подача долота в бурении. Автоматизация и механизация буровых работ, являясь основным путем к облегчению труда и увеличению безопасности, приобретает особое значение в связи с увеличением глубин, мощностей буровых двигателей и внедрением форсированных режимов бурения.

В большинстве случаев передача массы инструмента на забой скважины производится бурильщиком вручную. Бурильщик должен хорошо знать условия бурения в данном районе и в соответствии с этим регулировать подачу инструмента. Выдержать равномерность подачи при помощи тормоза лебедки чрезвычайно трудно. Ручная подача сильно утомляет бурильщика, так как ему приходится одновременно внимательно следить за измерительными приборами, напрягать зрение, слух и, держась за ручку тормоза, по физическим ощущениям судить о характере работы долота на забое. Мастерство бурильщика постигается годами и требует особых физических и психических данных.

Равномерная подача в пределах заданного давления на забой достигается механизированной подачей. При этом должны быть выполнены следующие основные требования:

скорость подачи инструмента должна устанавливаться автоматически в соответствии с крепостью проходимых пород и степенью износа долота;

скорость подачи должна плавно регулироваться в широких пределах от нескольких десятков метров в 1 ч при бурении в мягких до нескольких сантиметров в крепких породах;

при остановке гидравлического забойного двигателя, а также значительных перегрузках бурового двигателя, должен быть предусмотрен реверс системы -- подъем долота с забоя;

автомат должен быть прост и надежен в эксплуатации.

Все известные системы устройств для подачи долота (УПД) можно подразделить на следующие основные группы:

автоматы подачи, работающие в зависимости от величины выделяемой на бурение мощности;

автоматы подачи, работающие в зависимости от натяжения талевого каната (нагрузки на долото);

регуляторы подачи, осуществляющие равномерную подачу инструмента (регуляторы отличаются от автоматов подачи в основном тем, что у них отсутствует реверс бурильной колонны);

стабилизаторы массы (веса), осуществляющие подачу инструмента при постоянстве заданной величины осевой нагрузки на долото.

Известен целый ряд конструкций УПД. В качестве примера рассмотрим автоматический электрический регулятор подачи типа РПДЭ-3 (рис. 7.17). Этот регулятор предназначен для поддержания режимов бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими двигателями и ротором (при бурении электробуром широкое применение получил автоматический регулятор типа БАР).

РПДЭ-3 обеспечивает поддержание:

заданной осевой нагрузки на долото; нагрузка задается бурильщиком с пульта управления;

постоянной скорости подъема или подачи бурильной колонны; скорость задается бурильщиком с пульта управления.

Осевая нагрузка на долото измеряется с помощью электрического датчика 6 и передается на пульт управления 5, где сравнивается с величиной F₀, задаваемой бурильщиком. Разность сигналов AF поступает на усилители, установленные на станции управления 1. Усилители действуют на обмотку возбуждения мотор-генератора 2, вращаемого асинхронным электродвигателем, питающимся от системы электроснабжения буровой. Мотор-генератор 2 питает двигатель постоянного тока 3, установленный на приводе редуктора 4 и соединенный через цепную передачу и муфты с подъемным валом лебедки.

Режим поддержания заданного значения скорости подачи (или подъема) бурильной колонны может применяться для проработки скважины, аварийного подъема бурильного инструмента при отказе главного привода и т. п.

Автоматическое поддержание заданной осевой нагрузки на долото может осуществляться при помощи стабилизаторов массы.

Рис. 7.17. Схема регулятора подачи РПДЭ-3:

1 -- станция управления; 2 -- мотор-генератор; 3 -- двигатель постоянного тока; 4 -- привод редуктора; 5 -- пульт управления; 6 -- электрический датчик

В качестве примера рассмотрим устройство стабилизатора массы типа СВМ конструкции ВНИИЮТ, который можно устанавливать на буровых лебедках при наличии пневмосистемы с давлением воздуха 0,6...0,9 МПа (рис. 7.18). Стабилизатор состоит из исполнительного пневматического поршневого механизма 5, соединяемого с рукояткой ленточного тормоза буровой лебедки; пульта управления 4 с электроконтактным манометром и рукоятками для установки осевой нагрузки на долото и подачи инструмента за один импульс; механизма обратной связи 2, соединяемого с барабаном лебедки 7 с помощью фрикционного ролика; соединительного электрического кабеля.

Перед включением стабилизатора массы типа СВМ в работу по шкале прибора на пульте управления задается величина осевой нагрузки на долото, которую необходимо поддерживать в процессе бурения. Стабилизатор осуществляет импульсную подачу бурильной колонны, прерывая или возобновляя ее в процессе бурения, если фактическая нагрузка на долото отличается от заданной на величину более чем на ± 3 кН по гидравлическому индикатору массы 3. При необходимости бурильщик может в любой момент затормозить лебедку простым нажатием на тормозную рукоятку, и тем самым вывести стабилизатор из действия.

Стабилизаторы массы полностью не решают вопросов автоматизации, но зато позволяют в значительной мере облегчить труд бурильщиков.

Забойные устройства для подачи долота. Проблема автоматизации глубокого бурения может быть разрешена переносом регулирующего и исполнительных механизмов на забой. Над созданием забойных УПД усиленно работают у нас и за рубежом. Забойные УПД должны обеспечить регулирование параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения, что особенно важно при проходке глубоких и искривленных скважин. Простейшим регулятором такого типа является забойный механизм подачи (ЗМП), который представляет собой гидравлический поршневой механизм (рис. 7.19).

Рис. 7.18. Схема стабилизатора массы типа СВМ:

1 -- барабан лебедки; 2 -- механизм обратной связи; 3 -- гидравлический индикатор массы; 4 -- пульт управления; 5 -- поршневой механизм

Рис. 7.19. Схема работы забойного механизма подачи:

а -- в заряженном состоянии;

б -- с полностью вышедшим штоком;

в -- вновь заряжен

Во время рейса с ЗМП осевая нагрузка остается постоянной. Если нагрузку необходимо изменить, то нужно либо изменить длину УБТ, либо применить ЗМП с другим сечением поршня. Забойный механизм подачи можно использовать при бурении скважины, начиная с глубины 50 м, т. е. с момента, когда в скважину под ротор можно спустить турбобур с долотом и навернутым сверху ЗМП. Это особенно важно в тех случаях, когда бурят в крепких породах и с самого начала необходимо создавать большие осевые нагрузки.

Контрольные вопросы

1. Что понимается под режимом бурения? Когда достигается рациональный (оптимальный) режим бурения?

2. Как влияют различные параметры бурения на показатели работы долот?

3. Какие способы бурения получили распространение в Российской Федерации? Назовите критерии оценки эффективности способа бурения.

4. Расскажите об особенностях режима бурения роторным способом.

5. Какие закономерности характеризуют влияние количества бурового раствора на работоспособность турбины?

6. Какие существуют конструктивные разновидности турбобуров? В чем их отличия?

7. Для чего нужны редукторы-вставки? Каков принцип их работы?

8. В чем состоит основная особенность бурения при помощи турбобура? Что называется рабочей характеристикой турбобура?

9. Каковы основные правила эксплуатации турбобуров?

10. Расскажите о винтовых (объемных) забойных двигателях. Какими преимуществами они обладают по сравнению с турбобурами?

11. Каковы особенности режима бурения винтовыми забойными двигателями?

12. Расскажите об электробуре. Как подводится электрическая энергия к электробуру? Каковы основные правила эксплуатации электробуров?

13. В чем заключаются особенности режима бурения электробурами?

14. Каковы особенности режима бурения алмазными долотами с алмазно-твердосплавными резцами и алмазно-твердосплавными пластинами?

15. При помощи каких приборов осуществляется текущий контроль за параметрами режима бурения? Расскажите об индикаторе массы (веса) (устройство, правило тарировки, чтение индикаторных диаграмм).

16. Расскажите об устройствах для выбора оптимальных параметров режима бурения.

17. Что понимается под подачей инструмента и погружением долота?

18. В чем заключаются принципы механизированной подачи долота?

19. Расскажите об устройстве для подачи долота. Для чего служат стабилизаторы массы (веса)?

20. Расскажите о забойных устройствах для подачи долота.

ГЛАВА 8 ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН И БУРЕНИЕ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

8.1 Борьба с искривлением вертикальных скважин

В процессе бурения возможны следующие направления ствола скважины (рис. 8.1):

строго вертикальное (см. рис. 8.1, а);

наклонное к вертикали (см. рис. 8.1, б);

плавно искривленное в одной плоскости (см. рис. 8.1, в).

имеющее ряд пространственных изгибов (см. рис. 8.1, г).

В первом случае скважину принято называть прямой или вертикальной, в остальных -- наклонной.

Скважины бурят вертикальные и наклонные. В первом случае предпринимают меры для предупреждения искривления скважины, а во втором -- целенаправленно бурят скважину с наклонным положением ее оси.

В процессе бурения ствол скважины по различным причинам самопроизвольно искривляется. Искривление скважины происходит из-за воздействия как природных, так и технико-технологических факторов.

К природным факторам относятся следущие: наклонное залегание горных пород, чередование пород различной твердости, их слоистость, трещиноватость, наличие каверн, плоскостей сдвигов, а также анизотропность пород, которая заключающаяся в том, что их свойства вдоль и поперек напластования не одинаковы.

К технико-технологическим факторам относятся: потеря прямолинейности нижней части бурильной колонны при создании осевой нагрузки на долото, его вращение, использование изогнутых труб, нерациональных компоновок низа бурильной колонны (КНБК).

Негоризонтальность стола ротора и нецентрированность вышки приводят к отклонению скважины от вертикали в начальный период ее бурения.

Искривление ствола скважины в любой точке характеризуется двумя элементами:

углом искривления -- зенитным углом , который показывает отклонение оси скважины от вертикали;

азимутальным углом (азимутом скважины). Это угол между вертикальной плоскостью, в которой лежит ось искривленной скважины, и вертикальной плоскостью, проходящей через северный конец магнитной стрелки.

При постоянном азимуте скважина искривляется в одной плоскости, при переменном -- происходит пространственное искривление ствола скважины.

Кривизной скважины называется приращение угла искривления на определенном криволинейном участке.

Рис. 8.1. Направление стволов скважин:

а -- вертикальное;

б-- наклонное;

в -- искривленное в одной плоскости;

г -- с пространственными изгибами

Отсутствие контроля и профилактических мероприятий часто приводит к искривлению скважины, значительному смещению забоя от устья. В искривленной скважине, особенно при резком изменении направления кривизны, затруднено нормальное выполнение буровых работ, происходит поломка инструмента, значительно затруднены ловильные работы. Спустить колонну обсадных труб в такую скважину не всегда возможно в связи с большим трением труб о стенки, что приводит к образованию сальников на колонне и недоброкачественному цементированию.

Кривизна скважин нарушает правильную эксплуатацию нефтяного месторождения в результате смещения забоев, затрудняет геологические наблюдения, искажает представление о действительной мощности пластов, может быть причиной ошибки при назначении глубины остановки колонны и т. п.

Вертикальной считается скважина, у которой устье и центр круга допуска лежат на вертикальной прямой, являющейся ее проектным профилем, а отклонение ствола скважины от вертикали не превышает радиус круга допуска при расстоянии между скважинами U > 2000 м:

Для разведочных скважин радиус круга допуска составляет 10% U.

Борьба с искривлением скважины начинается еще во время подготовительных работ к бурению. Необходимо проверить горизонтальность установки ротора, центрирование вышки, тщательно выверить центрирование и вертикальность направления, проверить прямолинейность бурильных труб и ведущей бурильной трубы.

В начальный период бурения необходимо удерживать верхнюю часть ведущей бурильной трубы от наклонов и сильного раскачивания. При дальнейшем бурении основными профилактическими мерами против самопроизвольного искривления скважины являются: соответствующая компоновка нижней части бурильной колонны и регулирование режима бурения в соответствии с характером пород и условиями их залегания. К элементам компоновок нижней части бурильной колонны для предупреждения искривления скважин относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, короткие УБТ (маховики).

В практике буровых работ как в нашей стране, так и за рубежом для предотвращения искривления скважин используют КНБК, основанные на следующих принципах: отвеса (рис. 8.2, а, б); центрирования нижней части колонны бурильных труб (рис. 8.2, в, г); гироскопического эффекта вращающейся массы.

Типичная компоновка низа бурильной колонны, в которой использован принцип отвеса, основывается на создании наибольшей массы у долота. При этом осевая нагрузка должна быть такой, при которой нижняя часть компоновки не изгибается. Однако такие нагрузки, как правило, не обеспечивают эффективного разрушения пород. Обычно применяют осевые нагрузки, под воздействием которых нижняя часть колонны бурильных труб принимает форму пространственной спирали. Осевая нагрузка, при которой прямолинейная труба начнет изгибаться, называется критической нагрузкой первого порядка. Существуют нагрузки второго и более высоких порядков. В этом случае следует применять КНБК, основанные на центрировании нижней части бурильных труб. Существуют два типа таких компоновок: маятниковые (рис. 8.2, в -- д) и жесткие (рис. 8.2, е -- к). В маятниковых компоновках эффект достигается установкой центраторов на некотором расстоянии от долота. Различный эффект действия компоновки обусловлен установкой центратора на разных расстояниях от долота. Жесткие компоновки используют при бурении скважин с большими осевыми нагрузками. Предупреждение изгиба труб достигают установкой центраторов, стабилизаторов и наддолотного стабилизирующего устройства. Такие компоновки применяют в основном при бурении скважин роторным способом. При бурении забойными двигателями также используют жесткие компоновки, устанавливая центраторы над Долотом и двигателем.

Гироскопический эффект используют только при бурении с помощью турбобуров. В качестве гироскопа используют отрезок УБТ максимально возможного диаметра. Иногда между долотом и отрезком УБТ помещают калибратор-центратор. До начала бурения скважины буровая бригада должна быть ознакомлена с конструкцией КНБК, ее назначением и правилами эксплуатации. Выбранная компоновка нижней части бурильной колонны должна обеспечивать возможность бурения на оптимальных режимах с минимальной интенсивностью искривления.

Выбор технических средств для предупреждения искривления скважин нужно производить для конкретных геологических условий по интервалам бурения скважины. При этом необходимо учитывать следующее:

агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ диаметром 920 мм и более) и роторно-турбинные буры (РТБ диаметром 760, 640, 590, 490 и 445 мм), сочетающие в себе сниженный центр тяжести, реактивное движение или роторное вращение системы, наиболее эффективны для вертикальной проводки верхних интервалов глубоких и сверхглубоких скважин больших диаметров (445 мм и более) в сложных геологических условиях, способствующих естественному искривлению скважин;

компоновку ступенчатого бурения, позволяющую одновременно проводить пилот-скважину долотами диаметром 295 мм и расширителями до диаметра 394 мм, необходимо применять для вертикальной проводки верхних интервалов глубоких скважин диаметром 394 мм в геологических разрезах, сложенных устойчивыми крутопадающими перемежающимися породами, способствующими естественному искривлению скважин;

бурение пилот-скважин и последующее расширение до номинального диаметра целесообразно в породах, не способствующих естественному искривлению скважин;

компоновки роторного бурения с повышенной жесткостью и сниженным к долоту центром тяжести за счет использования УБТ максимально возможного диаметра с центрирующими элементами или без них необходимо применять в мягких породах с пропла-стками твердых слоев, где отсутствует контакт калибрующих и центрирующих элементов со стенками скважины;

жесткие компоновки нижней части бурильной колонны с калибраторами, центраторами и стабилизаторами при различных способах бурения эффективны в устойчивых породах, в которых обеспечивается контакт опорных элементов компоновки со стенками скважины;

на устойчивость компоновки нижней части бурильной колонны большее влияние оказывает частота вращения, чем осевая нагрузка;

в порядке уменьшения интенсивности искривления скважин существующие долота распределяются следующим образом: лопастные одношарошечные, алмазные, трехшарошечные, многошарошечные.

В геолого-техническом наряде на проводку скважины приводятся типы применяемых компоновок нижней части бурильной колонны с указанием их элементов и размеров по интервалам бурения, а также режимы бурения в этих интервалах.

Рис. 8.2. Компоновка низа бурильной колонны для борьбы с искривлением скважин:
а, б -- компоновки низа с использованием принципа отвеса; в, г, д -- с использованием маятникового эффекта; е -- к -- жесткие компоновки

Компоновку нижней части бурильной колонны применяют непосредственно из-под кондуктора, башмака промежуточной колонны или с начала бурения долотами, диаметр которых соответствует диаметру компоновки. Необходимо иметь в виду, что при спуске компоновки в участок ствола скважины, пробуренной без ее применения, указанный интервал должен быть тщательно проработан. Спуск компоновки в такую скважину без проработки категорически запрещается во избежание ее заклинивания.

При каждом подъеме бурильного инструмента бурильщик должен осмотреть и замерить калибрующие и опорные элементы и результаты записать в буровой журнал. Износ калибраторов и центраторов допускается не более 2... 3 мм по диаметру. Допустимый износ квадратных УБТ 1,5...2 мм.

Компоновки с замененными элементами в необсаженной части ствола нужно спускать осторожно, не допуская посадок инструмента.

При возникновении даже небольших посадок инструмента следует приподнять его и зауженный интервал ствола проработать с жесткой компоновкой.

В процессе бурения необходимо замерять направление ствола скважины через определенные интервалы глубины (но не более 50 м).

Для измерения искривления скважины применяют инклинометры. После окончания бурения скважины или через определенные интервалы проходки каротажная партия измеряет углы а и ф при помощи специальных приборов, называемых инклинометрами. Инклинометр замеряет углы наклона до 45... 50°. Результаты измерений инклинометром представляются в виде таблиц углов наклона а и азимута ф через 25 или 50 м глубины. Результаты измерений изображаются в виде графиков проекций ствола скважины на горизонтальную плоскость в различных масштабах (рис. 8.3). Эти графики называются инклинограммами. На них указываются направление магнитного меридиана, горизонтальный масштаб и общее отклонение. Кроме того, у каждой точки наносятся глубина и углы наклона.

В процессе бурения скважины искривление может иногда достигать такой величины, что дальнейшее углубление скважины становится или технически невозможным, или практически нецелесообразным. В этом случае возможны два варианта:

...