Конструкция винтового (объемного) забойного двигателя. Рассмотрим устройство винтового забойного двигателя Д 1-195. Двигатель предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 215,9-244,5 м при забойной температуре не свыше 120 °С.

Винтовой забойный двигатель Д 1-195 относится к машинам объемного (гидростатического) действия. По сравнению с другими типами забойных гидравлических двигателей винтовой двигатель имеет следующие преимущества:

низкая частота вращения при высоком крутящем моменте на валу двигателя позволяет получить увеличение проходки за рейс долота (В сравнении с турбинным бурением);

имеется возможность контроля за работой двигателя по изменению давления на стояке насосов;

перепад давления на двигателе создает возможность применения высокопроизводительных гидромониторных долот.

По принципу действия винтовой забойный двигатель представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением.

Рис. 8.11 Поперечное сечение рабочих органов винтового (объемного) забойного двигателя: 1 - статор; 2 - ротор

Двигатель содержит ротор и статор, поперечное сечение которых показано на рис. 8.11. Стальной статор внутри имеет привулканизированную резиновую обкладку с винтовыми зубьями левого направления. На стальном роторе нарезаны наружные винтовые зубья также левого направления. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора, в результате чего для осуществления зацепления ось ротора смещена относительно оси статора на эксцентриситет е, равный половине высоты зуба. Шаги винтовых линий ротора и статора прямо пропорциональны числу зубьев. Специальный профиль зубьев ротора и статора обеспечивает их непрерывный контакт между собой, образуя на длине шага статора единичные рабочие камеры.

Буровой раствор, который поступает в двигатель от насосов буровой установки, может пройти к долоту только в том случае, если ротор поворачивается относительно статора, обкатываясь под действием неуравновешенных гидравлических сил. Ротор, совершая планетарное движение, поворачивается по часовой стрелке (абсолютное движение), в то время как геометрическая ось ротора перемещается относительно оси статора против часовой стрелки (переносное движение). За счет разности в числах зубьев ротора и статора переносное движение редуцируется в абсолютное с передаточным числом, равным, числу зубьев ротора, что обеспечивает сниженную частоту вращения и высокий крутящий момент на выходе.

Винтовой объемный забойный двигатель Д1-195 (рис. 8.12) содержит следующие основные узлы: секцию двигателя 2, секцию шпиндельную 4, переливной клапан 1 и карданный вал 3. Через переливной клапан осуществляется слив бурового раствора из бурильных труб при подъеме колонны с винтовым забойным двигателем, а также для заполнения бурильной колонны при спуске. Карданный вал 3 предназначен для передачи крутящего момента и осевой гидравлической нагрузки с эксцентрично (планетарно) вращающегося ротора на вал шпиндельной секции. Шпиндельная секция служит для передачи осевого усилия с бурильных труб на долото.

Создано новое поколение винтовых забойных двигателей (ДЗ-172, Д4-172, Д2-195, ДЗ-195). Конструкция этих двигателей усовершенствована за счет применения облегченного пустотелого ротора, в полости которого размещается торсион. Уменьшение массы ротора и замена карданного вала торсионом позволили повысить КПД и надежность двигателя.

Выпускаемые промышленностью серийные турбобуры типа ТСШ, АШ, АГТШ диаметром 172-195 мм характеризуются диапазоном отношений вращающего момента к частоте вращения выходного вала М/n =2--7. Многозаходные винтовые двигатели типа Д тех же диаметров имеют параметр М/n на порядок выше - в этих машинах М/n = 25 - 49.

Винтовые двигатели обладают большей моментностью М, чем турбобуры. Под моментностью забойного двигателя понимается вращающий момент, развиваемый двигателем, отнесенный к единице длины и единице его диаметра. Аналитически М=М*10²/LD_дв. Благодаря этому можно конструировать винтовые двигатели меньших диаметров по сравнению с турбобурами.

Рис. 8.12 Винтовой (объемный) забойный двигатель Д1-195

Винтовые двигатели обладают большей, чем у турбобуров, удельной мощностью N (удельной мощностью забойных двигателей считается эффективностная мощность, отнесенная к единице массы двигателя).

Винтовые двигатели следует доставлять на буровую в собранном виде, с ввинченными предохранительными пробками; это предотвращает попадание посторонних предметов в рабочие органы и повреждение резьб. Не допускается перетаскивание двигателей волоком и сбрасывание их при разгрузке.

Двигатель, доставленный на буровую, перед пуском в работу подвергают наружному осмотру. Особое внимание следует обращать на отсутствие трещин и вмятин на статоре и корпусе шпинделя, на состояние присоединительных резьб к бурильным трубам и к долоту (забоины, промывы и задиры резьб), а также на плотность свинчивания промежуточных резьб, соединяющих корпусные детали двигателя. Двигатели с дефектами корпусных деталей и резьб к работе не допускаются; в случае неполного свинчивания резьбовые соединения докрепляют машинными ключами.

Во избежание отвинчивания статора от шпинделя рекомендуется на буровой докреплять нижнюю резьбу статора в соединении с соединительным переводником. Перед спуском в скважину двигатель следует опробовать над устьем с целью проверки легкости запуска и герметичности резьбовых соединений. Двигатель должен запускаться плавно, при давлении в нагнетательной линии буровых насосов не более 2,5 МПа. Вращение вала двигателя на холостом ходу должно происходить без рывков и заеданий, а остановка при выключении насосов не должна быть резкой.

Одновременно с запуском двигателя проверяют работоспособность переливного клапана. При подаче промывочной жидкости в двигатель клапан должен плотно закрываться без утечек жидкости в боковые отверстия корпуса клапана; при выключении циркуляции клапан должен открыться. Клапан следует опробовать, опустил его ниже уровня ротора, в противном случае перед закрытием клапана и после его открытия возможно разбрызгивание промывочной жидкости на площадке буровой.

В зимнее время запуску двигателя должен предшествовать его отогрев паром или горячей водой в течение 30. 40 мин. Винтовые двигатели могут работать на промывочных жидкостях различной плотности и вязкости: па воде (пресная, морская и пластовая), глинистых растворах плотностью до 2,2 г/см³, аэрированных жидкостях. Однако длительная и безотказная работа двигателя зависит - прежде всего от качества очистки промывочной жидкости, содержание песка в которой не должно превышать 0,5-1%. Повышенное содержание песка в промывочной жидкости приводит к интенсивному износу рабочих органов.

Особенности бурения винтовыми забойными двигателями. При спуске двигателя в скважину за 10-15 м от забоя следует включить буровой насос и промыть призабойную зону скважины при работающем двигателе. Незапуск двигателя фиксируется по резкому подъему давления в нагнетательной линии насосов. В этом случае необходимо запускать двигатель с вращением бурильной колонны ротором при одновременном прокачивании жидкости. Запуск двигателя ударами о забой не допускается.

Во избежание левого вращения инструмента под действием реактивного момента двигателя ведущую трубу фиксируют от проворачивания в роторе с помощью клиньев.

По своим энергетическим характеристикам винтовые двигатели позволяют создавать на долоте высокие осевые нагрузки (двигатель типа Д-195-до 250-300 кН, двигатель Д-85-до 30 кН). однако приработку нового долота в течение 10-15 мин необходимо вести при пониженных осевых нагрузках.

При выборе типа долота предпочтение следует отдавать низкооборотным долотам с маслонаполненной опорой, а также гидромониторным долотам, так как сниженный по сравнению с турбобурами перепад давления в винтовом двигателе создает резерв мощности в нагнетательной линии насосов. Тип вооружения долота выбирают в соответствии с твердостью и абразивностью проходимых пород.

При выборе рациональных параметров режима бурения винтовым забойным двигателем необходимо учитывать следующие особенности его характеристик: пропорциональность частоты вращения расходу бурового раствора; сравнительно «жесткую» скоростную характеристику под нагрузкой (в зоне устойчивой работы двигателя от режима холостого хода до режима максимальной мощности частота вращения падает на 15-20%); линейную зависимость перепада давления на двигателе от момента на долоте.

При бурении винтовым забойным двигателем буровой инструмент необходимо подавать плавно, без рывков. Периодически инструмент следует проворачивать. Расход промывочной жидкости при бурении винтовым забойным двигателем нужно выбирать, исходя из условий необходимой очистки забоя. По мере износа рабочей пары двигателя для сохранения его рабочей характеристики целесообразно увеличивать расход промывочной жидкости на 20-25% от начальной величины.

Для предотвращения зашламления двигателя перед наращиванием инструмента или перед подъемом его для замены долота необходимо промыть скважину в призабойной зоне, затем приподнять инструмент над забоем на 10-12м и только после этого остановить насосы и открыть пусковую задвижку.

При эксплуатации винтовых двигателей необходимо периодически проверять их пригодность к работе. Двигатель отправляют на ремонт при значительном снижении его приемистости к осевым нагрузкам, увеличении сверх допустимого осевого люфта шпинделя, а также при затрудненном запуске или незапуске над устьем скважины или зашламовании двигателя.

1.7 Особенности режима бурения электробурами

Общие сведения. Электробур-буровая забойная машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение породоразрушающему инструменту. Схема электробуровой установки показана на рис. 8.13. Основное оборудование (лебедка, насосы и т. д.) применяется обычное. Электробур с долотом опускается в скважину на бурильных трубах. Колонна бурильных труб служит для поддержания электробура, восприятия реактивного момента, подачи к, забою бурового раствора и размещения в нем токопровода. Вал. электробура полый, через него буровой раствор попадает к долоту.

Электроэнергия к электробуру подводится по кабелю, подведенному к буровому шлангу, соединенному с помощью токоприемника с кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Токоприемник представляет собой систему контактных колец и щеток, которые помещены в герметически закрытом корпусе, предохраняющем их от попадания бурового раствора. Подвод электроэнергии через контактные кольца и щетки позволяет вращать колонну бурильных труб, не нарушая подвода тока к электробуру. Кабель (трех- или двухжильный) вмонтирован в бурильные трубы отрезками, которые при свинчивании труб автоматически соединяются специальными муфтами, укрепленными в бурильных замках. Конструкция бурильной трубы с двухпроводным токопроводом и сопряжение бурильных труб между собой показаны на рис. 8.14.

Конструкция электробура. Электробур (рис. 8.15) состоит из маслонаполненного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором в шпинделя. 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.

Рис. 8.13 Схема бурения электробуром: 1 - токоприемник; 2 - кабель; 3 - буровая лебедка; 4 - пульт управления; 5 - бурильная труба с вмонтированными внутрикабельными муфтами; 6 - электробур; 7 - долото

Рис. 8.14 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 - двухконтактная муфта

Правила эксплуатации электробуров. Каждый электробур, поступающий на буровую, должен быть снабжен рейсовым паспортом. Паспорт - приемосдаточным документом как для буровой, так и для прокато-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, а также давление и наличие масла в компенсаторах двигателя и шпинделя.

Рис. 8.15 Электробур: 1 - контактный стержень кабельного ввода; 2 - переводник под элеватор; 3 - резиновая диафрагма компенсатора двигателя; 4 - поршень компенсатора; 5 - пружина; 6 - цилиндр компенсатора; 7 - верхний соединительный корпус статора двигателя; 8 - верхний сальник двигателя; 9 - верхний клапан двигателя; 10 - верхняя лобовая часть обмотки статор;11 - вал двигателя; 12 - пакет магнитопроводной стали статора; 13 - корпус статора; 14 - промежуточный пакет статора из немагнитного материала; 15 - промежуточный подшипник двигателя; 16 - секция ротора двигателя; 17 - нижняя лобовая часть обмотки статора; 18 - нижний подшипник двигателя; 19 - нижний сальник двигателя; 20 - пробка; 21 - нижний соединительный корпус статора; 22 - корпус шпинделя; 23 - шарнирная втулка; 24 - зубчатая муфта; 25 - пробка; 26 - верхний радиальный подшипник; 27 - упорный подшипник; 28 - наружная обойма распределителя осевой нагрузки; 29 - внутренняя обойма распредели геля 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

Перед каждым спуском электробура в скважину контактный стержень очищают, тщательно промывают касторовым маслом, после чего 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 следующим: двухнедельным запасом чистого сухого касторового масла; приспособлением для очистки, промывки и 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); запасным токоприемником; запасными 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.

Бурильные трубы с кабельными секциями, доставляемые на буровую, должны быть подвергнуты (на буровой) профилактическому осмотру, проверке креплений кабельных секций в бурильных трубах и проверке сопротивления изоляции. Трубы с дефектами при бурении не используют. 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 очередной рейс. При каждом подъеме электробура проверяют также качество масла в нижней части шпинделя. В случае проникновения промывочной жидкости в шпиндель электробур спускать в скважину нельзя. 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 почти 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 всею срока ею службы;

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

изменения тока и мощности, отражающие нагрузку на долото, позволяют автоматизировать процесс бурения при наилучшем 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 ею положение в процессе бурения.

Многолетний опыт бурения скважин электробурами позволил определить наиболее целесообразные области применения этого вида бурения, а именно:

бурение глубоких скважин с применением утяжеленных буровых растворов;

бурение наклонно направленных скважин;

бурение разветвление - горизонтальных скважин;

бурение скважин с применением газообразных агентов;

бурение опорно-технологических скважин.

Основные правила техники безопасности при бурении электробуром следующие.

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 следует регулярно проверять.

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

3. Буровую вышку необходимо оборудовать устройством видимого разрыва (сигнальное устройство, показывающее, разорвана наземная питающая цепь электробура или нет).

4. В питающей цепи электробура должна быть и поддерживаться в исправном состоянии защитная аппаратура, предупреждающая увеличение тока сверх допустимого значения.

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

1.8 Некоторые особенности режима бурения алмазными долотами с алмазно-твердосплавными резцами и алмазно-твердосплавными пластинами

Алмазные долота с алмазно-твердосплавными резцами (АТР, АТРМ) или с алмазно-твердосплавными пластинами (АТП) весьма перспективны и находят широкое применение в практике бурения. Некоторые особенности режима бурения алмазным буровым инструментом были рассмотрены в § 4 гл. 4. Необходимо иметь в виду, что 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 (АТР), алмазно-твердосплавными монолитными резцами (АТРМ) и алмазно-твердосплавными пластинами (АТП) 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 провести 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. При наличии моментомера оптимальную осевую нагрузку определяют путем ступенчатого изменения осевой нагрузки при разных частотах вращения АБИ, фиксируя одновременно величину крутящего момента. Оптимальный режим бурения устанавливается после получения максимальной механической скорости проходки при минимальном крутящем моменте.

АБИ, оснащенные АТР, АТРМ и АТП, имеют небольшую площадь контакта с забоем, и поэтому эффективное разрушение горной породы таким инструментом проводится 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.

При бурении вязких липких пластичных горных пород, во избежание налипания их 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 2 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 оптимальное ее значение. Указанная операция повторяется 2-3 раза. Если после неоднократного изменения режима бурения скорость углубления не увеличивается, инструмент следует 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 допускается 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.

1.9 Порядок проектирования режима бурения

Опытное бурение. Разрабатывать рациональные (оптимальные) параметры режима бурения следует на основании проводки опорно-технологических скважин (ОТС). Проводка опорно-технологической скважины предшествует составлению технического проекта. С этой целью необходимо следующее:

1) тщательно изучить геологические условия (стратиграфию, тектонику) района, в котором предполагается бурить, и физико-механические свойства пород;

2) установить зоны возможных осложнений (нарушения целостности ствола скважины, выбросы, поглощения промывочной жидкости и т. п.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов;

3) изучить возможности самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее применявшиеся против искривления, а также выяснить эффективность этих мер;

4) в соответствии с геологическими условиями бурения выбрать буровой раствор, задаться его параметрами для разбуривания отдельных горизонтов (свит и пластов); провести поинтервальный выбор способа бурения; выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов-свит и пластов.

Если бурение проектируется в районе, где ранее не проводилось глубокое бурение, то все изложенные выше определения должны быть произведены по результатам бурения в близлежащих геологических сходных районах.

В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества промывочной жидкости и избранных типов долот приступают к определению необходимых значений для осевой нагрузки на долото Р_д, количества прокачиваемого бурового раствора Q, и частоты вращения долота п. При этом следует руководствоваться (независимо от способа бурения) следующими положениями.

1. Потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы.

2. Для промывки скважины следует выбрать буровой раствор с минимально возможными параметрами (плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига).

3. Количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность.

Составляются программы проведения исследований по выявлению влияния регулируемых параметров режима бурения на показатели работы долот. При составлении программы необходимо руководствоваться специальными инструкциями и положениями (например, «Методика проводки опорно-технологических скважин», ВНИИБТ, М., 1975 г.). Опорно-технологические скважины рекомендуется бурить ротором и электробуром, так как, используя эти способы, можно соблюсти основные условия проведения исследований - независимость основных параметров режима бурения (осевая нагрузка и число оборотов) друг от друга, а также иметь необходимый диапазон изменения чисел оборотов. Однако эта рекомендация не исключает и проводку их с применением гидравлических забойных двигателей.

В процессе проводки опорно-технологической скважины благодаря созданию разных сочетаний параметров режима бурения находят оптимальные варианты. Обработка данных, полученных при бурении опорно-технологических скважин, достаточно трудоемка, требует специальной подготовки. Для этой цели широко используют ЭВМ. Применение вычислительной техники для расчета сложного взаимодействия переменных факторов процесса бурения позволяет более точно регулировать и создавать оптимальные условия для бурения.

Режимно-технологические карты. После завершения обработки материала по пробуренным опорно-технологическим скважинам составляется типовая режимно-технологическая карта для бурения на данной площади. Режимно-технологические карты обычно состоят из четырех частей: режимной, инструктивной, оперативного графика и общей части.

Режимная часть карты включает для каждого стратиграфического горизонта оптимальный режим бурения. В инструктивной части даются рекомендации по предотвращению возможных осложнений и наиболее эффективные меры по борьбе с ними. В режимной и инструктивной частях карты указываются пути увеличения скорости проходки скважины. Чтобы буровая бригада в процессе проходки скважины могла определять, как успешно осуществляется процесс бурения, строится оперативный график, в котором отражается ожидаемая скорость бурения и предполагаемые затраты времени на все операции по интервалам бурения. В общей части карты приводятся организационно-технические мероприятия, обеспечивающие предусмотренную в предыдущих частях карты технологию бурения и ожидаемые показатели проходки скважин.

Проект на строительство скважины и режимно-технологическая карта составляют основу для управления процессом бурения. Конкретная обстановка, особенно геологическая, может вносить свои коррективы. Обслуживающий персонал должен быть готов для принятия оперативных решений в зависимости от возникшей ситуации. Правильность и своевременность принятия оперативных решений зависят от достоверности поступающей информации, надежности контролирующих устройств, быстродействия всей системы получения и обработки информации, уровня методического обеспечения.

Проектирование расхода бурового раствора. Расход бурового раствора должен обеспечить такую среднюю скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, которая бы позволила полностью очистить забой скважины от выбуренной породы и вынести шлам на дневную поверхность.

Среднюю по сечению скорость потока бурового раствора в кольцевом пространстве (в м/с), если известна скорость проскальзывания шлама относительно жидкости, определяют по формуле

(8,12)

где х_пр - скорость проскальзывания шлама относительно жидкости, м/с; D - диаметр необсаженной части ствола скважины, м; d - наружный диаметр бурильной трубы (замкового соединения, утяжеленной бурильной трубы, корпуса забойного двигателя или элементов компоновки низа бурильной колонны), м; х_мех - механическая скорость бурения, м/с; С - объемная концентрация шлама в затрубном пространстве, доли единиц.

На практике величину и„„ принимают, исходя из опыта бурения в данном районе, минимально необходимой для транспортировки шлама в кольцевом пространстве. В большинстве случаев ее следует выбирать в пределах 0,4-0,6 м/с с учетом плотности бурового раствора и механической скорости бурения. Нижняя граница этого интервала соответствует утяжеленным высоковязким буровым раствором и невысоким механическим скоростям бурения, а верхняя граница - промывке водой или маловязкими промывочными жидкостями с высокой механической скоростью проходки. При бурении в глинистых породах иногда приходится повышать и„п до 1-1,2 м/с для устранения налипания шлама на стенки скважины и связанных с этим затяжек и прихватов инструмента.

Фактические условия выноса шлама в процессе бурения при соблюдении его максимально допустимой концентрации в буровом растворе контролируется по плотности бурового раствора на выходе из кольцевого пространства скважины:

с_кп=(1-С_max)с+C_maxс_п, (8,13)

С_max-максимально допустимая концентрация шлама, в промывочной жидкости (объемная); с -плотность промывочной жидкости, закачиваемой в скважину; с_п - плотность разбуриваемой горной породы.

Концентрацию шлама в кольцевом пространстве скважины можно определить по формуле

(8,14)

Расход бурового раствора

(8,15)

Выбранный расход бурового раствора должен удовлетворять следующим требованиям:

гидродинамическое давление на вскрываемый пласт (р_гд) должно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта (р_гр);

при вскрытии интервалов, сложенных неустойчивыми породами, склонными к кавернообразованию (обвалы, осыпи), необходимо поддерживать ламинарный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве скважины.

Технические характеристики очистных устройств должны обеспечивать требуемую степень очистки бурового раствора при выбранном расходе промывочной жидкости и заданной (максимально допустимой) концентрации шлама в потоке.

Методика гидравлического расчета промывки ствола скважины. Течение вязких (ньютоновских) жидкостей, к которым относятся вода, многие нефти и некоторые буровые растворы, характеризуется законом трения Ньютона

(8,16)

где ф - напряжение сдвига, действующее между смежными слоями текущей жидкости, дин/см³; м - коэффициент динамической вязкости, Пз (г/см-с); dх/dn - градиент скорости сдвига в направлении, перпендикулярном к направлению течения, в 1/с.

Для большинства буровых растворов и цементных смесей и других систем, содержащих большое количество взвешенных твердых частиц, зависимость напряжений и градиента скорости сдвига значительно сложней. В этих случаях пользуются законом Бингэма-Шведова

(8.17)

где з - коэффициент пластической вязкости, Пз; ф₀ - динамическое предельное напряжение сдвига в потоке, дин/см³.

Методы гидравлических расчетов, основанные на законе трения Бингэма-Шведова, широко применяют в нашей стране. На практике часто приходится проводить гидравлический расчет промывки скважин (составлять гидравлическую программу бурения скважины). Гидравлические расчеты необходимы для определения рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками оборудования и инструмента. Основными задачами этих расчетов считаются выбор технологически необходимого расхода бурового раствора, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравлической мощности буровых насосов. Уравнение баланса давления в бурящейся скважине имеет вид

р₀=р_м+р_бк+р_кп+р_д+р_дв, (8,18)

где р₀ -рабочее давление буровых насосов: р_м - потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования; р_бк - потери давления в бурильной колонне; р_кп - потерия давления в кольцевом пространстве; р_д - потери давления в насадках долота; р_дв - перепад давления в забойном двигателе.

Рабочее давление буровых насосов следует устанавливать в пределах

р₀=(0,650,85)р_0max, (8.19)

где р_0max- максимальное (паспортное) давление буровых насосов при заданной подаче и размере втулок.

Повышение рабочего давления буровых насосов до значений р₀>0,85p_0max, неизбежно сопровождается более интенсивным износом их сменных деталей и увеличением затрат времени на ремонтные работы.

Потери давления в циркуляционных элементах наземного оборудования с достаточной для практики точностью можно определить по формуле

р_м=a_мQ².(8.20)

Потери давления (в Па) в бурильной колонне складываются из потерь давления в гладкой части бурильных труб, дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) соединениях и потерь давления в утяжеленных бурильных трубах:

р_бк=р_тр+р_зам+р_УБТ.(8,21)

Определениям гидравлических потерь в бурильной колонне и кольцевом пространстве посвящено много исследований. Наиболее простой и точной (для производственных условий) следует признать методику, предложенную Б. И. Мительманом. По этой методике гидравлические потери в бурильных трубах могут быть определены по формуле

р_тр=_трQ²L, (8.22)

где _тр - коэффициент, пропорциональный коэффициенту сопротивления; с - плотность промывочной жидкости; Q - расход бурового раствора; L - длина колонны бурильных труб.

Потери давления в одном замковом соединении

р_зам=б_замсQ², (8.23)

Потери давления в утяжеленных трубах

р_УБТ=б_УБТсQ²l_УБТ, (8,24)

где б_УБТ - длина УБТ.

Потери давления в кольцевом пространстве могут быть найдены по формуле

р_кп=_кпQ²L, (8.25)

Перепад давления, срабатываемый в забойном двигателе р_дв, определяется по паспортной характеристике двигателя при соответствующих значениях плотности и расхода бурового раствора.

Определим перепад давления р_д и диаметр насадок гидромониторных долот. Эффективность очистки забоя бурящейся скважины определяется режимом подачи промывочной жидкости на забой: расположением промывочных узлов долота, количеством подводимой к забою промывочной жидкости Q_д и скоростью ее истечения из насадок долота х_д. Перепад давления (в Па) на долоте должен удовлетворять уравнению баланса давления (8.18), т.е.

р_др₀-р_м-р_бк-р_кп-р_дв. (8,26)

В случае несоблюдения условия (8.26) необходимо провести корректировку расчета одним из следующих путей:

повышение величины рабочего давления буровых насосов при заданной подаче, при этом должно учитываться ограничение (8.19);

снижение подачи буровых насосов в допустимых пределах для уменьшения суммарных потерь давления в скважине;

снижение гидравлических потерь за счет регулирования параметров

бурового раствора;

уменьшение перепада давлений на долоте за счет увеличения диаметра насадок

Суммарная площадь выходных сечений сменных насадок (в м²)

(8,26)

где Q_д = (Q -- Q) при бурении гидравлическими забойными двигателями (Q_у - величина утечки промывочной жидкости через уплотнение вала гидравлического забойного двигателя), при роторном бурении Q_д = Q. Значение Q_д при заданном перепаде давления на долоте определяется опытным путем при прокачке промывочной жидкости через забойный двигатель с присоединенным к нему долотом над устьем скважины. Коэффициент расхода насадок долота м_р (с учетом подводящего канала в долоте) следует принимать равным 0,92-0,95. Диаметры выходных сечений d_нi сменных насадок долота можно подобрать по формуле

(8,28)

Если в долоте устанавливаются насадки с одинаковыми внутренними диаметрами выходных сечений, то

(8,29)

где z - число насадов в долоте.

Используя «Методику подбора диаметров насадок гидромониторных долот с учетом глубины скважины и параметров наземного оборудования», разработанную ВНИИБТ, подбирается комбинация насадок с внутренними диаметрами, которые обеспечивают получение найденной суммарной площади f_н.

Давление в циркуляционной системе скважины (гидродинамическое давление р_гд) может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва р_гр, т.е.

р_гд р_гр. (8,30)

Максимальное давление (в Па) в процессе циркуляции бурового раствора

р_гд=_кпgH+p_кп, (8,31)

где с_кп - плотность бурового раствора на выходе из кольцевого пространства, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; H - глубина залегания скважины по вертикали, м.

Определение параметров режима бурения по эмпирическим зависимостям. В промысловых условиях часто появляется необходимость в определении параметров режима бурения. Проводка опорно-технологических скважин процесс, требующий много времени и средств. В случаях, когда необходимо знать параметры режима бурения, не дожидаясь окончания проводки опорно-технологической скважины или по каким-либо причинам бурение опорно-технологических скважин вообще нецелесообразно, следует определять параметры режима бурения, пользуясь эмпирическими зависимостями. Известны такие зависимости и методики определения по ним параметров режима бурения. Рассмотрим некоторые из них.

Расход бурового раствора (Q) из условий очистки забоя от выбуренной породы по удельному расходу на 1 см² площади забоя определяется по формуле (8.1). Величина, необходимая для выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность, определяется по формуле (8.15). Рекомендуется определить Q по обеим формулам и принять наибольшую из полученных величин.

Осевая нагрузка на долото с учетом показателей механических свойств горных пород и данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем

р_д=бр_шF_к, (8,32)

где б - эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости, б = 0,3 -- 1,59 (для практических расчетов коэффициент можно принять равным единице); р_ш - предел прочности породы, определяемый по Л.А.Шрейнеру (см. гл. III, §2); F_к - площадь контакта зубьев долота с забоем (в мм²) определяется по формуле В. С. Федорова

(8.33)

D_д - диаметр долота в мм; з -коэффициент перекрытия; среднее значение з = 1,05-2; д - начальная тупизна зубьев долота, равная 1-1,5 мм.

В результате меняется рациональное соотношение между параметрами режима бурения, и возникает необходимость поиска нового соотношения между этими параметрами. Этот поиск осуществляет бурильщик, манипулируя Р_д, а если это возможно, то и n. Однако непрерывное ведение поиска оптимальных параметров режима бурения нецелесообразно, а поэтому бурильщик делает это время от времени. От того, насколько правильно и своевременно бурильщик скорректировал параметры режима бурения, зависит эффективность работы долота.

1.10 Контроль за параметрами режима бурения

режим бурение забойный роторный

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

Индикатор веса. Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется индикатором веса. По этому прибору находят также нагрузку, действующую на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы веса. Принципиальная схема измерения усилий при помощи гидравлического индикатора веса показана на рис. 8.17. Основная часть индикатора веса - трансформатор (мессдоза), который состоит из корпуса 1 и поршня 4 в виде тарелки. Талевый канат проходит через роликовые опоры 2, 5 корпуса и роликовую опору 3 поршня, изгибаясь под определенно заданным углом. Трансформатор давления укрепляется на неподвижном конце каната. Благодаря изгибу оси каната возникают усилия, действующие на поршень (мембрану), который опирается на резиновую камеру 6 с жидкостью. Воспринимаемое жидкостью усилие передается по системе трубок на указывающий и записывающий манометры.

Рис. 8.17 Схема трансформатора давления индикатора веса

Комплект индикатора веса состоит из трансформатора давления, одного указывающего манометра и одного самопишущего манометра с круглой диаграммой, вращаемой часовым механизмом со скоростью 1 об/сут. Указывающий манометр с условной шкалой, градуированной на 100 делений, устанавливают на щите у поста бурильщика. Очень часто в комплект индикатора 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. Поэтому верньером удобно пользоваться для определения нагрузки на долото, так как при этом отсчеты проводятся с большой точностью. Верньер рассчитан на давление до 60 делений по манометру.

Если вес бурильной колонны превышает 60 делений, то верньер надо выключать.

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

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

Через каждые 6 мес индикатор веса независимо от его состояния необходимо демонтировать для осмотра и текущего ремонта. Ремонт индикатора веса на буровой, связанный хотя бы с частичной разборкой трансформатора давления, указывающего 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%-ный раствор глицерина в воде. При отсутствии глицерина применяют разбавленный спирт (40% воды).

В условиях покоя натяжение концов в канате

Р = Q/n, (8.34)

где Q - усилие на крюке; n - число рабочих роликов талевого блока.

Одно и то же показание индикатора веса может соответствовать (в зависимости от оснастки талевой системы) разным действительным весам бурильной колонны. Соотношение между нагрузкой Q на крюке и усилиями в ведущем и неподвижном концах талевого каната в зависимости от оснастки системы и состояния талевого механизма.

К каждому индикатору веса прилагается паспорт, в котором указана цена делений прибора для разных 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, вес бурильной колонны соответствует некоторому показанию индикатора веса А; зная, что условный нуль индикатора веса отнесен к 10 делению, легко определить цену делений:

Ц=Q/(А-10). (8.35)

Приближенный вес бурильной колонны

(8.36)

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

Для того чтобы определить осевую нагрузку (давление на забой) в момент бурения, необходимо знать показание индикатора веса в момент бурения. Если показание индикатора веса В, то осевая нагрузка

Р_д=(А-В)Ц. (8.37)

Отсчет проводится 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 А стрелки манометра. После создания давления (осевой нагрузки) на забой частью веса бурильных труб на долото определяют величину В. Разность между этими двумя показаниями, умноженная на цену деления индикатора веса, характеризует осевую нагрузку. Допустим, что Ц = 7,24 кН, А = 35 делений, В = 31 деление, тогда

Р_д = (35 - 31) * 7,24 = 28,96 кН.

Индикаторы веса применяют не только при бурении, но и при ловильных работах и спуске промежуточных и эксплуатационных колонн и т. д. Внимательное наблюдение за индикаторами веса очень 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.

Основной недостаток гидравлического индикатора веса зависимость показаний от диаметра каната, от температуры окружающей среды, от утечек жидкости. Кроме описанного выше гидравлического индикатора веса, существуют электрический и механический индикаторы веса. Электрический индикатор веса так же, как и гидравлический измеряет вес бурильного инструмента по усилию в неподвижном конце талевого каната.

Электрический индикатор веса 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 веса относятся следующие: независимость показаний от диаметра каната, возможность осуществления дистанционной передачи, легкость изменения чувствительности прибора, большая точность.

Чтение индикаторных диаграмм. Регистрирующая часть индикатора веса позволяет по записи на диаграмме оценивать работу в скважине, следить за соблюдением буровой бригадой заданных параметров режима бурения. На диаграмме индикатора веса отмечаются все колебания веса инструмента на подъемном крюке в течение суток. Диаграмма гидравлического индикатора веса (рис. 8.18) представляет собой бумажный круг с расчерченными на нем концентрическими окружностями. 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.

Рис. 8.18 Индикаторная диаграмма

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 больших части соответственно часам в сутки, а каждая большая часть в свою очередь разделена на четыре части, соответствующие каждая 15 мин. Через каждое из этих делений проведены кривые радиусом, равным длине пера от его центра вращения. Запись на диаграмме надо читать следующим образом. Если линия на диаграмме проходит параллельно одной из окружающей, то это означает, что в этот отрезок времени вес на крюке не изменился. Это может быть или при остановке, или же в процессе бурения при постоянной нагрузке.

Если линия проходит параллельно кривой, радиальной линии, то это значил-, что в данный момент времени произошло мгновенное изменение в весе бурильной колонны на подъемном крюке. Последнее происходит во время' подъема бурильной колонны с ротора, натяжки прихваченной в скважине бурильной колонны и т. д. Разница будет только в том, что в последнем случае крайняя точка этой кривой будет значительно превосходить наибольший вес бурильной колонны в данный момент.

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

Процесс подъема бурильной колонны из скважины представляет собой на диаграмме картину, обратную спуску. С каждой свечой вес на крюке уменьшается. Так как в процессе подъема от ротора до балкона верхового рабочего вес бурильной колонны остается одним и тем же, а подъем длится некоторое время, то период подъема будет на диаграмме обозначаться небольшой площадкой, параллельной окружности и соответствующей весу 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 вес 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 весом бурильной колонны, приподнятой над забоем, и весом бурильной колонны, частично опирающейся на забой при бурении. На диаграмме осевая нагрузка находится 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 килоньютоны.

...