где М_уд--удельный момент, т. е. прирост вращающего момента при увеличении осевой нагрузки на 1 Н, м; М₀--вращающий момент, затрачиваемый на преодоление трения долота о боковую поверхность скважины и промывочную жидкость, Н * м (М₀ зависит от диаметра скважины и свойств жидкости); --угловая скорость долота, рад/с.

Удельный момент зависит от механических свойств горных пород и конструкции долота: он возрастает с увеличением вязкопластичных свойств породы и уменьшается с увеличением твердости последней. В случае шарошечных долот он возрастает с увеличением шага зубцов и коэффициента скольжения, т. е. от долот типа К к долотам типа М. Приближенно удельный момент для шарошечных долот можно оценить по формуле

(6.9)

где а₀ -- эмпирический коэффициент: для мягких пород а₀=1,0, для пород средней твердости а₀ ? 0,7 0,8, для твердых а₀ ? 0,50,6;d_д--диаметр долота, м.

Удельный момент для трехлопастных долот примерно на 35-- 50 % больше, чем для долот типа С.

ПОНЯТИЯ О БУРИМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Обычно под буримостью понимают податливость горной породы разрушению тем или иным инструментом. Чем легче разрушается порода, тем лучше ее буримость.

Буримость, если под ней действительно понимать податливость разрушению, есть комплексная характеристика. С одной стороны, она зависит от самой горной породы: ее физико-механических и абразивных свойств, петрографического состава, порового давления. С другой стороны, на нее влияют способ разрушения, конструкция породоразрушающего инструмента, совокупность параметров режима бурения, состав и свойства промывочной жидкости и другие факторы, не зависящие от породы. Знание буримости породы необходимо как для выбора типа долота для ее разбуривания, так и для нормирования параметров режима бурения, их оптимизации и прогнозирования показателей работы долот.

Существуют разные подходы к оценке буримости. Одни позволяют делать сравнительную, качественную оценку буримости разных пород, слагающих разрез месторождения; другие используются для количественной оценки при прогнозировании показателей работы долот и оптимизации режимов бурения.

Один из подходов к качественной оценке буримости пород основан на сопоставлении значений механической скорости проходки, измеренных в течение сравнительно короткого промежутка времени с начала работы долота, пока на нем еще заметно не сказывается износ вооружения. Для качественной оценки буримости разных пород вместо механической скорости проходки иногда берут проходку за рейс до полного износа долота. Используя такой качественной подход, все породы условно делят на пять групп буримости: мягкие, средней твердости, твердые, крепкие и очень крепкие.

Если требуется выбрать тип долота для разбуривания конкретной породы, которая содержит пропластки с разными механическими свойствами, необходимо оценить категории твердости и абразивности всех пропластков, найти их средневзвешенные расчетные значения для всей толщины породы (или хотя бы для интервала толщиной не менее ожидаемой проходки на долото) и последние нанести на рис. 6.13. Тип долота для разбуривания данной породы находят по эталонной точке, которая ближе других расположена к расчетной.

СПЕЦИФИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМОВ ВРАЩАТЕЛЬНОГО БУРЕНИЯ

Выше было показано, что параметры режима бурения взаимосвязаны, что наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальном сочетании этих параметров, зависящем от физико-механических свойств породы, конструкции долота, глубины залегания разбуриваемой породы и других факторов. Увеличение одного из параметров режима, например осевой нагрузки, способствует повышению эффективности бурения лишь до тех пор, пока он не достигнет оптимального значения при данном сочетании других параметров. Увеличение рассматриваемого параметра выше этого оптимального значения может способствовать дальнейшему повышению эффективности бурения только в том случае, если одновременно будут изменены все или некоторые другие параметры (например, увеличены расход промывочной жидкости, гидравлическая мощность на забое, уменьшена частота вращения). Измененному сочетанию других параметров режима соответствует новое оптимальное значение рассматриваемого. Изменение параметров режима возможно лишь в определенных пределах, которые зависят от прочности долота, особенностей способа бурения, технических параметров буровой установки и ряда других факторов.

Регулировать секундный расход промывочной жидкости можно в принципе тремя способами: заменой втулок одного диаметра в цилиндрах бурового насоса на втулки другого диаметра, изменением числа одновременно параллельно работающих буровых насосов, изменением числа двойных ходов поршней в насосе. При первых двух способах расход жидкости можно изменять только ступенчато, при третьем возможно также плавное изменение. Второй из названных выше способов регулирования применяют, как правило, в том случае, когда изменяют диаметр долота: при бурении верхнего участка скважины долотами большего диаметра используют два одновременно работающих насоса; при переходе к бурению следующего участка долотами меньшего диаметра один из насосов часто отключают. Менять втулки можно только в неработающем насосе. Поэтому в большинстве случаев (зa исключением тех, когда возможно изменение числа двойных ходов насоса) расход жидкости в период работы долота на забое остается практически неизменным. Если продолжительность рейса велика (несколько десятков часов), расход к концу рейса может несколько уменьшиться вследствие возрастания утечек в насосе, обусловленного износом поршней.

Гидравлическую мощность на забое можно регулировать изменением либо расхода промывочной жидкости, либо диаметра гидромониторных насадок в долоте, либо числа таких насадок. Очевидно, диаметр насадок можно изменить только при подготовке нового долота к спуску в скважину. Число же работающих насадок можно уменьшить также в период работы долота на забое: если в поток жидкости в бурильных трубах сбросить шар соответствующего диаметра, он перекроет входное отверстие в одной из насадок и выключит ее из работы; при этом скорости струй и перепад давлений в оставшихся работающих насадках возрастут и соответственно увеличится гидравлическая мощность на забое. Такой способ регулирования гидравлической мощности на забое можно использовать тогда, когда рабочее давление в насосах меньше предельно допустимого при данном диаметре втулок в них.

Роторное бурение. Характерная особенность роторного способа--возможность независимого изменения любого из параметров режима бурения; при этом другие параметры автоматически не изменяются.

Для привода ротора, который вращает бурильную колонну и долото, в отечественных буровых установках в основном используются асинхронные электродвигатели и дизельные двигатели. Кинематическая схема буровых установок обычно позволяет получать четыре (редко--шесть) базовые частоты вращения стола ротора. В случае использования дизельного привода частоту вращения можно несколько изменять в сторону уменьшения от базовой. Плавное регулирование частоты вращения в широком диапазоне возможно лишь на установках, где для привода используются двигатели постоянного тока.

Осевую нагрузку на долото создают частью веса нижнего участка бурильной колонны; в последнем при этом возникают напряжения осевого сжатия и продольного изгиба. Чтобы уменьшить напряжения продольного изгиба, необходимо вес, с помощью которого создается осевая нагрузка, сосредоточить возможно ближе к долоту. Для этого нижний участок бурильной колонны комплектуют из толстостенных стальных труб максимально возможного диаметра. Длина этого участка должна быть (в м)

L_у= (6.15)

где m_убт -- масса 1 м утяжеленных бурильных труб, кг; -- плотность промывочной жидкости, кг/м³; --плотность стали, кг/м³; k_р= 1,11,3.

Осевая нагрузка на долото является тем параметром режима, который поддается наиболее гибкому регулированию. В процессе отработки долота нагрузку можно изменять небольшими ступенями так, чтобы найти оптимальное значение ее или хотя бы приблизиться к нему. Отыскав это значение, в дальнейшем нагрузку стремятся поддерживать примерно постоянной, пока существенно не изменится твердость породы.

Турбинное бурение. При турбинном бурении параметры режима автоматически взаимосвязаны: в случае увеличения осевой нагрузки при неизменном секундном расходе жидкости уменьшается частота вращения; при неизменной нагрузке увеличение секундного расхода жидкости сопровождается соответствующим приростом частоты вращения. Если секундный расход жидкости и осевая нагрузка остаются постоянными, частота вращения автоматически изменяется при изменении механических свойств разбуриваемой породы.

Рассмотрим взаимосвязь параметров режима на примере работы турбобура с резиноподшипниками. Момент, развиваемый турбиной турбобура, расходуется на разрушение породы долотом М_д, на преодоление сил трения в упорном М_тр и радиальных М_рп резиноподшипниках, а также на трение вала о жидкость М _ж:

М_т = k_кМ_тр + М_тр + М_рп +М_ж. (6.23)

Момент сил трения в упорном подшипнике зависит от силы нормального давления между трущимися поверхностями и коэффициента трения, а значит, от качества этих поверхностей и качества промывочной жидкости, которая служит смазкой для них. Сила нормального давления есть разность между гидравлической нагрузкой на вал турбобура Р_г, направленной вниз, и реакцией забоя, численно равной осевой нагрузке на долото Р_д и направленной вверх.

Гидравлическая нагрузка прямо пропорциональна площади сечения турбины и разности давлений на входе в турбобур и на выходе из насадок долота, т. е. пропорциональна квадрату расхода жидкости через турбобур. Если расход жидкости остается неизменным, то при увеличении осевой нагрузки на долото сила нормального давления сначала уменьшается, становится равной нулю при Р_г= Р_д., а затем возрастает, но при этом меняются поверхности трения. Значит, и момент трения М_тр при увеличении осевой нагрузки на долото будет сначала уменьшаться, пока Р_д > Р_д , а при Р_г Р_г < Р_д вновь возрастать. Коэффициент трения резинометаллического подшипника существенно изменяется при увеличении нормального давления между трущимися поверхностями, а при сравнительно малых окружных скоростях возрастает с уменьшением частоты вращения. Таким образом, при неизменном расходе жидкости момент М_тр связан с осевой нагрузкой Р_д сложной степенной зависимостью и имеет минимум при Р_д = Р_г (кривая 2).

Мощность, расходуемая турбобуром, есть произведение суммарного момента при данном значении Р_д и соответствующей этой нагрузке угловой скорости вала щ:

Н_тб=(k_кМ_д+М_тр+М_рп+М_ж)щ

С увеличением осевой нагрузки мощность изменяется нелинейно (кривая 7). В области левее точки А с увеличением нагрузки частота вращения вала уменьшается сравнительно медленно (кривая 6), а расходуемая мощность возрастает и турбобур работает нормально, устойчиво. В области же правее точки Л мощность уменьшается, частота вращения вала даже при сравнительно малом увеличении осевой нагрузки сильно уменьшается и работа турбобура становится неустойчивой. Обычно зоне вблизи точки Л соответствуют наиболее высокие значения механической и рейсовой скоростей проходки. Поэтому можно считать, что оптимальный режим бурения данным турбобуром при данном постоянном расходе промывочной жидкости приходится на эту зону. Весьма неустойчив режим работы при Р_д = Р_г :

частота вращения вала в этот период колеблется весьма сильно, что неблагоприятно сказывается на долговечности опор долота; проходка на долото уменьшается.

Рабочие характеристики турбобура (момент, мощность, частота вращения вала) в большой степени зависят от расхода промывочной жидкости (см. гл. 4). Расход жидкости, необходимый для получения вращающего момента М_т обычно больше необходимого для удовлетворительной транспортировки частиц разбуриваемых пород по кольцевому пространству. Поэтому дифференциальное давление на забое при турбинном бурении всегда выше, нежели при роторном, что часто ведет к ухудшению показателей работы долота. Если увеличить расход жидкости, соответственно возрастут мощность, момент и частота вращения вала, точка А на кривой мощности сместится вправо, станет возможным создание более высоких нагрузок на долото. Это позволит существенно увеличить механическую скорость проходки. Но одновременно из-за увеличения частоты вращения уменьшается долговечность опор долота и заметно снижается проходка на долото.

При турбинном бурении имеются трудности в использовании гидромониторных долот. Через зазор между ниппелем и валом турбобура часть промывочной жидкости вытекает в кольцевое пространство скважины; при этом не только уменьшается расход жидкости через насадки долота, но и у нижней кромки ниппеля утекающая жидкость создает вихри, затрудняющие транспортировку частиц породы по кольцевому пространству. Величина утечек через этот зазор возрастает с увеличением перепада давлений в насадках долота. Поэтому для работы с гидромониторными долотами можно использовать лишь специальные турбобуры с герметизированным ниппелем.

Бурение с винтовыми забойными двигателями (ВЗД). Вращающий момент, создаваемый ВЗД, расходуется на разрушение породы долотом М_д, преодоление трения в подшипниках шпинделя М_ш и вала о жидкость М_ж:

М_в= k_кМ_д+М_д+М_ш+М_ж. (6.25)

Сумма М_ш+М_ж. достаточно мала и немного возрастает с увеличением нагрузки на долото, поскольку шпиндель оснащен упорными подшипниками качения.

ВЗД имеет довольно жесткую характеристику (см. рис. 4.15). Поэтому с увеличением осевой нагрузки на долото и вращающего момента перепад давлений, срабатываемый в двигателе, возрастает в степени несколько больше единицы, а частота вращения уменьшается незначительно, пока реализуемая двигателем мощность не достигнет максимума при данном расходе жидкости. При небольшом увеличении нагрузки сверх величины, соответствующей максимуму мощности, частота вращения резко падает и двигатель останавливается. Прирост перепада давлений в двигателе при увеличении осевой нагрузки от нуля до допустимого максимума составляет 3--4 МПа, и этим обычно пользуются для контроля процесса бурения.

ВЗД позволяет вести бурение в диапазоне частот вращения примерно от 100 до 250 об/мин. В этом диапазоне долговечность опор шарошечных долот гораздо выше, чем в диапазоне, характерном для турбинного бурения. Поэтому при бурении с помощью ВЗД существенно увеличиваются продолжительность работы долота на забое и проходка на долото по сравнению с аналогичными показателями при турбинном бурении, механическая же скорость проходки несколько уменьшается. ВЗД целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки и рейсовую скорость определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

Рабочие характеристики ВЗД существенно зависят от радиального натяга пары ротор--статор. При длительной работе на забое, что характерно для бурения долотами с герметизированными опорами, ввиду износа этой пары натяг уменьшается; поэтому уменьшаются перепад давлений, вращающий момент и мощность ВЗД. Для поддержания этих характеристик на уровне, близком к первоначальному, нередко по мере износа двигателя увеличивают секундный расход жидкости. Вращающий момент, перепад давлений и частота вращения увеличиваются примерно пропорционально расходу, а мощность--в степени, близкой к двум. Увеличение расхода, однако, вызывает рост дифференциального давления на забое, что может способствовать снижению механической скорости проходки.

Для бурения гидромониторными долотами можно использовать только ВЗД с герметизированным шпинделем; в противном случае могут быть большие утечки жидкости по зазору между валом и ниппелем ВЗД.

Электробурение. Двигатель электробура имеет жесткую характеристику, поэтому при увеличении осевой нагрузки на долото частота вращения его практически не изменяется. Параметры режима бурения при использовании электробура можно изменять независимо друг от друга. Необходимый расход промывочной жидкости в этом случае определяется только условиями транспортировки частиц разбуриваемой породы с забоя и охлаждения электродвигателя; его следует рассчитывать по формуле (6. 21). Нагрузку на долото можно изменять в широком диапазоне от нуля до максимума, определяемого либо мощностью электродвигателя, либо прочностью долота.

Частоту вращения долота можно регулировать двумя способами: ступенчато с помощью редукторных вставок (делать это можно только перед спуском очередного долота; в период работы долота на забое частота вращения остается неизменной) и изменением частоты тока (это возможно в процессе работы долота). В последнем случае уменьшаются мощность и вращающий момент двигателя, что не всегда допустимо.

Поскольку момент, развиваемый электродвигателем, пропорционален силе тока, контролируя последнюю, можно правильно судить о действительном режиме работы электробура. Наличие постоянной линии связи между двигателем и дневной поверхностью--электрокабеля--позволяет с помощью датчиков, установленных вблизи долота, получать систематическую информацию с забоя о действительной нагрузке на долото, зенитном и азимутальном углах ствола скважины. При бурении с помощью ВЗД и турбобуров такой линии связи между забоем и устьем обычно нет и судить даже об осевой нагрузке приходится косвенно--по уменьшению нагрузки на буровой крюк. При не вращающейся бурильной колонне действительная нагрузка на долото может быть во многих случаях значительно меньше кажущейся, т. е. меньше разгрузки крюка.

Для повышения эффективности работы долот при бурении с забойными двигателями, как и при роторном бурении, желательно создавать нагрузку весом секции УБТ. В отечественной практике, однако, принято размещать над забойным двигателем лишь 25--50 м УБТ, поэтому нагрузку на долото приходится создавать также весом обычных бурильных труб. Резкое увеличение длины сжатой части бурильной колонны, неизбежное при таком подходе, приводит к соответствующему росту силы трения труб о стенки скважины и к уменьшению действительной осевой нагрузки на забой по сравнению с кажущейся.

Это расхождение между кажущейся и действительной нагрузками на долото может еще более возрасти, если часть колонны комплектуют из легкосплавных бурильных труб. В последнем случае рекомендуется над УБТ размещать так называемый наддолотный комплект из бурильных труб группы прочности Д с наибольшей толщиной стенок. Длину этого комплекта следует выбирать так, чтобы верхняя часть его всегда находилась в состоянии осевого растяжения:

где k_к=1,21,3; М_УБТ--масса секции УБТ, кг; т_б--масса 1 м стальных бурильных труб, кг.

НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ

Породоразрушающие инструменты, называемые буровыми долотами, предназначены для разрушения горной породы при бурении скважины. Существует много типов буровых долот, каждый из которых предназначен для разрушения горных пород с определенными механическими и абразивными свойствами.

По принципу разрушения породы все буровые долота можно классифицировать следующим образом:

долота режуще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердости (вязких глин, малопрочных глинистых сланцев и др.) и малой абразивности;

долота дробяще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород;

БУРОВЫЕ ДОЛОТА ДЛЯ БУРЕНИЯ БЕЗ ОТБОРА КЕРНА

Лопастные долота

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют лопастные долота двух разновидностей: разрушающие горную породу по принципам резания и истирания. К первой разновидности относятся трехлопастные долота ЗЛ', а ко второй--трехлопастные ЗИР, шестилопастные 6ИР и шестилопастные долота ИСМ².

Лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в направлении его вращения. В этой связи по принципу разрушения породы долота ЗЛ относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента скалывают ее.

Долота ЗЛ предназначены для бурения в неабразивных мягких пластичных породах (тип М) и для бурения в неабразивных мягких породах с пропластками неабразивных пород средней твердости (тип МС).

Отраслевым стандартом предусматривается изготовление долот ЗЛ диаметром от 120,6 до 489,9 мм.

Долота ЗЛ при бурении в неабразивных пластичных породах позволяют получить проходку на долото до нескольких сот метров. Однако в случае перемежаемости пород по твердости не исключено во время бурения значительное уменьшение диаметра долот ЗЛ, что вынуждает прорабатывать и расширять ствол скважины перед спуском нового долота.

Существенный недостаток долот ЗЛ -- интенсивный износ их лопастей в связи с непрерывным контактом режущих и калибрующих ствол скважины кромок лопастей долота с забоем и стенкой скважины.

Долота ЗИР В сравнении с трехлопастными долотами ЗЛ долота ЗИР имеют следующие отличительные особенности. Три лопасти выполнены притупленными, а не заостренными и приварены к корпусу так, что они сходятся на оси долота, а не наклонены к ней. Лопасти долота укреплены так же, как и у долот ЗЛ типа МС, но с дополнительным усилием кромок лопастей, контактирующих с забоем и стенкой скважины, твердосплавными вставками (штырями).

Перечисленные особенности создали условия для разрушения долотами ЗИР абразивных мягких пород с пропластками абразивных пород средней твердости по принципу одновременного резания (микрорезания) и истирания пород. По этой причине долото ЗИР можно отнести к долотам типа МСЗ ¹.

Долота 6ИР имеют три основные лопасти, предназначенные для разрушения породы забоя, и три дополнительные укороченные лопасти, калибрующие стенку скважины. Основные лопасти притуплены и сходятся на оси долота. Дополнительные лопасти также притуплены и расположены между основными лопастями. Отраслевым стандартом предусмотрено изготовление долот 6ИР без сопел и с соплами диаметром от 139,7 до 269,9 мм.

Долота ИСМ в лопастном исполнении выпускают нескольких видов. На рис. 3.3 приводится шестилопастное долото ИСМ, отличающееся от долота 6ИР главным образом применением для укрепления лопастей сверхтвердого материала славутич, обладающего высокой износостойкостью. Выпускают долота диаметром от 91,4 до 391,3 мм без сопел или с соплами 4.

Шарошечные долота

Несмотря на то что в практике бурения нефтяных и газовых скважин применяли долота с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже шестью шарошками, самыми распространенными были и остаются трехшарошечные долота и в небольших количествах в настоящее время применяют одношарошечные долота.

ГОСТ 20692--75 «Долота шарошечные» предусматривает выпуск шарошечных долот диаметром от 46 до 508 мм' для бурения в породах различных механических и абразивных свойств (табл. 3.1).

Трехшарошечные долота. На рис. 3.4 приведены современные конструкции трехшарошечных долот, изготовляемых сваркой трех кованых секций 3, на цапфах 5 которых вращаются шарошки 4 на подшипниках 6. Шарошки имеют породоразрушающие элементы 7, конструкция которых определяется механическими и абразивными свойствами пород. Для пропуска промывочной жидкости долото имеет три промывочных отверстия 2 со сменными соплами. Присоединение долота к бурильной колонне (к валу забойного двигателя) осуществляют с помощью удлиненной замковой резьбы 1.

Интенсивность проскальзывания породоразрушающих элементов шарошек по забою оценивается коэффициентом скольжения, получаемым в результате деления суммы площадей, описываемых за один оборот долота проскальзывающими породоразрушающими элементами шарошек, на площадь забоя скважины.

Таким образом, шарошечные долота, характеризующиеся коэффициентом скольжения, равным нулю, только дробят породу, а долота с проскальзывающими шарошками дробят и скалывают ее.

Алмазные долота

Алмазные долота (рис. 3.14) предназначены для разрушения резанием (микрорезанием) и истиранием неабразивных пород средней твердости и твердых. Учитывая высокую стоимость алмазных долот, целесообразно их применять на больших глубинах (более 3000м), так как они обеспечивают значительную проходку на долото, что сокращает затрату времени на спуско-подъемные работы. Состоит алмазное долото из стального корпуса 1 с присоединительной замковой резьбой 2 и фасонной алмазонесущей головки (матрицы) 3.

При бурении твердых пород износ матрицы интенсивнее, поэтому матрица должна быть более износостойкой, что предотвратит излишнее обнажение алмазов. В породах средней твердости материал матрицы изнашивается меньше и поэтому она должна быть менее износостойкой.

Регулируя степень обнажения алмазов, обеспечивают также сохранение во время работы долота на забое определенного зазора между матрицей и породой. В результате промывочная жидкость, выйдя из промывочных отверстий долота 6, имеет возможность пройти по зазору, захватить мельчайшие частицы выбуренной породы, направить их в каналы 5 между секторами 4, оснащенными алмазами, и далее в затрубное пространство.

Для увеличения работоспособности алмазных долот особое внимание необходимо обратить на подготовку ствола и забоя скважины.

Твердосплавные долота

Наряду с алмазными широко применяются твердосплавный ДО-лота, контактные секторы которых укреплены твердыми сплавами. Хорошие результаты, особенно при бурении с забойными двигателями в неабразивных породах средней твердости, дают долота, армированные зернистым твердым сплавом и зубцами, выполненными из твердого сплава славутич. Последние, как и лопастные долота с перпендикулярно поставленными к плоскости забоя лопастями (см. рис. 3.3), разработаны институтом сверхтвердых материалов (ИСМ) АН УССР.

Существует несколько моделей долот ИСМ (типы М, МС и С), отличающихся друг от друга в основном конфигурацией контактных секторов и схемой укрепления их твердыми сплавами.

Долота ИСМ (рис. 3.16) разрушают горную породу аналогично алмазным долотам, т. е. по принципу резания (микрорезания) и истирания ее.

Соединяют долото с бурильной колонкой или валом забойного двигателя с помощью замковой резьбы 5.

БУРОВЫЕ ДОЛОТА ДЛЯ БУРЕНИЯ С ОТБОРОМ КЕРНА

Керноотборочные устройства

Принципиальная схема бурового долота для бурения скважин с отбором керна, называемого колонковым долотом, приведена на рис. 3.17. Долото состоит из породоразрушающего инструмента -- бурильной головки и керноприемного устройства.

Бурильная головка 1, разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн) 2, поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса 4 и керноприемника 3.

Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и керноприемником.

Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприемника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху -- клапан, пропускающий через себя вытесняемую из керноприемника промывочную жидкость при заполнении его керном.

Колонковые долота со съемным керноприемником позволяют поднимать керноприемник с керном без подъема бурильной колонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель и с его помощью из керноприемного устройства извлекают керноприемник и поднимают его на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе керноприемного устройства порожний керноприемник и бурение с отбором керна продолжают.

Кернорватель и кернодержатели установлены так, что они во время бурения при вращающемся керноприемнике остаются относительно керна неподвижными.

К керноприемным устройствам «Недра» изготовляют шарошечные, алмазные и твердосплавные бурильные головки, предназначенные для бурения в породах различной твердости.

Подготовленное к работе колонковое долото со съемным кер-ноприемником спускают в скважину, как правило, без керноприемника. После спуска долота промывают скважину для выравнивания плотностей закачиваемой в бурильную колонну и выходящей из скважины промывочной жидкости. Затем в бурильную колонну бросают съемный керноприемник, который, войдя в корпус керноприемного устройства, занимает рабочее положение.

Для захвата, освобождения и подъема на поверхность керноприемника в бурильную колонну на канате диаметром 15--16 мм с помощью специальной лебедки спускают ловитель. При посадке ловителя на головку керноприемника плашки разводятся, сжимают пружину, а затем при движении ловителя вниз под воздействием пружины занимают исходное положение, удерживая керноприемник за его шейку.

Шарошечные бурильные головки

трехшарошечная бурильная головка, предназначенная для бурения с отбором керна в абразивных породах средней твердости (тип СЗ). Консольное расположение цапф позволило сконструировать надежные опоры. Шарошки снабжены твердосплавными зубцами с клиновидной породоразрушающей поверхностью. Промывочная жидкость подается через три отверстия, расположенные между шарошками.

шестишарошечная бурильная головка, предназначенная для бурения с отбором керна в неабразивных породах средней твердости с пропластками твердых пород (тип СТ). Она имеет три шарошки, контактирующие со стенкой скважины и, следовательно, формирующие ствол скважины, и три шарошки, формирующие столбик породы (керн).

Первые из них оснащены фрезерованными клиновидными зубцами П-образной формы, а вторые -- клиновидными зубцами с наклоном к оси шарошек. По мнению конструкторов такое расположение зубцов на шарошках способствует лучшей сохранности керна без заметного уменьшения диаметра бурильной головки.

Подача промывочной жидкости к забою осуществляется через промывочных отверстий, попарно расположенных между шестью шарошками.

Шестишарошечная бурильная головка, предназначенная для бурения с отбором керна в твердых абразивных породах с пропластками крепких абразивных пород (типа ТКЗ), отличается от рассмотренной выше только наличием на шарошках не фрезерованных, а твердосплавных зубцов с клиновидной породоразрушающей поверхностью.

Алмазные бурильные головки

Алмазная бурильная головка, предназначена для бурения с отбором керна в породах средней твердости с пропластками твердых пород (тип СТ). Контактные секторы у этих бурильных головок укреплены природными алмазными зернами так же, как и у однослойных алмазных долот для бурения без отбора керна. Двенадцать промывочных отверстий, расположенных между секторами, обеспечивают очистку забоя от выбуренной породы и охлаждение алмазиков.

Находят применение и импрегнированные бурильные головки, у которых в поверхностном слое матрицы имеются мелкие природные алмазные зерна.

Твердосплавные бурильные головки

Созданы и успешно эксплуатируются бурильные головки ИСМ для бурения с отбором керна в тех же породах, в которых применяют алмазные бурильные головки. Конструктивно бурильные головки ИСМ выполнены аналогично алмазным, но с укреплением контактных секторов твердым сплавом славутич.

БУРОВЫЕ ДОЛОТА СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Пикообразные ПР, предназначенные для проработки (расширения) ствола пробуренной скважины;

пикообразные ПЦ, предназначенные для разбуривания цементного камня и металлических деталей в обсадной колонне после ее цементирования.

Эти долота имеют заостренную под углом 90° лопасть, по форме напоминающую пику. Боковые грани лопасти у долот ПЦ во избежание повреждения обсадной колонны не укрепляются твердым сплавом.

СПОСОБЫ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Под первичным вскрытием условимся понимать комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов первичного вскрытия.

При одном способе к первичному вскрытию пласта приступают после того, как скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована. После разбуривания всей (или части) толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации.

Способ имеет ряд достоинств: 1) состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей только данного пласта. Чтобы свести к минимуму ущерб, который наносится коллекторским свойствам пласта при бурении, можно применять специальные, достаточно дорогие виды промывочной жидкости (например, раствор на нефтяной основе); при этом общий расход такой жидкости будет минимальным по сравнению с некоторыми другими способами вскрытия, так как потеря ее в вышележащие породы исключена; 2) уменьшается расход обсадных труб и тампонажных материалов на крепление нижнего участка скважины; 3) исключается опасность загрязнения продуктивного пласта тампонажным раствором; 4) отпадает необходимость прибегать к способам вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом. Следовательно, стоимость вскрытия может быть минимальной, фильтрация же пластовой жидкости в скважину происходит через всю поверхность ее стенок.

Этот способ можно применять только в том случае, если продуктивный пласт сложен прочной породой и не разрушается при создании сравнительно большой депрессии для получения притока, насыщен только одной жидкостью (либо нефтью, либо газом), а коллекторские свойства по его толщине изменяются незначительно.

Другой способ первичного вскрытия отличается от рассмотренного тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабосцементированных коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и предыдущего. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб.

Здесь продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может притекать в скважину. Способ позволяет избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, одновременно, но раздельно эксплуатировать несколько участков пласта, различающихся между собой коллекторскими свойствами, составом или свойствами насыщающих их жидкостей.



Рис. 11.1. Схемы оборудования нижнего участка скважины при вскрытии продуктивной залежи:

1--обсадная колонна; 2--фильтр; Д--цементный камень; 4--пакер или подвесное устройство; 5 -- перфорационные отверстия; 6 -- продуктивная залежь; 7 -- потайная обсадная колонна; 8 -- водоносный пласт

Способ имеет и существенные недостатки. Во-первых, состав и плотность промывочной жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения не только продуктивного пласта, но и всей толщи вышележащих пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной. Поэтому если коэффициент аномальности в одном из вышележащих объектов существенно больше, чем в продуктивном пласте, то при разбуривании последнего придется использовать промывочную жидкость с повышенной плотностью; при этом избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интенсивному загрязнению коллектора. Если для разбуривания продуктивного пласта использовать специальную, более дорогую промывочную жидкость, то потребный ее объем и стоимость будут значительно больше, чем при рассмотренных выше способах, даже если она не будет поглощаться в вышележащие породы.

Во-вторых, продуктивный пласт может существенно загрязняться тампонажным раствором, поскольку избыточное давление при цементировании обычно значительно больше, чём при бурении.

В третьих, этот способ не обеспечивает устойчивости и целостности несцементированных и слабосцементированных коллекторов; под воздействием депрессии, создаваемой для получения притока, коллектор разрушается и вместе с пластовой жидкостью в скважину выносятся продукты разрушения -- песок и более тонкие илистые частицы.

Иногда, чтобы предотвратить загрязнение продуктивного пласта тампонажным раствором, применяют способ вскрытия, показанный на рис. 11.1, г. От предыдущего он отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину лишь выше кровли продуктивного пласта. Способ можно применять только в тех случаях, когда применимы первые два из описанных выше. Состав и плотность промывочной жидкости здесь выбирают так же, как и при третьем из рассмотренных способов.

Если один способ первичного вскрытия показан на рис. 11.1, д. До начала разбуривания продуктивного пласта расположенную выше него толщу пород укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта скважину закрепляют потайной обсадной колонной и цементируют. Затем с помощью одного из способов вторичного вскрытия в' колонне и цементном камне пробивают отверстия, по которым может притекать пластовая жидкость. Этому способу присущи основные достоинства первых трех. Если потайную (эксплуатационную) колонну цементировать лишь в нижнем интервале от забоя до сечения, расположенного немного (на 100--300 м) выше кровли продуктивного пласта, можно практически полностью исключить опасность загрязнения последнего тампонажным раствором.

Если применять потайную колонну такого же диаметра, как диаметр эксплуатационной колонны при третьем из рассмотренных способов, стоимость строительства скважины будет более высокой. Этот способ не позволяет также предотвратить разрушение коллектора при создании значительной депрессии.

Дебит скважины возрастает с увеличением поверхности ствола, через которую фильтруется пластовая жидкость. Известно несколько путей увеличения поверхности фильтрации. Один из них -- создание нескольких боковых почти горизонтальных стволов, расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту. Использовать его можно в том случае, если пласт насыщен только одной жидкостью и сложен в основном устойчивой породой.

ЗАДАЧИ И СПОСОБЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИИ

Одна из важнейших задач при бурении на новых или слабо изученных площадях -- выявление всех горизонтов, в которых содержатся нефть или газ, и оценка промышленной ценности запасов углеводородов в них. В значительной степени задача выявления горизонтов, насыщенных углеводородами, решается методами промысловой геофизики. Но окончательное заключение о содержимом того или иного горизонта, возможности получения притока нефти и газа из него и промышленной ценности залежи можно сделать только в результате прямого опробования объекта.

В задачи опробования входит получение притока пластовой жидкости из данного объекта, отбор пробы ее для последующего лабораторного анализа, измерение начального пластового давления и получение информации, необходимой для оценки коллекторских свойств объекта, его продуктивности и возможных запасов углеводородов.

Сущность опробования состоит в изоляции рассматриваемого объекта от всех других проницаемых горизонтов и от воздействия давления столба промывочной жидкости, заполняющей скважину, в создании достаточно большой разности между пластовым давлением в объекте и давлением в скважине с целью получения притока пластовой жидкости, регистрации объемной скорости притока и изменения давления в скважине в течение всего периода опробования, а также в отборе представительной пробы пластовой жидкости для ее исследования.

Наиболее достоверную информацию можно получить при опробовании в процессе бурения, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена. Для этой цели применяют аппараты, спускаемые в скважину при помощи колонны бурильных труб. Такие аппараты обычно называют пластоиспытателями. Они позволяют получать приток пластовой жидкости через всю вскрытую часть поверхности объекта и достаточно большой объем информации.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА И ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ОПРОБОВАНИЯ ОБЪЕКТА ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ

Для опробования объекта в скважину через ротор 4 (рис. 11.4) с помощью колонны бурильных труб 7 спускают компоновку, в состав которой входят следующие узлы: циркуляционный клапан 9, запорный клапан 11, пластоиспытатель 12, яс 13, безопасный замок 14, пакер 15, фильтр 16, опорный башмак 19 и приборные переводники 10, 18, в которых размещены регистрирующие глубинные манометры и термометры. Пластоиспытатель имеет два клапана -- впускной и уравнительный, а также штуцер и гидравлическое тормозное устройство.



Рис. 11.4. Компоновка пластоиспытателя

На верхний конец бурильной колонны после спуска навинчивают специальную вертлюжную головку 2, к которой присоединяют выкидную линию 1, оборудованную кранами высокого давления, устройством для отбора проб пластовой жидкости и расходомером. Выкидная линия служит для отвода жидкости, вытесняемой из бурильных труб, в специальную емкость, а газа-- к факельному стояку для сжигания, а также для подачи промывочной жидкости в бурильные трубы насосом высокого давления.

Бурильные трубы с помощью элеватора 3 подвешивают на талевой системе буровой установки. Длину их рассчитывают так, чтобы после постановки башмака 19 на забой фильтр 16 был расположен против подлежащего опробованию объекта 17. Пространство между бурильными трубами 7 и обсадной колонной 8 перед началом опробования объекта герметизируют при помощи превенторов 5, установленных на колонной головке 6.

Во время спуска компоновки в скважину впускной клапан испытателя и циркуляционный закрыты, а запорный и уравнительный-- открыты; пакер растянут в осевом направлении, поэтому наружный диаметр резинового элемента его минимален и между этим элементом и стенками скважины имеется суженный зазор для протекания промывочной жидкости. С целью уменьшения гидравлических сопротивлений промывочную жидкость, вытесняемую компоновкой при спуске в скважину, направляют из подпакерного пространства в надпакерное не только через этот зазор, но также через отверстия в фильтре 8, полый шток патара 7 и открытые отверстия уравнительного клапана 5 (рис. 11.5,а).

Внутреннюю полость бурильных труб при спуске заполняют водой или промывочной жидкостью с таким расчетом, чтобы к моменту открытия впускного клапана испытателя давление в последнем было меньше ожидаемого пластового в подлежащем опробованию объекте на величину заданной депрессии.

Спустив компоновку, ставят башмак на забой и частью веса бурильных труб создают осевую нагрузку на него. Под действием нагрузки резиновый элемент пакера расширяется в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам скважины;

одновременно закрываются отверстия уравнительного клапана и подпакерная зона оказывается полностью изолированной от над пакерной. После закрытия уравнительного клапана открывается впускной клапан испытателя. Благодаря возникающей при этом большой депрессии начинается приток пластовой жидкости из опробуемого объекта в подпакерную зону скважины; оттуда она через отверстия в фильтре, полый шток пакера и впускной клапан испытателя поступает в бурильные трубы. Чтобы приток из объекта не был чрезмерно интенсивным, в испытателе устанавливают сменный штуцер с отверстием небольшого диаметра (6-- 10 мм).

Рис. 11.5. Технологическая схема опробования объекта с помощью пластоиспытателя:

а -- спуск в скважину; б -- первый открытый период опробования; а -- первый закрытый период; г--второй открытый период; д--открытие уравнительного клапана; е--промывка через циркуляционный клапан в период подъема из скважины;1-- бурильные трубы; 2 -- циркуляционный клапан; 3--запорный клапан; 4--главный впускной клапан; 5--уравнительный клапан; 6 -- яс; 7 -- пакер; 8--фильтр; 9 -- башмак;10--объект опробования; М -- глубинный манометр

Предотвратить преждевременное открытие впускного клапана помогает тормозное устройство, включенное в состав испытателя. Перед спуском испытателя тормозное устройство заполняют специальной высоковязкой жидкостью и регулируют так, чтобы впускной клапан открывался не ранее чем через 3--5 мин после создания сжимающей нагрузки.

Собственно процесс опробования объекта состоит из нескольких открытых и закрытых периодов. В течение открытого периода пластовая жидкость поступает из объекта в бурильные трубы через открытый впускной клапан 4 (рис. 11.5,6). Задача первого открытого периода состоит в том, чтобы получить начальный приток жидкости из объекта и очистить приствольную зону от загрязнения. Продолжительность его обычно менее 10 мин. Задача последующих открытых периодов -- распространить область пониженного давления возможно дальше от скважины в глубь объекта, получить приток пластовой жидкости из удаленной зоны и зарегистрировать его интенсивность.

Обычно ограничиваются двумя или тремя открытыми периодами. Продолжительность второго открытого периода колеблется от 15 мин до 1 часа, иногда и более, в зависимости от гидропроводности объекта; третий период должен быть продолжительнее второго.

Об интенсивности притока пластовой жидкости судят по объемной скорости вытеснения воздуха (или воды) из бурильных труб, которую регистрируют с помощью расходомера, установленного на выкидной линии на устье.

Открытый период прерывают, закрывая запорный клапан 3 (рис. 11.5, а). В течение закрытого периода приток жидкости из объекта в испытатель продолжается, а так как запорный клапан закрыт и жидкость не может перетекать далее в бурильные трубы, давление в испытателе и подпакерной зоне быстро возрастает. Если продолжительность первого закрытого периода достаточна, давление в подпакерной зоне может выравняться с пластовым в объекте.

Задача закрытых периодов -- зарегистрировать кривые восстановления давления в подпакерной зоне, с тем, чтобы использовать их вместе с данными об интенсивности притока в течение открытых периодов и результатами лабораторных анализов пластовой жидкости для определения коллекторских свойств объекта, возможных запасов углеводородов в нем и промышленной ценности. Продолжительность первого закрытого периода обычно в 3--5 раз больше продолжительности первого открытого периода. Продолжительность каждого последующего закрытого периода должна быть в 1--3 раза больше продолжительности предшествующего открытого периода; при высокой гидропроводности объекта продолжительности открытого и закрытого периодов могут быть примерно равными.

Давление регистрируют глубинные манометры, установленные под фильтром, в фильтре, между впускным и запорным клапанами.

Чтобы прервать закрытый период и вновь открыть приток из объекта в бурильные трубы, необходимо открыть запорный клапан (рис. 11.5, г). Закрывают и открывают запорный клапан обычно вращением колонны бурильных труб на несколько оборотов по часовой стрелке ротором.

По окончании опробования бурильные трубы натягивают, снимая сжимающую нагрузку с компоновки пластоиспытателя; при этом закрывается впускной клапан 4 испытателя и открывается уравнительный клапан 5; промывочная жидкость из надпакерного пространства скважины перетекает в подпакерное и давления на резиновый элемент пакера снизу и сверху выравниваются (рис. 11.5, д). После этого дополнительным натяжением колонны труб освобождают пакер и пластоиспытатель поднимают из скважины. Как только у устья окажется труба, заполненная жидкостью, подъем приостанавливают, регистрируют порядковый номер этой трубы (для расчета глубины уровня жидкости в колонне в конце опробования), открывают циркуляционный клапан 2 (рис. 11.5, е) и способом обратной циркуляции вытесняют жидкость из труб в специальную емкость.

В процессе опробования отбирают некоторый объем пластовой жидкости с помощью специального пробоотборника, который устанавливают в компоновке между впускным и запорным клапанами. Жидкость в таком пробоотборнике при подъеме пластоиспытателя из скважины сохраняется под тем высоким давлением, которое было в конце закрытого периода опробования.

В состав компоновки входят также яс и безопасный замок. Яс--это гидравлический инструмент, посредством которого создают дополнительную ударную силу для освобождения пакера в случае прихвата. Безопасный замок позволяет отсоединить верхнюю часть компоновки, если даже с помощью яса не удается освободить пакер и фильтр.

Результативность опробования во многом зависит от качества подготовки скважины, компоновки пластоиспытателя и бурильных труб, а также от организации и технологии самого процесса. Желательно опробовать интервалы длиной не более 25-- 30 м, так как с увеличением длины результативность заметно падает. Если толщина объекта значительно больше, его желательно опробовать по интервально после вскрытия каждых 25--30 м.

До спуска пластоиспытателя необходимо выполнить следующий минимум подготовительных работ: провести кавернометрию необсаженной части скважины для выявления мест сужения ствола, стандартный каротаж для уточнения положения объекта опробования, профилеметрию участка ствола длиной 30--50 м непосредственно над этим объектом и (при необходимости) проработать суженные места. По профилеграмме выбирают нерасширенный и без желобов участок для установки пакера. Чтобы пакеровка была герметичной, диаметр резинового элемента пакера должен быть не менее 0,8--0,9 диаметра ствола в выбранном месте. Результативность опробования существенно зависит от величины депрессии. В гранулярных коллекторах с увеличением депрессии она возрастает. В трещинных коллекторах, по мнению ряда исследователей, при больших депрессиях трещины могут смыкаться, из-за чего проницаемость приствольной зоны уменьшается. При выборе величины депрессии учитывают устойчивость коллектора и породы в интервале пакеровки. Некоторые породы при большой депрессии могут разрушаться, частицы их забивают щели фильтра и узкие проходные каналы в узлах пластоиспытателя; при осыпании они прихватывают фильтр и пакер. Желательно выбирать величину депрессии с таким расчетом, чтобы при опробовании газовых и газоконденсатных залежей в приствольной зоне не выпадали гидраты и конденсат, а при опробовании нефтяных залежей давление в подпакерной зоне было не ниже давления насыщения нефти газом и в коллекторе не выделялись пузырьки газа