Бурение нефтяных и газовых скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Конспект лекций Составитель К.И. Борисов Издательство Томского политехнического университета 2008 1 УДК 622.24 ББК 622.243.2.016.25(075.8) Б 90 Б 90 Бурение нефтяных и газовых скважин: конспект лекций / сост. К.И. Борисов; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 267 с. В авторской редакции Конспект лекций состоит из четырнадцати глав, предусмотренных программой курса. На базе современных научных данных в адаптированной форме дается представление об основных проблемах, возникающих при бурении нефтяных и газовых скважин. Конспект лекций подготовлен на кафедре бурения скважин и предназначен для студентов ИнЭО, обучающихся по направлению 220700 «Автоматизация технологических процессов и производств». УДК 622.24 ББК 622.243.2.016.25(075.8) © Составление. ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2008 © Борисов К.И.., составитель, 2008 © Оформление. Издательство Томского политехнического университета, 2008 2 ОГЛАВЛЕНИЕ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН ................................................... 7 1.1 Назначение, цели бурения, конструкция скважин ......................................... 7 1.2. Технологические циклы бурения и строительства скважин .................... 11 1.3. Основные способы бурения скважин ............................................................. 13 1.4. Основные способы бурения скважин на нефть и газ .................................. 14 1.5. Перспективы использования новейших энергетических источников для целей бурения скважин ....................................................... 17 1.6. Способы направленного бурения скважин на нефть и газ ....................... 20 1.7. Бурение на акваториях ...................................................................................... 28 2. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПОВЕДЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ МЕХАНИЧЕСКОМ РАЗРУШЕНИИ ..................................................................................................... 30 2.1. Общие положения ............................................................................................... 30 2.2. Механические и абразивные свойства горных пород ................................ 33 2.3. Влияние всестороннего давления и температуры на некоторые свойства горных пород ............................................................ 40 2.4. Основные закономерности разрушения горных пород .............................. 41 2.5. Влияние забойной гидродинамики на процессы разрушения горных пород при бурении скважин ............... 46 2.6. Влияние показателей свойств буровых растворов и их типов на эффективность разрушения породы на забое скважины ...................... 52 2.7. Влияние режима промывки на скорость бурения ...................................... 53 2.8. Энергетика процессов разрушения горных пород ...................................... 57 3. ГИДРОАЭРОМЕХАНИКА В БУРЕНИИ .............................................................. 59 3.1. Общие сведения .................................................................................................. 59 3.2. Методы определения основных реологических характеристик буровых растворов ................................................................. 60 3.3. Гидродинамика при спускоподъемных операциях...................................... 62 3.4. Местные гидравлические сопротивления ..................................................... 63 3 4. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (БУРОВЫЕ ДОЛОТА) .................... 67 4.1. Классификация буровых долот ....................................................................... 67 4.2. Шарошечный породоразрушающий инструмент (ПРИ) ............................ 68 4.2.1. Одношарошечные долота .......................................................................... 72 4.2.2. Двухшарошечные долота ........................................................................... 73 4.2.3. Трехшарошечные долота ........................................................................... 75 4.3. Лопастные долота ............................................................................................... 78 4.4. Фрезерные долота ............................................................................................... 84 4.5. Долота ИСМ......................................................................................................... 85 4.6. Алмазные долота ................................................................................................ 87 4.7. Породоразрушающий инструмент режуще-скалывающего действия типа PDC с алмазно-твердосплавными пластинами (АТП) ...................... 89 5. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ОТБОРА КЕРНА (БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ) ........................................... 94 5.1. Шарошечные бурильные головки .................................................................. 94 5.2. Лопастные, фрезерные и твердосплавные бурильные головки ............... 99 5.3. Алмазные бурильные головки и бурильные головки ИСМ .................... 100 5.4. Керноприемный инструмент .......................................................................... 102 5.5. Расширители...................................................................................................... 105 5.6. Калибрующе-центрирующий инструмент ................................................... 106 6. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА ...................................................................................... 108 6.1. Общие положения: ........................................................................................... 108 6.2. Трубы бурильные ведущие ............................................................................. 109 6.3. Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним ................. 114 6.4. Замки для бурильных труб с высаженными концами .............................. 120 7. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ............................................................................................ 123 7.1. Трубы бурильные с приваренными замками ............................................. 123 7.2. Легкосплавные бурильные трубы ................................................................ 125 7.3. Утяжеленные бурильные трубы .................................................................... 128 7.3.1. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 .............. 128 7.3.2. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) ................................. 130 7.3.3. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ .............................. 131 4 7.4. Переводники для бурильных колонн ........................................................... 132 7.5. Резиновые кольца для бурильных труб ...................................................... 133 7.6. Обратные клапаны для бурильных труб.................................................... 134 7.7. Опорно-центрирующие элементы ................................................................. 135 8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ............................................ 139 8.1.Основные определения ..................................................................................... 139 8.2. Нагрузки, действующие на бурильную колонну ........................................ 140 8.3. Общий порядок проектирования и расчета бурильных колонн ........... 141 8.4. Расчет УБТ ......................................................................................................... 142 8.5. Общие положения проектирования колонны бурильных труб .............. 147 8.6. Расчет запасов прочности по усталости колонны бурильных труб .......................................... 149 8.7. Расчет для вертикальной скважины: ........................................................... 151 8.8. Определение длины секции БТ ...................................................................... 162 8.8.1. Определение наибольшей допустимой длины секции БТ .................... 162 8.8.2. Корректировка допускаемой длины секций, исходя из действующих эквивалентных напряжений ........................................ 163 8.8.3. Расчет бурильных труб на избыточное давление .................................. 164 8.8.4. Расчет допустимой глубины спуска КБТ на клиновых захватах ......... 170 8.8.5. Проверочный расчет БК ........................................................................... 172 9. ВЫБОР МЕХАНИЧЕСКОГО ВРАЩАТЕЛЬНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И СПЕЦИФИКА ТЕХНОЛОГИИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ ................................ 175 9.1. Общие положения ............................................................................................. 175 9.2. Выбор способа бурения .................................................................................... 176 9.3. Забойные двигатели ......................................................................................... 179 9.3.1. Турбобуры. Турбинное бурение ............................................................. 180 10. ТУРБИНЫ СОВРЕМЕННЫХ ТУРБОБУРОВ ................................................ 193 10.1. Регулирование характеристики турбобура .............................................. 196 10.2. Проектирование характеристики турбобура ........................................... 199 10.3. Методологическая концепция процесса проектирования турбобуров 201 10.4. Методика расчета энергетических характеристик турбобуров ........... 202 10.4.1. При заранее ограниченном (заданном) количестве турбинных секций общее количество ступеней турбин Zs в турбобуре известно 203 10.4.2. При заранее неограниченном количестве турбинных секций общее количество ступеней турбин и ГТ неизвестно ......................... 208 10.5. Пример расчета характеристики турбобура ............................................. 211 5 11. БУРЕНИЕ ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ .................... 213 11.1. История создания винтовых двигателей ................................................... 213 11.2. Турбовинтовые гидравлические двигатели .............................................. 227 12. ЭЛЕКТРОБУРЫ. ЭЛЕКТРОБУРЕНИЕ............................................................ 229 12.1. Роторное бурение ............................................................................................ 234 13. МЕХАНИЧЕСКОЕ УГЛУБЛЕНИЕ: ПОКАЗАТЕЛИ И ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ..................................... 238 13.1. Вводные понятия ............................................................................................ 238 13.2. Влияние различных факторов на процесс бурения ................................. 240 13.3. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных пород ....................................................................... 245 13.4. Перспективы внедрения способов местного регулирования давления в зоне разрушения (дифференциального давления) в практику бурения. ....................................................................................... 248 14. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ ................................................ 254 14.1. Обоснование класса и типоразмеров породоразрушающих инструментов по интервалам бурения: ............. 254 14.1.1. Расчет осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент (долото)..................................... 255 14.1.2. Расчет частоты вращения долота (ПРИ) .............................................. 256 14.1.3. Расчет необходимого расхода очистного агента ................................. 257 14.2. Рациональная отработка долот ................................................................... 260 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .......................................................................................... 263 6 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН Современное бурение скважин охватывает широкий круг вопросов, всесторонне осветить которые по принципу последовательного рассмотрения каждого технологического процесса и операции, основ проектирования и принципов реализации их на производстве, достаточно сложно. В настоящем материале приводятся сведения, относящиеся в основном к процессам бурения нефтяных и газовых скважин. 1.1 Назначение, цели бурения, конструкция скважин Основные элементы скважины:  устье – начало скважины;  забой – дно скважины;  диаметр скважины;  глубина скважины – расстояние от устья до забоя по вертикали;  длина скважины – расстояние от устья до забоя вдоль оси скважины; (для вертикальной скважины глубина равна ее длине). Бурение скважин – это организованный технико-технологический процесс сооружения специализированной горной выработки большой длины и малого по сравнению с длиной диаметра. При этом углубление (проходка) скважины осуществляется без непосредственного доступа в нее человека. Последним уточнением термин «скважина» обособляется от определения всех других искусственно создаваемых человеком выработок в земной коре: шахт, штолен, штреков и др. Бурение скважин – фактически единственный метод результативной разработки и добычи нефти и газа, а также приращения их запасов. Конструкция скважин До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема закачанного за ними в скважину цементного раствора, а также конструкцию фильтра у продуктивного забоя. На рис. 1.1, а представлен профиль скважины, а на рис. 1.1, б графически изображена рабочая схема ее конструкции. Вверху над каждым рядом обсадных колонн пишется диаметр (в мм), а внизу – глубина установки (в м), интервал подъема цементного раствора обозначается штрихами, выше которых отмечается высота его подъема; иногда приводится номер долота. 7 Рис. 1.1. Конструкция скважины Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, называется направлением. Она устанавливается до начала бурения и предохраняет устье скважины от размыва грунта циркулирующим буровым раствором. Вторая колонна, служащая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизонтов, называется кондуктором. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком. При бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород направление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород. Для предупреждения или устранения осложнений, возникающих или возможных при бурении, спускают промежуточную колонну. Их может быть несколько. Последняя колонна, предназначаемая для эксплуатации продуктивного горизонта, называется эксплуатационной. При подсчете числа колонн, спущенных в скважину, направление и кондуктор не учитываются. Колонна, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины, называется хвостовиком (потайной колонной). Хвостовики часто применяют при креплении глубоких скважин (рис. 1.2). Иногда обсадные колонны спускают частями-секциями. 8 Рис. 1.2. Конструкция скважины с 219-мм хвостовиком Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционными, а колонна секционной. При бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях применяют многоколонные конструкции. Нередко выход долота из-под промежуточных колонн достигает 1500 м и более. В этих условиях в обсаженной скважине проводят большой объем буровых работ, значительно изнашиваются обсадные и бурильные трубы, уменьшается срок их службы. Для уменьшения износа применяют протекторные кольца. Для цементирования нефтяных и газовых скважин используют цементный раствор – смесь вяжущих материалов (цементов), затворенных определенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появились растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом (а иногда и не включает последнего), более правильно называть их тампонажными растворами. Тампонажным растворам можно дать более общую формулировку: это раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими добавками (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса. Тампонажным цементом называется продукт, состоящий из одного или нескольких вяжущих (портландцемента, шлака, извести, органических материалов и т.д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, 9 глины, шлака или др.) или органических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производства и пр.) добавок, позволяющих после затворения водой или иной жидкостью получить раствор, а затем камень обусловленного качества. Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным. Классификация скважин Скважины можно классифицировать по весьма широкому спектру критериев: по назначению, профилю ствола и фильтра, степени совершенства и конструкции фильтра, количеству обсадных колонн, расположению на поверхности земли, диаметру, глубине, количеству стволов и т.д. По назначению различают скважины: опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, геотермальные, артезианские, нагнетательные, наблюдательные, специальные. По профилю ствола и фильтра скважины бывают: вертикальные, наклонные, направленно-ориентированные, горизонтальные. По степени совершенства выделяют скважины: совершенные, несовершенные по степени вскрытия продуктивных пластов, несовершенные по характеру вскрытия продуктивных пластов. По конструкции фильтра скважины классифицируют на: незакрепленные, закрепленные эксплуатационной колонной, закрепленные вставным щелевым или сетчатым фильтром, закрепленные гравийнопесчаным фильтром. По количеству находящихся в скважине колонн выделяют скважины: одноколонные (только эксплуатационная колонна), многоколонные (двух-, трех-, n-колонные). По расположению на поверхности земли скважины различают: расположенные на суше, шельфовые, морские. Назначение структурно-поисковых скважин – установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии разреза пород, оценка возможных продуктивных горизонтов. Разведочные скважины служат для выявления продуктивных пластов, а также для оконтуривания разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений. Добывающие (эксплуатационные) предназначены для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины. 10 Нагнетательные необходимы для закачки в пласт воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности добычи. Назначение оценочных скважин – определение начальной водонефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта и проведение иных исследований. Контрольные и наблюдательные скважины служат для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов с целью установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа. 1.2. Технологические циклы бурения и строительства скважин Современный процесс бурения скважины – это сложный техникотехнологический процесс, состоящий из цепи звеньев, разрыв одного из которых может привести к различным осложнениям, авариям или даже к потере скважины. Безотносительно к способу разрушения горных пород процесс бурения скважины включает ряд основных операций:  спуск бурильных труб с породоразрушающим инструментом в скважину;  разрушение породы на забое;  вынос разрушенной породы из скважины;  подъем бурильных труб из скважины для замены изношенного долота;  крепление скважины обсадными колоннами и тампонирующим материалом. Полный перечень технологических операций, обеспечивающих бурение скважины, включает:  разрушение горных пород на забое;  очистку скважины от шлама;  регулирование внутрискважинного давления;  регулирование физико-химического взаимодействия скважины с окружающими горными породами;  изоляцию друг от друга технологически несовместимых и осложненных интервалов ствола; 11  вскрытие продуктивных горизонтов;  замену изношенного породоразрушающего инструмента, подземного оборудования и устройств;  крепление ствола скважины;  создание фильтра в продуктивной части ствола скважины;  вызов притока флюида из пласта на дневную поверхность;  освоение скважины. Применяются и целый ряд других операций, которые непосредственно не участвуют в проходке ствола скважины, но связаны с необходимыми проектными и строительными процедурами. В связи с этим часто используют обобщенный термин «сооружение скважин», учитывающий подготовительную фазу к бурению, а также завершающую фазу после окончания бурения. Цикл сооружения нефтяных и газовых скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих основных последовательных звеньев:  проектно-изыскательские работы;  строительство наземных сооружений;  проходка ствола скважины, осуществление которой возможно только при выполнении параллельно протекающих работ двух видов – углубления забоя посредством локального разрушения горной породы и очистки ствола от разрушенной (выбуренной) породы;  разобщение пластов, состоящее из последовательных работ двух видов – закрепления стенок ствола обсадными трубами, соединенными в обсадную колонну, и герметизации (цементирование, тампонирование) заколонного (затрубного) пространства;  освоение скважины как эксплуатационного объекта. В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие работы:  изыскательские работы;  проектирование скважины;  монтаж буровой установки;  подготовка;  поинтервальное углубление ствола;  поинтервальное крепление ствола и разобщение пластов;  вскрытие продуктивных горизонтов;  глубинное исследование;  спуск и цементирование эксплуатационной колонны;  сооружение фильтра в продуктивной части скважины;  испытание скважины на приток пластового или приемистость нагнетаемого флюида;  демонтаж буровой установки. 12 Технологические способы проходки ствола скважины можно классифицировать по принципу организации и передачи энергии для целей бурения, способу привода породоразрушающего инструмента, форме забоя скважины, по соотношению давлений на забое в системе «пластскважина», количеству проходимых из одного устья стволов. По принципу организации энергии для бурения различают способы: вращательные, ударные, вибрационные, гидродинамические, термические, электрофизические, взрывные, химические, комбинированные. По способу привода породоразрушающего инструмента способы делят на: роторный и погружными (забойными) двигателями. По форме забоя выделяют способы: сплошным и кольцевым забоем. По забойному давлению выделяют способы: с репрессией и с депрессией на пласты, а также сбалансированные. По количеству проходимых стволов без перемещения буровой установки различают: индивидуальное, кустовое и многозабойное бурение. 1.3. Основные способы бурения скважин В табл. 1.1 приведены некоторые наиболее используемые термины бурения, и определения для этих терминов. Данная терминология используется для всех хозяйственных отечественных отраслей, где используются в различных целях буровые скважины. Таблица 1.1 Термин для способа бурения Определение Вращательный способ Механическое бурение, при котором разрушающее усилие передачи механической создается непрерывным вращением породоразрушающего инструмента с приложенной к нему осевой нагрузкой энергии Способы вращательного бурения: Роторный Вращательное механическое бурение, при котором буровой снаряд вращается от станка вращателем роторного типа Турбинный Вращательное механическое бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается от вала забойного двигателя – турбобура Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается от вала винтового (объемного) забойного двигателя Объемный 13 Окончание табл. 1.1 Термин для способа бурения Вращательный способ передачи механической энергии Электробуром Алмазный Твердосплавный Дробовой Ударный способ передачи механической энергии Ударно-канатный Ударно-штанговый Ударно-вращательный способ передачи энергии Определение Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается непрерывным вращением породоразрушающего инструмента с приложенной к нему осевой нагрузкой Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается от вала забойного двигателя – электробура Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным алмазами Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным твердыми сплавами Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается дробью, прижатой к забою специальной трубой – «дробовой» коронкой Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается ударами породоразрушающего инструмента о горную породу Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передается породоразрушающему инструменту канатом Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передается породоразрушающему инструменту бурильными трубами Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается в результате совместного воздействия ударов и вращения породоразрушающего инструмента 1.4. Основные способы бурения скважин на нефть и газ Для бурения скважин на нефть и газ по разным причинам используется не все из представленных выше способов передачи механической энергии к разрушаемой горной породе. Распространенные в настоящее время способы механического вращательного бурения нефтегазовых скважин – роторное и с использованием забойных двигателей (турбобуров, винтовых машин, электробуров), – предполагают вращение прижатого осевой нагрузкой к горной породе рабочего инструмента, – долота (бурильной головки). Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом. 14 Роторное бурение При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. Нагрузка на долото создается частью веса бурильных труб. При роторном бурении максимальный крутящий момент колонны зависит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трения колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины, а также от инерционного эффекта упругих крутильных колебаний. В мировой буровой практике наиболее распространен роторный способ: почти 100 % объема буровых работ в США и Канаде выполняется этим способом. В последние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного бурения и в России, даже в восточных районах. Основные преимущества роторного бурения с забойными машинами – независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения, нормальные условия работы буровых насосов и др. Турбинное бурение При турбинном бурении долото соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка создается частью веса бурильных труб. Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлением породы вращению долота. Максимальный крутящий момент, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических свойств разбуриваемых пород. Коэффициент передачи мощности от источника энергии к разрушающему инструменту в турбинном бурении выше, чем в роторном. Условия работы колонны бурильных труб в скважине значительно облегченные по сравнению с роторным приводом. Однако при турбинном бурении невозможно независимое регулирование параметров режима бурения, и при этом велики затраты энергии на 1 м проходки, связанные с расходами на амортизацию турбобуров и содержание цехов по их ремонту. Турбинный способ бурения получил широкое распространение в России. Бурение винтовыми (объемными) двигателями Рабочие органы двигателей созданы на основе многозаходного винтового механизма, что позволяет получить необходимую частоту вращения при повышенном по сравнению с турбобурами вращающем моменте. 15 Забойный двигатель состоит из двух секций – двигательной и шпиндельной. Рабочими органами двигательной секции являются статор и ротор, представляющие собой винтовой механизм, у которого количество заходов на роторе на один меньше чем у статора. В эту секцию входит также двухшарнирное соединение. Статор при помощи переводника соединяется с колонной бурильных труб. Вращающий момент посредством двухшарнирного соединения передается с ротора на выходной вал шпинделя. Шпиндельная секция предназначена для передачи осевой нагрузки на забой, восприятия гидравлической нагрузки, действующей на ротор двигателя, и уплотнения нижней части вала, что способствует созданию перепада давления. В винтовых двигателях вращающий момент зависит от перепада давления в двигателе. По мере нагружения вала развиваемый двигателем вращающий момент растет, увеличивается и перепад давления в двигателе. Рабочая характеристика винтового двигателя с требованиями эффективной отработки долот позволяет получить двигатель с частотой вращения выходного вала в пределах 80–120 об/мин с увеличенным вращающим моментом. Указанная особенность винтовых (объемных) двигателей делает их перспективными в практике буровых работ – особенно при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Бурение электробуром При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем переменного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположенному внутри колонны бурильных труб. Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Кабель внутрь колонны труб вводится через токоприемник, расположенный над вертлюгом. Электробур присоединяют к нижнему концу бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура. Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее физических свойств и глубины скважины и в возможности контроля процесса работы двигателя с поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к электродвигателю, особенно при повышенном давлении, и необходимость тщательной герметизации электродвигателя от бурового раствора. Этим в основном и определяется весьма ограниченное использование данных машин в практике бурения скважин на нефть и газ. 16 1.5. Перспективы использования новейших энергетических источников для целей бурения скважин В отечественной и зарубежной практике ведутся научноисследовательские и опытно-конструкторские работы в области создания новых методов бурения, технологий, техники. К ним относятся углубление в горных породах с использованием взрывов, разрушение пород при помощи ультразвука, эрозионное, с помощью лазера, вибрации, электрического пробоя и др. Некоторые из названных методов получили развитие и применяются, хотя и в незначительном объеме, зачастую на стадии эксперимента. Гидромеханический метод разрушения горных пород при углублении скважин все чаще используется в экспериментальных и полевых условиях. С.С. Шавловским проведена классификация водяных струй, которые могут применяться при бурении скважин. Основа классификации – развиваемое давление, рабочая длина струй и степень их воздействия на породы различного состава, сцементированности и прочности в зависимости от диаметра насадки, начального давления струи и расхода воды. Применение водяных струй позволяет в сравнении с механическими способами повысить технико-экономические показатели проходки скважины. На VII Международном симпозиуме (Канада, 1984) были представлены результаты работ по использованию водяных струй в бурении. Его возможности связываются с непрерывной, пульсирующей или прерывистой подачей флюида, наличием или отсутствием абразивного материала и технико-технологическими особенностями способа. Эрозионное бурение обеспечивает скорости углубления в 4–20 раз больше, чем при роторном бурении (в аналогичных условиях). Это объясняется, в первую очередь, значительным увеличением мощности, подводимой к забою по сравнению с другими методами. Сущность его состоит в том, что к долоту специальной конструкции вместе с буровым раствором подается абразивный материал – стальная дробь. Размер гранул – 0,42–0,48 мм, концентрация в растворе – 6 %. Через насадки долота с большой скоростью на забой подается этот раствор с дробью, и забой разрушается. В бурильной колонне последовательно устанавливают два фильтра, предназначенные для отсева и удержания частиц, размер которых не позволяет им пройти через насадки долота. Один фильтр – над долотом, второй – под ведущей трубой, где можно осуществлять очистку. Химическая обработка бурового раствора с дробью сложнее, чем обработка обычного раствора, особенно при повышенных температурах. 17 Особенность в том, что необходимо удерживать дробь в растворе во взвешенном состоянии и затем генерировать этот абразивный материал. После предварительной очистки бурового раствора от газа и шлама при помощи гидроциклонов дробь отбирают и сохраняют в смоченном состоянии. Затем раствор пропускают через гидроциклоны тонкой очистки и дегазатор и восстанавливают его утраченные показатели химической обработкой. Часть бурового раствора смешивают с дробью и подают в скважину, на пути смешивая с обычным буровым раствором (в расчетном соотношении). Лазеры – квантовые генераторы оптического диапазона – одно из замечательных достижений науки и техники. Они нашли широкое применение во многих областях науки и техники. По зарубежным данным в настоящее время возможна организация производства газовых лазеров непрерывного действия с выходной мощностью 100 кВт и выше. Коэффициент полезного действия (КПД) газовых лазеров может достигать 20–60 %. Большая мощность лазеров при условии получения чрезвычайно высоких плотностей излучения достаточна для расплавления и испарения любых материалов, в том числе горных пород. Горная порода при этом также растрескивается и шелушится. Экспериментально установлена минимальная плотность мощности лазерного излучения, достаточного для разрушения пород плавлением: для песчаников, алевролитов и глин она составляет примерно 1,2–1,5 кВт/см2. Плотность мощности эффективного разрушения нефтенасыщенных горных пород из-за термических процессов горения нефти, особенно при поддуве в зону разрушения воздуха или кислорода, ниже и составляет 0,7–0,9 кВт/см2. Подсчитано, что для скважины глубиной 2000 м и диаметром 20 см нужно затратить около 30 млн кВт энергии лазерного излучения. Проводка скважин такой глубины пока не конкурентоспособна в сравнении с традиционными механическими методами бурения. Однако имеются теоретические предпосылки повышения КПД лазеров: при КПД, равном 60 %, энергетические и стоимостные затраты существенно снизятся, и его конкурентоспособность повысится. При использовании лазера в случае бурения скважин глубиной 100–200 м стоимость работ относительно невелика. Но во всех случаях при лазерном бурении форма сечения может быть запрограммированной, а стенка скважины будет формироваться из расплава горной породы и будет представлять собой стеклообразную массу, позволяющую повысить коэффициент вытеснения бурового раствора цементным. В некоторых случаях можно, очевидно, обойтись без крепления скважин. Зарубежные фирмы предлагают несколько конструкций лазеров. Основу их составляет мощный лазер, размещенный в герметичном корпусе, способном выдержать высокое давление. Температуроустойчивость пока не прорабатывалась. По этим конструкциям излучение лазера передается 18 на забой через светопроводящее волокно. По мере разрушения (плавления) горной породы лазеробур подается вниз; он может быть снабжен установленным в корпусе вибратором. При вдавливании снаряда в расплав породы стенки скважины могут уплотняться. В Японии начат выпуск углекислотных газовых лазеров, которые при использовании в бурении существенно (до 10 раз) повысят скорость проходки. Сечение скважины при формировании ствола этим методом может иметь произвольную форму. Компьютер по разработанной программе дистанционно задает режим сканирования лазерного луча, что позволяет запрограммировать размер и форму ствола скважины. Проведение лазеротермических работ возможно в дальнейшем в перфорационных работах. Лазерная перфорация обеспечит управляемость процесса разрушения обсадной колонны, цементного камня и породы, а также может способствовать проникновению каналов на значительную глубину, что, безусловно, повысит степень совершенства вскрытия пласта. Однако оплавление пород, целесообразное при углублении скважины, здесь неприемлемо, что должно быть учтено при использовании этого метода в дальнейшем. В отечественных работах есть предложения о создании лазероплазменных установок для термического бурения скважин. Однако транспортировка плазмы к забою скважины пока затруднена, хотя и ведутся исследования по возможности разработки световодов («световодных труб»). Одним из наиболее интересных методов воздействия на горные породы, обладающих критерием «универсальность», является метод их плавления при помощи непосредственного контакта с тугоплавким наконечникомпенетратором. Значительные успехи в создании термопрочных материалов позволили перенести вопрос о плавлении горных пород в область реального проектирования. Уже при температуре примерно 1200–1300 °С метод плавления работоспособен в рыхлых грунтах, песках и песчаниках, базальтах и других породах кристаллического фундамента. В породах осадочного комплекса проходка глинистых и карбонатных пород требует, повидимому, более высокой температуры. Метод бурения плавлением позволяет получить на стенках скважины достаточно толстую ситалловую корку с гладкими внутренними стенками. Метод обладает высоким коэффициентом ввода энергии в породу – до 80–90 %. При этом может быть, хотя бы принципиально, решена проблема удаления расплава с забоя. Выходя по выводящим каналам или просто обтекая гладкий пенетратор, расплав, застывая, образует шлам, размерами и формой которого можно управлять. Шлам выносится жидкостью, которая циркулирует выше бурового снаряда и охлаждает его верхнюю часть. 19 Первые проекты и образцы термобуров появились в 60-х годах, а наиболее активно теория и практика плавления горных пород начали развиваться с середины 70-х годов. Эффективность процесса плавления определяется в основном температурой поверхности пенетратора и физическими свойствами горных пород и мало зависит от механических и прочностных свойств. Это обстоятельство обусловливает определенную универсальность метода плавления в смысле применимости его для проходки различных пород. Температурный интервал плавления этих различных полиминеральных многокомпонентных систем в основном укладывается в диапазон 1200–1500 °С при атмосферном давлении. В отличие от механического метод разрушения горных пород плавлением с увеличением глубины и температуры залегающих пород повышает свою эффективность. Как уже говорилось, параллельно с проходкой осуществляются крепление и изоляция стенок скважины в результате создания непроницаемого стекловидного кольцевого слоя. Пока еще не ясно, будет ли происходить износ поверхностного слоя пенетратора, каковы его механизм и интенсивность. Не исключено, что бурение плавлением, хотя и с небольшой скоростью, может проводиться непрерывно в пределах интервала, определяемого конструкцией скважины. Сама же эта конструкция из-за непрерывного крепления стенок может быть значительно упрощена, даже в сложных геологических условиях. Можно себе представить технологические процедуры, связанные только с креплением и изоляцией стенок последовательно с проходкой ствола способом обычного механического бурения. Эти процедуры могут относиться только к интервалам, представляющим опасность в связи с возможностью возникновения различных осложнений. С точки зрения технической реализации следует предусмотреть токопровод к нагнетательным элементам пенетратора, который аналогично используется при электробурении. 1.6. Способы направленного бурения скважин на нефть и газ Современное бурение допускает проводку скважин самых различных конфигураций ствола и его ориентировки в пространстве – от вертикального до горизонтального. Получили развитие кустовое и, в меньшей мере, многозабойное бурение. Бурение вертикальных скважин Строго вертикальных скважин нет – все имеют некоторую кривизну и отклонение от вертикали. Современный уровень техники 20 и технологии позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до 2°. Существует два основных класса искривления скважин:  естественное (неуправляемое) искривление, связанное с геологическими причинами: анизотропия свойств пород, слоистость и проч. Однако, закономерности естественного искривления скважин могут быть учтены при проектировании технологии бурения, если действие их заранее изучено по фактическим данным с помощью известных статистических методов;  искусственное (управляемое) искривление, возникающее при действии различных технико-технологических факторов. Искусственного искривления скважин возможно избегать или уменьшать его влияние на поведение трассы скважины путем регулирования этих факторов. С другой стороны, в целях направленного бурения скважин в заданную точку, это достигается также за счет оптимального управления техникотехнологическими факторами. К геологическим причинам, кроме указанных, относятся: угол встречи долота с плоскостью пласта, чередуемость пород по прочности и их мощность, угол искривления скважины (определяется углом падения пластов и не может быть больше последнего). К технико-технологическим факторам относятся: тип долота, режим бурения, жесткость низа бурильной колонны, кривизна в элементах бурильного инструмента, искривление бурильных труб под нагрузкой, вертикальность и совпадение оси вышки с центром роторного стола и направления, горизонтальность установки стола ротора. Указанные причины могут быть полностью учтены и их влияние можно свести практически к нулю. Ниже приведены основные мероприятия, связанные с регулированием технико-технологических факторов: Перед началом бурения должны быть проверены и обеспечены: центрирование вышки, соответствие осей симметрии вышки и направления, горизонтальность установки стола ротора, прямолинейность первых бурильных труб и ведущей трубы. В начале бурения ведущая труба и первые трубы должны входить в породу строго вертикально, без раскачиваний. Профилактика кривизны скважины при бурении сводится к замеру кривизны, применению компоновок низа бурильной колонны (КНБК) и подбору режима бурения. Компоновки должны обладать проходимостью и продольной устойчивостью в стволе при бурении скважин, не создавать значительных гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора и др. 21 КНБК применяют после проработки ствола непосредственно изпод башмака промежуточных колонн, а также с начала бурения теми долотами, диаметр которых соответствует диаметру компоновок. Допустимый износ калибраторов и центраторов не должен превышать 3 мм по диаметру, а квадратных утяжеленные бурильные трубы (УБТ) – до 2 мм. Компоновки низа бурильной колонны различаются между собой, элементы их представлены калибраторами, центраторами, стабилизаторами, расширителями, маховиками (короткими УБТ) и т.д. Эффективность работы КНБК определяется соответствием их условиям работы, жесткостью, разностью диаметров долота и элементов компоновок, длиной, очередностью и количеством установки элементов компоновок, характером конфигурации поперечного сечения ствола скважины. Назначение элементов, составляющих КНБК, неодинаковое. Калибраторы предназначаются для калибровки по диаметру ствола скважины и улучшения работы долот. Выпускаются в нескольких вариантах: КЛ-214 – калибратор лопастной на диаметр 214 мм с расположенными по образующей ребрами; КЛС-190 – калибратор лопастной на диаметр 190 мм с расположенными по спирали ребрами; КВЗ-214 – калибратор с выдвижными зубцами на диаметр 214 мм и др. При роторном бурении калибраторы устанавливаются в компоновке непосредственно над долотом. Центраторы предназначены для центрирования бурильной колонны в месте их установки. Они выпускаются в нескольких вариантах: металлический ЦМ-269, резинокаркасный ЦР-214, шарнирный ЦШ-269, межсекционный ЦС-295 и центратор вала турбобура ЦВТ-295. Стабилизаторы, роль которых исполняют УБТ, утяжеленные трубы многоугольного профиля или спиральные предназначены для центрирования бурильной колонны на участке длины стабилизации. Их разделяют на цилиндрические СЦ-245-4,5 м с наружным диаметром 245 мм при длине 4,5 м; спиральные СС-190-4,Ом; квадратные СК-190–6,5 м с размером по диагонали 190 мм и длиной 6,5 м и др. Маховики, роль которых выполняют короткие утяжеленные бурильные трубы, служат для уравновешивания вращающейся массы вала турбобура на основе принципа гироскопа. Их устанавливают под валом турбобура. Расширитель предназначен для расширения ствола скважины. Наиболее распространены трехшарошечные расширители (в корпусе на осях смонтированы три пары шарошек, по окружности они расположены друг к другу под углом 120°). Трехшарошечные расширители выпускают нескольких диаметров – 243, 269, 295, 345, 395 и 455 мм. Выпускают также четырех- и шестилопастные, одношарошечные пилотные и штыревые наддолотные расширители. 22 Искривление стволов скважины в процессе сооружения измеряется. Для этого используют инклинометры дискретного и непрерывного действия, работающие как в процессе бурения, так и между рейсами. Инклинометры измеряют отклонение ствола скважины от вертикали (в вертикальной плоскости) и искривление по азимуту (угол между вертикальной плоскостью, в которой лежит ось искривленного ствола, и вертикальной плоскостью, проходящей через северное окончание магнитной стрелки). Наклонно-направленное бурение Наклонно-направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя от вертикали и его направлением по сторонам света. Бурение наклонных скважин возможно как при использовании забойных двигателей, так и роторным способам. Собственно искривление ствола скважины достигается применением специальных компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих отклоняющую силу на долоте или асимметричное разрушение забоя, или то и другое. Реализация необходимого пространственного положения ствола скважины достигается с помощью ориентирования отклоняющих компоновок низа бурильной колонны перед началом и в процессе бурения. В качестве отклоняющих при бурении забойными двигателями применяют компоновки, включающие один или несколько центраторов, два эксцентрично расположенных центратора, эксцентричный ниппель, кривой переводник, специальные отклонители типов ОТ, ОТС, ОТШ. С помощью компоновок с одним или несколькими центраторами можно управлять только значением зенитного угла скважины. Все остальные позволяют изменять также и азимут скважины. Кривой переводник – толстостенный патрубок с пересекающимися продольными осями присоединительных резьбовых соединений. Наиболее распространенными углами между пересекающимися осями являются 1,5–3,5°. Увеличение указанного угла сверх 3,5°, как правило, не приводит к возрастанию темпа набора кривизны. Кривой переводник включается в компоновку обычно между одной секцией турбобура или укороченного турбобура и УБТ. Очевидно, что темп изменения кривизны зависит от угла перекоса кривого переводника, а также от текущего зенитного угла ствола скважины. В качестве примера возможно привести следующее: в соответствии с «Инструкцией по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири» при бурении предусмотрена компоновка: долото диаметром 295 мм, турбобур ЗТСШ-240-1, 23 секция или Т12МЗБ-240, кривой переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 мм. Возникновение отклоняющей силы в компоновках с эксцентричным ниппелем достигается за счет монтажа на ниппеле турбобура упругой (резиновой) накладки. При бурении секционными турбобурами соединения валов и корпусов верхней и нижней секций турбобура направлены под углом 1–2°, что и обеспечивает набор кривизны при бурении ствола скважины. Отклонители ОТ и ОТС представляют собой искривленный переводник, установленный между ниппелем и корпусом турбобура. Вал при этом выполнен разрезным, радиальной опорой нижней части вала служит ниппель. Отклоняющие приспособления, применяемые при роторном бурении, и технология бурения наклонно-направленных скважин роторным способом имеют свои особенности. В этом случае отклонители используются только в начальный момент для придания стволу нужного направления. Количество установок отклоняющих приспособлений, которые необходимы для обеспечения заданного искривления скважины, определяет способность проходимых пород и их пропластков отклонять ствол скважины от проектного направления. Искусственное искривление ствола скважины осуществляется подбором соответствующих компоновок низа бурильной колонны при определенных режимах бурения. Отклоняющие приспособления также специфичны и представляют собой клиновидные устройства с наклонным направлением для долота. Они имеют полукруглое или V-образное сечение с приспособлениями для крепления в открытом или обсаженном стволе. По конструкции они бывают несъемными неизвлекаемыми (длина 2,5–4,5 м), оставляемыми в скважине и извлекаемыми после осуществления процесса бурения в установленном направлении (примерно 15 м нового ствола скважины). Неизвлекаемые отклонители применяют в обсаженных скважинах. Сверху они имеют раструб для направления долота и устройства для крепления в скважине. Извлекаемые отклонители характеризуются наличием (для их подъема) в верхней части муфты диаметром, равным диаметру нижней части долота, а в нижней – остроконечного выступа, внедряющегося в породу на забое и препятствующего вращению отклонителя. Для стабилизации и уменьшения зенитного угла скважины как в роторном, так и турбинном (электро-) бурении применяются компоновки с различным числом центраторов и их расположением. Проектирование наклонно-направленных скважин сводится к выбору типа профиля (вертикальной и горизонтальной проекций), расчету траектории положения оси скважины в пространстве, выбору компоновок для реализации расчетного профиля и режима бурения. 24 Профили скважины могут проектироваться в одной плоскости – это обычный тип профиля и с учетом пространственного искривления – профиль пространственного типа. Последние используются, к сожалению, реже и их применение связывается со сложными геологическими условиями бурения, влияние которых на самопроизвольное искривление велико. Кустовое бурение Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки пласта или месторождения. При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от кустового бурения обеспечивается при бурении в условиях моря, в болотистых местностях и др. Впервые в отечественной практике кустовое бурение было осуществлено в Азербайджане. В настоящее время с куста бурят 8–24 скважины и более. Основными подготовительными работами являются подготовка площадки к строительству наземных сооружений и прокладка коммуникаций. На заболоченной или затопляемой территории технически возможны следующие методы их освоения: строительство дамб, огораживающих площадку; сооружение искусственных островов; при высоком уровне вод – сооружение эстакад. Применяются различные типы и варианты кустований в зависимости от природных условий. Кусты делят на локальные, т.е. не связанные постоянными дорогами с базой; кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты, находящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины, как правило, направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в куст максимальное число устьев скважин. При разбуривании многопластовых залежей число скважин в кусте увеличивается. Схем расположения устьев скважин может быть предложено и использовано много в зависимости от геолого-климатических условий, техники и рельефа. Одна из основных особенностей проводки скважин кустами – необходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин. Опыт показывает, что с точки зрения пересечения соседних стволов – опасны верхние вертикальные участки. Важное значение имеет также установление минимальной разности вертикальных глубин точек забуривания стволов скважин в кусте. Считают, что максимальная допустимая минимальная разность глубин точек забуривания стволов соседних скважин должна составлять 50 м, что и рекоменду25 ется в качестве допуска, когда глубина места зарезки ствола не превышает 1000 м. По результатам фактического положения стволов должны вноситься соответствующие коррективы в проекты на бурение последующих скважин. Кустовое бурение широко распространено в зарубежной и отечественной практике бурения в условиях Западной Сибири, на море и т.д. К недостаткам кустового наклонно-направленного способа бурения следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, что замедляет темпы разработки залежи; увеличение опасности пересечения стволов скважин; трудности в проведении капитального и подземного ремонта скважин. Многозабойное бурение Сущность многозабойного способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают. Дополнительные стволы могут переходить в горизонтальные. Первые скважины были пробурены этим способом в 1947 г. на Краснокаменском и Ишимбаевском месторождениях. В сочетании с турбобуром многозабойное бурение стало развиваться успешнее. В Краснодарском крае число дополнительных стволов в многозабойных скважинах доводилось до пяти-шести при длине 50–150 м и расстоянии между крайними стволами до 300 м. Число боковых скважин может достигать 10, а длина их – 400 м и более. Проведенный технико-экономический анализ по одному из месторождений показал, что стоимость одной многозабойной скважины в 2,4 раза превышает стоимость однозабойной скважины, но дебит в первом случае в 18 раз выше, чем во втором. Преимущества многозабойного способа бурения сводятся к тому, что можно получить скважины с увеличенным дебитом, повысить общую нефтеотдачу месторождения, сократить число скважин, вовлечь в промышленную разработку малодебитные месторождения с низкой проницаемостью пород, повысить поглощающую способность нагнетательных скважин. Горизонтальное бурение К настоящему времени в мировой практике достаточно четко вырисовывается область возможного применения вскрытия продуктивных пластов горизонтальными и многозабойными скважинами. 26 Хотя объем проходки не превышает 5,0–7,5 % общего объема бурения, наибольший эффект по увеличению текущей добычи и нефтеотдачи пластов достигается при вскрытии коллекторов с вертикальной трещиноватостью, большой фациальной изменчивостью по простиранию, низкой пористостью и проницаемостью, а также содержащих высоковязкие малоподвижные нефти. Горизонтальные скважины могут быть использованы весьма успешно и при вскрытии высокопроницаемых пластов. Благодаря вскрытию пластов горизонтальными скважинами достигаются:  интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов;  увеличение срока эффективной эксплуатации скважин за счет значительного уменьшения водогазоконусных образований;  минимальное загрязнение окружающей среды и сохранение экологически чистыми больших площадей на поверхности;  уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и доразработки месторождений;  вовлечение в эксплуатацию месторождений, ранее считавшихся промышленно не рентабельными (забалансовыми). Первая многозабойная скважина была проведена в 1953 г. на Карташевском рифовом месторождении Башкортостана. В дальнейшем в основном развивалось многозабойное бурение. Первая горизонтальная скважина, проходящая на 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин. Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помощью гидравлических забойных двигателей. В этой области основным направлением работ в последние годы было создание технических средств и отработка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с минимальными отклонениями от расчетной траектории. С возрастанием глубин резко растет эффективность горизонтального бурения, но и увеличиваются трудности, связанные с управлением стволом, для устранения которых необходимо создать специальный инструмент и методы оперативного управления. В зарубежной практике этот метод, а главное узел управления, сбора информации и корректировки ствола скважины и, кроме того, специальные трубы и другой инструмент разработаны в нескольких вариантах и обеспечивают проводку скважин по пласту мощностью всего несколько метров. Система измерений при бурении MWD (Measurement Wh1le Dr1ll1ng – «измерения в процессе бурения») позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме. 27 1.7. Бурение на акваториях Организация бурения, подготовительные работы к бурению, оборудование устья и некоторые другие работы в море и районах морского шельфа имеют свои особенности. В настоящее время выполняется несколько видов организационноподготовительных работ, результатом которых является устройство места установки бурового оборудования:  возведение искусственных сооружений в виде дамб и эстакад, отделяющих часть акватории с последующей засыпкой (различными способами и материалами);  намыв и укрепление отдельных островов;  строительство эстакад с размещением на них производственных поселков;  сооружение платформ погружного, полупогружного и других типов;  использование специальных судов с заякоренными устройствами;  намораживание на ледяных покровах толстого прочного слоя льда и др. На указанных искусственных островах или основаниях монтируется буровое оборудование для бурения скважин различной глубины и назначения. С учетом значительной стоимости создания искусственных сооружений ведется кустовое бурение. Тип основания определяется глубиной моря и характером ее изменения, метеорологическими условиями, глубиной залегания продуктивного объекта и др. Основными особенностями при бурении морских скважин являются: метеорологические условия (особенно в северных морях) и глубина моря. Необходимо отметить, что отечественные (советские) специалисты являются пионерами морской нефтегазодобычи. Уже в 40-х годах на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с искусственных насыпных островов. Сегодня на Каспии построен целый город. Протяженность эстакад достигла 350 км, а число отдельно стоящих в море стационарных платформ более 250. В мировой практике производства буровых работ в море определились направления в области создания ПБС, при которых учитывают такие факторы, как глубина моря, состояние грунта, ледовая обстановка, цель бурения и т.д. В настоящее время плавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, выделяя две основные группы (классы): опирающиеся при бурении на морское дно и проводящие бурение в плавучем состоянии. К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного и погружного типов (СПБУ), а ко второй – полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС). 28 СПБУ применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30–120 м. СПБУ самоподъемного типа имеют большой запас плавучести, буксируются совместно с оборудованием, инструментом и материалами к точке бурения. При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и задавливаются в грунт, корпус поднимается по опорам и фиксируется на расчетной высоте над уровнем моря. СПБУ погружного типа применяют в основном на мелководье. В результате заполнения водой нижних корпусов установки они погружаются на дно моря. Рабочая платформа находится над поверхностью воды. ППБУ в основном применяют для бурения поисковых и разведочных скважин в акваториях при глубинах моря от 100 до 300 м и более. БС имеют высокую маневренность и скорость перемещения, большую автономность по сравнению с ППБУ и поэтому применяются для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубине моря 1500 м и более. Основные состояния ПБС зависят от класса и назначения: перегона на новую точку, установки на точке бурения, бурения и снятия с оконченной бурением скважины. Перегон СПБУ бывает двух видов: короткий (переход) с точки на точку в пределах разведываемой структуры и длительный – буксировка на дальние расстояния за пределы разведанного района. ППБУ перегоняют и буксируют с ограничением по погодным условиям. По окончании транспортировки ППБУ наводят на точку бурения и в соответствии со схемой развозят якоря и якорные цепи. Функции бурения в условиях моря и суши эквивалентны. Однако имеется ряд отличий, которые охватывают в основном круг вопросов, связанных с конструкцией верхней (подводной) части скважин, забуриванием из стволов, оборудованием устья противовыбросовыми устройствами, консервацией скважины и др. 29 2. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПОВЕДЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ МЕХАНИЧЕСКОМ РАЗРУШЕНИИ В данном разделе применительно к бурению скважин будут рассмотрены основные качественные и количественные характеристики поведения горных пород при механическом разрушении, которые удовлетворительно описываются комплексом известных механических свойств горных пород. Знание основных механических свойств и использование закономерностей разрушения горных пород обеспечивает, во-первых, эффективную проходку ствола скважины при минимуме затрат времени и материальных средств, и, во-вторых, сохранение устойчивости стенок уже созданной или сооружаемой скважины. 2.1. Общие положения Горными породами называются плотные или рыхлые агрегаты, слагающие земную кору. Горные породы состоят из зерен, кристаллов, обломков различных минералов, а также вещества, связывающего (цементирующего) эти частицы, и пор (пустот). Во многих породах в порах содержится вода, которая оказывает влияние на взаимосвязь минеральных частиц. Основными породообразующими минералами являются:  группа кварцевых (кварц, кремень, халцедон и др.);  силикаты (полевые шпаты, слюда, амфиболы, пироксены и др.);  карбонаты (кальцит, доломит);  гидрофильные глинистые (каолинит, монтмориллонит и др.);  водорастворимые соли (гипс, галит и др.). Горные породы по происхождению делятся на магматические, осадочные и метаморфические. Магматические горные породы образуются в результате охлаждения и затвердения магмы. В зависимости от места ее затвердения они делятся на интрузивные, или глубинные, и эффузивные, или излившиеся (изверженные, вулканические). К первым относятся: гранит, сиенит, диорит, габбро. Ко вторым – диабаз, андезит, базальт и др. 30 Осадочные горные породы образуются в результате разрушения земной коры. К таким породам относятся:  песчаники;  сланцы;  известняки;  торф;  лигнит;  бурый уголь, каменный уголь;  антрацит;  каменная соль и др. При бурении нефтяных и газовых скважин наиболее часты породы, состоящие из следующих минералов:  глинистых (каолинита, монтмориллонита и др.);  сульфатных (гипса, ангидрита, барита);  карбонатных (кальцита, доломита);  оксидных (кварца и др.). Глинистые минералы – водные алюмосиликаты – характеризуются наличием частиц исключительно малого размера и чешуйчатым строением. Реже встречаются брекчии, галечники, кремни, каменная соль и др. Метаморфические горные породы образуются в результате изменения внутреннего строения, химического состава и физических свойств пород под влиянием высоких температуры и давления (кварциты, мраморы, слюдяные сланцы и др.). С происхождением пород связаны их петрографические характеристики, в том числе структура (строение) и текстура (сложение). Под структурой понимают особенности строения, обусловленные формой, размерами и способом сочетания минеральных зерен. Различают кристаллически-зернистую и обломочную структуры. Кристаллические структуры бывают равномерно-зернистые и разнозернистые; порфировая структура характеризуется вкраплением кристаллов больших размеров на общем фоне мелкокристаллической породы. Под текстурой понимают расположение и распределение различных по структуре минеральных агрегатов. Различают массивную, слоистую, сланцевую, полосчатую и другие текстуры. Основной текстурный признак осадочных пород – их слоистость. В некоторых породах слоистость выражена плитчатостью. По строению горные породы подразделяются на кристаллические, аморфные и обломочные. 31 Кристаллическими бывают магматические и осадочные породы. Осадочные кристаллические породы образуются в результате выпадения из водных растворов или в результате химических реакций, происходящих в земной коре. К ним относятся соль, гипс, ангидрит, известняки, мел, доломиты и органогенные породы, являющиеся продуктами жизнедеятельности организмов. Горные породы аморфного строения встречаются реже. К ним относятся естественные стекла – обсидианы, имеющие тонкокристаллическое или неполнокристаллическое строение, например кремни. Важную группу составляют обломочные породы, которые образуются в результате выветривания, переноса под действием воды или ветра и дальнейшего их разрушения. Горные породы могут быть однородными, неоднородными, изотропными и анизотропными. Однородные породы обладают одинаковыми свойствами во всех точках, неоднородные – неодинаковыми свойствами в разных точках. Горные породы неоднородны по минералогическому составу. В большинстве случаев они полиминеральны. Они неоднородны по механическому составу зерен в массе породы, их взаимному расположению, пористости, проницаемости, прочности, по степени уплотненности, трещиноватости и т.д. Изотропные породы обладают одинаковыми свойствами во всех направлениях; анизотропные – неодинаковыми свойствами в разных направлениях. Анизотропией обычно обладают кристаллы, многие породы слоистой и полосчатой текстуры, сланцы, глины и др. Анизотропия горных пород обусловливается главным образом их слоистостью. Упругие свойства и прочность горных пород резко различаются в зависимости от направления действия сил по отношению к плоскости напластования. В механике горные породы по характеру связей между частицами подразделяются на три основные группы: скальные (прочные), силы взаимодействия между частицами которых, главным образом, электрические; нескальные (глинистые породы, грунты) с взаимодействием коллоидальных частиц, адсорбирующихся на поверхности обломков; сыпучие (раздельно-зернистые). У прочных пород минеральные частицы связаны цементирующими веществами: кремнистыми (кварцевыми, халцедоновыми), железистыми, известковистыми, глинистыми, мергелистыми, гипсовыми и др. Наиболее прочные породы с кремнистой и железистой цементацией, наименее прочные – с глинистой и гипсовой. В первом случае имеем кварциты и кремнистые песчаники. 32 В нескольких (глинистых) породах минеральные частицы сцеплены коллоидными пленками кремнекислоты, а также пленочной, капиллярной водой и коллоидами глинистых и пылеватых частиц. Эти частицы – продукт механического распада и химического разложения минералов, они обладают малыми размерами (< 0,05 мм) и огромной удельной поверхностью. Поверхность этих частиц покрыта пленками воды, удерживаемыми электромолекулярными силами притяжения, достигающими у поверхности частицы нескольких сотен мегапаскалей. Молекулы воды образуют пленку толщиной в несколько десятков молекул так называемой прочно связанной воды, вокруг которой располагается второй слой (под меньшим давлением) рыхлосвязанной воды. За этим слоем имеется свободная вода, заполняющая поры. Связанная вода обладает большими плотностью и вязкостью, чем обычная. Благодаря силам сцепления нескальная порода в сухом состоянии образует довольно прочную массу, которая во влажном состоянии в зависимости от количества воды переходит в пластическое и даже текучее состояние. Нескальные породы могут содержать также песчаные частицы, которые придают породе некоторую жесткость за счет трения между частицами. Сыпучие горные породы представляют собой скопления не связанных друг с другом минеральных частиц (зерен, обломков). Главные минеральные компоненты песков – кварц, полевые шпаты и обломки различных пород и минералов. В меньшем количестве встречаются слюда, карбонаты, глауконит, пирит, магнетит и др. Горные породы неоднородны по минералогическому составу, распределению зерен в массе породы, пористости и проницаемости, степени уплотненности и трещиноватости. Такая неоднородность играет весьма важную роль в процессах разрушения горной породы, их эффективности, так как неоднородность имеет большое значение при оценке их прочностных свойств. 2.2. Механические и абразивные свойства горных пород Совокупность объективных характеристик, описывающих поведение горных пород при воздействии на них внешнего механического поля (силы, давления, удара), связанное с изменением размеров, формы и целостности, принято называть механическими свойствами горных пород. В механике разрушения используется целый ряд таких характеристик: Прочность горных пород – это способность их в определенных условиях воспринимать силовые воздействия без разрушения или сопротивляться разрушению связей между частицами под нагрузкой. 33 Реальная (техническая) прочность отличается от теоретической, под которой понимается прочность связи между элементарными частицами, слагающими идеальную кристаллическую решетку. Например, одностороннее растяжение ионного кристалла составляет 3000 МПа. Для реальных тел отношения теоретической прочности к технической достигают больших значений: для железа – 4500, цинка – 2000, хлористого натрия – 600, кварца – 90. Основная причина – наличие большого количества дефектов от примесей, несовершенства структуры и проч. Твердость пород – это их способность сопротивляться внедрению в них постороннего тела. Твердость – частный случай прочности – это «прочность на вдавливание». Горные породы могут деформироваться в пределах упругости и претерпевать пластические (остаточные) деформации. Способность горных пород изменять без разрушения форму и размеры в результате направленного на них силового воздействия называется деформируемостью. Способность пород при деформации поглощать энергию, а, следовательно, не восстанавливать форму после снятия нагрузки, называется пластичностью. Способность пород при деформации запасать энергию, а следовательно, восстанавливать форму после снятия нагрузки, называется упругостью. Горные породы при их нагружении характеризуются одновременным проявлением упругой и пластической деформаций, так как не являются идеально упругими или идеально пластическими телами. Минералы в большинстве случаев деформируются как упругохрупкие тела: их разрушение характеризуется моментом, когда напряжения достигают предела упругости; деформации следуют закону Гука. Повышение температуры и всестороннего давления может привести к тому, что минералы будут деформироваться как упругопластические тела. Горные породы деформируются зачастую, не следуя закону Гука; вследствие их дисперсного строения их связь между напряжением и деформацией носит сложный характер. Упругое поведение тела, в том числе горных пород, может быть охарактеризовано модулем Юнга (упругости) Е, коэффициентом Пуассона μ или модулем сдвига G. Иногда необходимо знать модуль объемного сжатия k. Указанные константы изотропного тела взаимно связаны: E  2G 1  ; T  3k 1  . 34 (2.1) Модуль упругости горных пород по мере увеличения глубины их залегания возрастает. Наибольшее влияние на модуль упругости оказывают минералогический состав, структура, текстура, условия залегания, природа вещества, заполняющего поровые пространства, и др. По Л.А. Шрейнеру, для целей бурения модуль упругости можно определить по формуле:   Eш  p 12 / 2 dш уп , (2.2) где Еш – модуль упругости породы при вдавливании цилиндрического штампа, Па; р – нагрузка на штамп, соответствующая деформации, Н; μ – коэффициент Пуассона; dШ – диаметр штампа, м; ξуп – упругая деформация, м. Хрупкость горных пород – это способность горных пород деформироваться вплоть до разрушения по закону Гука (упругому закону). Горные породы по предложению Л.А. Шрейнера, – одного из ведущих специалистов по механике разрушения горных пород и способам количественной оценки их свойств, – принято делить на следующие разновидности:  упруго-хрупкие;  упруго-пластичные;  пластичные. Такое деление основано на экспериментальных деформационных кривых, полученных при вдавливании штампа в образцы горных пород (рис. 2.1): Рис. 2.1. Диаграмма деформации при вдавливании штампа, построенная в координатах Р – нагрузка на породу, передаваемая через штамп и ξ – деформация породы: а – в упруго-хрупкую породу; б – в упруго-пластичную породу 35 Пластичная горная порода типа глин вообще не имеет прямолинейного участка, т.е. у них отсутствует упругая деформация. Понятно таким образом, что хрупкие породы возможно считать абсолютно упругими, т.к. у них отсутствуют элементы пластических свойств. Под мерой пластичности, исходя из рис. 2.1, понимают некоторый коэффициент Кп, получаемый как отношение общей работы, затраченной до разрушения (площадь ОАВСД), к работе упругих деформаций (площадь OEL). Точка С соответствует значению нагрузки Р, при которой наступает общее разрушение образца горной породы под штампом. Для упруго-хрупких пород Ки принимается равным единице. Породы осадочной толщины к этой категории практически не относятся. Для этих пород Ки удовлетворяется неравенством 1 < Кп < 6. К ним относятся известняки, доломиты, песчаники и другие породы. Породы, для которых Ки > 6, относят к классу пород, «не дающих общего хрупкого разрушения». К ним относятся глинистые сланцы; Кп, равный практически бесконечности, характеризует глины. Зависимость свойств горных пород от условий их проявления Прочностные свойства горных пород (прочность, твердость) зависят от ряда факторов, главные из которых – минералогический состав, размер и форма зерен кристаллов породы, структура, текстура, тип цемента, количественное соотношение между цементом и материалом породы, пористость и слоистость, уплотненность, водонасыщенность и некоторые другие. Значительное влияние на прочность оказывают вид деформации, масштабный фактор, скорость приложения нагрузки и др. Рассмотрим некоторые из них: 1. Увлажнение горных пород приводит к снижению их прочности: для глинистых пород падение прочности весьма резкое; скальные породы снижают прочность значительно меньше – до 20–30 %. Увлажнение до 16–18 % повышает, а водонасыщение резко снижает прочность песков. Насыщение пород нефтью понижает их прочность. 2. Прочность при сжатии горных пород возрастает с увеличением уплотнения по линейному закону. Существенное влияние на прочность горных пород оказывает вид деформации. При прочих равных условиях пределы прочности при растяжении Rp, скалывании Rc, изгибе Rи и одноосном сжатии Rсж располагаются в следующем порядке: Rp < Rс < R и < Rсж. 3. Прочностные характеристики зависят и от скорости приложения нагрузки. При этом «скоростной» эффект большее влияние оказывает на пластичные породы. Меньшее – на хрупкие. Горные породы разру36 шаются и при нагрузках, меньше критических, но действующих в течение продолжительного времени. Временная прочность пород зависит от наличия или отсутствия дефектов в образцах. Способы количественной оценки механических свойств горных пород В последние годы получил распространение метод определения твердости горных пород, разработанный Л.А. Шрейнером и его сотрудниками, который удовлетворительно моделирует работу вооружения шарошечного породоразрушающего инструмента. Сущность метода заключается во вдавливании в плоскую, хорошо отшлифованную поверхность испытуемого тела, пуансона (штампа), имеющего плоское основание и известный диаметр, с замером нагрузок, деформации до разрушения, параметров зоны разрушения, а также в вычислении показателей механических свойств. Деформацию измеряют с помощью индикатора с точностью отсчетов от 0,001 до 0,002 мм в зависимости от условий испытания. Нагрузка на пуансон прилагается ступенями, ее повышают через малые интервалы, внутри каждого из которых деформация должна пройти до конца. Затем строят график зависимости деформаций от напряжений – кривую деформации при вдавливании штампа – «деформационную» кривую (см. рис. 2.1). Несколько условно кривую деформации делят на участок ОА – область упругой деформации и участок АВ – область пластической деформации с последующим хрупким разрушением. При испытании хрупких пород участок АВ будет отсутствовать. Пластичные породы не имеют хрупкого разрушения. В этом случае за меру твердости принимается предел текучести, чему соответствует точка Р0 на ординате Р. Нагрузка Р0, отнесенная к площади штампа S, представляет собой предел текучести (в Па): Нв = P0 / S. (2.3) Упругие свойства пород могут с некоторой степенью приближения характеризоваться наклоном прямой ОА к оси абсцисс. Приближенное значение модуля упругости горной породы при нагрузке, соответствующей любой точке прямой ОА, может быть определено из зависимости: Е = 0,94Р / 2аξ, (2.4) где ξ – деформация, соответствующая нагрузке Р; а – радиус штампа. Методика Л.А. Шрейнера является весьма трудоемкой, поэтому используется только при научных исследованиях. Из-за сложности оборудо37 вания и требований высокой квалификации операторов и специалистов в производственных условиях она пока не применяется. В ряде недавних работ отечественных исследователей был предложен для рассмотрения научной общественности новый количественный критерий объективной оценки сопротивляемости разрушению горных пород в процессе их резания инструментом режущескалывающего действия Rh.. Вместо статической характеристики прочности (твердости) горных пород на вдавливание Hв по Л.А. Шрейнеру, предлагается использование динамического показателя «твердости (прочности) пород» для условий процесса резания. Формализованное представление предлагаемого показателя фактически не отличается от зависимости (2.3). Однако величина P0 фиксируется в процессе, очень близко моделирующем работу породоразрушающего элемента инструментов режуще-скалывающего действия: Rh = P0 / S, (2.5) здесь S – площадь контакта резца стандартной формы и размеров, используемого в предлагаемой методике. Показатель Rh, определяемый на специальном технологическом стенде, моделирующем установившееся динамическое резание горных пород, имеет целый ряд объективных положительных характеристик, показывающих целесообразность его статистического накопления и широкого использования для оценки сопротивляемости практически всех классов горных пород:  количественная величина показателя определяется по методике, которая наиболее полно и точно моделирует работу ПРИ РСД;  с помощью данного показателя стала возможной оценка «динамической прочности» мягких пластичных горных пород, чего другие методики не позволяли в принципе;  конкретные значения показателя возможно с достаточной для расчетов точностью использовать в различных формализованных моделях для получения показателей работы конкретных типоразмеров ПРИ РСД, чего другие показатели не позволяли, вследствие их другой физической природы. По мнению ряда ученых предлагаемая динамическая характеристика процесса разрушения горных пород при резании более полно и научно обоснованно, а главное, более точно воспроизводит реальное силовое и энергетическое взаимодействие пород и разрушающих их режущих элементов. Абразивная способность горных пород – это способность изнашивать разрушающий их инструмент. Абразивность пород связана 38 с понятием о внешнем трении и износе. Абразивная способность горных пород и механизм ее проявления пока еще недостаточно изучены. Главная причина абразивного износа твердых тел – неровности на соприкасающихся поверхностях. Поверхности касаются только в точках контакта. В случае не очень больших давлений на соприкасающихся поверхностях площадь истинного контакта составляет лишь 2–10–5– 2–10–4 части полной площади поверхности, т.е. весьма малую ее часть. Соприкасающиеся поверхности находятся под действием точечных нагружений. Число мест контакта значительно, но площадь их соприкосновения мала. В точках контакта поверхность подвергается одновременному действию усилий, направленных вдоль и нормально к поверхности. Тогда процесс абразивного износа определяется большим числом отдельных царапаний и сколов, вызывающих непрерывное соскабливание с рабочих поверхностей разрушающего инструмента стружек и соскобов. В общем случае абразивный износ – процесс весьма сложный. В одних участках обеспечивается механическое сцепление (царапание), и здесь сопротивление трения обусловливается прочностью на срез – взаимно внедрявшихся элементов поверхности. В других участках обеспечивается молекулярное сцепление, и сопротивление разрушению связано с преодолением молекулярных сил. Коэффициент трения о породу тем больше, чем выше ее твердость при одинаковом минералогическом и зерновом составе, что объясняется затрудненным «выламыванием» зерен из породы повышенной твердости, а также тем, что разрушающий инструмент царапается более интенсивно. По тем же причинам он выше при трении о мелкозернистые породы с остроконечными и ребристыми зернами, чем при трении о крупнозернистые породы с окатанными зернами. При трении инструмента о породу (нешлифованную) коэффициент трения является возрастающей функцией нормального давления вплоть до момента, когда это давление не станет равным твердости породы. В дальнейшем он остается примерно постоянным. Для расчетов при бурении в реальных породах коэффициент трения следует определять при нормальных давлениях на трущихся поверхностях. Установлено, что при росте скорости скольжения коэффициент трения изменяется, имея максимум; при увеличении нормального давления его максимум смещается в сторону меньших скоростей. При сухой чистой поверхности горных пород коэффициент трения имеет наивысшие значения для данной пары. Смоченная водой порода для той же пары имеет более низкие значения коэффициента трения, которые еще более снижаются при покрытии поверхности горной породы буровым раствором. 39 Температура выше 200 °С способствует повышению коэффициента трения. В случае применения твердосплавных разрушающих инструментов влияние температуры начинает проявляться при более высоких ее значениях. 2.3. Влияние всестороннего давления и температуры на некоторые свойства горных пород Гравитационные силы, тектонические напряжения, давления насыщающих породу флюидов вызывают напряженное состояние, испытываемое горными породами в земной коре и называемое горным давлением рг, которые принято определять в зависимости от плотности р0 вышележащих пород и глубины рассматриваемой точки z, т.е. pг 0 g z . (2.6) Давление, обусловленное сопротивлением массива радиальной деформации выделенного объема, называется боковым давлением ρσ и зависит от горного давления рг:    pr 1 (2.7) где μ – коэффициент Пуассона. Наконец, флюиды, находящиеся в пластах под определенным так называемым поровым давлением, в особенности вода, оказывают весьма серьезное влияние на поведение горных пород и их свойства в конкретных условиях. Наиболее полно изучено влияние всестороннего сжатия на изменение поведения горных пород, хотя при этом возникают значительные сложности. Известный российский исследователь В.В. Булатов на основании большого количества экспериментальных работ пришел к следующим выводам: 1 . Твердость глинисто-карбонатных пород существенно зависит от всестороннего сжатия. Чем меньше твердость, тем заметнее влияние на нее всестороннего давления. Особенно интенсивен рост твердости при давлении 70–80 МПа. Для песчано-алевролитовых горных пород закономерности изменения твердости при повышении всестороннего давления те же, но наибольшее повышение твердости пород наблюдается при давлении до 30 и выше 80 МПа. 2. Пластические свойства глинисто-карбонатных пород изменяются в условиях всестороннего давления следующим образом. С повышением всестороннего давления предел текучести и коэффициент пластич40 ности пород увеличиваются, при этом темп «упрочнения» пород под штампом возрастает. При определенном давлении коэффициент пластичности kпл. (по Шрейнеру) для каждой породы скачком изменяется до значения, стремящегося к бесконенчности. Чем выше коэффициент пластичности породы, тем заметнее влияние давления на рост последнего. С увеличением давления темп роста коэффициента пластичности снижается. Также установлена зависимость механических свойств горных пород, определенных методом вдавливания, от совместного влияния давления и температуры. Показано, что известняки верхнего мела (Чечня и Ингушетия), находящиеся в условиях высокой температуры, с ростом давления переходят в категорию пород, не дающих хрупкого разрушения. С увеличением давления предел текучести пород при температуре 150 °С возрастает. Темп роста предела текучести превышает увеличение давления. Предел текучести и твердость пород при постоянном давлении (30 МПа) уменьшаются с ростом температуры. При постоянной температуре с ростом давления условный коэффициент пластичности горных пород увеличивается: наиболее интенсивный рост его прослеживается до давления 20–25 МПа. При постоянном давлении с ростом температуры коэффициент пластичности понижается, особенно интенсивно при увеличении температуры до 100 °С. 2.4. Основные закономерности разрушения горных пород Исследованиями установлено, что горные породы разрушаются вследствие отрыва (от нормальных напряжений) или сдвига, скалывания, среза (от касательных напряжений). При сжатии порода разрушается преимущественно на скалывание, при растяжении – на отрыв. Разрушение горных пород – процесс сложный, и разрушения на скалывание и отрыв сопровождают друг друга. Процесс разрушения требует времени и происходит постепенно, но с различной скоростью. Разрушение обычно проходит по контактным поверхностям отдельных минеральных зерен. Продолжительность разрушения для одной и той же породы при прочих равных условиях определяется нагрузкой, температурой, активностью среды, напряженным состоянием и т.д. При бурении скважин разрушение горных пород инструментами различного типа может быть поверхностным и объемным. Первый вид разрушения обычно неэффективен – он сводится к дроблению, истира41 нию, «выламыванию» из массива и проталкиванию в направлении движения инструмента частиц породы. Не вдаваясь в более подробное рассмотрение последнего процесса, остановимся на объемном разрушении горных пород. Многие специалисты по разрушению горных пород считают, что разрушение горной породы при бурении инструментом дробящескалывающего действия (шарошечным) с известным приближением можно рассматривать как процесс вдавливания в породу наконечника (штампа) с плоским или криволинейным основанием. Переход от меньшей степени нагрузки на штамп к большей изменяет скорость деформации. При этом различаются три фазы напряженного состояния породы под штампом: уплотнение (затухание деформации), предельное равновесие (разрывы и сдвиги) и разрушение. В первой фазе скорость деформации уменьшается до нуля; в скальных породах при этом деформации являются упругими; в глинистых пластичных породах первая фаза – это фаза уплотнения. При разрушении горных пород первая фаза характеризуется поверхностным разрушением. Во второй фазе скорость деформации не затухает, и при некоторой нагрузке деформация ползучести становится постоянной. Внешним проявлением второй фазы деформации являются появление скалывания по контуру давления в хрупких породах (появление клинообразного углубления) или пластические деформации у пластичных пород. При всестороннем сжатии (под штампом сферической формы) порода характеризуется механической неоднородностью. Любой дефект – вероятный очаг концентрации перенапряжений, вызывающий рост трещин. При увеличении напряжения и росте сети трещин в породе возникают поверхности следующих друг за другом сдвигов, характеризующих деформации. Происходит объемное разрушение породы, причем в реальных горных породах, характеризующихся наличием дефектов, процесс разрушения идет и при нагрузках более низких, чем критические, но медленно. Длительность второй фазы определяется нагрузкой и условиями, в которых происходит процесс разрушения (температура, активность и т.д.). Третья фаза – это фаза прогрессивного роста деформаций, фаза объемного разрушения. Для скальных пород она длится доли секунды. Три фазы разрушения составляют полный цикл разрушения горный породы. Ярко выраженный скачкообразный характер наблюдается у хрупких, как правило, прочных пород. У хрупких, но менее прочных пород цикличность повторяется, но скачкообразный характер не столь ярко выражен. Малопрочным породам свойствен еще более плавный 42 характер разрушения. При разрушении пластичных глин скачкообразности вообще не наблюдается. Процесс динамического разрушения горных пород при использовании инструментов режуще-скалывающего действия (РСД), как считают ряд исследователей, не может моделироваться только «статическим вдавливанием». Физическая картина динамического «резания горных пород», включающая процессы истирания породы, внедрения резца, снятия «стружки» (скалывания) значительно сложнее и разнообразнее. В конечном счете, поведение целого класса горных пород при их деформации и разрушении, достаточно широко представленного при бурении скважин на нефть и газ – пластичных мягких горных пород, – вообще не описывается методиками, моделирующими процессы вдавливания. Энергетические характеристики в динамической системе взаимодействия единичного породоразрушающего элемента режущескалывающего действия с горной породой значительно отличаются от аналогичных показателей в статических условиях, т.е. при вдавливании. Качественно это объясняется изменением силового, а значит и энергетического равновесия с началом движения режущего (породоразрушающего) элемента, так как в динамической системе «резец-порода» к осевому усилию добавляется так называемая «сила резания». В начальный (переходный) период от статического процесса вдавливания элемента в горную породу к установившемуся динамическому перемещению резца за счет потери силового равновесия происходит постепенное дополнительное его внедрение в породу на определенную величину – до наступления нового динамического силового равновесия. Контактные давления при резании горных пород, меньшие, чем необходимые для так называемого «объемного разрушения», вызывают обычное абразивное «истирание» пород. Это было исследовано и отмечено в многочисленных работах по разрушению горных пород инструментом РСД. При этом взаимосвязь силы «резания» и осевой нагрузки определяется значением коэффициента трения физической пары «резец – порода» в конкретной среде. Значительно более высокие контактные нагрузки и давления, вызывающие процессы реальных объемных нарушений в горной породе при движении единичного породоразрушающего элемента, с большой долей вероятности изменяют количественное взаимоотношение между силой резания и осевой нагрузкой. Их взаимосвязь становится существенно сложнее, и должна определяться не только коэффициентом трения, но и неким «коэффициентом разрушения». Суммарная величина двух последних характеристик определяет величину коэффициента сопротивления» при резании Kр. 43 Установлено, что величина коэффициента сопротивления резанию породы с изменением скорости резания не остается неизменной, а уменьшается более чем в два раза в интервале скоростей резания от 5,7 см/с до 80,0 см/с. Иными словами, уровень оптимальности процесса стационарного динамического разрушения горной породы в конкретной системе «резец-порода» с ростом скорости резания значительно падает, и наоборот. С увеличением скорости перемещения резца по горной породе, резко возрастают силы резания, необходимые для сохранения «стружки» постоянной величины. Это объясняется существованием так называемой «временной» зависимости прочности, связанной с особенностями развития многоступенчатого процесса накопления повреждений в твердом теле, распространения и взаимодействия трещин (перемещения дислокаций) и завершающего этапа – разрушения горной породы при динамическом резании инструментами РСД. При ударном воздействии горные породы могут разрушаться при напряжениях меньше критических, соответствующих пределу прочности. При некотором значении силы порода разрушается после первого удара. Уменьшение силы требует увеличения числа ударов по одной и той же точке. Ниже некоторого значения силы разрушения породы не произойдет при любом числе ударов. Разрушение породы при циклических напряжениях обусловливается ее усталостью. Число циклов нагружения при напряжениях, близких к пределу усталости, необходимое для разрушения таких пород, как мрамор, известняк, доломит, кварцит, составляет 50–110. Отношение предела усталости к прочности для этих пород в зависимости от пластичности колеблется в пределах 1/20–1/30. Установлено, что в процессе вдавливания наконечников разрушение породы наступает при их погружении на 0,10–0,25 мм, а продолжительность цикла разрушения породы составляет около 0,002 с. Таким образом, скальные породы разрушаются фактически без внедрения в них зубцов шарошек. При большей продолжительности контакта зубцов с породой происходит их погружение, но не в материнскую породу, а в продукты ее разрушения. Меньшей, но продолжительно действующей силой можно достигнуть большего разрушительного эффекта, чем большей силой, но действующей мгновенно. Следовательно, в реальных условиях при бурении с увеличением частоты вращения долота необходимо увеличивать осевую нагрузку. На эффект разрушения горных пород частота вращения долота оказывает двоякое влияние: эффективность разрушения возрастает, но вместе с тем 44 снижается продолжительность контакта зубцов шарошки с породой, что снижает эффективность разрушения. Установлено, что при увеличении частоты вращения n шарошечного долота от 57 до 530 об/мин глубина разрушения δ следует закону: 0  c 1 k lg n  , (2.8) где δ0 – глубина поверхностного разрушения; с – коэффициент, зависящий от нагрузки на долото, механических свойств породы и параметров долота; k – постоянная, определяющая временную зависимость, обусловливаемая в основном пластическими свойствами породы. С увеличением нагрузки на долото темп уменьшения глубины разрушения в связи с ростом частоты вращения возрастает. При поверхностном разрушении механическая скорость проходки увеличивается пропорционально росту частоты вращения. Порода разрушается и при действии на нее струи жидкости, которая истекает из отверстий долота, причем следует выполнять следующие условия: поток жидкости должен оказывать на забой давление рi, скорость перемещения струи v относительно плоскости забоя не должна превышать некоторого значения, которое зависит от рi, и прочности породы σ. Между этими величинами установлена эмпирическая зависимость: pi  k0 . (2.9) Зависимость справедлива при v = 0,5 м/с. Здесь k0 – опытный коэффициент, равный 0,25–0,35. Для конкретных условий бурения максимальная механическая скорость проходки будет только при определенном сочетании частоты вращения, осевой нагрузки на долото и расхода жидкости. Этот расход – оптимальный и его рекомендуется подбирать в соответствии с сочетанием параметров гидромониторной струи, обеспечивающим окончательный отрыв и увлечение частиц, преодоление угнетающего перепада давления, образующегося при непрерывном процессе фильтрации жидкости в зону разрушения. Выбор оптимальных параметров процессов, связанных с бурением скважины, пока невозможен из-за различных технико-технологических трудностей и незнания упругих, пластических, прочностных и абразивных свойств горных пород. Тем не менее, пользуясь обобщенными показателями, характеризующими свойства горных пород, можно добиться существенных результатов. Один из таких показателей – буримость горных пород. Под буримостью понимают углубление скважины за 1 ч собственно бурения – так называемую механическую скорость проходки vm (в м/ч). 45 Эта скорость с течением времени вследствие износа долота уменьшается. Изменение скорости во времени можно выразить несколькими способами, например: vм = v0 e –kt , (2.10) где v0 – начальная механическая скорость проходки, м/ч; k – эмпирический коэффициент, t – время бурения. При правильно подобранных режимах бурения, когда обеспечивается объемное разрушение горных пород, v0 обратно пропорциональна твердости. Она зависит также от других свойств (упругости, пластичности и др.). При объемном разрушении пород и прочих условиях по v0 можно судить о трудности разбуривания пород разных категорий, обусловливаемой прочностными, упругими и пластичными свойствами пород. 2.5. Влияние забойной гидродинамики на процессы разрушения горных пород при бурении скважин При углублении скважин, пробуренных в различных районах нашей страны, от 1000 до 5000 м механическая скорость проходки vm иногда снижается в 25 раз, а коммерческая – более чем в 30 раз. Основная причина падения технико-экономических показателей бурения с ростом глубины заложена в изменении забойных условий разрушения горных пород, под которыми понимается совокупность давлений:  горное рг,  поровое рц,  пластовое рпл,  дифференциальное ∆рр (∆р),  угнетающее ру,  суммарное на забое скважины рс, а также качество бурового раствора, частота вращения и динамика работы породоразрушающего инструмента. Природа влияния дифференциального давления на VM, по мнению ряда исследователей, заключается в ухудшении буримости горных пород за счет роста их прочности на сжатие и возникновения усилий, прижимающих частицы породы (шлам) к забою. Прижимающие силы имеют статическую и динамическую природу и являются сложной функцией почти всех известных показателей, характеризующих процесс бурения. Рассмотрим механизм разрушения горных пород вдавливанием как основного вида разрушения при бурении скважин шарошечным инструментом с учетом забойных условий. 46 Согласно последним исследованиям процесс разрушения горных пород вдавливанием протекает в три этапа: упругие деформации, остаточные деформации и отделение части породы от массива, – зарождение и распространение трещин, формирующих лунку выкола, условно названных магистральными. Первые два этапа, когда создаются предпосылки для зарождения магистральных трещин, называют инкубационным периодом разрушения. В зависимости от свойств породы и условий разрушения известный исследователь P.M. Эйгелес выделяет три механизма разрушения. По первому при внедрении индентора (зуба долота) после выхода породы из упругого состояния разрушение в виде трещины начинается в зоне контура контактной площадки при сравнительно малой нагрузке на зуб. Трещина в массиве породы имеет вид расходящегося кругового или эллиптического конуса. Коническая трещина разделяет верхнюю часть полупространства на две области: усеченный конус и окружающую его консоль. Последняя стадия процесса разрушения заключается в отломе консоли путем передачи на нее части давления штампа через материал конуса. Отлому консоли предшествует полное или частичное разрушение материала конуса, приводящее к увеличению доли внешнего давления, передаваемого на консоль. Это давление со стороны конуса приводит к изгибу консоли и появлению на внутренней поверхности растягивающих напряжений, под действием которых образуется трещина отрыва (магистральная трещина), чаще всего нормальная к конической трещине. При выходе магистральной трещины на поверхность консоль отламывается, и первый скачок процесса разрушения вдавливанием завершается. В ряде пород первый механизм разрушения либо совсем не развивается, либо, начав развиваться, затухает и в дальнейшем действует второй механизм разрушения, при котором наблюдаются некоторые отличия в инкубационный период разрушения. Однако, какова бы ни была физическая природа структурных изменений в ядре, результатом является то, что полупространство, как и при первом механизме разрушения, разделяется на две части: предразрушенное ядро и окружающую его упругую консоль. На заключительной стадии процесс разрушения протекает по первому механизму. По третьему механизму породы разрушаются при наличии высокого всестороннего давления (всестороннего сжатия). С увеличением рс уменьшается объем предразрушенной зоны и растет необходимая для ее образования нагрузка, но характер этой стадии процесса разрушения качественно остается таким же, как при втором механизме в атмосферных условиях. Однако в заключительной стадии процесса 47 разрушения наличие всестороннего сжатия может привести к решающим качественным изменениям. Высокое всестороннее давление практически полностью подавляет развитие конической трещины и препятствует отлому консоли. Для завершения процесса разрушения в этом случае требуется значительное увеличение осевой нагрузки. При внедрении зубца шарошечного долота в массив породы в атмосферных условиях образуются радиальные и магистральные трещины. Первоначально зарождаются они практически перпендикулярно к поверхности образца, обтекая ядро уплотненной породы, распространяются вглубь массива радиально, облегчая последующее разрушение. Магистральные трещины зарождаются в глубине породы и при выходе на поверхность образуют лунку выкола (рис. 2.2), т.е. их размеры (LТ) предопределяют эффективность разрушения породы за каждое поражение забоя и в целом – механическую скорость проходки. Первоначально образуются радиальные трещины, траектория которых не зависит от значения рс. Однако от действия рс в скелете породы возникают дополнительные напряжения, которые препятствуют зарождению и распространению трещин. В момент продвижения магистральных трещин возникает угнетающее давление ру, затрудняющее продвижение магистральных трещин и влияющее на траекторию и величину LT (см. рис. 2.2). Длина магистральных трещин и соответственно объем разрушенной породы резко уменьшаются. Рис. 2.2. Характер развития трещин в породе при вертикальном внедрении индентора (I, III) и зуба долота (II) под действием силы G3: 1 – породный клин; 2 – магистральные трещины; 3 – главные трещины; 4 – радиальные трещины 48 В процессе бурения в проницаемых горных породах под действием положительного перепада давления (рс > рпл) в системе «скважина – пласт» фильтрат бурового раствора проникает в породу. При фильтровании дисперсная фаза раствора, частично кольматируя слой породы, отлагается на ее поверхности в виде слоя осадка, образуя фильтрационную (глинистую) корку, которая совместно с породой оказывает дополнительное сопротивление движению фильтрата. Фильтрат, проникая в породу, вызывает перераспределение давления на глубине зарождения магистральных трещин (в дальнейшем – на глубине разрушения δ0) и, как следствие, напряжений в скелете породы ∆R. В результате по трас се магистральной трещины будет действовать не пластовое, а иное давление, равное давлению на глубине разрушения рр. Поскольку рс > рр, возникает дифференциальное давление (статический перепад давления) ∆р = рс – рр. (2.11) При разрушении непроницаемых горных пород давление на глубине разрушения рр будет равно поровому (рр = рп). В процессе развития магистральной трещины первоначально давление в ее полости рt практически равно нулю. Так как рс > рt, то над частицей по длине lТ возникает динамический перепад давления, который прижимает частицу к массиву породы (см. рис. 2.2), т.е. угнетает ее. Во избежание путаницы, в отличие от дифференциального давления, этот перепад давления предложено именовать угнетающим давлением ру. В общем случае под угнетающим давлением ру, в отличие от представлений о динамическом перепаде давления, понимается разность между суммарным давлением на забое рс и давлением в трещине: ру = рс – рt = рс – Θрр, (2.12) где Θ = рt / рр – коэффициент восстановления давления в полости трещины. Для заполнения полости трещины жидкостью и восстановления в ней давления нужно определенное время. Поэтому в зависимости от времени контакта зубца долота с породой tк величины рt и ру будут различными. Если tк меньше времени заполнения t3 объема трещины флюидом, то рt → 0 и в соответствии с выражением (2.12) получаем ру ≈ рс. При tк больше суммы времени tc = t3 + tв, где tв – время восстановления давления в трещине до уровня давления жидкости на глубине разрушения рр, давление в трещине рt ≈ рр, а ру ≈ рс – рр, т.е. ру будет равно дифференциальному давлению. В общем случае с учетом tк имеем: рс – рр ≤ ру ≤ рс.. Следовательно, угнетающее давление в зависимости от условий разрушения проницаемых пород может изменяться от значения дифференциального давления до полного давления на забое 49 скважины рс. При разрушении непроницаемых горных пород диапазон изменения ру несколько меньше. Из сказанного выше следует, что для расчета дифференциального и угнетающего давлений необходимо знать закономерности образования глинистой корки, эпюру распределения давления в приповерхностном слое разрушаемой породы, время заполнения объема магистральной трещины флюидами и время восстановления давления в трещине до уровня рр. Перераспределение давления в зоне разрушения проницаемой породы на забое и по пласту обусловливается фильтратом бурового раствора, поступающего под давлением из скважин. Вместе с фильтратом в пласт поступают мелкие частицы раствора, кольматируя его с последующим образованием фильтрационной корки. В то же время, как показывают эксперименты, при определенных условиях бурения фильтрационная корка не успевает формироваться, и процесс фильтрации сопровождается только кольматацией горной породы. Уменьшение эффективной пористости по мере продвижения фронта суспензии приводит к изменению начального значения коэффициента проницаемости среды k0. Как показали эксперименты, длина зоны кольматации невелика по сравнению с координатой фронта суспензии к началу стабилизации. За временные промежутки между двумя последовательными поражениями забоя зубцами долота (десятые доли секунды) фильтрация не выходит за рамки мгновенной. В этом случае фронт фильтрата продвинется на глубину значительно меньшую возможной зоны кольматации. Нетрудно убедиться, что даже при фильтрации однородной жидкости за указанный промежуток времени координата фронта весьма мала даже в высокопроницаемых породах. Итак, при бурении проницаемых горных пород на забое образуется фильтрационная корка и соблюдается соотношение рс > рр > рпл. При разрушении непроницаемых горных пород дифференциальное давление определяется по формуле: ∆р = рс – рп(рпл). (2.13) Дифференциальное давление существенно зависит от параметров режима бурения и фильтрационных свойств разрушаемых пород и может изменяться практически от 0 до ∆р, т.е. 0 < ∆рр ≤ ∆р. Горные породы на глубине находятся в напряженном (сжатом) состоянии. При разрушении непроницаемой горной породы на забое скважины действие рс проявляется идентично горному давлению вышележащей толщи осадочных пород. При вскрытии пласта, сложенного проницаемой горной породой, фильтрат бурового раствора при рс > рпд, 50 проникая в пласт, вызывает перераспределение давления до уровня рр и соответственно напряжения в скелете породы. Следовательно, слой горной породы, в котором зарождаются и распределяются магистральные трещины, в отличие от атмосферных условий в первом случае находятся в сжатом состоянии без дренирования, во втором – в сжатом состоянии с дренированием при постоянном давлении рр. Напряжения в скелете проницаемой породы ∆R, препятствующие зарождению и распространению магистральных трещин, зависят не только от горно-геологических условий залегания пород рпл, но и от параметров режима бурения, механических и фильтрационных свойств разрушаемых пород. Характер изменения ∆R от параметров режима бурения и фильтрационных свойств пород качественно подобен изменению ∆рр от этих параметров. Более сложное влияние на ∆R оказывает проницаемость породы. Первоначально с увеличением kо напряжения уменьшаются, а затем возрастают. В зависимости от условий бурения при одном и том же ∆рр напряжения в скелете породы могут быть различными. При разрушении непроницаемых горных пород ∆R зависит только от рс. Однако во всех случаях дифференциальное давление является составной частью напряжений ∆R, которые в зависимости от условий разрушения могут превышать ∆рр на 5–7 МПа. Для расчета угнетающего давления в момент распространения магистральных трещин необходимо определить давление в полости трещины. В зависимости от условий бурения угнетающее давление может изменяться практически от значений дифференциального давления до полного давления на забое скважины рс. Проведенные исследования указывают на сложное влияние качества бурового раствора и параметров режима бурения на значения ∆рр, ∆R, t3, tB и ру. Однако они не вскрывают природы влияния забойных факторов на показатели работы шарошечных долот. Для анализа процесса разрушения и расчета осевых нагрузок, обеспечивающих объемное разрушение горных пород на забое, необходимо использовать значения ∆R, а не дифференциальное давление, как принято в настоящее время. Только при разрушении малопрочных, слабосцементированных горных пород можно ориентироваться на дифференциальное давление, так как в этом случае ∆рр(∆р) ≈ ∆р. Из изложенного видно, что если действующая осевая нагрузка на долото Сд обеспечивает нагрузку меньше его значения, то магистральные трещины вообще не будут зарождаться, а при отрывающем усилии Gp также меньше его значения магистральные трещины будут останавливаться. При этом эффективность разрушения VM снижается. 51 При внедрении зубца долота в породу только часть осевой нагрузки «задалживается» непосредственно на развитие трещин. Отношение этой части нагрузки G0 к общей осевой, обеспечивающей зарождение магистральных трещин G3, называется коэффициентом передачи осевой нагрузки λ. Для определения λ предложена следующая зависимость: p 0 R0  R , R0  f3R (2.14) где λр, λ0 – соответственно текущее и начальное значения коэффициента передачи осевой нагрузки, Rо – прочность горной породы, fз – величина перемещения фронта буровой суспензии (раствора) в породу на забое скважины. Выражение (2.14) иллюстрирует зависимость коэффициента передачи осевой нагрузки от механических и фильтрационных свойств разрушаемых пород, давлений рс, рпл и ∆рр, а также от качества бурового раствора и частоты вращения долота. 2.6. Влияние показателей свойств буровых растворов и их типов на эффективность разрушения породы на забое скважины Представляется целесообразным рассмотреть степень влияния каждого показателя на эффективность работы долот и скорость бурения скважин. Качественные зависимости механической скорости проходки от показателей свойств бурового раствора свидетельствуют о том, что эффективность работы долота ухудшается по мере увеличения плотности, количества твердой фазы, вязкости раствора и уменьшения фильтрации. Однако эти зависимости не равнозначны. Наибольшее влияние на механическую скорость проходки оказывают плотность и наличие твердой фазы бурового раствора. Воздействие вязкости всегда заметно, но менее существенно. Что касается показателя фильтрации, то его влияние установлено: с увеличением показателя фильтрации улучшается разрушение пород долотом на забое скважины. Данные бурения скважин показывают отрицательное влияние твердой фазы на показатели работы долот. По мере увеличения общего содержания твердой фазы механическая скорость VM и проходка на долото, как правило, уменьшаются. Природа воздействия твердой фазы бурового раствора на эффективность разрушения горных пород выражается, кроме повышения плотности бурового раствора, в ухудшении условий зарождения и распространения трещин, формирующих лунку выкола. 52 Влияние вязкости бурового раствора на механическую скорость проходки менее существенно, чем влияние плотности, однако оно часто заметнее и однозначнее. С увеличением условной вязкости бурового раствора в среднем от 4–20 до 8–120 с (по СПВ-5) механическая скорость проходки уменьшается на 20–40 %. Особенно заметно это в области повышенных плотностей (1,3–1,4г/см3) бурового раствора. Промысловые данные также показывают, что механическая скорость проходки надежно коррелируется с показателем фильтрации используемого бурового раствора. Увеличение механической скорости проходки отмечается в связи с ростом показателя фильтрации во всем диапазоне изменения плотности. Особенно это заметно при повышенной плотности бурового раствора, когда при изменении показателя фильтрации от 5 до 30 см3 за 30 мин механическая скорость проходки увеличивается в среднем на 20–50 %. Природа воздействия фильтрации буровых растворов на механическую скорость проходки выражается в изменении гидродинамических процессов в разрушаемом на забое слое породы. Для достижения высоких значений VM необходимо, чтобы начальная фильтрация буровых растворов в момент разрушения породы на забое была высокой, так как это способствует быстрейшему выравниванию перепада давления. Однако при вскрытии продуктивных объектов к выбору показателя фильтрации растворов необходимо подходить избирательно и осторожно, так как качество вскрытия пласта – основной показатель успеха бурения. Зарубежный и отечественный опыт убеждает, что от степени совершенства технологии промывки скважин в значительной мере зависят механическая скорость проходки и проходка на долото – основные технические показатели бурения скважин. Правильно выбранные тип бурового раствора, показатели его технологических свойств, режим циркуляции и распределение гидродинамических давлений в циркуляционных каналах позволяют довести эти технические показатели до максимума, а вероятность возникновения осложнений свести к минимуму. 2.7. Влияние режима промывки на скорость бурения Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора – очистка забоя и ствола скважины от продуктов разрушения горной породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере 53 зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев при бурении мягких и средних пород гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции – эффект размыва забоя (иногда называют «гидромониторный» эффект): с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается. Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин. С повышением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают также отрицательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления падающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетические затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового раствора. Таким образом, при выборе гидравлической программы промывки скважины для каждого конкретного случая должно быть принято компромиссное решение, позволяющее достичь высоких скоростей бурения при минимальных затратах на процесс бурения. При этом скорость и направление истечения бурового раствора из насадок долота, режим циркуляции под долотом в кольцевом пространстве скважины, дифференциальное гидродинамическое давление на забое – основные показатели промывки, влияющие на эффективность процесса бурения. Из отечественной и зарубежной практики бурения скважин известно, что по мере увеличения скорости истечения бурового раствора из отверстий долота разрушение забоя долотом интенсифицируется. Это обусловлено, с одной стороны, увеличением количества подаваемой к забою промывочной жидкости, а с другой – увеличением кинетической энергии струи, бомбардирующей поверхности забоя. Механическая скорость проходки тесно коррелируется с гидравлической мощностью, срабатываемой на долоте, и со скоростью струи бурового раствора в насадках долота: с увеличением этих параметров механическая скорость проходки увеличивается. На эффективность размыва породы гидромониторной струей значительно влияет гидростатическое давление: с увеличением его эффективность размыва забоя струей снижается. Но если с технологической точки зрения положительная роль высокоскоростной струи в разрушении поро54 ды долотом очевидна, то целесообразность применения гидромониторных долот при бурении в разных геологических условиях определяется прежде всего прочностными характеристиками разбуриваемых пород. Экспериментальным путем установлено, что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут наблюдаться три, а иногда и четыре частных эффекта, в совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя. Первый – эффект смыва с забоя сколотых частиц породы (шламовой подушки). Он определяется не столько силой удара струи о забой, сколько режимом течения промывочной жидкости в поддолотной зоне. Второй заключается в выемке недоразрушенной породы и в разрушении перемычек между лунками, образовавшимися под зубцами долота. Третий заключается в непосредственном разрушении струей материнской породы. Четвертый эффект воздействия гидромониторной струи: с увеличением скорости взаимодействия струи с забоем проницаемых горных пород возрастает интенсивность смыва глинистой корки, что обусловливает рост давления на глубине разрушения и снижает напряжения в скелете породы. В итоге облегчаются условия и эффективность разрушения горных пород. Частные гидромониторные эффекты зависят от соответствующего сочетания твердости и проницаемости породы. При этом суммарный гидромониторный эффект для одной и той же породы не является монотонной зависимостью от удельного давления струи на забой, а представляет собой сменяющие друг друга участки усиления и ослабления эффекта, а значения удельных давлений, соответствующие этим участкам, зависят от твердости и сплошности породы. Итак, совершенствование гидравлической программы промывки скважин – важный резерв повышения скоростей бурения, особенно в мягких и средних породах при использовании гидромониторных долот. После установления влияния различных показателей технологического процесса промывки на скорости бурения скважин появляется возможность сформулировать основные требования к буровым растворам, которые вытекают из необходимости обеспечения в процессе бурения:  минимального дифференциального давления на забое;  минимальной толщины фильтрационно-шламовой подушки на забое;  совершенной очистки забоя от обломков разрушенной долотом породы; 55  максимальной силы удара о забой струи бурового раствора, вытекающего из насадок долота. С позиций достижения наилучших показателей работы долот и повышения скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:  жидкая основа буровых растворов должна быть мало вязкой и иметь низкое значение поверхностного натяжения на границе с горными породами;  в твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы – максимальной;  буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны обладать стабильными показателями технологических свойств;  буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирования и набухания;  буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;  желательно, чтобы буровые растворы в своем составе имели не менее 10 % смазывающих добавок, а также содержали газообразную фазу. Естественно, эти общие требования не являются догмой, а их выполнение во многом зависит от геолого-технических условий бурения. Однако они позволяют выбрать именно тот раствор, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. При этом, конечно, в каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т.д. Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору необходимо, но недостаточно для выбора бурового раствора с целью обеспечить сохранность проницаемости продуктивного горизонта. Безусловно, только реализация наиболее полного комплекса предложенных мероприятий позволит достичь заметного повышения эффек56 тивности бурения скважин. Использование лишь некоторых мероприятий вряд ли позволит достичь стабильного технологического и экономического эффекта. 2.8. Энергетика процессов разрушения горных пород В основе энергетики процессов разрушения горных пород лежат законы Риттингера и Кирпичева, определяющие расход энергии на разрушение (измельчение) горных пород. В физическом отношении эти законы одинаково обоснованы, однако чаще пользуются первым. Установлено, что при тонком измельчении минеральных тел закон Риттингера соблюдается с большой точностью. В соответствии с этим законом работа, затраченная на измельчение горной породы, пропорциональна приращению поверхности материала, поэтому можно записать: As = HS ∆S, (2.15) где As – работа, затраченная на измельчение; Hs – работа, которую необходимо выполнить на образование единицы поверхности; ∆S – приращение поверхности. Затрачиваемая на разрушение работа As может быть дифференцирована на работу:  расходуемую на образование новой поверхности горной породы Av,  расходуемую на упругие и пластические деформации Ауп, которые сопровождают процесс разрушения, но не приводят к образованию новой поверхности;  работу трения Ат. Следовательно, Hs всегда значительно больше поверхностной энергии σ. Так как горная порода имеет трещины и поры, работу на ее разрушение можно представить в виде: As = HS(S – Sтр) = HS λ S, (2.16) где S – общая поверхность частиц; Sтр – общая поверхность трещин и пор; λ = (1 – Sтр / S). В начальной стадии разрушения трещиноватость и пористость играют, естественно, большую роль, чем в дальнейшем. Энергоемкость разрушения горных пород зависит от силы удара при динамическом разрушении, которая, в свою очередь, определяется 57 нагрузкой и скоростью ее приложения, формой разрушающего инструмента и др. С увеличением скорости приложения нагрузки при постоянном запасе работы объемная работа уменьшается, асимптотически приближаясь к некоторому значению. Влияние формы породоразрушающего инструмента (штамп – сфера – призма) на энергоемкость процесса разрушения пород при статическом и динамическом вдавливании сводится к следующему:  абсолютные значения объемных работ при динамическом вдавливании в несколько раз выше, чем при статическом;  геометрическая форма породоразрушающего инструмента оказывает существенное влияние на объемную работу;  наименьшая объемная работа наблюдается при вдавливании цилиндрического штампа, наибольшая – при вдавливании призмы, т.е. бурить крепкие породы шарошечными долотами с цилиндрическими зубцами значительно выгоднее, чем с призматическими. Удельная работа разрушения увеличивается пропорционально росту прочности на сжатие или твердости горной породы. Известно, что объемная работа разрушения пропорциональна квадрату твердости. Однако противоречия здесь нет, так как во время разрушения подавляющая часть затраченной работы идет на преодоление сил трения, пропорциональных твердости в первой степени. На объемную работу разрушения пород оказывает влияние активность среды. Эффективность действия адсорбционных слоев падает почти до нуля, когда объемная работа достигает минимального значения; эффективность действия ПАВ достигает максимума, когда работа разрушения максимальна, так как в этом случае в породе возникает зона предразрушения, характеризующаяся развитой системой трещин. 58 3. ГИДРОАЭРОМЕХАНИКА В БУРЕНИИ Детальное теоретическое рассмотрение вопросов гидроаэромеханики применительно к важнейшим аспектам поведения флюидов в циркуляционной системе бурящейся скважины производится в отдельной специальной дисциплине с одноименным названием. В настоящем разделе приводятся лишь основные терминологические понятия и практические подходы. 3.1. Общие сведения При бурении нефтяных и газовых скважин практически все технологические процессы и операции сопровождаются различными гидромеханическими явлениями, которые во многом определяют качество и эффективность буровых работ. Гидромеханика или механика жидкости рассматривает явления, связанные с покоем жидкости (гидростатика) и ее движением (гидродинамика). При этом основное внимание уделяется решению двух задач: нахождению силового взаимодействия жидкости с окружающими ее твердыми телами и определению распределения скоростей и давлений внутри жидкости. Основным предметом изучения гидромеханики является жидкость – агрегатное состояние вещества, сочетающее в себе черты твердого (сохранение объема, определенная прочность на разрыв и др.) и газообразного (изменчивость формы, подвижность и др.) состояний. Все жидкости способны в той или иной мере изменять свой объем под действием сжимающих усилий, т.е. обладают сжимаемостью. Все реальные жидкости обладают свойством сопротивляться усилиям, касательным к поверхности выделенного объема, т.е. усилиям сдвига. Это свойство называют вязкостью. Причина ее возникновения – диффузия молекул, сопровождающаяся переносом количества движения из одного слоя в другой и тем самым обусловливающая возникновение сил внутреннего трения в жидкости. Для того чтобы дать определение подобного рода силам, рассмотрим равновесие выделенного в жидкости элементарного объема. В общем случае действующие силы можно разделить на поверхностные и объемные. К поверхностным силам относятся силы трения, поверхностного натяжения, упругости; к объемным – силы тяжести, инерции, электрического и магнитного взаимодействия и др. В общем случае поверхностные силы разлагаются на нормальную и касательную составляющие. Первая вызывает деформацию сжатия, 59 и в гидромеханике ее называют давлением, а вторая вызывает деформацию сдвига или напряжения трения. Взаимосвязь между касательными напряжениями и характеристиками движения жидкости обусловливает реологические свойства. Существуют два основных вида течения вязких жидкостей, основные закономерности возникновения которых были экспериментально установлены Рейнольдсом. Им было выявлено, что при движении вязких жидкостей в круглом трубопроводе при определенных условиях окрашенные струйки движутся параллельно твердым стенкам, не смешиваясь друг с другом. Такое течение было названо ламинарным или слоистым. В дальнейшем при увеличении скорости течения возникает перемешивание движущихся слоев жидкости, которое все более интенсифицируется с ростом скорости течения. Такое движение называется турбулентным или возмущенным. Основное отличие турбулентного движения от ламинарного состоит в наличии интенсивных пульсаций скорости потока во всех направлениях, вследствие которых происходит поперечное перемешивание жидкости в потоке. Кроме того, если ламинарное течение может быть установившимся и неустановившимся, то турбулентное движение – неустановившимся, даже если оно происходит под действием постоянного во времени перепада давления в трубопроводе. При течении вязкопластичных жидкостей характер возникновения и развития течения несколько иной. В начальный момент времени жидкость остается неподвижной, пока касательные напряжения на стенках трубы не превысят порогового значения. После достижения перепада давления, достаточного для преодоления сил пластичности, жидкость начинает двигаться, сохраняя недеформированное ядро определенным радиусом, на границе которого касательные напряжения равны пороговому значению, а в пристенной зоне наблюдается сдвиговое течение в ламинарном режиме. Такой характер потока вязкопластичной жидкости носит название структурного течения. По достижении определенного перепада давления ядро потока исчезает, и некоторое время поток движется ламинарно, а затем начинается переход в турбулентное течение. 3.2. Методы определения основных реологических характеристик буровых растворов Расчетные зависимости для определения реологических характеристик исключительно сложны и зависят от вида используемого вискозиметра и реологического состояния бурового раствора, отображаемого 60 условными математическими моделями, устанавливающими связь между касательными напряжениями и соответствующими скоростями сдвига в любой точке жидкости. Основное затруднение в реологических исследованиях – изменение структурно-механических свойств буровых растворов, как и большинства гидрофильных геотерогенных систем, во времени. Обычно в буровых растворах, оставленных в состоянии покоя, происходит тиксотропное упрочнение до определенных пределов, в результате чего коагуляционно-тиксотропная структура со временем может приобрести значительную прочность. Под воздействием касательных напряжений, превышающих прочность тиксотропной структуры, начинаются довольно сложные процессы перехода от покоя к течению. В этом случае тиксотропные связи разрушаются во времени, т.е. наблюдается тиксотропная деструкция. Таким образом, при наличии тиксотропной структуры буровые растворы следует относить к реологически нестационарным жидкостям. Поэтому при определении стационарных реологических характеристик необходимо иметь уверенность в том, что в изучаемой системе произошла тиксотропная деструкция, т.е. осуществлен переход к реологически стационарной жидкости. На практике реологические характеристики буровых растворов замеряют на капиллярных вискозиметрах и приборах с коаксиальными цилиндрами (торсионных вискозиметрах), представляющих разновидность большой группы ротационных приборов с сочетанием измерительных поверхностей различных форм. Каждому типу используемого вискозиметра присущи свои достоинства и недостатки. Капиллярные вискозиметры вследствие громоздкой и сложной конструкции применяются в основном для научноисследовательских целей. В буровой практике широко используются приборы с коаксиальными цилиндрами ВСН-3, ВСН-4, «Реотест», ФАН и т.д. Следует отметить, что при замере реологических характеристик любой жидкости для получения инвариантных данных требуется учет поправок на пристенное скольжение, кинетическую энергию потока, донный эффект, начальный участок и т.д. Стабильные значения реологических характеристик тиксотропных суспензий при работе с вискозиметрами с коаксиальными цилиндрами обычно можно получить следующим образом. Стабилизированную суспензию заливают до нужного уровня в цилиндр вискозиметра и приводят в равновесное состояние вращением внешнего цилиндра на большой скорости до получения не зависящего от времени крутящего момента. Аналогичные операции проводят и при каждой последующей, 61 более низкой частоте вращения цилиндра. Замеренные таким образом углы закручивания и соответствующие им частоты вращения цилиндра используют для вычисления консистентных переменных и определения реологических характеристик. Интенсивное перемешивание раствора вращением цилиндра вискозиметра на большой скорости до равновесного состояния, без последующей выдержки вращения по ступеням до равновесного состояния дает менее стабильные результаты замеров, особенно в растворах, обладающих сильной тиксотропией. 3.3. Гидродинамика при спускоподъемных операциях Одна из специфических гидромеханических задач, возникающая в процессе бурения и существенно влияющая на качество буровых работ с позиций предупреждения гидроразрывов, газоводонефтепроявлений и поглощений, – определение гидродинамических давлений в стволе скважины в процессе спускоподъемных операций с бурильным инструментом, спуска обсадных колонн и их расхаживания. Физическая картина процесса при этом состоит в том, что движущаяся в скважине колонна бурильных или обсадных труб, во-первых, увлекая буровой раствор за счет вязких сил, а во-вторых, освобождая при подъеме или замещая при спуске трубами объем в стволе скважины, вызывает возникновение гидродинамических давлений, расходуемых на преодоление сил сопротивления. При спуске бурильных труб гидродинамическое давление может быть рассчитано по формуле: ∆p = a + b vτ 2, (3.1) где vτ – скорость движения труб в скважине; а, b – коэффициенты. а = 4·10–6 τo [l1 / (D – d1)] + [l2 / (D – d2)], b = 10 λ[L/ (D – d1)] ρ /g, (3.2) (3.3) где τo – динамическое напряжение сдвига; l1 , l2 – длина соответственно бурильных труб и турбобура; d1, d2 – наружный диаметр соответственно бурильных труб и турбобура; L – общая длина бурильных труб и турбобура; D – диаметр скважины; ρ – удельный вес бурового раствора; g – ускорение силы тяжести. Рассмотренные формулы основаны на учете гидродинамических давлений по всей длине кольцевого зазора между трубами и стенками скважины и относятся к зоне торца движущихся труб. Очевидно, что 62 в любом промежуточном сечении движущейся колонны, а тем более в стволе скважины, еще не занятом спускаемой колонной, знание гидродинамических давлений тоже актуально. Если принять, что движение труб – процесс нестационарный, а импульс давления, возникающий на торце трубы, распространяется по законам гидроудара, то рекомендуется следующая методика расчета ∆р. Импульс давления ∆р, рассчитанный по приведенной выше формуле 3.1, распространяется по гидравлическому каналу вверх к устью скважины и вниз к забою. При этом импульс затухает, и его значение на расстоянии х от торца труб определяется по формуле: ∆px = ∆ре– kх, (3.4) где k – коэффициент затухания импульса давления, м–1. Для приближенных расчетов для труб кт = 0,00047 м–1, для заколонного пространства kзп = 0,0012 м–1. На устье скважины импульс давления затухает, а на забое удваивается, отражается и распространяется вверх к торцу труб и далее – к устью скважины. В этом случае после отражения: ∆pу = 2∆pL e – ky, (3.5) где ∆pL – давление ∆рх при х = L; у – расстояние от забоя скважины до расчетного сечения ствола. Таким образом, в стволе скважины под спускаемой колонной труб для расчетов принимают большее давление из ∆рх и ∆ру. Приведенная методика для расчета гидродинамических давлений на удалении от торца движущейся колонны оказывается весьма полезной с позиций предупреждения поглощений и последующих возможных газоводонефтепроявлений. 3.4. Местные гидравлические сопротивления При гидравлическом расчете технологических операций, оценке гидравлических сопротивлений различного рода устройств (долото, турбобур, устьевая обвязка, муфтовые и замковые соединения труб, элементы технологической оснастки при цементировании и др.), помимо потерь давления на трение по длине канала также необходимо учитывать местные потери давления. Потери давления в насадках долот рекомендуется определять по формуле ∆pд = ρ Q2 / 2 g αд fд , 63 (3.6) где ρ – плотность жидкости; Q – расход; αд – коэффициент расхода промывочных отверстий или сменных насадок долот; fд – суммарная площадь промывочных отверстий. В случае, если в долоте установлены насадки разного диаметра, это учитывается величиной fд. Коэффициент расхода для промывочных отверстий серийных долот αд = 0,67, а для сменных профилированных гидромониторных насадок αд = 0,9. Следует иметь в виду, что при бурении роторным способом значение Q в формуле (3.6) соответствует подаче QH буровых насосов. В случае бурения турбобуром с обычной конструкцией нижней опоры через кольцевой зазор в ниппеле проходит часть жидкости, не достигая долота, и поэтому Q = QH – qH, т.е. меньше на значение утечек qH. Утечку можно определить по формуле: qн  Q , д fд 1 н fн (3.7) где αн, fH – соответственно коэффициент расхода и площадь кольцевого зазора в нижней опоре (ниппеле) турбобура. При течении воды αн = 0,46 и при течении буровых растворов αн = 0,31. Потери давления в местных сопротивлениях таких сложных устройств, как гидравлические забойные двигатели, определяются только совокупно для каждого устройства. Для этого следует воспользоваться паспортными характеристиками для турбобуров, винтовых забойных двигателей, колонковых турбодолот различных типов. Поскольку они представляют данные о срабатываемом перепаде давления на оптимальном режиме (т.е. на полезную работу и на местные сопротивления) при промывке водой рзд в, то для расчета потерь давления при промывке буровыми растворами рзд бр следует воспользоваться формулой: рзд бр = рзд в (рбр / р в) ( 1 – КПД), (3.8) где КПД – коэффициент полезного действия рассматриваемого устройства. Потери давления в электробуре p: р = A ρ Q2 , (3.9) где А – коэффициент потерь давления для электробуров; ρ – плотность бурового раствора [г/см3]; Q – расход бурового раствора. Коэффициент потерь давления А для электробуров различных типов следующий: гидравлические потери рно в различных элементах наземного оборудования (в обвязке) буровой установки рассчитывают по формуле (3.9), где коэффициент потерь давления А определяют по табл. 3.1. 64 Таблица 3.1 Коэффициенты потерь давления А для элементов наземной циркуляционной обвязки буровой установки Стояк Диаметр, мм 89 114 147 168 Шланг Вертлюг Аст 10 Внутренний Аш 10 Диаметр Ав10 диаметр, мм проходного сечения, мм 6,96 38 32 22,7 38,4 3,85 50 50 4,57 9,7 1,07 63,5 65 1,1 2,9 0,40 76 75 0,9 1,2 80 80 0,7 0,93 90 0,52 90 0,44 0,28 0,29 102 102 3 3 Ведущая труба 3 Условный Авт 103 диаметр, мм 63 89 114 146 168 16,5 10,2 1,8 0,9 0,4 Бурильные и обсадные трубы, соединяемые в колонны замками и муфтами, характеризуются местными сопротивлениями в зонах соединения, а, следовательно, и потерями давления. Потери давления в замках и муфтах рз(м) при течении раствора внутри труб учитываются по формуле: рз(м) = ξ3(м) (8 Q2 ρ nз(м)) / (π2 g do4), (3.10) где ξ з(м) – коэффициент сопротивления замкового (муфтового) соединения в трубах; nз(м) – число замковых (муфтовых) соединений; d0 – диаметр трубы (внутренний). Коэффициент сопротивления:  d02  з(м)  k  2 1 , d   min  (3.11) где dmin – минимальный диаметр проходного сечения в замковом (муфтовом) соединении; k = 2–2,5. Потери давления в замках и муфтах рзк при течении раствора в кольцевом пространстве скважины рассчитывают по формуле: рзк = ξ3к(8 Q2 ρ nз(м)) / [(π2 g D2) (1 – d2 / D2)], (3.12) где ξзк – безразмерный коэффициент местных гидравлических сопротивлений в замках (муфтах) в кольцевом пространстве; D, d – диаметр соответственно скважины и труб (наружный). Коэффициент ξзк зависит от обобщенного параметра Re*к в кольцевом зазоре и может быть рассчитан по формулам: 65 Ξзк = Ак / Re*к, при Re*k < 1100–1600; ξзк = Вк /Re*к, при (1100–5–1600) < Re < (4200÷6000); ξзк = Ск, при Re > 4200÷6000. Коэффициенты Ак, Вк, Ск в этих формулах при концентричном и эксцентричном расположениях труб в скважине зависят от отношения диаметра замка (муфты) трубы d3 к диаметру скважины D и являются табличными значениями [9]. 66 4. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (БУРОВЫЕ ДОЛОТА) 4.1. Классификация буровых долот Горные породы разрушаются долотами различных типов, которые можно классифицировать по следующим признакам. По принципу действия:  режуще-скалывающие;  дробяще-скалывающие;  режуще-истирающие. По назначению:     для сплошного бурения; для колонкового бурения; для расширения ствола скважины; для специальных работ в скважине. По конструкции рабочего элемента:  лопастные;  шарошечные;  матричные. По количеству рабочих элементов:      одноэлементные; двухэлементные; трехэлементные; четырехэлементные; шестиэлементные и т.д. По конструкции промывочных устройств:     с центральным одним отверстием; с периферийными несколькими отверстиями; с гидромониторными осесимметричными насадками; с асимметричной одной гидромониторной насадкой. 67 По типу и стойкости вооружения:     для бурения мягких пород; для бурения пород средней твердости; для бурения твердых пород; для бурения крепких пород. 4.2. Шарошечный породоразрушающий инструмент (ПРИ) При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняется почти 85 % объема проходки в нашей стране и за рубежом. По принципу действия это дробяще-скалывающий инструмент. Конструктивно шарошечный ПРИ более правильно отнести к механизмам, т.к. он имеет вращающиеся части, размещенные на опорных подшипниковых устройствах. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота позволяет наилучшим образом механизму инструмента вписываться в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками. При этом обеспечивается оптимальное центрирование и устойчивость работы долота. Трехшарошечные долота выполняются секционными (бескорпусными). Секционное трехшарошечное долото (рис. 4.1) собирается из секций, свариваемых вместе по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные части секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная резьба. Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткости, а также округлые полуцилиндрические приливы («бобышки») 2 под промывочные сопла (насадки) 10. В отечественной промышленности сопла изготовляют обычно из металлокерамического материала. Сопла 10 закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо прилива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13. Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки также наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из 68 конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой. Рис. 4.1. Секционное трехшарошечное долото типа XV Ряд породоразрушающих элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 21, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует стенку скважины. Средние 20 и привершинные 19 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности, находящиеся не на тыльной, а на передней (основной) стороне шарошки, ближе к вершине; от них начинают построение шарошки. Различают также промежуточные дополнительные конусы, расположенные между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках. Часть конуса шарошки, расположенная между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 29. Если она выполняется в виде узкого, но значительного углубления между венцовыми поясками, над которыми выступают рабочие породоразрушающие элементы, то в этом случае ее иногда называют также и кольцевой канавкой. Стальной выфрезированный породоразрушающий элемент шарошки принято называть зубом или зубцом, а твердосплавный вставной (из69 готовленный из спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) – зубцом или штырем 28 (рис. 4.2). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обычно выемкой 22. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрезировкой. Нижняя часть 17 зуба – основание, а верхняя 18 – вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины зуба, а нередко и всю вершину полностью неправильно обобщают единым названием «режущая кромка». Поверхность 25 зуба, обращенную к периферии – к периферийному венцу шарошки, принято называть обычно наружной стороной, а поверхность, обращенную к вершине, – внутренней стороной зуба. Поверхность 24, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей, или передней, гранью (реже – передней стороной или передним крылом зуба), а поверхность 23, направленная в противоположную сторону, – тыльной, или задней, гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием, как правило, зернистым твердым сплавом – релитом. На верхнем торце присоединительной головки 1 выбивают размер, заводской номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот. Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15 – упорным уступом (торцом), который обычно имеет скошенную фаску. На схеме (рис. 4.1) видны также крышка 16 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки. Внутренние элементы долота показаны на рис. 4.3. Опора шарошки долота обычно состоит из консольной цапфы 2, составляющей единое целое с лапой 15, и подшипников, позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего, фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде шарикоподшипника 12. Его шары заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16, просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем 18. Эта де70 таль имеет форму штыря, а выполняет роль пробки, заходящей в проход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10. Рис. 4.2. Внутренние элементы шарошечного долота: а – элементы опоры шарошки; б – секция долота с герметизированной опорой В пальце 18, на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез 17, точно соответствующий (при совместной обработке пальца с цапфой) профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника. А на другом – канавка 19 под сварочный шов, фиксирующий правильное положение пальца, и препятствующий его смещению и выпадению. По обеим сторонам замкового подшипника обычно монтируют большой и малый подшипники. Большой подшипник у многих отечественных и зарубежных долот состоит из беговой дорожки 14, роликов 13 и направляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника буртиком 11. Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой 4, которая впрессовывается в гнездо 8, высверливаемое в шарошке. Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника наплавляются тонким антиабразивным покрытием. В состав опоры, как правило, входит также подшипник 9 в виде планшайбы с накаткой 6 по боковой поверхности и со шлифованным днищем 5. Подпятник впрессовывают в соответствующее ему гнездо 7, высверленное в днище шарошки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также 71 подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9. В случае если опора долота герметизирована (рис. 4.2, б), в ее состав чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора 25), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20, перекрывающую полость резервуара 24. В России для бурения нефтяных скважин отечественные долотостроительные заводы выпускаются одно-, двух- и трехшарошечные долота. 4.2.1. Одношарошечные долота Одношарочные долота относятся к одному классу (с твердосплавным вооружением) и одному типу СЗ – для средних, преимущественно карбонатных, хрупких пород, таких как доломиты, конгломераты, известняки и др. По своим конструктивным особенностям они разделаются на модификации (рис. 4.3). Одношарошечное долото состоит из корпуса с присоединительной головкой, лапы и сферической шарошки. Промывочное устройство в виде сквозного периферического отверстия просверливается в лапе недалеко от основания цапфы, направляющего струю раствора по касательной к поверхности шарошки. Рис. 4.3. Модификации отечественных одношарошечных долот: а – основная (серийная); б – с кольцевыми расточками на шарошке; в – с нижней промывкой; г – с коническими зубками; 1 – корпус долота; 2 – шарошка Корпус выполнен с утолщенной консольной лапой, изготовляемой с цапфой, ось которой наклонена под углом 30° к оси долота. Опора включает два шарикоподшипника, один из которых выполняется замковым, и два подшипника скольжения. В новом долоте основные нагрузки несут шарикоподшипники. 72 4.2.2. Двухшарошечные долота Двухшарошечные долота применяют, главным образом, при бурении геологоразведочных скважин. Современные модели двухшарошечных долот можно распределить на два класса, четыре типа и несколько модификаций, отличающихся одна от другой по схеме и конструкции промывочного узла либо опоры шарошек. Долота первого класса изготовляют двух типов – М и С. Двухшарошечные долота типа М предназначены для бурения скважин сплошным забоем и в слабых, наиболее мягких и вязких несцементированных породах, таких как суглинки, слабые глины и мергели. Эти долота изготовляют трех типоразмеров: В112МГ, В132МГ и В151МГ. Долото В112МГ выполняется двухсекционным (рис. 4.4, а). Рис. 4.4. Двухшарошечные долота: а – В112МГ; б – 2В93С; 1 – секция герметизированной опоры долота; 2 – боковые и центральное промывочные отверстия; 3, 4, 5 – подшипники шариковый, роликовый и скольжения соответственно Секции сопрягаются плоскостями на фиксирующих штифтах и свариваются сварным швом. Угол наклона цапф к оси долота – 57°30'. Опора каждой шарошки выполнена по схеме СШР, т.е. подшипник скольжения – шарикоподшипник (замковый) – роликовый подшипник. 73 Шарошки – самоочищающиеся со смещением их осей относительно оси долота на 3 мм. Фрезерованные зубья шарошек – крупные, заостренные, защищенные твердосплавной наплавкой. Такое вооружение обеспечивает наиболее высокую эффективность в очень мягких и вязких породах. Промывка – боковая. Промывочные каналы иногда оснащают металлокерамическими соплами, направляющими струи жидкости в зазоры между шарошками. Долото В132МГ состоит из двух сварных секций. Оси цапф и шарошек наклонены под углом 57°30' к оси долота. Опора шарошки выполнена по схеме ШШР. Один из шариковых подшипников (большой) – замковый. Шарошки – самоочищающиеся, оснащены крупными фрезерованными зубьями. Рабочие поверхности зубьев армированы зернистой твердосплавной наплавкой (релит ТЗ), а угол заострения зубьев изменяется в диапазоне 48°36'–51°50'. Промывочное устройство – боковое, со струйными соплами. Примерно такой же конструкцией характеризуется долото В151МГ, но у него смещение осей шарошек относительно оси долота составляет 5 мм, а заострение зубьев 45–49°. К типу С относятся долота 2В93С и 2В112СМ, предназначенные для бурения скважин в средних породах, таких как известняки, аргиллиты, алевролиты, уплотненные глины, мергели. Долото 2В93С (рис. 4.4, б) состоит из двух сварных секций, плоскость прилегания которых расположена симметрично относительно шарошек. Оси цапф шарошек наклонены под углом 47°30' к оси долота. Шарошки – самоочищающиеся. Опора шарошки состоит из двух подшипников скольжения и одного шарикового (замкового) подшипника. Вооружение шарошек представлено выфрезерованными стальными зубьями, армированными релитом. Высота и шаг зубьев – средние, несколько меньше, чем у долот типа М. Промывка забоя – центральная, через одно отверстие круглого сечения. Долото 2В112С по опоре шарошки аналогично долоту В112МГ, а по вооружению и промывочному устройству – долоту 2В93С. Однако у долота 2В112С угол наклона цапф к оси долота составляет 50°. Двухшарошечные долота второго класса, т.е. со вставным твердосплавным (штыревым) вооружением, выпускают типа К. Они предназначены для бурения скважин в крепких и абразивных породах. Долота указанного типа выпускают диаметрами 59, 76, 93 и 112 мм под шифрами 2Ш59К, В76К, 4В93К и Ш112К соответственно. Долота В76К, 4В93К и Ш112К отличаются от долота 2Ш59К в основном размерами своих элементов. 74 4.2.3. Трехшарошечные долота Трехшарошечные долота можно по критерию опорных узлов разделить на серии: – «среднеоборотистые», имеющие схему «один подшипник скольжения»; остальные – качения, (рис. 4.5, а); опорные узлы долот этой серии могут иметь открытую или закрытую системы смазки; – «тихоходные», имеющие схему «два и больше подшипников скольжения», (рис. 4.5, б); опорные узлы долот данной серии имеют закрытую герметизированную систему смазки; – «быстроходные», имеющие схему «все подшипники качения» (шариковые или роликовые) (рис. 4.6, в); опорные узлы долот этой серии имеют только открытую систему смазки, т.е. за счет проникновения в опору бурового раствора. Рис. 4.5. Трехшарошечные долота Долота серии 1 (см. рис. 4.5, а) предназначаются преимущественно для среднеоборотного вращательного способа бурения. Их применяют при роторном бурении с винтовым или другим забойным двигателем, вращающим долото с относительно невысокой частотой вращения (до 350 об/мин). Долота серии 2 предназначены для низкооборотного (40–250 об/мин) вращательного способа бурения. Опорные подшипники скольжения выполнены в герметизированном исполнении и включают устройства для принудительной подачи смазки к трущимся элементам в процессе бурения. С этой целью в спинке лапы каждой секции долота высверливают карман 1 ( рис. 4.5, б), служащий резервуаром-лубрикатором и перекрываемый крышкой 2 после заполнения его смазкой и установки в него эластичного компенсатора 3. Под давлением бурового раствора, проникающего в компенсатор через боковое отверстие в крышке 2, смазка проталкивается к смазочному каналу 4 к подшипникам 6–8. Утечке смазки из полости шарошки препятствует сальниковое уплотнение 5, которое перекрывает зазор между шарошкой и цапфой. 75 Главная особенность «быстроходных» долот серии 3 заключается в том, что их изготовляют с опорой, состоящей только из подшипников качения. Опора может быть выполнена по схеме ШШШ (рис. 4.5, в), РШР и ШШР; при этом опора негерметизированная. Промывочные отверстия (насадки, сопло) промывочной системы долот выполняют двух модификаций: НД (рис. 4.6, а) и НКВ (рис. 4.6, б). Сопло НД выполняется укороченным с относительно крутым сужением внутреннего радиального профиля проходного канала, характеризующимся радиусом кривизны R. Значения этого и других параметров ( рис. 4.6) зависят от номера (размера) сопла: Номер насадки 1 2 3 4 5 6 7 8 d1, мм…16 15 14 13 12 11 10 11 R 1 мм 52,5 45,48 40,3 36,28 30,12 30,59 28,53 26,99 H1, мм 15, 31 15,71 16,01 16,28, 16,38 16,51 16,72 16,78 Рис. 4.6. Сопла, «насадки» для шарошечных марок Н и НКВ Трехшарошечные долота каждой из перечисленных выше серий могут быть любого класса (т.е. со стальным фрезерованным, штыревым или комбинированным вооружением шарошек), любого типа и любой модификации. К первому классу относятся пять типов со стальным фрезерованным вооружением: М, МС, С, СТ и Т. Наименование типа совпадает с первой буквой в шифре после цифрового обозначения диаметра, характеризующей основное свойство пород. Долота типа М предназначены для бурения скважин в мягких и вязких породах, характеризуемых низким сопротивлением сжатию и раздавливанию (пески, рыхлые глины, суглинки, супеси, мерзлые глинистые грунты, лед и т.п.). Долота типа МС используют для бурения скважины в среднемягких неплотных породах, занимающих по своим механическим свой76 ствам промежуточное положение между мягкими и средними породами, или для бурения скважин в мягких породах, чередующимися пропластками средних пород (не очень плотные глины, мел, каменные соли, гипс, слабые известняки и др.). Долота типа С предназначены для разбуривания пород средней крепости (аргиллиты, плотные глины, алевролиты, слабые мергели и др.). Долота типа СТ применяют для бурения в породах, занимающих по свойствам промежуточное положение между средними и твердыми, а также для разбуривания средних пород, перемежающихся твердыми пропластками (плотные мергели, неплотные алевролиты с глинистым поровым цементом, песчаники, пористые, органогенные известняки, различные ангидриты, вязкие сланцы и др.). Долота типа Т предназначены для бурения скважин в твердых, плотных и трещиноватых породах (плотные алевролиты, глинистые сланцы, доломиты, конгломераты твердых и иных формаций, различные песчаники и др.). Ко второму классу относятся долота шести типов со вставным твердосплавным или штыревым вооружением: МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К и ОК. Литера 3 в обозначении типов МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, а также МСЗ следующего класса указывает на то, что вооружение шарошек долот данных типов представлено твердосплавными зубьями с заостренной клиновидной головкой. Долота типа МЗ спроектированы для бурения скважин в мягких абразивных породах (рыхлые и слабые песчаники, песчанистые глины, а также в различных по составу неплотных формациях, перемежающихся прослойками слабосцементированных песчаников и алевролитов). Долота типа СЗ предназначены для бурения средних абразивных пород (песчаники средней плотности, плотные песчанистые породы, алевролиты абразивные и др.). Однако эти долота можно применять и при разбуривании обычных мягких, среднемягких, средних и перемежающихся пород. Долота типа ТЗ предназначены для бурения среднетвердых и твердых абразивных пород (плотные песчаники, песчанистые доломиты, слабокварцованные известняки и алевролиты и др.). Эти долота можно применять и при разбуривании средних пород, перемежающихся более твердыми. Долота типа ТКЗ спроектированы для бурения твердо-крепких абразивных пород (плотные песчаники, доломиты, слабокварцованные известняки и доломиты, кремнистые сланцы и др.). Их можно применять и для разбуривания твердых пород, перемежающихся прослойками крепких. 77 Долота типа К предназначены для бурения скважин в крепких абразивных породах (граниты, диабазы, окварцованные доломиты, порфириты, пириты, очень крепкие песчаники и др.). Долота типа ОК внешне мало отличаются от долот типа К. Они предназначены для бурения скважин в очень крепких и очень абразивных породах (кварциты, сливной кварц, джеспилиты, кремень, крепкие порфириты и др.). Эти долота применяют главным образом в горнорудной промышленности. Они оснащены самым мощным твердосплавным вооружением, оказывающим дробяще-скалывающее воздействие на породы забоя. Долота типа МСЗ разработаны для бурения мягко-средних абразивных пород (слабосцементированные песчаники, песчанистые мергели, полуабразивные песчано-глинистые моренные отложения, нетвердые карбонатные породы, перемежающиеся с прослойками песчаников и алевролитов и т.п.). Эти долота могут разбуривать также неабразивные мягкие, средние и среднемягкие формации (супеси, суглинки, мел, глины, аргиллиты, известняки и др.). Долота типа ТК предназначены для бурения твердо-крепких пород (конгломераты, очень плотные глины, твердые известняки, доломиты, глинистые сланцы и т.п.). Этими долотами также можно разбуривать средние, твердые и трещиноватые породы. Несколько слов о шифровании шарошечных долот. В шифр долота входят сведения о количестве шарошек, номинальном диаметре ПРИ, типе горных пород, для бурения которых они предназначены, типах промывочной системы, опорного узла и его герметизации. К примеру: 215,9 МСЗ – ГАУ. Трехшарошечное долото диаметром 215,9 мм, предназначено для бурения мягких горных пород с прослоями средних, имеющих повышенную абразивность. ПРИ оснащен гидромониторными насадками, формирующими боковую систему промывки. Опорный узел состоит из двух и более подшипников скольжения, т.е. «тихоходного» типа, смазывание которых осуществляется через герметизированную систему компенсационного типа. Для трехшарошечного ПРИ обычно сведения о количестве шарошек в шифре опускают. 4.3. Лопастные долота В отличие от шарошечных лопастной породоразрушающий инструмент (долота) прост по конструкции и технологии изготовления. Лопастные долота обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах. В таких породах проходки этими долотами за рейс достигают нескольких сотен метров, а в некоторых случаях даже 1500–2000 м. Но при этом в связи с неизбежной для таких больших интервалов глубин перемежаемостью пород (в том числе 78 твердых и абразивных) часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин. Это приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. Кроме того, при бурении необходимо прикладывать к долотам большой крутящий момент. Режущие элементы долот находятся в постоянном контакте с породой и поэтому более интенсивно изнашиваются по сравнению с шарошечными долотами. Бурение лопастным долотом нередко сопряжено с опасностью значительного искривления ствола скважины, особенно если оно производится без применения центраторов, стабилизаторов и калибраторов. Это объясняется малой площадью контакта долота с забоем по сравнению с общей площадью поперечного сечения скважин, необходимостью передачи через него значительной осевой нагрузки, высокого крутящего момента, большой энергии, а также особенностями конструкции лопастного устройства. Одна из наиболее простых конструкций лопастного долота показана на рис. 4.7. В состав лопастного долота входят: корпус 1 и лопасти 2. В верхней части корпуса нарезается присоединительная резьба 3 (в данном случае внутренняя муфтовая), а в нижней – просверливаются основные промывочные отверстия 4 без сопел для подачи бурового раствора на забой. Боковые калибрующие и другие рабочие поверхности лопастей обычно покрывают релитом 5 или чугуном 6. Рис. 4.7. Двухлопастное долото Более сложная конструкция лопастного долота показана на рис. 4.8. В состав этого долота, кроме корпуса 1 и лопастей 2, входят сопло 7, уплотнительные кольца 3 для герметизации промывочного узла и зазора 79 между соплом 7 и гнездом в корпусе долота, байонетная шайба 5 для удержания насадки, болт 8 со стопорной шайбой 9 для крепления байонетной шайбы, запрессованные почти вровень с поверхностью лопасти твердосплавные вставки (штыри) 4 и пластины 10. Присоединительная резьба 6 на верхней части корпуса 1 выполняется наружной, ниппельной на такой же конической присоединительной головке, как и у шарошечных долот. Отечественные лопастные долота выпускаются следующих пяти разновидностей: 2Л – двухлопастные ( рис. 4.7), ЗЛ – трехлопастные (см. рис. 4.8, а, б), ЗИР – трехлопастные истирающе-режущие (рис. 4.9), 6ИР – шестилопастные истирающе-режущие (рис. 4.10), П – пикообразные однолопастные (рис. 4.11). Рис. 4.8. Трехлопастное долото: а, б – типа МС; в – насадка (сопло) 80 Рис. 4.9. Долото ЗИР: 1 – корпус; 2 – лопасти; 3 – твердосплавные штыри; 4 – сопло; 5, 8 – байонетная и стопорная шайбы; 6 – уплотнительное кольцо; 7 – болт Рис. 4.10. Долото 6ИР 81 Рис. 4.11. Пикообразное долото типа Р: 1 – корпус; 2 – лопасть; 3 – пластины; 4 – твердосплавные штыри Лопастные долота делятся на типы в соответствии с их назначением. В настоящее время лопастные долота первых четырех указанных разновидностей принято относить к одному из четырех типов: М, МС, МСЗ или С. При этом долота разновидностей 2Л и ЗЛ разделяются на два типа: М – для бурения мягких пород (супеси, суглинки, несвязные грунты и т.п.); МС – для разбуривания среднемягких пород (мел, рыхлый мергель, глины, слабый известняк). Долота разновидности ЗИР, согласно их назначению, относят к типу МСЗ (для бурения абразивных среднемягких пород – слабосцементированные песчаники, песчанистые глины, алевролиты), а разновидности 6ИР – к типу М (для бурения средних пород – аргиллиты, глинистые сланцы, гипсы). 82 Пикообразные долота изготовляют двух типов: Ц – для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн, Р (см. рис. 4.11) – для расширения ствола скважины. В настоящее время выпускают лопастные долота диаметром от 76 до 445 мм. Рассмотрим номенклатуру лопастных долот каждой разновидности. Долота разновидности 2Л, т.е. двухлопастные (см. рис. 4.7), выпускаются двух типов М и МС. Долота типа М характеризуются армированием нижних режущих кромок лопастей релитом с последующим покрытием всей передней (по ходу вращения долота) поверхности (грани) каждой лопасти специальным чугуном. Боковая калибрующая поверхность лопасти армируется твердосплавными штырями с последующей наплавкой релитом. Внутренние поверхности лопастей в центральной части долота также наплавляют релитом. Двухлопастные долота обоих типов изготовляют только одной модификации – цельноковаными и лишь с обычной (неструйной) промывкой, без сопел (с двумя цилиндрическими промывочными отверстиями). Оси промывочных отверстий отклоняются от продольной оси долота под утлом 15 и 20° в долотах диаметрами соответственно 76–132 и 140–161 мм. В поперечном (горизонтальном) сечении их проекции наклонены к оси симметрии под углом 60°. Указанные долота выпускают следующих моделей: 2Л76М, 2Л76МС, 2Л93М, 2Л93МС, 2Л97М, 2Л97МС, 2Л112М, 2Л112МС, 2Л118М, 2Л118МС, 2Л132М, 2Л132МС, 2Л140М, 2Л140МС, 2Л151М, 2Л151МС, 2Л161М, 2Л161МС. В приведенных цифрах сочетание 2Л обозначает разновидность долота (двухлопастное), далее цифрами обозначен номинальный диаметр в миллиметрах (например, 76, 93 и т.д.) и в конце шифра буквами М и МС указан тип долота. Долота разновидности ЗЛ (трехлопастные) так же, как и двухлопастные, выпускают двух типов – М и МС. Особенности долот каждого из этих типов такие же, как и у долот разновидности 2Л, т.е. режущие кромки лопастей у долота типа М армированы релитом, а у долота типа МС – твердосплавными пластинами. Долота обоих типов изготовляют только сварной модификации, т.е. с приваренными к корпусу лопастями. По конструкции промывочного устройства они могут быть выполнены с соплами (струйными или гидромониторными), либо без насадок. Долота разновидности ЗИР (см. рис. 4.9) изготовляют только типа МСЗ – для мягких и среднемягких абразивных пород. Они имеют такое же количество лопастей, как долота ЗЛ, однако формы их выполнения и армирования существенно различаются. 83 Долота разновидностей 6ИР (см. рис. 4.10) выпускают только типа С – для бурения средних пород. Эти долота в отличие от предыдущих, оснащены, помимо трех основных, тремя укороченными боковыми лопастями, армированными твердосплавными штырями и релитом, как и основные лопасти. Главное назначение этих лопастей – усиление калибрующей способности долота, что обеспечивается большим количеством штырей на боковых поверхностях основных лопастей. При сопоставлении долот (см. рис. 4.9 и 4.10) можно заметить, что форма выполнения основных лопастей у долота 6ИР несколько иная, чем у долота ЗИР. Так, сужение лопастей от периферии к оси долота и выполнение тыльной поверхности выражено более четко у долот 6ИР, чем у долот ЗИР. Долота пикообразные, или однолопастные, часто называют долотами специального назначения, так как в отличие от других они разбуривают не забой скважины, а главным образом цементные пробки и металлические детали низа обсадных труб (тип Ц) или стенки скважины при расширении ее ствола (тип Р). Долота обоих типов выполняются с круглым корпусом 1 (см. рис. 4.11) и заостренной (под углом около 90° + 1°45’) пикообразной лопастью 2. Рабочая кромка лопасти скошена под утлом 45° и армирована с набегающей стороны релитом и твердосплавными пластинами 3. Сверху наносят защитное чугунное покрытие. Тыльную сторону рабочей кромки также покрывают чугуном. Долота типа Р отличаются от долот типа Ц армированием боковых калибрующих поверхностей лопасти твердосплавными штырями 4 и релитом (см. рис. 4.11). Эти поверхности являются рабочими, разрушающими и калибрующими стенки скважины. Долота типа Ц выпускают следующих моделей: ПЦ97, ПЦ112, ПЦ118, ПЦ140, ПЦ151, ПЦ161, ПЦ190, ПЦ295,3, ПЦ320, ПЦ370 и ПЦ444,5. Изготовляют следующие модели долота типа Р: ПР118, ПР132, ПР140, ПР151, ПР161, ПР190, ПР295,3, ПР320, ПР370 и ПР445,5. 4.4. Фрезерные долота Фрезерные долота характеризуются еще более простой конструкцией, чем лопастные. Долото состоит из удлиненного монолитного корпуса, составляющих с этим корпусом единое целое рабочих органов, армированных твердым сплавом, и простейшего промывочного устройства. Во многих современных конструкциях рабочие органы отсутствуют и роль породоразрушающих элементов выполняют не режущие кромки рабочих органов, а твердосплавные штыри, запрессованные в торец фрезерного долота. Промывочным устройством могут служить один или несколько каналов в корпусе долота. 84 Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция фрезерных долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности – фрезеров. В процессе выполнения основной функции бурового долота – бурения массива горных пород на забое скважины, наряду с высокой стойкостью и прочностью фрезерных долот по сравнению с шарошечными и некоторыми преимуществами, например, хорошая сопротивляемость, износ по диаметру при требуемом армировании боковой поверхности, большая устойчивость, прочность и др. перед лопастными, имеются и существенные недостатки фрезерных долот – низкая механическая скорость проходки, низкая проходка на долото в твердых и крепких породах, непригодность для бурения глин и других вязких и пластичных пород. 4.5. Долота ИСМ Долота ИСМ отличаются от фрезерных, лопастных и алмазных главным образом тем, что их породоразрушающие (рабочие) элементы оснащены сверхтвердым материалом «славутич». Рабочие элементы (вставки из славутича) крепят к стальному корпусу долота своей посадочной (цилиндрической) частью (хвостовиком) методом пайки. Форму рабочей поверхности вставок, марку славутича, его содержание (объем в кубических сантиметрах) в инструменте и число вставок выбирают в зависимости от типа долота, т.е. в соответствии с механическими свойствами буримых пород. В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ могут быть выполнены, либо цельноковаными с фрезерованными лопастями, либо с приваренными лопастями. Долота ИСМ по сравнению с фрезерными и лопастными обладают более высокой износостойкостью, а по сравнению с долотами, оснащенными природными алмазами, – меньшими стоимостью, лучшей проходимостью по стволу скважины, поэтому они реже выходят из строя при недостаточно тщательной подготовке ствола и забоя перед их спуском в скважину. Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие. Первые весьма похожи на лопастные, вторые – на фрезерные, а третьи – на алмазные. Режущие долота ИСМ предназначены для бурения глубоких скважин в мягких и средних пластичных породах. Долото ИСМ (рис. 4.12) по внешнему виду и конструкции похоже на долото 6ИР (см. рис. 4.10), но отличается от него формой рабочей части лопастей, способом их закрепления на корпусе долота и расположением дополнительных лопастей. У долота 85 ИСМ основные лопасти 1, 2 и 3 ( рис. 4.12) сходятся вместе по общей оси долота и привариваются к составному корпусу 4 в специальных пазах. Рис. 4.12. Режущее долото ИСМ: а – без насадок; б – с насадками Дополнительные лопасти выполняются укороченными, характеризуются трапециевидным профилем и армируются по рабочим боковым поверхностям твердосплавными штырями 6 (с плоской рабочей головкой, не выступающей за поверхность лопасти), которые запрессовываются и по боковым поверхностям основных лопастей. Поэтому дополнительные лопасти не только обеспечивают стабилизацию и уравновешивание долота в стволе скважины, но и способствуют росту общей калибрующей поверхности долота по диаметру. Вставки 8, оснащенные славутичем, выполняют с цилиндрической боковой поверхностью и полусферической (для торца основной лопасти) и плоской (для калибрующей поверхности лопасти) рабочими головками. Сопла 7 изготовляют из твердого сплава. Сопла и струйный промывочный узел в целом рассчитаны на истечение бурового раствора со скоростью 90–120 м/с. Рис. 4.13. Режущее долото ИСМ второй модификации: с узкими (а) и широким (б) промывочными отверстиями 86 Выполнение промывочного устройства (узла) долота второй модификации показано на рис. 4.13. Оно отличается одним широким центральным промывочным отверстием, разделенным лопастями на три сектора. Струйная модификация по промывке отличается от первой соплами, которые смонтированы и закреплены (с помощью пайки) в боковых каналах, просверленных в корпусе долота (см. рис. 4.12, б). Долота первой и второй модификаций по промывке применяют, главным образом, при вращательном бурении с турбобурами, а третьей – при вращательном роторном способе бурения. Долота с обычной («свободной») промывкой (преимущественно вторая модификация по промывке) выпускаются девяти размеров по диаметрам 188–392 мм, а долота третьей модификации – двух размеров по диаметрам 212 и 267 мм. Пример обозначения режущего долота: ИСМ188-РГ-10, где ИСМ – вид долота, 188 – номинальный диаметр по калибрующей части в мм, Р – разновидность долота (режущее), Г – модификация (гидромониторная промывка), 10 – порядковый номер конструкции. Торцовые долота ИСМ (рис. 4.14) предназначены для бурения и забуривания нового ствола, но могут быть использованы и при ликвидации аварий. Внешне они похожи на фрезерные долота. Рис. 4.14. Истирающие долота 4.6. Алмазные долота Импрегнированные долота типа С характеризуются толстым (7–8 мм) рабочим слоем матрицы, перемешанной с овализированными алмазами XXXIV группы III категории качества. Эти долота имеют сту87 пенчатую форму рабочей поверхности и выпускаются двух диаметров – 188 и 212 мм под шифрами ДИ188С6, ДИ212С6 и ДИ212С2. Долота типа СТ предназначены для бурения среднетвердых пород. Они выполняются только однослойными с радиальным расположением рабочих органов и промывочных пазов. Эти долота изготовляют четырех диаметров – 140, 159, 188 и 212 мм. Выпускают две модели долот диаметром 140 мм (ДР140СТ1): с алмазами XV6 группы I категории (для наиболее тяжелых условий бурения) качества и алмазами той же группы, но II категории качества. Долота остальных размеров изготовляют только с алмазами XV6 группы II категории качества и выпускают под шифрами ДР159СТ1, ДР188СТ1 и ДР212СТ1. Долота второго класса изготовляют с искусственными алмазами марки СВП-П, что означает синтетическое, алмазы светлые (прозрачные), прочные. Эти алмазы несколько уступают природным по прочности. Долота с синтетическими алмазами выпускают четырех разновидностей: однослойные ступенчатые, однослойные радиальные (лопастные), импрегнированные ступенчатые и импрегнированные радиальные (лопастные), но только одного типа С. Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами и выполняют со ступенчатой формой рабочей головки. Они выпускаются пяти размеров моделей ДКС138С, ДКС188С6, ДКС12С6, ДКС267С6. Литера «С» в середине шифра свидетельствует о том, что алмазы в долотах синтетические. Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами, привариваемыми к корпусу долота в процессе изготовления последнего. Такие долота выпускают трех размеров и трех моделей ДЛС188С1, ДЛС212С1 и ДЛС267С1. Импрегнированные ступенчатые долота по конструкции аналогичны однослойным долотам разновидности ДК и характеризуются закругленными тороидальными ступеньками, импрегнированными дроблеными синтетическими алмазами по толщине матрицы на 7–8 мм. Эти долота выпускают также трех размеров моделей ДКСИ188С6, ДКСИ212С6 и ДКС267С6. Импрегнированные лопастные долота с синтетическими алмазами выпускают только одного размера – модель ДЛСМ212СЗ. 88 4.7. Породоразрушающий инструмент режуще-скалывающего действия типа PDC с алмазно-твердосплавными пластинами (АТП) Общие положения В настоящее время всё большее распространение получают долота PDC (Polycrystall1ne D1amond Compact). В отечественной литературе они называются долотами с алмазно-твердосплавными пластинами (АТП). Породоразрушающими элементами долот являются твердосплавные резцы, на рабочей поверхности которых нанесен алмазный слой. Разрушение породы таким резцом происходит не за счет дробления, как у шарошечных долот, а резанием в мягких породах (скалыванием – более прочных породах). При этом затраты энергии на разрушение становятся меньше, а эффективность бурения значительно выше. В процессе бурения твердосплавная подложка изнашивается быстрее алмазного слоя, т.е. происходит как бы самозатачивание резца. Такие долота выпускаются зарубежными и отечественными производителями в основном трёх разновидностей:  со стальным корпусом;  с матричным корпусом, изготавливаемым методом порошковой металлургии;  эксцентричные, обеспечивающие бурение скважины с одновременным расширением (рис. 4.15.) Рис. 4.15. Эксцентричное долото PDC 89 Изготовление резцов АТП Собственно алмазно-твердосплавные резцы, имеющие торговую марку StratapaxR, изготавливают по следующей технологии. Алмазный порошок засыпается в форму из тугоплавкого материала, на порошок помещается твердосплавная подложка, форма герметизируется и помещается в нагревательную печь. Заготовка нагревается до 1400° при давлении 80000 атм. При этом происходит перекристаллизация алмазов, а кобальт из твердого сплава диффундирует в алмазный порошок, обеспечивая соединение алмазов в единое целое, и алмазного слоя с подкладкой. После прессования резец доводится до необходимых размеров. Наличие кобальта понижает термостойкость резца, так как коэффициент объемного расширения кобальта выше, чему алмазов, и при температуре 700 °С алмазный слой начинает разрушаться. Дополнительная химическая обработка резцов повышает их термостойкость до 1150 °С. Толщина алмазного слоя колеблется в пределах от 0,6 до 4 мм. Для более прочного соединения «твердый сплав – алмазный слой» торец подложки делается ячеистым, или с концентрическими кольцевыми проточками. Размеры резцов колеблются в широких пределах, а их форма может быть различна, что обеспечивает рациональную их работу в конкретных условиях (твердость и абразивность пород). Геометрия долот PDС Существенное влияние на область применения долот оказывает профиль торца долота. Для профиля выделяются следующие элементы (рис. 4.16): конус 1, торцевая поверхность (нос) 2, плечо или наружный конус 3, калибрующая поверхность 4, радиус «носа» R, расстояние от оси долота до торца инструмента L. По углу открытия 5 долота различаются с глубоким (–90°) и мелким (–150°) конусом. В первом случае обеспечивается высокая стабильность долота, на поверхности конуса можно установить большое количество резцов, но ухудшается возможность очистки забоя от шлама и управление искривлением ствола. Долота с мелким конусом лишены этих недостатков, но вероятно появление вибрации инструмента (снижение стабильности) в процессе бурения. 90 Рис. 4.16. Профиль торца долота PDC При бурении мягких абразивных пород «нос» долота должен иметь малый радиус и близко расположен к оси. В крепких породах более эффективен больший радиус «носа». Посадка самого резца в корпусе долота также оказывает существенное влияние на эффективность разрушения породы. Обратный (задний) угол резания резца а (рис. 4.17) принимается в пределах от 5 до 10° в долотах для очень мягких пород, 15° – мягкие породы, 20° – универсален, эффективен в абразивных породах, 30° – крепкие породы. Рис. 4.17. Обратный (задний) угол резания резца Stratapax Технико-технологические характеристики отечественного породоразрушающего инструмента режуще-скалывающего действия с импортными алмазно-твердосплавными пластинами Ниже (табл. 4.1, 4.2, 4.3) приведены некоторые техникотехнологические характеристики отечественного породоразрушающего инструмента режуще-скалывающего действия с импортными алмазнотвердосплавными пластинами – производство заводов «Удмуртские долота» и «Буринтех»: 91 Таблица 4.1 Технические характеристики лопастных долот типа «У» СП ЗАО «Удмуртские долота» Показатель У123 ST45 Номинальный диаметр долота, мм 123 Высота, мм 190 Число лопастей 6 Тип присоединительной резьбы 3–76 Диаметр вставного резца, мм 13 Число резцов 24 Число промывочных отверстий 3 Рекомендуемые параметры режима бурения Расход бурового раствора, л/с 8–10 Нагрузка на долото, тс 1–8 Частота вращения долота, об/мин 60–180 Перепад давления в насадках, МПа 8–12 У215,9 ST-67 215.9 290 6 3–117 19 35 4/2* 2540 6–25 60–220 10–15 * В долоте установлены 4 сменные и 2 запрессованные гидромониторные насадки Таблица 4.2 Технические характеристика бицентрических долот СП ЗАО «Удмуртские долота» Показатель Номинальный диаметр/расширителя, мм yi20,6xl42,8SR-544 E215.9x240SR-544 95x142,8 155/240 Высота, мм Число лопастей (пилот/расширитель) 355 3/4 395 6/10 Тип присоединительной резьбы 3–76 3–117 13 13 14/13 37/37 Диаметр вставного резца, мм Число резцов (пилот/расширитель) Число промывочных отверстий 2 (пост)/2 (пост) 4 (смен)/4 (пост) (пилот/расширитель) Рекомендуемые параметры режима бурения Расход бурового раствора, л/с 12–18 2540 Нагрузка на долото, тс 1–8 1–16 Частота вращения долота, об/мин 60–140 60–180 Перепад давления в насадках, МПа 8–12 8–15 92 Таблица 4.3 Технические характеристики долот PDC, выпускаемые ООО НПО «Буринтех» Параметры Типы долот БИТ 214,ЗМ4 БИТ 214,ЗМ5 БИТ 215,9С9 214,3 214,3 215,9 17 32 58 2x13, 2x9 1x13, 1x11, 1x9 4x16 Присоединительная резьба 3–117 3–117 3–117 Частота вращения, об/мин 90–150 90400 60–200 Нагрузка, т 0,5–8 0,8–8 4–8 Расход промывочной жидкости, л/сек. 25–45 25–45 30–36 Наружный диаметр, мм Количество резцов Количество промывочных отверстий, мм 93 5. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ОТБОРА КЕРНА (БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ) 5.1. Шарошечные бурильные головки Бурильные головки, помимо разбуривания забоя скважины и калибровки ее стенок, должны также формировать в центре забоя целиковый столбик породы – керн, и предотвращать в процессе бурения любое повреждение керна как образца, служащего источником информации о свойствах буримой породы. Как и все шарошечные инструменты, бурильные головки эффективно разрушают горные породы широкого диапазона буримости, твердости и абразивности. Они в меньшей степени, чем лопастные, подвержены уменьшению диаметра и по сравнению с алмазным инструментом и ИСМ имеют невысокую стоимость. На рис. 5.1, а показаны основные узлы и элементы шарошечной бурильной головки. Она состоит из шарошек 1, лап 2, присоединительной резьбовой головки 3, промывочного устройства 4 и узла опоры, включающего подшипники 5–7. Рис. 5.1. Шарошечные бурильные головки: а – 1ВК295СТ; б – ДВК; в – 2ВК214/60СТ; г – 2ВК214/60ТКЗ 94 Шарошки в бурильной головке могут быть коническими, одно-, двух- или трехконусными (рис. 5.1, а, б), в виде усеченного конуса (рис. 5.2, а), цилиндрическими (рис. 5.3), сферическими (рис. 5.4, а) и чечевицеобразными (рис. 5.4, б). Бурильная головка может быть выполнена с одним рабочим органом – шарошкой (см. рис. 5.4, а), с тремя (см. рис. 5.4, б), четырьмя (см. рис. 5.1, а–г), шестью (рис. 5.2, а–г), восемью (см. рис. 5.3) шарошками и более. Число и конструкция подшипников в опоре каждой шарошки могут быть различными в зависимости от формы и размеров шарошки и бурильной головки. Конические шарошки обычно монтируют на двух-трех подшипниках качения. Один-два подшипника в опоре шарошки иногда бывают фрикционными. В качестве замкового подшипника функционирует, как и в опорах шарошечных долот, почти исключительно шарикоподшипник. Шарошки могут быть установлены не только на цапфах лап (см. рис. 5.1, а, б), но и на осях. В некоторых конструкциях (см. рис. 5.1, а–г и 5.4, а, б) одна и та же шарошка, кроме разрушения кольцевого забоя, формирует керн и стенку скважины. Существуют конструкции (см. рис. 5.2, а–г), в которых одни шарошки 1 расположены ближе к оси долота, обуривают керн и разрушают прилегающую к нему центральную часть забоя, а другие 2 обращены к периферии, разбуривают наружную зону забоя и калибруют ствол скважины. Поэтому шарошки 1 называют внутренними и кернообразующими, а шарошки 2 – наружными и скважинообразующими. Вооружение шарошек может быть стальным (фрезерованным) с наплавкой твердым сплавом, вставным (штыревым) или комбинированным. Лапы 2 (см. рис. 5.1, а) с шарошками 1 часто образуют отдельные секции бурильной головки, собираемые на штифтах и свариваемые вместе с образованием при этом присоединительной головки 3. Но бывают бурильные головки с литым цилиндрическим корпусом (рис. 5.2, а–г). Рис. 5.2. Шестишарошечные бурильные головки: а – румынская; б – 21ВК190/80 СТ; в – 10НК190/80СЗТ; г – 20НК190/80К 95 Рис. 5.3. Бурильная головка 17НК187.3/80МСЗ Рис. 5.4. Бурильные головки: а – одношарошечная 6ВК190/80СЗ; б – трехшарошечная Промывочное устройство (промывочный узел) состоит обычно из нескольких каналов, просверленных в лапах или в корпусе бурильной головки, но может включать втулку или патрубки, соединяющиеся с внутренней полостью присоединительной головки (см. рис. 5.1, б). Выходные промывочные отверстия обычно располагаются между шарошками на некотором расстоянии от керна во избежание его размыва. Важные параметры конструкции бурильной головки – высота керноприема и его коэффициент. Высотой керноприема принято называть расстояние от зоны образования керна до кернорвателя, а коэффициентом керноприема – отношение к этому расстоянию диаметра керна. Одношарошечные бурильные головки ( рис. 5.4, а) разработаны только второго класса и одного типа – для отбора керна в карбонатных среднетвердых породах. Шарошка бурильной головки выполнена сферической с широкими продольными промывочными пазами и круглым отверстием, обращенным к керноприемнику, выполненному в пустотелой цапфе. Наружная и торцовая поверхности шарошки оснащены вставными твердосплавными штырями формы Г23 с плоско-выпуклой рабочей головкой. Штыри (зубки), расположенные на наружной поверхности шарошек, обеспечивают разрушение породы в кольцевой зоне между керном и стен96 кой скважины и калибруют ствол скважины, а зубки, запрессованные на торце шарошки (а также на торце цапфы в новых конструкциях), формируют столбик керна. Высота керноприемника уменьшена до минимума и коэффициент керноприемника очень высок. Разность между диаметрами скважины и керна невелика. Шарошка смонтирована на мощной опоре по схеме СШС. Промывочное устройство состоит из ряда наклонных каналов у бурильных головок большого размера и из широкого щелевого отверстия в бурильной головке малого размера. Все отверстия обращены в одну сторону забоя, к его периферии. Трехшарошечные бурильные головки ( рис. 5.4, б) в настоящее время выпускаются серии 6ВК только второго (с твердосплавным вооружением) класса и одного типа СЗ. Бурильные головки СЗ предназначены для бурения скважин кольцевым забоем в средних и среднетвердых породах малой и средней абразивности (известняки и др.). Описанные бурильные головки изготовляют следующих моделей: 6ВК190/80СЗ, 6ВК214/80СЗ, 6НК187.3/80СЗ. Четырехшарошечные бурильные головки выпускаются двух классов – третьего с комбинированным вооружением и второго со штыревым вооружением. Бурильные головки с комбинированным вооружением шарошек изготовляют типа СТ для бурения мягких и средних пород, перемежающихся твердыми. Выпускают две серии этих бурильных головок: 1ВК и 2ВК. Бурильные головки серии 1ВК производят трех размеров моделей 1ВК190СТ, 1ВК269СТ и 1ВК295СТ (см. рис. 5.1, а). Они выполняются секционными и могут применяться как в турбинном, так и в роторном бурении соответственно со съемными керноприемниками и без них. Опора шарошки у всех бурильных головок 1ВК выполнена по схеме ролик – шарик (замковый) – шарик. Шарошки – самоочищающиеся, оснащены по всем венцам относительно невысокими фрезерованными зубьями, наплавленными релитом. Вершины шарошек, участвующие в образовании керна, армированы твердосплавными вставками. Промывка забоя осуществляется через патрубки. Диаметр керна у бурильных головок 1ВК190СТ составляет 33 мм, а у бурильных головок 1ВК269СТ и 1ВК295ВК – 47 мм. Бурильные головки того же типа СТ, но более совершенной серии 2ВК выпускаются моделей 2ВК190/40СТ, 2ВК214/60СТ (см. рис. 5.1, в) и 2ВК269.9/60СТ, приспособленных для бурения со съемной грунтоноской при турбинном бурении и без нее при роторном способе бурения. Корпус этих бурильных головок также сварной секционный. 97 Бурильные головки второго класса (лишь с твердосплавным вооружением) выпускаются типа ТКЗ – для колонкового бурения в твердокрепких абразивных породах (плотные песчаники, доломиты, конгломераты, очень плотные глины и др.). Эти бурильные головки изготовляют серии 2ВК двух моделей: 2ВК190/40ТКЗ и 2ВК214/60ТКЗ (см. рис. 5.1, г). Твердосплавные зубки с клиновидной и полусферической рабочими головками чередуются по каждому венцу любой из шарошек. Опора шарошки и другие конструктивные особенности такие же, как и бурильных головок типа СТ той же серии 2ВК. Пятишарошечные бурильные головки в настоящее время изготовляются серии 24НК и относятся ко второму классу, к типу ТКЗ. Выпускаются крупными опытно-промышленными партиями двух моделей: 24НК139.7/52ТКЗ и 24НК158.7/67ТКЗ. Шестишарошечные бурильные головки выпускают со стальным и твердосплавным вооружением. Бурильные головки данной разновидности со стальным (фрезерованным) вооружением (т.е. первого класса) изготовляют одного типа СТ – для среднетвердых пород. В массовом производстве пока находятся бурильные головки только двух моделей: 21ВК190/80СТ (см. рис. 5.2, б) и 21ВК214/80СТ. Восьмишарошечные бурильные головки выпускают одного типа – МЗС. Они предназначены для низкооборотного бурения с отбором керна в среднемягких породах (известняки, доломиты, ангидриты, мергели, переслаивающиеся с аргиллитами, алевролитами и битуминозными песчаниками). Эти бурильные головки изготовляют серии 17 (см. рис. 5.3). Бурильная головка этой серии состоит из корпуса 10, приваренной к нему муфты 9 (или ниппеля) и шарошек 4 и 7, смонтированных в пазах корпуса 10 попарно на четырех осях 2. Три оси выполнены с запорным хвостовиком 1, удерживающим другую (перпендикулярную к хвостовику) ось от выпадения, а четвертая, собираемая последней, запирается винтом 8. Наружная поверхность шарошки состоит из цилиндрической и конической частей. Цилиндрическая часть оснащена твердосплавными зубками 6 с клиновидной головкой, ориентированной своим лезвием под углом 45 градусов к образующей цилиндра таким образом, что зубки на наружной 4 и внутренней 7 шарошках направлены в разные стороны. Коническая часть шарошки вооружена подрезными зубками 5, служащими для калибровки керна (шарошки 7) и скважины (шарошка 4) и перекрывающими забой между основными зубками 6. Шарошка 4 упирается своим торцом в шайбу 3, прилегающую к корпусу бурильной головки. Описанная конструкция предусматривает возможность сборки и разборки бурильной головки в полевых условиях с целью замены изношенных деталей (осей, винтов, 98 шайб) и шарошек в соответствии с разработанной инструкцией. В процессе бурения данная бурильная головка оказывает на буримые породы преимущественно режущее действие. Она изготовлена двух моделей: 17НК187.3/80МЗС (см. рис. 5.3) и 17ВК212.7/80МЗС. 5.2. Лопастные, фрезерные и твердосплавные бурильные головки Лопастные бурильные головки (рис. 5.5, а) просты по конструкции и изготовлению, работают в режиме резания, без ударов и вибраций. Поэтому по сравнению с шарошечными бурильными головками они обеспечивают лучшую сохранность керна. Недостатки лопастных бурильных головок в общем те же, что и лопастных долот: относительно узкая область применения, возможное уменьшение диаметра скважины и др. В состав бурильной головки входят пулевидный корпус 1, составляющие с этим корпусом единое целое (обычно приварные) лопасти 2 и резцы 3, а также промывочные сопла 4. Рабочие поверхности лопастей 2 и режущие кромки резцов 3 обычно армируют износостойким твердым сплавом. Бурильные головки, предназначенные для колонкового бурения в слабых породах, армируют чаще всего зернистым литым (направляемым) сплавом, бурильные головки для мягких и среднемягких пород – вставными штырями из карбида вольфрама (рис. 5.5, б). Бурильные головки (рис. 5.5, в, г) напоминают по форме и действию фрезерное долото и могут быть названы фрезерными. Они эффективны при роторном бурении с отбором керна. Твердосплавные бурильные головки (коронки) представляют собой обычно цилиндрические кольца с закрепленными в них твердосплавными режущими элементами в виде резцов, зубцов или пластинок. Они применяются при бурении мелких колонковых скважин в основном на твердые полезные ископаемые. В России выпускаются лопастные бурильные головки только одной разновидности ( рис. 5.5, б), которые можно отнести к фрезерным. Эти бурильные головки разработаны для роторного бурения в комплекте с колонковым снарядом с несъемным керноприемником. Они предназначены для отбора керна в мягких породах (красноцветные моренные отложения, суглинки, мягкие глины, мел, мягкие и слабые известняки, мергели и т.п.). Для колонкового бурения скважин небольшого диаметра, преимущественно геологоразведочных, серийно выпускаются тонкостенные твердосплавные коронки. 99 а б в г Рис. 5.5. Лопастные и фрезерные бурильные головки: а – фирмы «Эй-Уан Бит энд Тул»; б – 11НК189/80МИ; в, г – румынские; 1– корпус долота; 2 – лопасти; 3 – резцы; 4 – промывочные сопла; 5 – твердосплавные режущие инструменты; 6 – боковые промывочные сопла 5.3. Алмазные бурильные головки и бурильные головки ИСМ Алмазные бурильные головки по конструктивным особенностям ихарактеру воздействия на породу и столбик керна наиболее подходят для колонкового бурения. По технологии изготовления, расположения алмазов и промывочных канавок они имеют много общего с алмазными долотами. Поэтому указанные бурильные головки могут быть классифицированы на те же два класса – с природными и искусственными (синтетическими) алмазами и примерно на те же основные разновидности: радиальную (рис. 5.6, а), радиальноступенчатую (рис. 5.6, б) и спиральную (рис. 5.6, в). По назначению и свойствам разбуриваемых ими пород они распределяются на типы, по конструктивным особенностям – на модификации, по размерам – на модели, по технологии изготовления и форме выполнения – на серии. Выпускаются алмазные бурильные головки, оснащенные как природными, так и синтетическими алмазами. Бурильные головки первого класса (с природными алмазами) изготовляются трех разновидностей: однослойные радиальные, однослойные ступенчатые и импергнированные. Бурильные головки для колонковых снарядов со съемным керноприемником (грунтоноской) (рис. 5.7, а), изготовляются с ниппельной наружной присоединительной резьбой, а бурильные головки для колонковых снарядов с несъемным керноприемником (рис. 5.7, б) – с муфтовой внутренней резьбой. 100 Рис. 5.6. Алмазные бурильные головки основных разновидностей: а – С20; б – С23; в – С22 Рис. 5.7. Отечественные алмазные бурильные головки: а – для колонковых снарядов со съемным керноприемником; б – для снарядов с несъемным керноприемником; D – номинальный наружный диаметр бурильной головки; d – диаметр кернообразующего отверстия Бурильные головки ИСМ (рис. 5.8), вооруженные вставками со сверхтвердым материалом славутич, выпускаются в настоящее время одной и той же разновидности и одного типа МС (для бурения с отбором керна в среднемягких породах). Эти бурильные головки армируют вставками 1 со славутичем по наружной рабочей поверхости шести лопастевидных рабочих органов 3, составляющих единое целое с продолговатым полым корпусом 2, а также по внутренней центральной части, формирующей керн. 101 Рис. 5.8. Бурильная головка ИСМ 5.4. Керноприемный инструмент Керноприемным или колонковым инструментом (керноприемными устройствами) принято называть инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива горной породы и сохранение керна в процессе бурения и во время транспортирования по скважине вплоть до извлечения его на поверхность. Во избежание получения искаженных или вовсе неверных геологических, химических и иных данных о буримых породах нередко необходимо применять такие керноприемные устройства, которые обеспечивают не только высокий вынос керна (в процентах), но и ненарушенную структуру породы, защищают керн от промывочной жидкости, производят на него минимальное разрушающее воздействие и т.п. По принципу работы и конструктивным особенностям керноприемные устройства распределяются на следующие разновидности: P1, P2 – для роторного бурения соответственно со съемным (извлекаемым по бурильным трубам) и с несъемным керноприемниками; T1, T2 – для турбинного бурения соответственно со съемным и несъемным керноприемниками. Современные керноприемные устройства выпускаются трех типов и предназначены для отбора керна из массива плотных пород; в трещиноватых, перемятых или перемежающихся по плотности и твердости породах; в сыпучих породах, легко разрушаемых и размываемых буровым раствором. Керноприемные устройства первого типа выполняются в виде двойного колонкового снаряда с керноприемником (грунтоноской), изолированным от потока бурового раствора и вращающимся вместе с корпусом снаряда. К устройствам этого типа относится колонковый снаряд «Недра» (рис. 5.9, а). Устройства второго типа изготовляют с невращающимся керноприемником, подвешенным на одном или нескольких подшипниках, и с надежными кернорвателями и кернодер-жателями. К устройствам этого типа относятся керноотборный снаряд СК164/80 (рис. 5.9, б), КК, К и др. 102 Устройство третьего типа должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения. К таким устройствам относится снаряд с эластичным керноприемником. Керноприемные устройства разновидности Р2 изготовляют всех трех типов, а остальные разновидности – одного-двух типов. В России в настоящее время изготовляют серийно керноприемные устройства разновидностей Р2, Т1 и Т2 (ГОСТ 21949-76 предусматривает выпуск устройств только P1, T1 и Т2). Разновидность Р2 выпускают двух типов. Рис. 5.9. Керноприемные устройства: а – снаряд «Недра» КД11М-190/80; б – СК164/80 Керноприемное устройство Р2 первого типа производится в единственной модификации – виде снаряда «Недра» одной модели КДПМ190/80 – для отбора керна диаметром 80 мм. Колонковый снаряд «Недра» состоит из двух, трех секций или более длиной по 5 м. В его состав входит корпус 1 (рис. 5.9, а), верхний 10 и нижний 11 переводники и грунтоноска 4, собранная, как и корпус из нескольких секций, соединенных муфтой-центратором 2. В последней смонтирован кернодержатель 6, а в нижней части грунтоноски – комплект кернорвателей 12. Верхняя часть грунтоноски включает узел подвески с винтом 7, гайкой 8 и фиксатором 9 и обратный клапан, состоящий из сменного гнезда-седла 3 и шара 5. Снаряд «Недра» благодаря теоретически неограниченному количеству секций позволяет отобрать керн большой длины, зависящий от 103 стойкости бурильных головок. В комплект этого снаряда включают обычно бурильные головки серий 6ВК, 20НК, 21ВК, 25НК, 17ВК и др. Керноприемные инструменты той же разновидности второго типа выполняются двух модификаций: СК и СКУ. Инструмент СК (снаряд керноотборочный) изготовляется модели СК 164/80, т.е. с наружным диаметром корпуса 164 мм и диаметром керноприемного отверстия 80 мм. Этот снаряд состоит из верхнего 1 и нижнего 9 переводников ( рис. 5.9, б), контрвтулки 2, радиально-упорного шарикового подшипника 3, головки 4, полого шпинделя 5, обратного клапана 6, керноприемника 7 (грунтоноски), трубчатого корпуса 8, башмака 10 и цангового кернорвателя 11. При отборе керна в мягких породах цанговый кернорватель заменяется лепестковым. Шариковый подшипник 3 обеспечивает свободное вращение головки 4 и корпуса 8 относительно шпинделя 5 и навинченного на этот шпиндель почти не вращающегося в процессе бурения керноприемника 7. Шарик обратного клапана 6 забрасывается в снаряд по бурильным трубам после промывки непосредственно перед бурением. Он закрывает полость керноприемника 7 от попадания в нее бурового раствора. Снаряд СК выпускается двухсекционным длиной 17 500 мм. Он может быть изготовлен с одной или тремя секциями. Используется с алмазными бурильными головками диаметром 188, 212, 241 или 267 мм. Этот снаряд постепенно заменяется унифицированным снарядом КД 11 М-190/80. Инструмент модификации СКУ конструктивно представляет собой видоизмененный снаряд «Недра». Серийно выпускается керноприемный инструмент разновидности Т1 (КТДЗ и КТД4С) четырех моделей: КТДЗ240, КТД4С-240, КТД4С-195 и КТД4С-172. Инструмент КТДЗ-240 выпускается односекционным, применяется с бурильными головками серии 1ВК наружным диаметром 269 или 295 мм для керна диаметром 48 мм; КТД4С-240 – трехсекционным (две секции и один колонковый шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 269,9 или 295,3 мм для керна диаметром 60 мм. Инструмент КТД4С-195 – четырехсекционный (три секции и один шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 190 или 187,3 мм под керн диаметром 40 мм. Шифр КТД означает «колонковое турбинное долото», однако в действительности КТДЗ и КТД4 представляют собой видоизмененный секционный (с полым валом) турбобур, т.е. этот инструмент относится к гидравлическим забойным двигателям. Для бурения с несъемной грунтоноской разработан и изготовляется колонковый шпиндель (ШУК172), присоединяемый к нижней секции турбобура. Он представляет собой отдельную часть турбобура. 104 При турбинном бурении формирование и сохранение керна крайне затруднены, его диаметр мал и его вынос (по отношению к величине проходки за рейс) уменьшается до 30–20 % и менее. Поэтому для отбора керна, особенно на один, два или три рейса, обычно временно переходят на роторный способ бурения. 5.5. Расширители Расширители ствола скважин, как и другой технологический инструмент, по принципу действия и особенностям работы во многом отличаются от бурильного инструмента. Так, расширитель разрушает массив горных пород, уже ослабленный бурением расширяемой скважины. В этом массиве развиты зоны предразрушения, трещины, кливаж, вскрыты поверхности. В то же время расширение скважины обычно сопряжено с отсутствием экранирующего реактивного воздействия в центральной зоне забоя скважины, с затуханием нисходящих потоков бурового раствора, уменьшением опорных поверхностей расширяющего инструмента и ухудшением его прочностной характеристики. В России расширители с успехом применяют как для последовательного расширения уже пробуренного ствола скважины, так и для бурения с одновременным расширением скважины. Во многих случаях более выгодно бурить ствол диаметром 190,5–293,5 мм (вместо 445 мм) с расширением его до требуемого диаметра. По виду, конструктивному и технологическому выполнению расширители весьма разнообразны. Расширители можно классифицировать по виду, форме их рабочих органов (лопастные, шарошечные и др.), способу крепления рабочих органов (жесткозакрепленные разборные и раздвижные), числу этих органов, типу их вооружения и другим отличительным особенностям. Для такой классификации можно применить схему, использованную при систематизации буровых долот. Применяют два вида расширителей: шарошечные и лопастные (преимущественно в мягких породах). В связи с увеличением числа глубоких и сверхглубоких скважин, усложнением конструкций скважин, увеличением их начального диаметра и диаметра кондуктора ассортимент расширителей, особенно шарошечных, неуклонно увеличивается. Известны также ступенчатые, двух- и многоярусные расширители. Для расширения ствола скважины под башмаком обсадной колонны и в других случаях используют раздвижные расширители. Организовано серийное производство трехшарошечных расширителей-калибраторов од105 ного типа РШ, семи размеров, диаметром 243–490 мм для нефтяных и газовых скважин. 5.6. Калибрующе-центрирующий инструмент Калибрующе-центрирующий инструмент, в отличие от рассмотренных выше долот, бурильных головок и расширителей, в процессе своей работы совсем не разрушает горные породы либо разрушает их в небольшом объеме на небольшую глубину (по радиусу скважины) и на относительно небольших (по длине) участках ствола скважины. Это разрушение пород обычно приводит к выравниванию стенок скважины, частичному расширению и калиброванию отдельных участков ствола. В последнее время предлагают разделить рассматриваемый инструмент на три группы: калибраторы, центраторы и стабилизаторы. Калибратор – это инструмент, выполняющий как центрирующие, так и калибрующие функции, т.е. предназначенный для расширения и калибрования участков ствола скважины по диаметру долота, а также для центрирования и улучшения условий работы долота и стабилизации направления оси скважины. Этот инструмент рекомендуется устанавливать непосредственно над долотом или между секциями УБТ. Центратор – это инструмент, предназначенный для центрирования нижней части бурильной колонны. Он устанавливается на корпусе забойного двигателя либо в колонне бурильных труб. Во втором случае он называется колонным. Длина центратора должна быть порядка одного-двух диаметров долота. Стабилизатор служит для направления ствола скважины и центрирования бурильной колонны. Диаметр всех указанных инструментов должен быть равен диаметру применяемого долота. Но в последнее время на корпусе забойного двигателя предлагается устанавливать центратор меньшего диаметра (на 2–14 мм меньше диаметра долота). По конструкции инструменты трех названных групп, по существу, между собой не различаются. Гораздо более значительные различия отмечаются по видам, типам и модификациям одноименного инструмента. Функции калибраторов, центраторов и стабилизаторов в основном одни и те же. Можно выделить следующие основные виды калибрующего инструмента: трубный, планочный или ребристый плашечный, спиральный лопастной и роликовый. Раньше изготовляли также крыльчатые лопастные стабилизаторы с прямыми радиальными лопастными органами. По аналогии с ними иногда неправильно называют лопастным планочный калибрующе-центрирующий инструмент, у которого рабо106 чие органы трудно назвать лопастями, так как они выступают над телом корпуса на небольшое расстояние и выполняются без заострения. Калибрующе-центрирующий инструмент (преимущественно под названием калибратор) изготовляют двух видов: планочный и спиральный. Планочные калибраторы армируют синтетическими алмазами, славутичем или твердым сплавом. В первом случае калибраторы выпускаются одной серии (ИТС), одного типа (С), двух модификаций (С2 и СЗ), трех моделей: СТС188СЗ, СТС212СЗ и СТС292С2. Они применяются вместе с алмазными долотами. В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации СЗ – фрезеруют на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами. В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации СЗ – их фрезеруют на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами марки СВС-П, а средний участок – мелкими твердосплавными вставками с плоской рабочей головкой. Планочные калибраторы, оснащенные славутичем, выполняются двух моделей: ИСМ188К и ИСМ212К. Они применяются при бурении с долотами ИСМ. Расширители-калибраторы РЗЛ выпускаются двух моделей: РЗЛ-269 (наружный диаметр 169 мм) и РЗЛ-394 (диаметр 394 мм). Спиральные (лопастные) калибраторы изготовляют двух типов (СТ и СТК), трех модификаций (5КС, 10КС и ИКС). Они применяются в основном с шарошечными долотами. Калибраторы 5КС выпускают трех моделей: 5КС212.7СТ; 5КС214СТ и 5КС215.9СТ. Калибраторы 10КС имеют примерно такую же конструкцию, как и калибраторы 5КС, но их три спиральных рабочих органа армируют не твердосплавными вставками, а вставками со славутичем. Калибраторы 10КС выпускаются двух моделей: 1ЛКС190.5СТК и 10КС215.9СТК, т.е. типа СТК диаметрами 190,5 и 215,9 мм. Все они характеризуются тем, что их рабочие органы составляют единое целое с корпусом калибратора. Калибраторы модификации ИКС отличаются от калибраторов 10КС тем, что изготовляются со сменной муфтой. Выпускают одну модель этих калибраторов – 11КС295.3СТК. 107 6. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА 6.1. Общие положения: Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, забойным измерительным системам, для создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины. Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции:  передает вращение от ротора к долоту;  воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты;  подает к забою промывочный агент;  подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю;  вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести;  обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортирования их к забою или на дневную поверхность;  позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины. Бурильная колонна (рис. 6.1) включает в себя следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку. Ведущая труба 2 соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы 1, а нижним концом – с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего 3 и предохранительного 4 переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном - не позволяет при замкнутом стволе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направлении под действием реактивного момента погружного двигателя. Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты 5 и ниппеля 6. Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ 10, которые соединены друг с другом при помощи замковых резьб, нарезанных в виде ниппеля с одной стороны и в виде муфты – с другой. Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем. 108 Рис. 6.1. Конструкция бурильной колонны: 1 – верхний переводник ведущей трубы; 2 – ведущая труба; 3 – нижний переводник ведущей трубы; 4 – предохранительный переводник ведущей трубы; 5 – муфта замка; 6 – ниппель замка; 7 – бурильные трубы; 8 – протектор; 9 – переводник на УБТ; 10 – УБТ; 11 – центратор; 12 – наддолотный амортизатор 6.2. Трубы бурильные ведущие На верхнем конце бурильной колонны находится ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижний конец бурильной колонны навернуто долото или другой инструмент. В отличие от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадратного, ино109 гда шестигранного сечения. Другие формы сечений (крестообразная, желобчатая, круглая) в нефтепромысловой практике применяются редко. Ведущая труба предотвращает возможность реверсивного вращения бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура – винтового двигателя, электробура). В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящие из трубы, верхнего и нижнего переводников, а также цельной (неразъемной). Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются в основном квадратного сечения, включают собственно трубу, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне. Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются по ТУ 14-3-126-73 размерами 112×112, 140×140, 155×155 мм и по ТУ 14-3-755-78 размерами 65×65 мм 80×80 мм. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба (профиль по ГОСТ 631-75) – правая на нижнем, и левая – на верхнем. На нижний конец трубы навинчивается (горячим способом на прессовой посадке) переводник ПШН (рис. 6.2, а), а на верхний – переводник ПШВ (рис. 6.2, б). Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПШН между замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы устанавливается переводник ПП. Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводники – из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543-71). Трубная резьба на концах ведущей трубы не стандартизирована, за исключением профиля (рис. 6.3). На теле трубы допускаются дефекты глубиной не более 18 % толщины стенки на расстоянии более 500 мм от концов, и не более 12,5 % на остальной части трубы. Точность трубной конической резьбы должна соответствовать требованиям ГОСТ 631-75. При контроле трубной резьбы резьбовым калибром-кольцом натяг (расстояние между измерительной плоскостью калибра и концом сбега резьбы трубы) должен быть 9 ± 3,175 мм. На цилиндрической поверхности каждой трубы у левой резьбы или на грани должна быть нанесена маркировка: размер трубы, номер, номер плавки, марка стали, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами. Технические требования для переводников к ведущим трубам должны соответствовать ТУ 26-02-652-75, а требования к резьбовым соединениям – ГОСТ 631-75 ГОСТ 5286-75. 110 Рис. 6.2. Переводники ведущей трубы: а – нижний; б – верхний; I – резьба замковая; II – то же, левая; III – резьба по ТУ 14-3-126-73; IV – то же, левая; DH – наружный диаметр переводника; L – длина переводника; d – диаметр проходного отверстия; d0 – диаметр цилиндрической выточки; d1 – внутренний диаметр резьбы в плоскости торца; l1 – расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; l2 – длина конуса под резьбу Рис. 6.3. Резьбовое соединение ведущих труб: 1 – линия, параллельная оси резьбы штанги; 2 – основная плоскость; 3 – переводник; 4 – штанга 111 С целью увеличения сроков эксплуатации и повышения сопротивления усталости резьбовых соединений ведущих бурильных труб их конструкции усовершенствованы: трубы ТВБ и трубы ТВКП. Трубы ТВБ (рис. 6.4) имеют цилиндрический блокирующий поясок, который усиливает и герметизирует коническую резьбу. Его протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения 112, 140, 155 мм. Переводники на трубу навинчивают в горячем состоянии после их нагрева до 400–430 °С. Трубы ТВКП (рис. 6.5.) отличаются коническими стабилизирующими поясками и переводниками. Прочность и герметичность резьбового соединения обеспечиваются трапецеидальной резьбой профиля ТТ с углом 30° (ГОСТ 631-75) и коническим стабилизирующим пояском конусностью 1:32. Поясок протачивают по стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения за резьбой профиля. ТТ. Трубы ТВКП изготавливают по ТУ 51-276-86. Переводники изготавливают из стали марки 40ХН или 40ХН2МА. Верхний переводник снабжен левой резьбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Размеры соединений приведены на рис. 6.6. Сборка переводников с трубой по резьбе профиля ТТ должна производиться горячим способом с нагревом переводников до температуры 380–450 °С. После свинчивания соединения должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей. Резьбы профиля ТТ ведущей бурильной трубы контролируются резьбовыми и гладкими калибрами. В верхнем ТВВК и нижнем ТВНК переводниках контролируется внутренняя резьба профиля ТТ и коническая расточка, а также внутренняя и наружная замковые резьбы. Рис. 6.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ: 1 – труба квадратного сечения; 2 – переводник 112 Промышленностью осваиваются ведущие бурильные трубы цельной конструкции квадратного и шестигранного сечений в соответствии со стандартом СЭВ 1384-78, аналогичные стандарту АНИ-7 (Американский нефтяной институт). Рис. 6.5. Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП: а – труба; б – резьбовое соединение; I – резьба замковая по ГОСТ 5286-75; II – то же, левая; III – резьба ТТ; IV – то же, левая Рис. 6.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП: а – переводник; б – труба; I – расчетная плоскость конических поверхностей; II – основная плоскость 113 6.3. Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним Для увеличения толщины стенок и прочности бурильных труб в нарезанной части концы их высаживаются внутрь или наружу (ГОСТ 631-75). Бурильные трубы соединяются в колонну с помощью замков. На конец трубы (типов 1, 2, по ГОСТ 631-75) навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы (типов 3, 4, по ГОСТ 631-75) с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно ТБВК, ТБНК. Короткие трубы (6 м) с резьбой треугольного профиля предварительно соединяются между собой соединительными муфтами. Резьбовые части труб типа 1 и муфт к ним должны соответствовать рис. 6.7; типа 2 – рис. 6.8; типа 3 – рис. 6.9, а; типа 4 – рис. 6.9, б. Трубы типов 1, 2 изготовляются с правой и левой резьбами, трубы типов 3, 4 – с правой резьбой и по соглашению потребителя с изготовителем – с левой. Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м при условном диаметре труб 60–102 мм; 11,5 м – при условном диаметре труб 114–168 мм. В поставляемой партии допускается до 25 % труб длиной 8 м и до 8 % – длиной 6 м. С согласия потребителя допускается изготовление труб диаметром 114 мм, длиной 6 и 8 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при наличии навинченной муфты – расстоянием от свободного торца муфты до последнего витка резьбы другого конца трубы. Рис. 6.7. Трубы типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним: а – труба; б – муфта 114 Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна трубы (стрела прогиба) на середине длины трубы не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна конца трубы – частное от деления стрелы прогиба на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы. Длина высадки в расчет не принимается. Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним. Труба В-114х9-Д ГОСТ 631-75 – труба бурильная типа 1, условный диаметр 114 мм, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности. Труба ВП-114х9-Д ГОСТ 631-75 – то же, повышенной точности. Муфта В-114-Д ГОСТ 631-75 – муфта к трубе типа 1, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д. Рис. 6.8. Трубы типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним: а – труба; б – муфта Труба Н-114×Д ГОСТ 631-75 – труба бурильная типа 2, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности. Труба НП-114×9-Д ГОСТ 631-75 – то же, повышенной точности. Муфта Н-144-Д ГОСТ 631-75 – муфта к трубе типа 2, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д. 115 Труба ВК-114×9-Д ГОСТ 631-75 – труба бурильная типа 3, далее то же. Труба НК-114×9-Д ГОСТ 631-75 – труба бурильная типа 4, далее то же. Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л. На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не допускаются плены, раковины, закаты, расслоения, трещины и песочины. Рис. 6.9. Трубы с коническим стабилизирующим пояском: а – конец трубы типа 3 с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками; б – конец трубы типа 4 с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками Допускаются вырубка и зачистка указанных дефектов только вдоль оси трубы при условии, что глубина этих вырубок не выводит толщину стенки за предельные минусовые отклонения. Заварка, зачеканка или заделка дефектов не допускается. Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов. На внутренней поверхности переходной части высаженных наружу концов бурильных труб типа 4 всех диаметров допускается одно пологое кольцевое незаполнение шириной не более 40 мм, 116 причем наименьшая толщина стенки в этих местах должна быть на 2 мм больше номинальной толщины стенки данного типоразмера труб. На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб типа 2 допускаются следы исправления дефектов и отдельные пологие незаполнения металлом глубиной до 2–3 мм, шириной до 20 мм и протяженностью по окружности до 25–50 мм (меньшие размеры для труб диаметром 60–102 мм, большие – для труб диаметром 114–140 мм). Профиль резьбы труб типов 1, 2 и муфт к ним (рис. 6.10) имеет следующие размеры:  шаг резьбы Р, мм…………………………….….….3,175;  глубина резьбы h 1 , мм……………………………..1,810;  рабочая высота профиля h, мм……………….…...1,734; радиусы закругления, мм:  r,…………………………………………….………..0,508;  r1,…………………………………………….……....0,432;  зазор z, мм………………………………………..…0,076;  угол уклона φ……………………………………...1°47'24';  конусность 2tgφ…………………………………...…1:16. Соответствующие размеры резьбовых соединений бурильных труб типов 1, 2 приведены на рис. 6.11. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4 и их резьбовые соединения приведены соответственно на рис. 6.12 и 6.13. К высаженному концу труб ВК, НК предъявляются следующие требования. Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпендикулярность не более 0,06, неплоскостность – не более 0,1 мм. Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны совпадать. Допустимое отклонение от соосности не более 0,04 мм. Разностенность в плоскости торца трубы должна быть не более: 4 мм для труб диаметром 73 мм; 4,5 мм для труб диаметром 89, 102 мм; 5 мм для остальных диаметров труб 114, 127, 140 мм. Поверхности конического стабилизирующего пояска и торца трубы должны быть гладкими, без заусенцев и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся механической обработке, допускается выполнять переход с конического стабилизирующего пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 15° к оси трубы. Место перехода механически обработанной поверхности трубы к необработанной поверхности наружного диаметра высадки допускается выполнять под углом не более 15° к оси трубы. 117 Рис. 6.10. Профиль резьбы бурильных труб типов 1, 2 и муфт к ним с треугольной резьбой: 1 – муфта; 2 – труба; I – линия, параллельная оси резьбы; II – линия среднего диаметра резьбы Рис. 6.11. Резьбовое соединение бурильных труб типов 1, 2 118 Рис. 6.12. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4: I – линия, параллельная оси резьбы трубы; II – ось резьбы трубы Рис. 6.13. Резьбовое соединение бурильных труб типов 3, 4: I – основная плоскость; II – расчетная плоскость конического стабилизирующего пояска; III – ось резьбы Наружный диаметр высадки должен допускать прохождение гладкого калибра-кольца диаметром на 2,5 мм меньше диаметра высадки. Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляются из углеродистых (сталь марки 45) и легированных сталей марок 38ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Трубы групп прочности К, Е изготовляются из легированных сталей путем нормализации с отпуском или из углеродистых сталей 119 (закалка, отпуск) группы прочности Л, а трубы групп прочности выше Л (М, Р) – из легированных сталей (закалка – отпуск). Муфты для труб типов 1, 2 диаметром 114 мм и менее должны изготовляться из сталей группы прочности с более высокими механическими свойствами. По соглашению изготовителей и потребителя допускается изготовление труб и муфт одной группы прочности. Трубы диаметром выше 114 мм и муфты к ним изготовляются одной группы прочности. На каждой бурильной трубе на расстоянии 0,4–0,6 м от ее конца наносится маркировка клеймами: номер трубы, группа прочности, толщина стенки, наименование или товарный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска. Клеймо должно быть обведено светлой краской. На каждой муфте должен быть выбит товарный знак завода-изготовителя. Все клейма на трубе и муфте наносятся вдоль образующей. Рядом с клеймами на каждой трубе вдоль образующей наносится маркировка устойчивой светлой краской. 6.4. Замки для бурильных труб с высаженными концами Замки для бурильных труб служат для соединения в колонны бурильных труб типов 1–4. Замок состоит из двух деталей – ниппеля и муфты, соединяемых конической замковой резьбой. Замки для бурильных труб изготовляются по ГОСТ 5286-75 пяти типов (табл. 6.1). Замки изготовляются: правые с правой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой и левые с левой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой. Пример условного обозначения замков с нормальным проходным отверстием и наружным диаметром 108 мм с правой (ЗН–108 ГОСТ 5286-75) и левой (ЗН-108Л ГОСТ 5286-75) резьбой. Технические требования к замкам Замки изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543-71 со следующими механическими свойствами после термообработки:  временное сопротивление разрыву σв, МПа……….…882;  предел текучести σт, МПа……………………………....735;  относительное удлинение δ, %…………………………..10;  относительное сужение ψ, %……………………….…....45;  ударная вязкость KCV, кДж/м2.....................................686;  твердость по Бринеллю НВ………………………..…285–341. 120 Таблица 6.1 Типы бурильных замков Обозначение Наименование типов Область применения ЗН Замок с нормальным проходным отверстием ЗШ Замок с широким проходным отверстием ЗУ Замок с увеличенным проходным отверстием ЗШК ЗУК Для соединения труб с высаженными внутрь концами Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками При необходимости получения более высоких механических свойств (σв, σт) рекомендуется использовать замки размером свыше 120 мм из стали марок 40ХМ1ФА и 38ХНЗМФА (σт = 882 + 1078 МПа). На наружной и внутренней поверхностях замка не должно быть трещин, волосовин, плен, раковин и расслоений. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускаются. Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты должны быть гладкими, без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов. Маркировка на этих поверхностях не допускается. Отклонения от перпендикулярности упорных торцов ниппеля и муфты к оси замковой резьбы не должны быть более 0,10 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих поверхностей – не более 0,07 мм. Отклонения от перпендикулярности торцов к оси резьбы профиля ТТ не должны быть более 0,06 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих торцов – 0,06 мм. 121 Замковая резьба, резьба профиля ТТ и трубная резьба треугольного профиля должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин, продольных углублений вдоль образующей резьбы и других дефектов, нарушающих непрерывность, прочность и герметичность резьбы. Несоосность осей замковой и трубной резьбы должна быть не более 0,06 мм в плоскости торца и 1,75 мм на длине 1 м. Несоосность осей конической выточки замковой резьбы и цилиндрической выточки трубной треугольной резьбы не должна быть более 0,6 мм. Несоосность осей резьбы профиля ТТ и конической расточки концов замков ЗШК, ЗУК, предназначенных для соединения с трубами, не должна быть более 0,04. На ниппелях и муфтах протачивается поясок для маркировки, а на левых замках – второй опознавательный поясок. Правые и левые ниппели и муфты замков ЗУ-120, ЗУ-155, ЗУК-120 и ЗУК-155 должны иметь опознавательную лунку. Замок ЗУК-155 заменен на ЗУК-162 (по ТУ 26-02-1026-86). На ниппеле и муфте каждого замка на поясках для маркировки должна быть нанесена маркировка: товарный знак завода-изготовителя, типоразмер замка, дата выпуска (месяц, год), ГОСТ 5286-75. Резьба замков, поверхности конических расточек и упорные уступы (торцы) для предохранения от коррозии покрываются смазкой по ГОСТ 9.014 -78. Резьба и упорные торцы при транспортировке должны быть предохранены от повреждений. Каждая партия замков, а также ниппелей и муфт сопровождается документом, удостоверяющим их соответствие ГОСТ 5286-75. Для повышения износостойкости и прочности применяются высокопрочные замки ЗШК-178В с пределом текучести 980 МПа, с резьбой повышенной износостойкости МК148х7,257х1:6-ЗШК-178М (ТУ 26-02-989-84). 122 7. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ 7.1. Трубы бурильные с приваренными замками Трубы бурильные с приваренными замками выпускаются по ТУ 143-1293-84 и по ТУ 14-3-1187-83. Условное обозначение труб по ТУ 143-1293-84: ПК114×8,56; ПК127×9,19. Размеры, предельные отклонения, масса труб по ТУ 14-3-1293-84 должны соответствовать указанным на рис. 7.1. Овальность и разностенность не должны выводить размеры труб за предельные отклонения по наружному диаметру и толщине стенки. На поверхности труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин. Размеры труб по ТУ 14-3-1187-83 приведены на рис. 7.2. Механические свойства труб должны соответствовать группе прочности Д. Наружная и внутренняя поверхности высаженной части труб и места перехода от высаженной части к гладкой части труб не должны иметь резких уступов и складок; переход от высаженной части к гладкой должен быть плавным по всей длине. На внутренней поверхности высаженной части труб (до приварки замков) на длине 40 мм от торца незаполнение металлом не допускается; на длине более 40 мм допускается одно пологое незаполнение металлом шириной не более 40 мм. Наружная поверхность высаженных концов труб перед приваркой должна подвергаться обработке с целью удаления облоя; торцы труб должны быть механически обработаны. Трубы и замки после приварки должны быть соосны; смещение осей трубы и замка в плоскости сварного стыка не должно превышать 1,2 мм, перекос осей не должен превышать 3,0 мм на 1 м длины. Зона сварного соединения после удаления наружного и внутреннего грата необходимо подвергать термообработке. Рис. 7.1. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1293-84 123 Рис. 7.2. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1187-83 Грат при сварке должен быть полностью удален с наружной и внутренней поверхностей. Требования к прямолинейности труб, проверке химического анализа, проверке механических свойств стали, к испытанию на растяжение и сплющивание приведен в ГОСТ 631-75. Временное сопротивление разрыву сварного соединения и твердость в зонах сварного шва и термического влияния должны быть проверены на одной трубе из партии. Результатом испытания считается среднеарифметическое значений, полученных при испытании трех образцов от каждого конца. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10 % ниже нормативного требования. Замки (ниппели и муфты) для приварки к трубам по ТУ 14-3-1293-84 изготовляются по ТУ 39-10-082-84, а к трубам по ТУ 14-3-1187-83 согласно ТУ 26-02-964-83. Для труб групп прочности Д и Е допускается изготовление замков из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286-75. Замки к трубам по ТУ 14-3-1187-83 выпускаются по ТУ26-02-964-83. Требования к замковой резьбе, допускаемым отклонениям элементов, чистоте поверхности, методам контроля должны соответствовать ГОСТ 5286-75. Замки изготавливаются из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286-75. На наружной цилиндрической поверхности ниппеля и муфт допускаются местные черновины от окалины, на внутренней поверхности черновины допускаются местные увеличения диаметра до 3 мм и не более 1 мм на участке резьбы. Разностенность ниппеля в плоскости торца малого основания конуса замковой резьбы не должна превышать 1,5 мм для замков ЗП-114 и 2,0 мм для замков ЗП-127 мм. Перекос осей замковой резьбы и наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должен быть больше 1,75 мм на длине 1 мм. Несоосность наружной и внутренней поверхностей хвостовика муфты или ниппеля относительно наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должна превышать 0,4 мм в плоскости торца. 124 На торцах хвостовиков окалина не допускается. Средний ресурс до списания 500 циклов свинчивания-развинчивания. Каждая партия замков поставляется комплектно, резьба замковая покрывается антикоррозионной смазкой (например, К-17, по ГОСТ 10877-76). Партия замков сопровождается сертификатом, удостоверяющим соответствие качества замков требованиям технических условий. Замковые детали подвергаются проверке механических свойств – на растяжение и ударную вязкость. Испытание на растяжение производится по ГОСТ 10006-80, а испытание на ударную вязкость по ГОСТ 9454-78. Эксплуатация замков должна вестись согласно инструкции по эксплуатации. В процессе эксплуатации допускается до трех ремонтов замковой резьбы. 7.2. Легкосплавные бурильные трубы Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) применяются в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а также при капитальном ремонте скважин. Выпускаются ЛБТ сборной конструкции (рис. 7.3, а) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786-79; ГОСТ 23786-79. ТБ – с внутренними утолщениями (рис. 7.3, б); ТБП – с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 7.4). Рис. 7.3. Труба легкосплавная: а – сборной конструкции; б – труба с внутренними утолщениями; 1 – муфта; 2 – труба; 3 – ниппель 125 Рис. 7.4. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы и замков. Номинальная длина труб без протекторного утолщения: диаметром 54 мм – 4,5 м, 64 мм – 5,3 м, от 64 до 110 мм – 9,0 м и свыше 110 мм – 12,0 м. ЛБТ с протекторным утолщением поставляются длиной 12 м всех диаметров. Отклонения по длине +150 мм – 200 мм. ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 с химическим составом по ГОСТ 4784-74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям:  наружный диаметр, мм……………………. 154–120 > 120;  временное сопротивление, 6В, МПа,……... не менее 392–421;  предел текучести 6Т, МПа,……………….. не менее 255–274;  относительное удлинение δ5, %,…………… не менее 12–10. Кривизна на средней трети длины трубы не должна превышать 1,5 мм на 1 м, а на остальных участках, исключая протекторное утолщение и места переходов от основного сечения трубы к утолщениям – 1,3 мм. На наружной и внутренней поверхностях труб не допускаются раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пятна коррозионного происхождения. Не допускаются плены, отслоения, пузыри, забоины, царапины, риски, задиры, вмятины, запрессовки, если глубина их залегания, определяемая контрольной зачисткой, превышает предельные отклонения по толщине стенки. Допускаются цвета побежалости, темные и белые пятна и следы технологической смазки. На наружной поверхности протекторного утолщения и в местах переходов к нему не допускаются продольные расслоения глубиной до 2 мм, определяемые контрольной зачисткой. В месте перехода от утолщения 126 к основному сечению трубы допускается один кольцевой пережим при условии соответствия толщины стенки и внутреннего диаметра. При этом пережим не должен выводить наружный диаметр за предельные отклонения: +1,0 мм и –2,0 мм для труб диаметрами 54 и 64 мм; +2,5 и –5,0 мм для труб остальных диаметров. Допускаются отслоения глубиной: от наружной поверхности не более 1,5 мм и от внутренней – не более 3,0 мм. Длина переходных зон от концевого утолщения к основному сечению трубы должна быть не более 300 мм, а от протекторного утолщения до основного сечения трубы – не более 1800 мм. Овальность и разностенность труб должны быть в пределах допусков по наружному диаметру и толщине стенки. Несоосность протекторного утолщения с осью трубы предусматривается не более 7 мм. Технические требования к замкам ЛБТ должны соответствовать ГОСТ 5286-75, а требования к трубной резьбе треугольного профиля – ГОСТ 631-75 (для труб 147 мм используется резьба труб 146 мм, по ГОСТ 632-80). Условное обозначение трубы из алюминиевого сплава марки Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нормальной прочности, с внутренними концевыми утолщениями, диаметром 147 мм и толщиной стенки 11 мм – труба Д16Т147×11 ГОСТ 23786-79. То же, с протекторным утолщением – труба ПД16Т147×11 ГОСТ 23786-79. С целью улучшения механических свойств труб используется сплав 01953Т1 с пределом текучести 490 МПа, а для работы в условиях повышенных температур – АК4Т1. Работа с трубами из сплава Д16Т1 при температуре выше 150 °С не рекомендуется. По типу конструкции труб ВК типа 3 (ГОСТ 631-75) разработаны конструкции труб ЛБТВК – 103, 114, 129, 140, 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631-75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками; для труб ЛБТВК-147 применена резьба ТТ138х5,08х1:32. Предел выносливости труб с резьбой треугольного профиля 29-32 Н/мм2, для труб ЛБТВК-147-53 Н/мм2. Высокопрочные замки ЗЛК-178В (σт = 980 МПа) и замки ЗЛК-178 изготовляют по ТУ 26-02-1001-85. Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы беззамковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции. Стальные замки навинчивают на ЛБТ на специальном стенде с приложением определенного крутящего момента. Резьбу бурильных труб и замков тщательно очищают, промывают и обезжиривают. На резьбу бурильных труб наносят соответствующую смазку на основе эпоксид127 ной смолы с наполнителями и вручную навинчивают замковые детали, подобранные по натягам (сумма натягов резьбы замка и трубы должна составлять 22–25 мм). Наибольший крутящий момент на шпинделе стенда – 25 кН-м. Применяется также навинчивание замков в нагретом состоянии. Замок предварительно нагревают до 380–400 °С; навинчивание на трубу осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности трубы водой. 7.3. Утяжеленные бурильные трубы 7.3.1. Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются по ТУ 51-774-77 из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8–1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147, ТУ 51-774-77 (труба с наружным диаметром 178 мм и резьбой 3-147). Длина труб 6,0 м. Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 7.5) изготовляют диаметрами 178, 203 и 229 мм. Соединения ниппельного и муфтового концов труб выполняются с правой замковой резьбой, по ГОСТ 5286 – 75, а для диаметров 254, 273 и 299 мм – с резьбой 3-201, по ГОСТ 20692-75. Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки ЗРК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки. Кривизна канала трубы относительно ее теоретической оси в середине трубы не должна превышать: 4,5 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 3,0 мм – 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров. Рис. 7.5. Утяжеленная труба УБТС-2 128 Биение наружной поверхности трубы относительно теоретической оси канала в середине трубы не должно превышать: 6,0 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 4,0 мм – 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров. При проверке биения на меньшем расстоянии от торцов труб допустимое биение пропорционально уменьшается. Допускается холодная правка труб (без подогрева) диаметром 120, 133 и 146 мм до нарезания резьбы. Разностенность тела трубы не должна превышать: 5,0 мм для труб диаметром 120, 133 и 146 мм; 3,5 мм для труб остальных диаметров. Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм. Утяжеленные бурильные трубы должны изготовляться из стали марки 38ХНЗМФА, по ГОСТ 4543-71. Допускается изготовление труб из других легированных сталей, например 40ХН2МА. На наружной и внутренней поверхностях труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Заварка и заделка дефектных мест не допускаются. Обнаруженные дефектные места на наружной поверхности могут быть вырублены, при этом глубина вырубки не должна превышать 5 % номинальной толщины стенки, а протяженность вырубленных мест – 100 мм в продольном направлении и 25 мм в поперечном. Количество вырубленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, вырубка должна быть тщательно зачищена и иметь пологие края. На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допускается. По наружному диаметру труб допускаются проточки отдельных мест, требуемые технологией механической обработки труб, на глубину не более 1 мм и общей протяженностью не свыше 400 мм. Проточки должны заканчиваться плавными, без подрезов, переходами. С целью предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы должны быть окрашены. Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений. Не допускается наносить на них какие бы то ни было знаки маркировки. Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована. Резьба, зарезьбовые канавки и поясок обкатываются роликом. На каждой трубе на расстоянии 0,4 мм от ее ниппельного конца должна быть нанесена маркировка: товарный знак или наименование предприятия-изготовителя, условное обозначение трубы, порядковый номер трубы, марка стали, порядковый номер плавки, длина трубы, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. Маркировка должна 129 быть произведена четко клеймами. Все клейма должны быть выбиты вдоль образующей трубы и обведены светлой краской. При транспортировании наружная и внутренняя резьба труб и упорные поверхности должны быть надежно защищены предохранительными пробками и кольцами. При навинчивании пробок и колец резьба и упорные поверхности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой. Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим соответствие их качества требованиям технических условий, в котором указываются: дата выпуска, номера плавок, порядковые номера труб (от – до для каждой плавки), наружный и внутренний диаметры, обозначения резьбы, длина труб, содержание серы и фосфора для труб каждой плавки, результаты механических испытаний металла труб. При погрузке на автомобили трубы следует укладывать на брусья и привязывать к ним цепью с двух сторон. Перед разгрузкой труб необходимо установить, что предохранительные пробки и кольца находятся на месте и затянуты. Трубы должны храниться на стеллажах уложенными в один ряд, причем расстояние от поверхности земли должно быть не менее 0,5 м, с тем, чтобы уберечь их от влаги и грязи. 7.3.2. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) диаметром 146, 178, 203, 219 и 245 мм поставляются по ТУ 14-3-385-79, а трубы (заготовки для УБТ) диаметром 73, 89, 108 мм – ТУ 14-3-839-79. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются гладкими по всей длине: 146×74×8000, 178×90×12 000, 203×100×12000, 219×112×8000 и 245×135×7000 мм. Допускается поставка труб диаметром 146 мм, длиной 6 м и диаметром 203 мм, длиной 8 м до 30 % объема заказа, а диаметром 178 мм, длиной 8 м – до 10 %. Допуск по толщине стенки для труб диаметром 146, 178, 203 мм – минус 12,5 %. Внутренний диаметр (канал) трубы dKaH контролируется шаблоном наружным диаметром, равным 10 мм. Разностенность труб диаметром 219, 245 мм в одном сечении не должна превышать 10 мм. На поверхности труб не должно быть дефектов в виде плен, трещин, закатов, расслоений. Допускаются дефекты, обусловленные условиями производства, глубина залегания которых не должна превышать 12,5 % толщины стенки. На концах труб на длине 300 мм дефекты не допускаются. Разрешается запиловка дефектных мест. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются групп прочности Д и К. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях и предпочтительно с использованием забойных двигателей. 130 7.3.3. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ В некоторых случаях при бурении скважин с целью повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, облегчения процесса ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками (рис. 7.6). Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами, по ГОСТ 5286-75, из стали марок 40ХН, 40ХН2МА. Изношенный замок может быть легко заменен непосредственно на буровой с использованием установки, размещенной на автомобиле (трубы с замком собирают горячим способом). Рис. 7.6. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ ВНИИБТ разработаны конструкции УБТСЗ диаметром 146, 178, 203 и 229 мм. Трубы соединяются с замком при помощи трапецеидальной резьбы профиля ТТ. Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего пояска принято 1,1–1,5, а диаметра охватывающей детали (замка) к охватываемой детали (трубе) – 1,2. Для повышения износостойкости и прочности резьбовых соединений и экономии легированных сталей применяют УБТ с приваренными высокопрочными концами. Приварка может быть выполнена дуговым методом под слоем флюса или контактной электросваркой. Резьбовые концы длиной 500–1500 мм изготовляют из легированной стали с механическими свойствами, по ГОСТ 5286-75, т.е. 3–102 вместо 3–101 и 3–122 вместо 3–121. Использование такого профиля повышает на 20–30 % износостойкость и прочность резьбовых соединений. Для повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применять профили резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом 7 и 8 мм. Так, износостойкость резьбы МК-90 с крупным шагом 8 мм повышается на 60–65 %, а предел выносливости – на 25 %. Резьбу СК-90 с углом профиля 90° рекомендуется применять в нижней части колонны при роторном способе бурения. 131 7.4. Переводники для бурильных колонн Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П – переходные, М – муфтовые, Н – ниппельные. В зависимости от соотношений диаметров замковых резьб на концах переводники каждого типа могут быть различной конфигурации: цилиндрической, ступенчатой. Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков. Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360-82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения – рис. 8.7. В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а переводников с резьбами левого направления нарезки – буква Л. Пример условного обозначения переводника типа М с резьбами 3-147/171: М-147/171 ГОСТ 7360-82Е. То же, типа П: П-147/171 ГОСТ 7360-82Е. То же, с резьбами левого направления нарезки: П-147/171-Л ГОСТ 7360-82Е. Переводники изготовляются из стали марки 40ХН и по ГОСТ 4543-71 или из других никельсодержащих марок сталей. На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм и глубиной 1 мм. На переводниках исполнения цилиндрической конфигурации этот поясок находится посредине цилиндрической части; на переводниках ступенчатой конфигурации – на цилиндрической поверхности большого наружного диаметра на расстоянии 20 мм от переходной фаски. Рис. 7.7. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации: а – муфтовый; б – ниппельный; в – переходный 132 На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глубиной 1 мм. Технические требования к переводникам для бурильных труб, а также требования к ним в части правил приемки, методов испытаний, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения идентичны соответствующим требованиям по ГОСТ 5286-75. 7.5. Резиновые кольца для бурильных труб Для предохранения бурильных и обсадных колонн от истирания при бурении скважин используют резиновые кольца. Они работают в среде буровых промывочных растворов с добавками нефти при температуре до 150 °С. Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Отечественная промышленность выпускает резиновые кольца неразъемной конструкции по ГОСТ 6365 – 74. Форма и размеры колец, предусмотренных указанным стандартом, даны на рис. 7.8. Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А ГОСТ 6365-74. Разработанные различными научно-исследовательскими организациями более совершенные разъемные конструкции колец пока еще не нашли в практике широкого применения. Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольцо непосредственно перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80–90 °С в течение 10–15 мин. Во избежание повреждения резиновых колец при надевании на трубы очищают заусенцы и острые кромки замков. Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы. Применение смазок, облегчающих надевание колец, не допускается. Рис. 7.8. Протекторное резиновое кольцо для бурильных труб 133 Для предохранения колец от повреждения при работе обсадная колонна не должна иметь технических повреждений. Центрование буровой вышки и ротора относительно устья скважины при спускоподъемных операциях должно обеспечивать прохождение через ротор колец и замков бурильных труб без посадок и ударов. 7.6. Обратные клапаны для бурильных труб Обратные клапаны для бурильных предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления пластов через бурильные трубы в процессе бурения. При бурении скважины клапаны, установленные в колонне бурильных труб под нижним переводником ведущей трубы, работают в среде бурового промывочного раствора. Серийное производство обратных клапанов для бурильных колонн осуществляется по ОСТ 39-096-79, в соответствии с которым предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих: тип 1 – клапаны тарельчатые – КОБ Т (рис. 7.9, а), тип 2 – клапаны конусные с резиновыми уплотнениями – КОБ (рис. 7.9, б). Клапаны могут изготовляться с правыми или левыми замковыми резьбами. Условное обозначение клапана: КОБ – клапан обратный бурильный; Т – тарельчатый тип; двух- или трехзначное число – наружный диаметр лапана; двух- или трехзначное число с буквой 3 – условное обозначение замковой резьбы по ГОСТ 5286-75, а в случае левой резьбы к обозначению замковой резьбы добавляется буква Л. Примеры условного обозначения клапанов в технической документации или при заказе: клапана с наружным диаметром 108 мм тарельчатого типа – КОБ Т 108-3-88 ОСТ 39-096-79; клапана с наружным диаметром 178 мм конусного типа с резиновым уплотнением – КОБ 178-3-147 ОСТ 39-096-79. Рабочее давление, выдерживаемое при запирании, для клапанов тарельчатого типа диаметрами 80–133 мм – 15 МПа, а для конусных клапанов с резиновыми уплотнениями диаметрами 14-203 мм – 35 МПа. Максимальная температура рабочей среды при эксплуатации клапанов – не более 100 °С. Корпус клапана изготовляют из хромо-никелевой стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 -71 с механическими характеристиками (после термообработки), аналогичными переводникам для бурильных колонн. Технические требования к конструкции клапана, правила приемки, методы контроля, а также требования по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению приведены в ОСТ 39-096-79. 134 Рис. 7.9. Клапан обратный для бурильных труб 7.7. Опорно-центрирующие элементы К числу опорно-центрирующих элементов относят: центраторы, стабилизаторы и промежуточные опоры. Центраторы выполняются как с прямыми, так и со спиральными ребрами, обычно с наружным диаметром, равным диаметру долота. Центраторы предназначены для управления искривлением скважины и располагаются от одного до трех в компоновке УБТ в зависимости от интенсивности искривления. Как правило, центраторы для предотвращения искривления скважины устанавливаются на длине УБТ до 25 м. Основные технические требования к центраторам и стабилизаторам предусмотрены ОСТ 39-078-79. Значительная длина УБТ приводит к искривлению труб в результате потери их устойчивости, что ухудшает передачу нагрузки на долото, приводит к неравномерному вращению колонны и породоразрушающего инструмента и др. Кроме того, значительная длина УБТ создает большую площадь контакта труб со скважиной, что способствует прихвату колонны под действием дифференциального давления. С целью улучшения работы УБТ, повышения их устойчивости и ограничения площади контакта труб со стенками скважины применяют промежуточные опоры. Форма и размеры опор должны обеспечить ограничение поперечной деформации УБТ, вынос разбуренной породы, наименьший контакт со скважиной. 135 На рис. 7.10 изображена промежуточная опора квадратного сечения (ОП). Опоры для долот диаметром 139,7–212,7 мм изготовляют по ТУ 39-01-388-78 из стального проката; для долот диаметром 244,5–269,9 мм – по ТУ 39-146-75 из стального литья. Ребра опор армируются штырями из твердого сплава. Диаметр описанной окружности промежуточных опор примерно равен 0,95 Dдол. Промежуточные опоры устанавливаются на сжатом участке УБТ, если нагрузка на долото выше критической. Расстояние между опорами «а» может быть увеличено на 10 %; при бурении забойными двигателями расстояние принимается согласно табл. 7.1 для п = 50 об/мин. Количество опор: M = [(103Q – g Qk) / аggo ] – 1, (7.1) но при этом их должно быть не менее двух. Здесь Q – нагрузка на долото, кН; QK – масса над долотной части комплекта УБТ в КНБК, кг; g – ускорение силы тяжести, м/с2; q0 – масса 1 м УБТ, кг. Таблица 7.1 Расстояние между промежуточными опорами а, м Частота вращения колонны, об/мин Диаметр УБТ, мм 108–114 121 133 146 169 178 50 90 120 150 20 22 23,5 25 31 33 16 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 13,5 14 15 16 18,5 21 12 13 13,5 14,5 17 19 Бурение с применением промежуточных опор (ОП) должно проводиться непосредственно после разбуривания башмака предыдущей промежуточной колонны. Если интенсивность искривления скважины малая, то бурить можно без наддолотной компоновки с центраторами, используя для этого только промежуточные опоры. Для борьбы с желобными выработками, ограничения площади контакта со скважиной и уменьшения искривления ствола применяется упругий стабилизатор (СУ). Стабилизатор (рис. 7.11) состоит из каркасной втулки 2, армированной резиной и свободно вращающейся на коротком полом вале 1, на обоих концах которого нарезана замковая резьба для присоединения к бурильной колонне. Поверхность втулки имеет желобчатую форму. 136 Наружный диаметр профильной втулки для работы с долотами диаметрами 215,9; 244,5; 269,9 мм соответственно равен 212, 241, 266 мм. Особенность упругого стабилизатора – вращение вала стабилизатора вместе с колонной при практически невращающейся втулке. Рис. 7.10. Опора промежуточная квадратная (ОП) Рис. 7.11. Стабилизатор упругий (СУ) Устанавливается стабилизатор как в компоновке УБТ, так и на бурильной колонне. Выпускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066-74. При бурении с долотами больших диаметров 295,3–393,7 мм для повышения устойчивости УБТ и ограничения поперечной деформации колонны используются промежуточные опоры (ОВ), состоящие из вала и вращающейся профильной втулки, изготовленной из алюминиевого 137 сплава. Отношение диаметра втулки к диаметру скважины 0,97. При вращении бурильной колонны втулка получает ограниченное вращение, в основном выполняя функцию опоры, поступательно перемещающейся вдоль скважины. Изношенные втулки заменяются на новые. Установка вращающихся опор способствует также предупреждению образования желобных выработок. В компоновке УБТ рекомендуется устанавливать две вращающиеся опоры ОВ с расстоянием между ними 20–28 м, при этом первая опора должна находиться от долота (или от конца наддолотной компоновки для борьбы с искривлением) на расстоянии 20–25 м. 138 8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Проектирование и расчет бурильных колонн является одним из наиболее сложных и трудоемких разделов дисциплины «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин». Особенностями проектирования оптимальных бурильных колонн является минимальная масса комплекта, максимальное использование труб низких групп прочности и наименьшая замена труб при переходе от одной технологической операция к другой. Настоящий материал представлен с учетом действующей «Инструкции по расчету бурильных колонн» РД 39-0147014-602-96. 8.1.Основные определения Бурильная колонна (БК) состоит из компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ). В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ). КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений. Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра составляют ступень КБТ. Бурильная колонна предназначена в общем случае для: 1) передачи вращения от ротора к долоту; 2) восприятия реактивного момента забойного двигателя; 3) подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины; 4) создания осевой нагрузки на долото; 5) подъема и спуска долота и забойного двигателя; 6) проведения вспомогательных работ. Исходя из назначения, требования к бурильной колонне следующие: 1) достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки; 2) обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями; 3) минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми. 139 8.2. Нагрузки, действующие на бурильную колонну В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:  растягивающие силы от собственного веса;  растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;  силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;  силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения);  силы инерции самой колонны, так и промывочной жидкости;  изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;  осевая сжимающая сила в нижней части колонны;  крутящий момент при вращении колонны;  изгибающий момент за счет потери колонной прямолинейной формы;  динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны. Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния. В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся: растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости. Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая – в нижней; максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способе бурения, и в нижней – при бурении забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонной прямолинейной формы приложен в нижней части. Однако в связи с тем, что колонна может быть составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их с допустимыми для материала используемых бурильных труб. При расчетах на статическую прочность в вертикальной скважине определяются суммарные напряжения в верхних сечениях секций в момент отрыва долота от забоя, т.к. в этом случае на колонну действуют 140 максимальные нагрузки. В наклонно-направленных скважинах, кроме этого, определяются суммарные напряжения в верхних точках участков искривления, где дополнительно появляются напряжения изгиба. При расчетах на сопротивление усталости определяются суммарные напряжения для нижних сечении всех секций, т.к. в этом случае имеет место максимальный изгиб за счет потери КБТ прямолинейной формы. 8.3. Общий порядок проектирования и расчета бурильных колонн В общем случае проектирование и расчет БК производится по следующей схеме: Расчет УБТ: а) определение типа и диаметра основной ступени УБТ; б) сравнение по жесткости УБТ и обсадной колонны; в) определение диаметров и длин дополнительных ступеней УБТ; г) определение длины основной ступени; д) расчет количества промежуточных опор; е) определение моментов затяжки резьб УБТ. Проектировочный расчет колонны бурильных труб: а) формирование списка технологических операций для которых будет выполняться проектирование КБТ; б) формирование рабочего списка бурильных труб по приоритету, их диаметров и типов соединений; в) определение критерия оптимальности при формировании КБТ; г) перебор и проверка подготовленной последовательности БТ на соответствие:  нормативам выносливости бурильных труб каждой секции при одновременном воздействии переменных напряжений изгиба и постоянных напряжений растяжения (расчет запаса прочности по усталости);  запасов прочности бурильных труб каждой секции под действием внутреннего избыточного давления (верхняя труба) и наружного избыточного давления (нижняя труба); д) определение наибольших допустимых длин секций бурильных труб выбранных типоразмеров; е) определение масс сформированных секций; нарастающей массы КБТ, фактических значений запасов статической прочности и прочности по усталости. ж) для сформированных КБТ расчет замковых соединений и моментов затяжки резьб, а также расчет наибольшей глубины спуска БК в клиновом захвате. 141 Проверочный расчет КБТ Целью расчета является проверка выполнения условий статической прочности и прочности по усталости (при роторном способе бурения) бурильной колонны гидравлических и технологических требований к ее конструкции в следующих случаях:  фактические условия бурения отличаются от предполагавшихся;  по каким-либо причинам БК спроектирована с отступлениями от данной методики;  при анализе аварийных ситуаций. 8.4. Расчет УБТ Целью расчета является определение компоновки УБТ, обеспечивающей заданную осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент и необходимую жесткость при изгибе. Исходные данные для расчета:  способ и условия бурения;  тип и диаметра долота;  масса и длина элементов КНБК (кроме УБТ);  осевая нагрузка на долото;  диаметр первой над УБТ секции бурильных труб;  диаметр и толщина стенки обсадной колонны, под которую ведется бурение;  удельный вес бурового раствора. В общем случае компоновка УБТ состоит из труб разного диаметра, уменьшающегося от долота к КБТ. Диаметр основной ступени УБТ должен соответствовать диаметру долота и определяется по табл. 8.1. Таблица 8.1 Соотношения диаметров долот и основной ступени УБТ, мм Диаметр долота 190,5 215,9 244,5 269,9 295,3; 320 349,2 393,7 и более Диаметр УБТ 159 (146) 178 (159) 203 (178) 219; 229; (203) 229; 245; 254 (219; 229) 245; 254 (229; 245) 273; 299 (254; 273) 142 ПРИМЕЧАНИЕ: в скобках даны диаметры УБТ для осложненных условий бурения. При бурении забойными двигателями диаметр основной ступени УБТ не должен превышать диаметра забойного двигателя. При роторном бурении с частотой вращения n > 85 об/мин рекомендуется применять только сбалансированные УБТ (УБТС). Жесткость на изгиб EI основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, в противном случае при спуске обсадной колонны возможны посадки. Таким образом, ( ЕI )01  ( ЕI )ок , (8.1) где Е – модуль упругости материала труб, кГс/мм2; I – осевой момент инерции сечения тела трубы, мм4. Индексы 01 и ОК относятся соответственно к основной ступени УБТ и обсадной колонне. Для труб πD 4   d  I 1  64   D  4 πD 4   D 2δ   1   64   D  4 ,  (8.2) где D – наружный диаметр трубы, мм; d – внутренний диаметр трубы, мм; δ – толщина стенки трубы, мм. В случае, если УБТ изготовлены из стали, Е01= Еок. Тогда формула (8.1) может быть представлена в следующем удобном для расчета виде: D01 Dок  1  D  2δ  / D  4  ок ок ок     4   1  d01 / D01    0,25 , (8.3) где D01 и d01 – соответственно наружный и внутренний диаметр основной ступени УБТ, мм; Dок и δок – соответственно наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм. Для обеспечения плавного перехода по жесткости от основной ступени УБТ к КБТ должны выполняться следующие условия. При переходе к КБТ Dоп < 1,33 D1, (8.4) где Dоп – диаметр последней ступени УБТ, мм; D1 – диаметр бурильных труб первой секции, мм. 143 При переходе между ступенями УБТ 0,75D0 (i –1)  D0i (8.5) где D0 (i –1), D0i – соответственно диаметры предыдущей и последующей ступеней УБТ, мм. Диаметр бурильных труб первой секции принимается в соответствии со способом бурения и диаметром обсадных труб для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений и может быть определен по табл. 8.2. Таблица 8.2 Рекомендуемые соотношения диаметров обсадных и бурильных колонн, мм Диаметр обсадной колонны 178 219 245 273 299–377 Способ бурения забойными двигателями 89; 102 (90;103) 114; 127 (129) 127; 140 (129;147) 140 (147) 140 (147) роторный 89; 102 (90;103) 102; (103); 114 114; 127 (129) 127; 140 (129;147) 140 (147) ПРИМЕЧАНИЕ: в скобках даны диаметры ЛБТ. Длина переходных ступеней УБТ l02, l03 и т.д. принимается равным длине одной трубы или свечи. Длина основной ступени УБТ l01 приближенно может быть определена по формуле: l01  n  1  K д  Qд   Qзд Qc   q0i l0 i   ,  q01 1 γ ж / γ0  i 2   (8.6) где Qд – осевая нагрузка на долото, кГс; q01 – вес 1 м основной ступени УБТ, кГс/м; Kд – коэффициент нагрузки на долото, для турбинного бурения Kд = 1,175; для роторного бурения Kд = 1,333; γо – удельный вес материала УБТ, Гс/см3; γж – удельный вес промывочной жидкости, Гс/см3; Qзд – вес забойного двигателя, кГс; Qс – суммарный вес элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, кГс; l0i – длина 1-й переходной ступени УБТ, м; q0i – вес 1 м 1-й переходной ступени УБТ, кГс/м. 144 Вес Q0 и длина l0 всей компоновки УБТ определяются по формулам: n Q0   q0i  q0i , (8.7) i 1 n l0   l0i . (8.8) i 1 Для ограничений прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины в случае, если нагрузка на долото Qд превышает значение: Qд >1,94 3 (Еl )01 (q01)2 , (8.9) рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Наибольшие поперечные размеры опор в зависимости от диаметра долот приведены в табл. 8.3. Таблица 8.3 Отношение диаметров долот и наибольших поперечных размеров промежуточных опор, мм Диаметр долота 190,5 215,9 244,5 269,9 Диаметр опоры 181 203 230 256 Расстояние «а» между промежуточными опорами может быть определено по табл. 8.4. Таблица 8.4 Расстояние между промежуточными опорами «а», м Диаметры УБТ, мм Частота вращения колонны, об/мин Наружный 146 Внутренний 68 50 90 120 150 24,7 18,4 15,9 14,2 146 74 24,9 18,5 16,0 14,4 159 80 31,5 23,5 20,3 18,2 178 80 33,0 24,6 21,3 19,1 178 90 33,4 24,9 21,5 19,3 203 100 35,5 26,5 22,9 20,5 219 112 37,0 17,6 23,9 21,4 145 При бурении забойными двигателями это расстояние принимается по той же таблице при n = 50 об/мин. Количество промежуточных опор m определяется по формуле: m = l01 / а. (8.10) Их количество должно быть не менее двух. Для УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не ставить. Резьбовые соединения УБТ должны быть свинчены крутящими моментами, значения которых приведены в табл. 8.5. Меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее – условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения. Верхнее значение следует использовать только при появлении раскреплений. Допустимым является весь диапазон моментов свинчивания – от нижнего до верхнего значений. Таблица 8.5 Рекомендуемые моменты свинчивания УБТ, кГс·м Моменты свинчивания при коэффициентах трения Тип УБТ µ´= 0,1 µ´= 0,13 σт = 38 кГс/мм2 µ´= 0,1 µ´= 0,13 σт = 45 кГс/мм2 УБТ – 146×74 990–1260 1280–1630 1170–1490 1520–1930 УБТ – 178×90 1910–2520 2470–3260 2260–2990 2920–3860 УБТ – 203×100 3160–4220 4100–5470 3740–5000 4850–6480 УБТ – 219×112 2700–3590 3500–4650 3190–4250 4140–5510 УБТС.2 – 146×68 1330–2450 1720–3170 1540–2830 1990–3650 УБТС.2 – 178×80 2530–5040 3280–6500 2940–5810 3790–7500 УБТС.2 – 203×80 3620–7300 4680–9450 4180–8430 5400–10900 Величина момента затяжки зависит также от коэффициента трения μ в резьбе, который принимается равным 0,1 при резьбовой смазке с металлическими наполнителями и 0,13 при графитовой смазке. Момент затяжки зависит, кроме того, от предела текучести материала из которого изготовлены УБТ (для стали группы прочности Д σт = 38 кГс/мм2, группы прочности Кσт = 45 кГс/мм2). 146 8.5. Общие положения проектирования колонны бурильных труб Проектирование колонны бурильных труб заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную КБТ принимается такая, для которой вес минимален и максимально используются трубы низких групп прочности. В начале проектирования колонны в зависимости от способа и условий бурения производят выбор типа бурильных труб в соответствии с приоритетным перечнем, который выглядит следующим образом:  трубы бурильные с высаженными внутрь концами (ТБВ);  трубы бурильные с высаженными наружу концами (ТБН);  трубы бурильные с приваренными замками (ТБПВ, ТБПН, ТБПК);  трубы бурильные с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясами (ТБНК);  легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ);  импортные бурильные трубы. Практика эксплуатации бурильных труб ТБВ и ТБН выявила их существенные недостатки. Резьбовые соединения муфты и ниппеля бурильного замка с бурильной трубой приводят, особенно при роторном способе бурения, к аварийным поломкам труб по высаженной части вследствие усталостных явлений, развивающихся при знакопеременных изгибающих напряжениях. Эти резьбовые соединения недостаточно герметичны и при больших внутренних избыточных давлениях в колонне возможен размыв резьб. Кроме того, в замках отсутствуют упорные выступы, ограничивающие глубину ввинчивания труб в замковые детали, в результате чего она зависит от приложенного крутящего момента. При завышенных крутящих моментах возможно значительное «докрепление» соединений с большими радиальными деформациями. Трубы ТБВК и ТБНК не имеют отмеченных недостатков. Однако дополнительное упрочнение и герметизация резьбовых соединений путем снабжения их блокирующими и стабилизирующими поясками и внутренним упорным выступом усложняют конструкцию и увеличивают стоимость бурильной колонны. Следует отметить, что в трубах ТБВ и ТБВК высадка внутрь приводит к уменьшению внутреннего диаметра, что значительно увеличивает гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости. С учетом вышеприведенной краткой характеристики бурильных труб и условий работы бурильной колонны рекомендуется: 147  для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом использовать бурильные трубы типа ТБВ, ТВН, ТБВК, ТБПВ и ТБПК;  для бурения глубоких скважин в осложненных условиях – трубы типа ТБВК, ТВНК, ТБПВ, ТБПН и ТБПК;  для бурения вертикальных скважин с использованием забойных двигателей – трубы типа ТБН, ТБНК, ТБПВ и ТБПК;  для бурения наклонно-направленных скважин с использованием забойных двигателей – трубы типа ТБНК, ТВПВ и ТБПК. Легкосплавные бурильные трубы по своим механическим свойствам несколько уступают стальным бурильным трубам группы прочности Д, но обладают и рядом преимуществ. Предельные глубины спуска бурильных колонн, составленных из ЛБТ, значительно превышают предельные глубины спуска стальных бурильных колонн. ЛБТ диамагнитны, что позволяет замерять зенитные и азимутальные углы скважины без подъема колонны. За счет меньшей шероховатости внутренней поверхности труб гидравлические сопротивления в ЛБТ примерно на 20 % ниже по сравнению со стальными бурильными трубами аналогичного сечения. Однако ЛБТ имеют и недостатки. Нельзя эксплуатировать бурильные колонны, включающие ЛБТ, при температурах выше 150 °С, а при наличии в скважине промывочной жидкости с pH >10, недопустима также установка кислотных ванн. Легкосплавные бурильные трубы рекомендуется применять при бурении скважин с использованием забойных двигателей. После выбора типа бурильных труб в соответствии с табл. 8.2 принимают наименьший из всех рекомендуемых наружный диаметр бурильных труб для каждой секции. Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250–300 м из труб возможно более низкой труппы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ). Причем для роторного способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости (ТБВК, ТБПВ, ТБПК). Для проектирования оптимальной конструкции колонны выбранные бурильные трубы располагают в такой последовательности:  внутри группы БТ с одним диаметром – по возрастанию толщины стенки; 148  внутри группы БТ с одной толщиной стенки – по возрастанию группы прочности материала;  внутри каждой группы прочности БТ – по возрастанию наружного диаметра замкового соединения. Таким образом, для расчета принимают трубу с наименьшей толщиной стенки и низшей группой прочности материала и проверяют ее на соответствие:  расчетных запасов прочности по усталости (для операций с вращением бурильной колонны) нормативным значениям;  допускаемых избыточных наружного и внутреннего давлений на тело трубы ожидаемым фактическим значениям давлений. При несоответствии какому-либо требованию рассматривают такую же трубу, но следующей группы прочности материала и т.д. Затем рассматривают в таком же порядке трубы со следующей толщиной стенки. Перебор продолжают до нахождения первой БТ, соответствующей всем требованиям. Затем для каждой технологической операции определяют наибольшие допустимые длины секций выбранных диаметров. Полученные значения затем корректируются на основе расчетов фактически действующих эквивалентных напряжений, и сравнения их с допустимыми. Если последовательность бурильных труб выбранного диаметра исчерпана и остались нескомплектованными ступени БК, производят переход на следующий (больший), разрешенный табл. 8.2, диаметр бурильных труб и повторяют процедуру проверки. В завершение проектировочного расчета каждой бурильной колонны рассчитывают ее массу, моменты затяжки резьбовых соединений БТ, допустимую нагрузку на замковые соединения (расчет замков), наибольшую допускаемую глубину спуска колонны на клиньях. 8.6. Расчет запасов прочности по усталости колонны бурильных труб Расчет запасов прочности по усталости КБТ «n» ведется по секциям снизу вверх. При роторном способе бурения сопротивление усталости определяется от действия переменных во времени нормальных напряжений изгиба и постоянных касательных напряжений кручения. Это сопротивление характеризуется расчетным значением коэффициента запаса «n», определяемым по формуле 8.11: 149 n  nσ  nτ  0,5 nσ2  nτ2 , (8.11) где nσ – запас прочности при растяжении в предположении, что касательные напряжения отсутствуют; nτ – запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемой в предположении, что нормальные напряжения равны нулю. Частный случай: над УБТ и в нижнем сечении второй секции на расстоянии 250–300 м от УБТ касательные напряжения малы, поэтому можно считать, что n = nσ. Нормативный коэффициент запаса прочности по усталости БК равен 1,5. Значение запаса прочности по нормальным напряжениям рассчитывается по формуле 8.12: 1 σ  σ σ  nσ  1  1 1  m  , σ В  σ В σa  (8.12) где σ–1 – предел выносливости труб при симметричном цикле изгиба с вращением по данным натурных испытаний, кГс/мм2 (табл. 8.6). Таблица 8.6 Пределы выносливости бурильных труб при симметричном цикле изгиба, кГс/мм2 Тип трубы Группа прочности материала труб Условный диаметр, мм 114 127 (128) 140 (147) ТБВ Д 7,0 7,0 7,0 ТБН К 6,0 6,0 6,0 Е 8,0 7,5 7,0 Л 7,0 7,0 6,5 ТБВК Д 14,0 13,5 13,0 ТБНК К 11,0 10,0 10,0 ТБПВ Е 12,0 11,0 11,0 ТБПК ТБПН Л 11,0 10,0 10,0 ЛБТ Д16Т 4,5 4,1 3,3 σa – амплитуда переменных напряжений изгиба, кГс/мм2; σB – предел прочности, кГс/мм2 (табл. 8.7): 150 Таблица 8.7 Механические свойства материала бурильных труб Группа прочности Показатели Предел текучести при растяжении σт, кГс/мм2, не менее Предел прочности (временное сопротивление) при растяжении σв, кГс/мм2, не менее Модуль упругости при растяжении Е, кГс/мм2 Удельный вес, Гс/см3 Д16Т Д К Е М Л Р Т 33 38 50 55 65 75 90 100 47 65 70 75 80 90 100 110 0,72·104 2,1·104 2,78 7,85 σm – постоянное напряжение от растяжения (знак «+») или сжатия (знак «–») БК. В частности, в нейтральном сечении колонны над УБТ σm = 0. Ниже приводится расчет значений σm и σa для различных профилей и участков скважин: 8.7. Расчет для вертикальной скважины σm  Q / F , σa  σ max , И (8.13) где Q – растягивающая или сжимающая нагрузка на БТ; F – площадь поперечного сечения трубы, мм2; σиmax – наибольшие напряжения изгиба. Осевое усилие Q рассчитывается в растянутой или в сжатой части БК. Значение Q в растянутой части рассчитывается по формуле m  Q  Q p  K   QБi QКН   рFК ,  i 1  (8.14) где К – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции. Устанавливается по данным в конкретных условиях бурения. При проектировочных расчетах ориентировочно можно принимать К = 1,15; m – порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ; QБ1 – вес 1-й секции КБТ, Н (кгс); QКН – вес КНБК, Н (кгс); Δр – перепад давления в забойном двигателе и долоте, МПа (кгс/мм2); FК – площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции БК, мм2. 151 QБi  qi  li  1 γ Ж /γi  , (8.15) где q1 – приведенный вес 1 м трубы 1-й секции, Н/м (кгс/м); l1 – длина 1-й секции БТ, м; γж – плотность (удельный вес) бурового раствора, г/см3 (гс/см3); γ1 – приведенная плотность (приведенный удельный вес) трубы 1-й секции, г/см3 (гс/см3). Значение веса КНБК рассчитывается по формуле:    QКН  QЗД Q0 Q  1 γ ж /γ0 , (8.16) где QЗД – вес забойного двигателя, Н (кгс); Q0 – вес компоновки УБТ, Н (кгс); QΣ – вес элементов КНБК (за исключением УБТ и забойного двигателя), Н (кгс); γ0 – плотность (удельный вес) УБТ, г/см3 (гс/см3). Значение Q в сжатой части рассчитывается в общем виде по следующей формуле: m k  QС    qojloj 1 Ж /  oj   QБi  cos  , i 1  j 1    (8.17) где k, m – число ступеней УБТ и бурильных труб до рассчитываемого сечения, причем ступени отсчитываются сверху от нейтрального сечения; qoj – вес 1 м УБТ j-й секции, Н/м (кгс/м); loj – длина УБТ той же секции, м; α – угол наклона профиля скважины на прямолинейном наклонном участке. В вертикальной скважине или на вертикальном участке α = 0, cos α = 1,0. Значения наибольших изгибных напряжений σиmax определяются по следующей формуле: σиmax  M иmax / Wи , (8.18) где M иmax – наибольший изгибающий момент, Н·м (кгс·м); Wи – осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см3. На вертикальном участке скважины при потере БК прямолинейной формы в результате вращения M и max  π 2 f I , 105 L2 (8.19) где L – длина полуволны изогнутой колонны, м; f – стрела прогиба БК, мм. В произвольном сечении колонны L  L0 1 Q / qlω    Q / qlω  , 2 152 (8.20) L0  π 0,5  glω , ω (8.21) lω  0,2ω I / gq , где Lo – длина полуволны БК в нейтральном сечении, м; Q – осевое усилие в рассматриваемом сечении БК, Н (кгс); Q = Qp в растянутой части бурильной колонны определяют из выражения (8.14) в формуле (8.20) ставят знак плюс. Q = Qc в сжатой части определяют из выражения (8.17), в формуле (8.20) ставят знак минус; ω πn , – угловая скорость, с–1, 30 g – ускорение свободного падения (g = 9,8 м/с2). В частности, в технической системе единиц, принимая для стали E = 2,1·104 кгс/мм2, для дюраля (сплав Д16-Т) E = 0,72·104 кгс/мм2, заменяя ω, с–1 на частоту вращения n, об/мин, π и g их числовыми значениями, получим (I, см4; q, кгс/м; lω, м; L0, м): ст lω   0,970n I / q , (8.22) Al lω   0,568n I / q , (8.23) 66,408 lω , n (8.24) f   Dc  D3  / 2 , (8.25) L0  где Dc´– диаметра скважины, мм. В открытом стволе принимается Dc´ = KК DД, где Kк – коэффициент кавернозности, назначаемый по результатам замеров или (для новых месторождений) по прогнозным данным; D3 – наружный диаметр бурильного замка, мм. Расчет для наклонных прямолинейных участков наклонно-направленных скважин На наклонных прямолинейных участках наклонно-направленных скважин также как и для вертикальных скважин: σm  Q / F и σа  σn max . (8.26) При этом значения σа  σn max определяются также как и для вертикальных участков. Однако значения Q для расчета σm рассчитываются для растянутой и сжатой частей в следующем порядке: 153 Для растянутой части Наибольшую растягивающую нагрузку QР, Н (кгс), рассчитывают последовательно снизу (от УБТ) вверх до рассматриваемого сечения колонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от забоя. В ряде случаев расчет выполняется при усредненных значениях некоторых параметров (отмечаются чертой сверху), определяемых по общей формуле: ny ny j 1 j 1 Z   Z jl j /  l j , (8.27) где Z , Zj – усредненное на участке, и фактическое на длине отрезка lj значение параметра; n – число отрезков усреднения. Таким образом, в поперечном сечении произвольной секции КБТ на прямолинейном наклонном участке значение QP рассчитывается по следующей формуле: m QP  K  QБi   μisincos   ΔРFK  QK , (8.28) i 1 где m – порядковый номер в пределах наклонного участка рассчитываемой секции КБТ; μ – коэффициент трения БТ о стенки скважины, μ = 0,05–0,55. Рекомендации по выбору конкретного значения μ приведены в таблице: Таблица 8.8 Коэффициент трения покоя μ в зависимости от состояния поверхности и среды Состояние поверхности горной породы Горная порода Сухая Смочена водой Смочена буровыми растворами Глина жирная 0,14–0,18 0,08–0,12 0,06–0,09 Глина песчаная 0,25–0,28 0,20–0,26 0,18–0,22 Глинистый сланец 0,20–0,25 0,15–0,20 0,11–0,13 Мергель 0,20–0,27 0,18–0,25 0,20–0,24 Известняк 0,20–0,40 0,33–0,38 0,31–0,38 Доломит 0,38–0,42 0,36–0,40 0,34–0,38 Песчаник, зерна остроконечные 0,32–0,42 0,27–0,40 0,25–0,35 Песчаник, зерна окатанные 0,22–0,34 0,20–0,30 0,17–0,25 Песчаник крепкий 0,43–0,48 0,43–0,45 0,40–0,43 154 α – угол наклона участка (или профиля скважины на наклонном участке); QK – усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих (нижерасположенных) участках, Н (кгс). В частности, если рассматриваемый наклонный участок является призабойным, то: QК  KQКН  μsincos  . (8. 29) Для сжатой части Значение Qс в сжатой части рассчитывается по формуле (8.17). Расчет для искривленных участков наклонно-направленных и горизонтальных скважин: для данных участков значения Q и Mиmax, подставляемые в формулу (8.26), определяются следующим образом: Расчет Mиmax: На искривленном участке скважины в произвольном сечении бурильной колонны, растягиваемой усилием Qр, Н (кгс), наибольший изгибающий момент, Mиmax, Н·м (кгс·м), имеет место около бурильного замка (или протектора) и определяется по следующим приближенным формулам: при Qp  TС1 2  Fl  25Qp S  M и max  1 , (8.30) 100 R  3EI    где TC1 – первая критическая нагрузка, соответствующая касанию бурильной трубы стенки скважины посередине между замками (или замком и протектором), Н (кгс). Т С1  3,84 103  EIRδ / S 4 , (8.31) E – модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм2); I – осевой момент инерции сечения трубы, см4; R – радиус кривизны профиля скважины, м; S – длина бурильной трубы между замками (или замком и протектором), м; S   D3  D  / 2 , (8.32) D3 – наружный диаметр бурильного замка, мм; D – наружный диаметр бурильной трубы, мм; при TС1  QP  TС1 2 EI  3Rδ 25QР S  1 , (8.33) M иmax   100 R  125S 2 12 EI    155 где TC2 – вторая критическая нагрузка, соответствующая началу прилегания бурильной трубы к стенке скважины посередине между замками (или замком и протектором), Н (кгс). TС2  3TС1 , (8.34) при QP  TС2  Qp R  EI  , M n max  1  100 R 5EI  (8.35)   Величину R для плоского проектного профиля скважины принимают по исходным данным. Для фактического пространственного профиля на основании результатов инклинометрии значение R приближенно может быть определено по формуле: R Δl 21sinα1·sinα 2·cosΔβ - cosα1·cosα 2  , (8.36) где α1, α2 – зенитные углы наклона профиля скважины в начальной и конечной точках участка измерений длиной Δl, м. Обычно Δl = 10 м; Δβ = β2–β1 – разность азимутальных углов в тех же точках. Во всех случаях наибольшее напряжение изгиба вычисляют по формуле (8.18). Расчет Q: на искривленном (переходном) участке при увеличении угла наклона профиля скважины 1 γ ж /γ  (  ) μα 2 QР  K qR 2ψ е  2μcosα  1μ sinα  , (8.37) 2   1μ при      К ;   μ α - α  1- γ ж /γ  ( ) μα*  2 2(ψ е  2μcosα ) е * 2μcosα-(1- μ )sinα  , (8.38) 2   1+μ  при α Н  α  α , 2   1μ 2 (  ) 1 QK (8.39) ψ    2μcosα K  1-μ sinα K   е-μαК , 2  K qR 1 γ ж /γ    где R – радиус кривизны участка, м; α – угол наклона профиля скважины в рассчитываемом сечении, рад; α* – значение угла α, при котором происходит переход прилегания колонны от нижней к верхней стенке скважины. Величину α* определяют из трансцендентного уравнения; QР  K qR   156 sinα  μcosα*   е-μα  ψ() , (8.40) αн, αк – начальное и конечное значение угла α на искривленном участке. Если по уравнению (8.40) получается α* ≤ αн, расчет Qр на всей длине искривленного участка выполняется по формуле (8.37), если α* ≥ αк или значение Ψ(+) столь велико, что решение уравнения (8.40) не существует – по формуле (8.38) при α* = αк. На искривленном (переходном) участке при уменьшении угла наклона профиля скважины 1 γ ж /γ  ( ) μα 2 QР  K qR 2ψ е 2μcosα  1μ sinα  , (8.41) 2    1μ   где ψ ( ) 2  μα 1  QK 1μ 2     2μcosα K  1μ sinα K   е K . 2  K qR 1 γ ж /      (8.42) В формулах (8.39), (8.42) Qк – то же, что и в предыдущем пункте. В частности, если рассматриваемый искривленный участок является призабойным, вначале производят вычисление Qp΄ по формулам (8.37)–(8.42) в интервале расположения КНБК при Qk = 0, после чего для расчета вышерасположенной КБТ полагают Qk = Qp.΄ При другом подходе интервалы расположения КБТ и КНБК объединяют, усреднение параметров q, μ, γ производят для всего искривленного участка расположения бурильной колонны, включая КНБК, расчет Qp выполняется по формулам (8.37)–(8.42) при Qk = 0. При расчете БК для горизонтальных скважин, если компоновка УБТ расположена на искривленном участке над частью КБТ, объединяют интервалы расположения КБТ и УБТ с соответствующим усреднением параметров. При этом значение Qk рассчитывают для части колонны, расположенной на горизонтальном участке. Все вышеприведенные формулы для расчета БК в наклоннонаправленной и горизонтальной скважинах применимы: 1. При условии, что профиль скважины состоит из гладко-сопряженных отрезков прямых линий (вертикальных и наклонных) и искривленных участков постоянной кривизны. В том случае, если действительный профиль не может быть точно представлен указанным способом, допускается его кусочно-непрерывная аппроксимация. 2. Для расчета осевых усилий при спуске колонны с заменой знака коэффициента трения на минус. Расчет верхних сечений секции БТ на растяжение производится для их положений на верхних границах искривленных участков и на устье скважины. 157 Запас прочности по касательным напряжениям nτ, входящий в формулу (8.11), вычисляется из выражения: σ W nτ  0,577 Т K , MK (8.43) где σТ – предел текучести при растяжении, кГс/мм2 (табл. 8.7): WK – полярный момент сопротивления сечения по телу трубы, MK – крутящий момент, приложенный к колонне при вращении ее ротора, кГс·м. Рис. 8.1. Зависимость φ(α)(+) для решения трансцендентного уравнения Для кольцевого сечения Wк  2 Wn , (8.44), где Wn – осевой момент сопротивления сечения бурильной трубы, см3 (табл. 8.9). В общем случае крутящий момент МК может быть определен как сумма моментов, затраченных на вращение колонны бурильных труб и разрушение горной породы на забое скважины по известной методике. 158 Таблица 8.9 Геометрические и весовые характеристики бурильных труб Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм тела канала Площадь опасного сечения, мм2 Осевой момент инерции поперечного сечения, мм2 гладкой части трубы высажен. конца в опасном сечении Приведенный вес 1 м трубы, кГс/м Тип замкового соединения 159 Наружный (условный) диаметр трубы, мм Осевой момент сопротивления, см3 Тип БТ Площадь поперечного сечения, мм2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 114,3 (114) 7 8 9 10 11 100,3 98,3 96,3 64,3 92,3 2360 2672 2977 3277 3570 7901 7589 7284 6984 6691 3225 3774 4299 4798 5039 341,0 379,5 415,7 449,7 481,6 59,67 66,40 72,73 78,68 84,26 73,69 83,25 91,55 98,72 101,90 21,7 24,2 26,0 28,3 30,6 ЗШ-146 127,0 (127) 7 8 9 10 113,0 111,0 109,0 107,0 2639 2991 3336 3676 10029 9677 9331 8992 3587 4218 4825 5406 476,6 531,8 584,4 633,5 75,06 83,75 91,98 99,77 93,40 106,4 117,9 128,0 24,0 26,8 29,5 32,1 ЗУ-155 ТБВ 139,7 (140) 8 9 10 11 123,7 121,7 119,7 117,7 3310 3695 3695 4448 12018 11632 11632 10880 4963 5652 6316 7264 720,3 792,8 861,9 927,6 103,1 113,5 123,4 132,6 141,5 156,6 170,1 132,8 31,0 34,6 37,0 39,9 ЗШ-178 114,3 (114) 8 9 10 11 98,3 96,3 94,3 92,3 2672 2977 3177 3570 7589 7284 6984 6691 3338 3662 3979 4290 379,5 415,7 449,7 481,6 66,40 72,73 78,68 84,26 88,00 96,00 101,6 107,8 24,2 26,5 28,8 31,1 ЗУ-155 139,7 (140) 8 9 10 11 123,7 121,7 119,7 117,7 3310 3695 4075 4448 12018 11632 11253 10880 4561 4963 5359 5748 720,3 792,3 861,9 927,6 103,1 113,5 123,4 132,8 148,7 159,6 170,1 180,1 30,4 33,3 36,2 39,1 ЗУ-185 114,3 (114) 9 10 11 96,3 94,3 92,3 2977 3277 3570 7284 6984 6691 – – – 415,7 449,7 481,6 72,73 78,68 84,26 – – – 26,6 28,9 31,1 ЗУК-146 127,0 (127) 9 10 109,0 107,0 3336 3676 9331 8992 – – 584,1 633,5 91,98 99,77 – – 29,5 32,1 ЗУК-155 139,7 (140) 9 10 11 121,7 119,7 117,7 3695 4075 4448 11632 11253 10880 – – – 792,8 861,9 927,6 113,5 123,4 132,8 – – – 34,4 37,2 40,0 3ШК-178 114,3 (114) 8,6 10,9 97,1 92,5 2856 3541 7405 6720 – – 401,5 418,5 10,25 83,72 – – 27,37 33,19 ЗП-159-83 ЗП-159-76 ТБН ТБВК ТБПК 160 ТБПН 127,0 (127) 9,2 12,7 108,6 101,6 3405 4560 9263 8107 – – 594,2 153,9 93,57 118,7 – – 31,22 40,60 ЗП-162-95 ЗП-162-89 114,3 (114) 8,6 10,9 97,1 92,5 2856 3541 1405 6720 – – 401,5 478,5 70,25 83,72 – – 26,90 32,77 ЗП-162-95 ЗП-162-89 127,0 (127) 9,2 12,7 108,6 101,6 3405 4560 9263 8107 – – 594,2 753,9 93,57 118,7 – – 33,00 43,00 ЗП-178-102 ЗП-178-95 114 10 94 3267 6940 – 445,8 78,21 87,75 11,2 ЗЛ-140 129 9 11 111 107 3393 4078 9677 8992 – – 614,2 715,2 95,22 111,0 118,3 129,7 12,2 14,0 ЗЛ-152 147 9 11 13 15 17 129 125 121 117 113 3902 4700 5473 6220 6943 13070 12272 11499 10751 10029 – – – – – 992,8 1094,0 1240,0 1372,0 1492,0 126,9 148,8 168,7 186,7 203,0 161,1 177,7 199,7 212,3 223,6 14,4 16,5 18,6 20,6 22,5 ЗЛ-172 ЛБТ 161 Однако в проектировочных расчетах приближенное значение МК может быть определено по формуле   М К  0,577  К τ2 1 0,5  σР  WК , (8.45) где Кτ – коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы, для вертикальных скважин Кτ = 1,04, для наклонно-направленных Кτ = 1,1; σр – напряжение растяжения в теле трубы, кГс/мм2.. Значение σр рассчитывается по следующей формуле: σр = Q / F, (8.46) где величина растягивающей нагрузки рассчитывается по формулам (8.14), (8.28), (8.37–8.38), (8.41) в зависимости от типа профиля скважины и типа участка профиля скважины. WK – полярный момент сопротивления сечения по телу трубы, см3 (см. формулу (8.44). Касательные напряжения (Мпа, кгс/см2) в рассматриваемом сечении рассчитываются: τ = МК / WK. (8.46 а) 8.8. Определение длины секции БТ 8.8.1. Определение наибольшей допустимой длины секции БТ При роторном бурении и бурении забойными двигателями вертикальных и наклонных скважин наибольшая допустимая длина секции проектируемых бурильных труб рассчитывается из условия статической прочности по следующей формуле:  m 1  Qp max / K τ  K   QБi Q  ΔРFK  i 1  , (8.47) lm  K qm  1 γ ж /γ m  где Qp max – максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, кГс; Кτ – коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. При бурении забойными двигателями Кτ = 1,0, при роторном способе Кτ = 1,04; К – коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сопротивления движению бурового раствора (при проектировочных расчетах К = 1,15); m – порядковый номер от УБТ секции КБТ; QБ1 – вес 1-й секции КБТ, кГс; ΔΡ – перепад давления в забойном двигателе и долоте, кГс/мм2; FK – площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции, мм2 ; qm – приведенный вес одного метра трубы m-й секции, кГс/м ; γж – удельный вес бурового раствора, Гс/см3; γm – удельный вес материала труб m-й секции, Гс/см3. 162 Величины, входящие в формулу (8.47), определяются следующим образом: QPmax  σT F / n , (8.48) где σр – предел текучести для материала труб m-й секции, кГс/мм2 ; F – площадь поперечного сечения тела трубы m-й секции, мм2; n – нормативный запас прочности (табл. 8.10). Таблица 8.10 Нормативные запасы прочности n для бурильных труб Тип основания Бурение забойными двигателями Роторное бурение Стационарное 1,4 1,5 Плавучее 1,45 1,55 QБ1  q1  l1  1γ ж /γi  , (8.49) где qi – приведенный вес одного метра трубы 1-й секции, кГc/м (табл. 8); li – длина 1-й секции, м; γж – удельный вес промывочной жидкости, Гс/см3; γi – удельный вес материала бурильных труб 1-й секции, Гс/см3: QКН  QЗД  QO  QC  1 γж / γ0  , (8.50) где QЗД – вес забойного двигателя, кГс; QО – вес УБТ, кГс; QС – вес элементов КНБК за исключением УБТ и забойного двигателя, кГс; γО – удельный вес материала УБТ, Гс/см3; γж – удельный вес промывочной жидкости, Гс/cм3. 8.8.2. Корректировка допускаемой длины секций исходя из действующих эквивалентных напряжений После вышеприведенного приближенного расчета длины m-й секции БК в наклонно-направленной или горизонтальной скважине определяются действующие эквивалентные напряжения σЭ в верхнем сечений этой секции, а также в сечениях, совпадающих с верхними границами участков искривления, и сравниваются с допустимым [σ]. После чего может быть принято решение о корректировке допустимой длины в сторону уменьшения на определенную величину. По четвертой теории прочности в общем случае σЭ   σР И  3τ 2   2 163  0,5  σ  , (8.51) где σР – напряжение растяжения, кГс/мм2; σИ – напряжение изгиба, кГс/мм2; τ – касательные напряжения, кГс/мм2. (8.52)  σ   σТ / n , где σТ – предел текучести материала труб, кГс/мм2 (табл. 8.7); n – нормативный запас прочности (табл. 8.10). При бурении забойными двигателями можно считать, что τ = 0, тогда σЭ  σР  σИ  σ  , или э=1,04р. (8.53) Напряжение растяжения определяется по формуле (8.46). Здесь величина растягивающей нагрузки рассчитывается по формулам (8.14), (8.28), (8.37–8.38), (8.41) в зависимости от типа профиля скважины и типа участка профиля скважины. Касательные напряжения τ, входящие в формулу (8.51), и возникающие при роторном способе бурения, определяются из выражения:  = 0,577 (К2 – 1)0,5 р. (8.54) Напряжение изгиба σиmax, входящее в выражение (8.46), определяется по формуле (8.18). Где Миmax определяется по формулам: (8.19; 8.30; 8.33; 8.35) в зависимости от типа участка профиля скважины. После определения напряжений растяжения σр, напряжений изгиба σИ, касательных напряжений τ по формуле (8.53) определяется эквивалентное напряжение σЭ, сравнивается с допускаемым [σ], определенным по формуле (8.52), и делается вывод о допустимости длины рассчитываемой секции, определяемой по формуле (8.47). Если эквивалентные напряжения превышают допустимые, то длина секции уменьшается на некоторую величину, (например, 200 м) и расчет повторяется. 8.8.3. Расчет бурильных труб на избыточное давление Для запроектированных выше БТ проводится их расчет на прочность по избыточным внутренним и внешним давлениям. Допустимые избыточное наружное Рн и внутреннее давления на тело трубы составляют: Рн<Ркр/n, Рв<Рт/n, (8.55) где Ркр – критическое наружное давление, кГс/мм2 (табл. 8.11, 8.12); Рт – предельное внутреннее давление, кГс/мм2 (табл. 8.11, 8.12). 164 Таблица 8.11 Предельно внутреннее Рт и критическое наружное Ркр давление для легкосплавных бурильных труб Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Предельное внутреннее давление, кГс/мм2 Критическое наружное давление, кГс/мм2 114 10 5,07 4,08 129 9 11 4,03 4,92 2,66 3,89 147 9 11 13 16 3,54 4,32 5,11 6,29 1,98 3,07 4,14 5,64 Таблица 8.12 Предельное внутреннее Рт и критическое наружное Ркр давление для стальных бурильных труб Наружный диаметр трубы, мм 114,3 127,0 139,7 Толщина стенки, мм Предельное внутренне давление, кГс/мм2 Критическое наружное давление, кГс/мм2 Д Е Л М Д Е Л М 8,6 5,10 6,94 8,80 9,72 4,33 5,70 6,94 7,50 10,9 6,46 8,79 11,15 12,32 5,91 7,92 9,86 10,80 9,2 4,91 6,68 8,47 9,36 4,11 5,38 6,52 7,03 12,7 6,77 9,22 11,69 12,92 6,26 8,42 10,51 11,52 9,2 4,46 6,07 7,70 8,51 3,56 4,62 5,50 5,88 10,5 5,09 6,93 8,79 9,71 4,33 5,70 6,93 7,49 n – нормативный запас, прочности для наружного и внутреннего избыточного давлений принимается равным 1,15. Допускаемые давления сравниваются с действующими – определенными при гидравлическом расчете, после чего делается вывод о возможности применения данных бурильных труб. Расчет замковых соединений В процессе проектировочного расчета КБТ проводится расчет замковых соединений с целью проверки допустимости нагрузок, действующих на бурильную колонну, для замковых соединений. Иными слова165 ми, действующая осевая нагрузка должна быть меньше допускаемой на замковое соединение (QP < Pmax). Допустимая осевая нагрузка на замковое соединение может быть определена по табл. 8.13. Таблица 8.13 Рекомендуемые методы затяжки МЭТ и допустимые осевые растягивающие нагрузки Рmax на бурильные замки Тип замка 1 ЗШ-146 ЗУК-146 ЗШ-178 ЗШК-178 ЗУ-155, ЗУК-155 ЗУ-185 ЗЛ-140 ЗЛ-152 ЗЛ-172 ЗП-159-83 ЗП-159-76 ЗП-162-95 ЗП-162-89 ЗП-178-102 ЗП-178-95 ЗШ-146 ЗУК-146 ЗШ-178 ЗШК-178 ЗУ-155 ЗУК-155 ЗУ-185 ЗЛ-140 ЗЛ-152 ЗЛ-172 ЗП-159-83 Наружный Момент затяжки, Максимальная допускаемая диаметр кГс·м растягивающая нагрузка, Тс замка, мм μ = 0,10 μ = 0,13 μ = 0,10 μ = 0,13 2 3 4 5 6 Коэффициент запаса n = 1,4 146,0 1375 1776 187,4 189,5 146,0 1447 1862 203,5 205,5 178,0 2564 3310 282,9 285,8 155,0 185,0 140,0 152,0 172,0 158,8 161,9 177,8 146,0 146,0 178,0 1575 2030 2427 3140 1116 1445 1357 1752 1880 2432 2003 2578 2218 2854 2035 2633 2255 2908 2845 3672 3070 3963 Коэффициент запаса n = 1,5 1300 1680 1370 1760 2425 3128 206,7 208,9 276,6 188,4 205,9 205,9 222,3 266,0 229,4 279,2 319,3 372,2 279,6 190,8 208,4 208,8 224,5 268,5 231,8 282,0 322,5 375,8 172,2 187,3 260,0 174,1 189,1 262,5 155,0 1490 1920 190,1 192,1 185,0 140,0 152,0 172,0 158,8 2296 1055 1284 1780 1888 2970 1365 1657 2304 2430 254,6 173,9 190,1 188,7 204,0 257,4 176,1 192,4 191,3 206,0 166 ЗП-159-76 ЗП-162-95 ЗП-162-89 ЗП-178-102 ЗП-178-95 161,9 177,8 2090 1920 2130 2687 2900 2690 2476 2744 3467 3740 244,7 210,6 257,0 293,8 343,2 247,0 212,9 259,7 296,8 346,6 Возможно также значение допустимой нагрузки определять по формуле (8.56): Q (8.56) Pmax  Т1  nR , n1 где QТ1 – осевое усилие, вызывающее в опасном сечении ниппеля на расстояния 24 мм от упорного устья напряжения, равные пределу текучести материала (при этом учитывают как осевые, так и окружные напряжения), Тс (табл. 14); n1 – коэффициент запаса прочности ниппеля; n – коэффициент запаса герметичности соединения; R – минимальное значение усилия сжатия торца муфты и упорного уступа ниппеля, обеспечивающего герметичность соединения, Тс (табл. 8.14). Таблица 8.14 Прочностные характеристики бурильных замков Внутренний диаметр dз, мм Относительная жесткость ниппеля α1 Относительная жесткость муфты α2 Усилие сжатия торцов R, Тс ЗШ-146 146,0 80,0 0,506 0,494 14,40 352,8 290,6 293,5 ЗУК-146 146,0 82,0 0,525 0,475 13,70 345,5 311,8 314,5 ЗШ-178 ЗШК-178 178,0 101,0 0,502 0,498 21,67 541,0 438,5 442,5 ЗУ-155 ЗУК-155 155,0 95,0 0,535 0,465 14,45 343,2 317,7 320,7 ЗУ-185 185,0 120,0 0,549 0,451 18,11 435,6 422,7 426,9 ЗЛ-140 140,0 80,0 0,583 0,417 9,84 247,4 283,0 286,3 ЗЛ-152 152,0 95,0 0,586 0,414 10,93 273,0 309,7 313,2 ЗЛ-172 172,0 110,0 0,513 0,487 18,22 408,4 324,0 328,0 Тип замка 167 Предельное усилие на торце муфты Qт2, Тс Наружный диаметр Dз, мм Предельное усилие на ниппеле Qт1, Тс μ'=0,1 μ'=0,13 ЗП-159-83 158,8 82,6 0,404 0,596 18,44 647,0 347,4 350,5 ЗП-159-76 158,8 76,2 0,438 0,562 18,44 647,0 408,5 412,0 ЗП-162-95 161,9 95,3 0,459 0,541 18,13 535,0 356,7 360,1 ЗП-162-89 161,9 88,9 0,499 0,503 18,13 535,0 426,4 430,4 ЗП-178-102 177,8 101,6 0,501 0,499 21,78 608,4 489,8 494,2 ЗП-178-95 177,8 95,3 0,531 0,469 21,78 608,4 563,8 568,9 При проектировочных расчетах коэффициенты n1 и n можно принять равными нормативному запасу прочности n для бурильных труб (табл. 8.9), т.е. n1 = n = n. (8.57) Момент затяжки замкового соединения, обеспечивающим наибольшую допустимую нагрузку Рmах определяется по формуле (8.56) или из табл. 8.8.4. Мэт = (А1 + А2) Qзт , (8.58) где А1 и А2 – параметры резьбы, торца муфты, находящегося в контакте с упорным уступом ниппеля, и замкового соединения к целом, зависящая от геометрических размеров и коэффициентов трении в резьбе (табл. 8.15). Таблица 8.15 Геометрические характеристики бурильных замков Тип замка Расчетные геометрические параметры, мм А1 ЗШ-146 ЗУК-146 ЗШ-178 ЗШК-178 ЗУ-155 ЗУК-155 ЗУ-185 ЗЛ-140 ЗЛ-152 ЗП-159-83 ЗП-159-76 ЗП-162-95 ЗП-162-89 ЗП-178-102 ЗП-178-95 λ А2 μ' = 0,10 6,44 6,80 8,02 μ' = 0,13 8,14 8,53 10,12 μ' = 0,10 5,74 5,76 6,96 μ' = 0,13 7,47 7,49 9,05 μ' = 0,10 0,42 0,87 0,56 μ' = 0,13 0,42 0,97 0,58 7,32 9,22 6,20 8,06 1,03 0,17 8,72 6,44 7,32 6,80 6,80 7,32 7,32 8,02 8,02 11,03 8,14 9,28 8,53 8,53 9,22 9,22 10,13 10,13 7,47 5,65 6,17 5,87 5,87 6,28 6,28 6,96 6,96 9,71 7,35 8,02 7,63 7,63 8,16 8,16 9,05 9,05 1,43 1,40 1,73 –0,75 –0,32 –0,04 0,48 0,54 1,00 1,69 1,68 2,08 –1,09 –0,54 –0,19 0,47 0,55 1,14 168 QЗТ – усилие затяжки, Тс. Коэффициент трения в резьбе для отечественных замковых соединений по данным ВНИИБТ составляют μ´= 0,10 (смазка с металлическими наполнителями) и μ´= 0,13 (графитовая смазка). Усилие затяжки определяется по формуле: Q (8.59) QЗТ  α 2 Т1  α1nR , n1 где α1, α2 – относительные жесткости на растяжение-сжатие ниппеля и муфты или коэффициенты распределения внешней нагрузки (табл. 8.14). После определения допустимой нагрузки Рmах (и если при атом выполняется условие Рmах ≥ Qр) определяется допустимый крутящий момент, обеспечивающий прочность ниппеля (М1к) и прочность муфты (M2к) по формуле (8.60): Q М к1  А1  А2 Т1  А2QР , n1 (8.60) QТ2  λQР , n2 (8.61) λ  А1α1  А2α2 , (8.62) М К2  где QТ2 – предельное, соответствующее пределу текучести, значение усилия сжатия торцевой части муфты, Тс (табл. 8.14); n2 – коэффициент запаса прочности муфты, n2 = n (табл. 8.15). В дальнейшем учитывается меньшее значение из М1к и М2к. Если крутящий момент Мк и осевое усилие Qр таковы, что: Мк < Мзт + λ QР, (8.63) то влияние Мк на прочность и несущую способность замкового соединения можно не учитывать. Соединение рассчитывается только на осевую нагрузку, при этом Qр ≤ Рmах. Если при нагружении замкового соединения моментом Мк и усилием Qр окажется, что Мк > Мзт + λ QР, (8.64) то произойдет «довинчивание» соединения до уровня: М 'зт = Мк – λ QР. (8.65) При М'зт > Мзт допустимая нагрузка Р'max будет меньше Р'max и находится по формуле 169   Рmax QT1   M ЗТ n1 .  А1  А2 α1  А1  А2  (8.66) Необходимо, чтобы при этом соблюдалось условие Р'max ≤ Qр . Если Qр > Рmax или Qр > Р'max, или крутящий момент, приложенный к колонне бурильных труб дольше допускаемого для замкового соединения, то следует: 1) сформировать рассчитываемую секцию КВТ из тех же труб, но более прочными замками; 2) уменьшить длину секции КБТ; 3) заменить рассматриваемые трубы бурильные трубы другого типоразмера с более прочными замковыми соединениями. 8.8.4. Расчет допустимой глубины спуска КБТ на клиновых захватах Для окончания проектировочного расчета необходимо рассчитать наибольшую допустимую глубину спуска колонн на клинья. При использовании в работе с бурильной колонной захватов для каждой секции (верхних сечений) необходимо выполнение следующего условия прочности: m с  Qσ1 Qкн QТК /n , i 1 (8.67) где m – число нижерасположенных секций КБТ, включая рассчитываемую; Qσ1 – вес 1-й секции КБТ, кГс (см. формулу 8.15); Qкн – вес КНБК, кГс (см. формулу 8.16); n – нормативный коэффициент запаса прочности бурильных труб в клиновом захвате; QсТК – предельная (соответствующая пределу текучести) осевая нагрузка, на трубу в клиновом захвате, кГс. QсТК = Q´ТК·С, (8.68) где Q´ТК – предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кГс (табл. 8.16 для СБТ, табл. 8.17 для ЛБТ). 170 Таблица 8.16 Предельные осевые нагрузки в клиновом захвате на стальные бурильные трубы Q'тк, Тс Наружный диаметр трубы, мм 114,3 127,0 139,7 Толщина стенки, мм 7 8 9 10 11 7 8 9 10 8 9 10 11 Д 73,3 83,1 92,8 102,3 111,6 80,2 91,1 101,8 112,3 98,7 110,4 121,9 133,3 Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм Группа прочности К Е Л 96,4 106,1 125,4 109,4 120,3 142,2 122,1 134,3 158,7 134,6 148,0 175,0 146,9 161,6 190,9 105,6 116,1 137,2 119,8 131,8 155,8 133,9 147,3 174,1 147,8 162,5 192,1 129,9 142,9 168,8 145,2 159,8 188,8 160,4 176,4 208,5 175,4 192,9 223,0 Группа прочности К Е Л 101,0 111,1 131,4 114,6 126,0 148,9 127,8 140,6 166,2 140,9 155,0 183,1 153,7 169,1 199,8 111,1 122,2 144,4 126,1 138,7 163,9 140,8 154,9 183,1 155,4 170,9 202,0 137,3 151,0 178,4 153,4 168,8 199,5 169,4 186,3 220,2 185,1 203,7 240,7 171 М 144,6 164,0 183,1 201,9 220,3 158,3 179,7 200,9 221,6 194,9 217,8 240,6 263,0 Д 76,8 87,1 97,2 107,1 116,8 84,4 95,8 107,0 118,1 104,3 116,6 128,7 140,7 М 151,6 171,8 191,7 211,3 230,5 166,7 189,1 211,3 233,1 205,9 230,2 254,1 277,7 Таблица 8.17 Предельные осевые нагрузки в клиновом захвате на легкосплавных бурильных трубах Q' тк, Тс Наружный диаметр трубы, мм 114 129 147 Толщина стенки труб, мм утолщенных концов тела трубы 10 15 9 15 11 17 9 15 11 17 13 17 16 22 17 24 Длина клина, мм 300 400 127,6 143,3 160,0 161,0 180,3 180,3 226,2 243,6 133,3 150,5 168,0 170,2 190,4 190,4 238,5 256,7 с – коэффициент охвата. Для «четырехклиновых» захватов ПКР-У7, ПКР-Ш8 с = 0,7, для ПКР-560 с = 0,9. Наибольшая допускаемая глубина спуска m-й секции колонны бурильных труб в клиновом захвате lкm (с учетом скомпонованной ниже части бурильной колонны) определяется по формуле: m 1 lkm  С QТК / n   Qσ1 QКТ i 1 qm (1 γ ж /γ m ) , (8.69) где γm – удельный вес материала бурильных труб m-й секции, Гс/см3; γж – удельный вес бурового раствора, Гс/см3; qm – вес 1 метра трубы m-й секции, кГс/м; n – нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате (см. формулу 8.67). Если предельная глубина спуска m-й секции lkm меньше расчетной из условий прочности длины секции lm, определяемой по формуле (8.47), необходимо применять клиновой захват, обеспечивающий большую допускаемую нагрузку на тело трубы, или перейти на использование элеватора. Если же нет такого клинового захвата и нельзя применить элеватор, можно (только в порядке исключения) lkm принять в качестве длины секции. 8.8.5. Проверочный расчет БК Целью расчета является проверка выполнения условий статической прочности и прочности по усталости (при роторном способе бурения) 172 бурильной колонны, гидравлических и технологических требований к ее конструкции в следующих основных случаях:  фактические условия бурения (исходные данные) отличаются от предполагавшихся при проектировании;  по каким-либо причинам БК спроектирована с отступлениями от методики, изложенной в настоящем пособии;  при анализе аварийных ситуаций. Расчет БК проводится для следующих основных случаев:  процесс бурения;  отрыв долота от забоя при вращающейся колонне для роторного способа бурения;  процесс подъема БК для наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Статическую прочность БК для вертикальной скважины рассчитывают следующим образом:  на осевое растяжение (отрыв долота от забоя) – формулы (8.14)–(8.16); бурение, когда вся нагрузка создается за счет веса КНБК, и нейтральное сечение находится под УБТ, растягивающая нагрузка определяется по формулам (8.14)–(8.16); (8.27)–(8.29); (8.37)–(8.42) при К = 1,0, QКН = 0, ΔрFК = 0;  на кручение (для случая отрыва долота от забоя NД = 0) – формулы (8.45) и (8.46а);  на изгиб – формулы (8.18)–(8.26); (8.30)–(8.35). Расчету подлежат верхние сечения секций КБТ, а также верхние сечения частей секций, оказывающихся в процессе углубления на участках не планового локального искривления. Для наклонно-направленной и горизонтальной скважины при расчете БК на статическую прочность осевые растягивающие нагрузки и напряжения рассчитываются по формулам (8.14)–(8.16); (отрыв долота от забоя и подъем БК); (бурение) – по формулам (8.27)–(8.29); (8.37)– (8.42); (при этом принимается μ = 0, К = 1.0, QКН = 0, ΔрFК = 0). Расчету подлежат верхние сечения секция и сечения в верхних точках участков искривления. Расчет БК на кручение производится по формулам (8.45), (8.46а), на изгиб – по формулам (8.18)–(8.26); (8.30)–(8.35). При этом в соответствии с последним пунктом может производиться разделение скважины на условно вертикальную или искривленную. Замковое соединение бурильных труб каждой секции КБТ проверяют на выполнение условий по допускаемым нагрузкам и моментам свинчивания (затяжки). Трубы каждой секции БК рассчитывают на избыточное наружное и внутреннее давления. 173 Расчет на сопротивление усталости в вертикальной скважине подлежат:  нижние сечения всех секций;  нижние сечения частей секций, работающих в процессе углубления в местах расширения скважины;  верхние сечения секций или их частей, работающих в процессе углубления на участках непланового искривления скважины. Рассчитывают напряжения:  от растяжения (сжатия) – формулы (8.14)–(8.16); (8.27)–(8.29); (8.37)–(8.42) при К = 1.0, QКН = 0, ΔрFК = 0;  от кручения – формулы (8.45) и (8.46а);  от изгиба – по формулам (8.18)–(8.26); (8.30)–(8.35). Бурильные трубы, работающие в процессе углубления на искривленных, а также на вертикальных и наклонных участках наклоннонаправленных и горизонтальных скважин, рассчитываю на сопротивление усталости, что и для вертикальной скважины (см. выше). На искривленных участках расчету подлежат:  верхние сечения секций;  сечения БК в верхних точках участков искривления. Рассчитывают напряжения:  от растяжения (сжатия) – по формулам (8.14)–(8.16); (8.27)– (8.29); (8.37)–(8.42) при К = 1.0, QКН = 0, ΔрFК = 0;  от кручения – формулы (8.45) и (8.46а);  от изгиба по формулам (8.30)–(8.35). Проверяют выполнение рекомендации об установке над УБТ переходной по жесткости секции l1 = 250–300 м с повышенным сопротивлением усталости (для роторного способа бурения). Производят проверку выполнения требований к размерам КБТ:  по гидравлическим условиям;  по технологическим требованиям. Поверяют выполнение комплекса требований к компоновке УБТ (обеспечение нагрузки на долото, необходимой изгибной жесткости, создание оптимальных гидравлических условий, достаточной плавности переходов между ступенями УБТ и между УБТ и КБТ, крутящих моментов свинчивания). Для каждой секции КБТ рассчитывают (при необходимости) допустимую глубину спуска колонны с использованием клинового захвата. Для технологических операций отбор керна, расширение, проработка, калибровка ствола расчет БК так же, как для операции бурение. 174 9. ВЫБОР МЕХАНИЧЕСКОГО ВРАЩАТЕЛЬНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И СПЕЦИФИКА ТЕХНОЛОГИИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ 9.1. Общие положения Ствол скважины создается разрушением горных пород с последующим извлечением продуктов разрушения на поверхность. При сплошном забое разрушается вся масса породы под долотом; при отборе керна бурильными головками (колонковыми долотами) разрушению подвергается только кольцевое пространство у стенки скважины, а внутренний цилиндр породы (керн) извлекается в целом виде (колонковое бурение) для последующего изучения. Порода может разрушаться дроблением при ударах инструмента о породу, резанием (скалыванием) или (и) истиранием (последний случай – разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы механического способа бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное бурение. Ударное бурение, имеющее ограниченное применение, обеспечивает цилиндрический ствол скважины путем выдалбливания в породе под ударами клинообразного долота, получающего возвратнопоступательное движение от станка, установленного на поверхности. Цилиндричность ствола достигается поворотом плоского или крестообразного долота в промежутке между ударами на некоторый угол; выбор его величины зависит от твердости пород. Наибольшее применение получило механическое вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы (шлам) в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым промывочным агентом: буровым раствором, газом, газированной жидкостью. При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента. В результате действия осевого усилия долото внедряется в породу, а окружное усилие приводит к скалыванию, дроблению или истиранию породы (в зависимости от твердости пород и вида разрушающего инструмента). Различают два способа механического вращательного бурения, используемых в практике геологоразведочного и промышленного эксплуатационного бурения на нефть и газ: 175  роторное – когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности;  с использованием забойных двигателей – когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом. Способ бурения с использованием забойных машин имеет разновидности в зависимости от типа двигателя: а) с гидравлическими двигателями, когда поток бурового раствора, кроме известных основных функций, используется как источник энергии; б) с электрическими двигателями (электробур). Стоит заметить, что в практике используются принципиально различные типы гидравлических машин: Турбобуры, или двигатели гидродинамического действия; Винтовые (гидростатические) объемные двигатели-редукторы с эпициклической системой зацепления. Роторное и бурение с гидравлическими забойными машинами являются основными способами проводки скважин и применяются повсеместно. Особенно широко используется механический вращательный способ бурения с использованием гидравлических двигателей в России и странах СНГ. 9.2. Выбор способа бурения Способ бурения выбирают с учетом особенностей и условий проходки скважин. При этом следует принимать во внимание область рационального использования того или другого способа бурения. Области рационального применения вращательного бурения с приводом от ротора («роторное бурение»):  бурение глубоких интервалов скважин «тихоходными» (на опорах скольжения) шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс и оптимальные значения скорости вращения долота находятся в пределах 35–150 об/мин;  разбуривание мощных толщ пластических глин, плотных глинистых сланцев и других пород, в которых целесообразно использовать энергоемкие долота – лопастные, АТП (PDC) и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом, где требуется реализация в долоте значительной части гидравлической мощности, развиваемой буровыми насосами, для создания гидромониторного эффекта;  при бурении скважин в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов плотностью более 1700–1800 кг/м3, когда в конкретных условиях не имеет преимуществ забойный двигатель, или нет возможности его использовать; 176  при бурении в условиях высоких забойных температур (более 140–150 °С) и осложнений, связанных с обвалами и сильными поглощениями бурового раствора;  при бурении с отбором керна;  при бурении с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации, если в данных условиях невозможно использовать электробур;  при бурении опорно-технологических скважин (ОТС). Область использования вращательного бурения с гидравлическими забойными двигателями:  бурение «быстроходными» (на опорах качения) шарошечными долотами диаметром 190 мм и более вертикальных скважин глубиной до 3000–3500 м (в отдельных случаях и более глубоких) при плотности бурового раствора не выше 1700–1800 кг/м3;  бурение алмазными долотами и долотами типа АТП, ИСМ за исключением случаев, когда плотность бурового раствора превышает 1700–1800 кг/м3, а температура в скважине 140–150 °С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали);  проходка наклонно-направленных скважин; в интервалах набора кривизны и становления заданного азимута – независимо от значений оптимальных скоростей вращения долота, а в интервалах стабилизации наклона и перехода на вертикаль – при условии обеспечения оптимальных их значений;  вскрытие продуктивных пластов горизонтальными и разветвленногоризонтальными скважинами, а также забуривание стволов в обсаженных скважинах для их восстановления и повышения дебита низко продуктивных скважин;  бурение верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ, где основной задачей, определяющей выбор способа бурения, является борьба с искривлениями;  бурение вставными долотами без подъема труб в условиях, где применение этой разновидности турбинного способа бурения целесообразно;  бурение с промывкой аэрированной жидкостью с низкой степенью аэрации высокооборотными долотами. Применение в качестве забойных машин электробуров рационально в следующих условиях:  бурение скважин диаметром 190–394 мм с промывкой буровым раствором, в том числе утяжеленным до 2300 кг/м3, при температуре не выше 130–140 °С с учетом обеспечения оптимальных значений скорости вращения долота;  бурение опорно-технологических скважин (ОТС); 177  проходка наклонно и вертикально направленных скважин в сочетании с телеметрическими системами, особенно в сложных геологических условиях с обеспечением оптимальных значений скорости вращения долота на всех участках профиля скважины;  вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными и разветвленно-горизонтальными стволами для повышения дебита скважин и коэффициента извлечения нефти из пластов;  бурение с продувкой забоя воздухом и промывочной аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации;  бурение алмазными долотами и долотами типа АТП, ИСМ, за исключением случаев, когда температура циркулирующей промывочной жидкости на забое превышает 130 °С. Способ бурения с наземным роторным двигателем и тип забойного двигателя в зависимости от оптимальной скорости вращения долота (об/мин) следует выбирать, пользуясь приведенными ниже данными:  ротор, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с двумя редукторами-вставками……..35–100;  ротор, винтовой забойный двигатель, турбобур с редукторомвставкой, турбобур с решетками гидроторможения, электробур с редуктором-вставкой……..100–250;  шпиндельные турбобуры с турбинами точного литья и турбобуры с падающей к тормозу линией давления, турбобур с редукторомвставкой, электробур с редуктором-вставкой…….250–500;  турбобуры и электробуры для алмазного бурения……500–800. До настоящего времени в ряде случаев параметры режима бурения выбираются на основании анализа практических данных по десяткам и сотням пробуренных скважин, в результате чего нередки случаи, когда эти режимы внедряются в практику к концу разбуривания площади и лишь на достаточно крупных месторождениях они практически используются в течение длительного времени. Для получения уже в начале разбуривания площади достаточной информации для обоснования выбора способов бурения отдельных интервалов скважин, типов долот и забойных двигателей, а также для проектирования оптимальных параметров режима бурения при условии использования новейших технических средств, имеющихся на вооружении в промышленности, следует производить бурение опорно-технологических скважин (ОТС). Число опорно-технологических скважин на площади выбирается таким, чтобы в результате их проводки можно было дать рекомендации для всех условий предстоящего разбуривания данной площади. 178 9.3. Забойные двигатели В основе вращательного способа бурения с забойными двигателями лежит преобразование энергии потока промывочной жидкости, или электрической энергии в механическую энергию вращения вала машины, на котором закреплен породоразрушающий инструмент. Реактивный момент при этом через не вращающуюся бурильную колонну воспринимается наземным роторным столом – ротором. Объемные забойные двигатели действуют от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей. Под вытеснителем понимается рабочий орган, непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости. Конструктивно вытеснитель в современных забойных машинах выполнен в виде винтового многозаходного ротора, совершающего поворотно-планетарное движение по корпусу статора двигателя. Количество заходов (винтов) на роторе двигателя для создания рабочих камер на один меньше чем на статоре. Объемные винтовые двигатели характеризуются тремя основными признаками: а) наличием рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины, причем жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее; б) изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразно в результате сообщения камеры с выходом; в) несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения и качества жидкости в камерах. Гидродинамические двигатели (турбины) функционируют при изменении момента количества движения жидкости в рабочих органах машины. В этом типе гидравлических двигателей ведомое звено совершает только вращательное движение. Гидродинамические двигатели (турбобуры) характеризуются также тремя особенностями: а) рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемых жидкостью; б) в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости; в) взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер. 179 9.3.1. Турбобуры. Турбинное бурение Общие положения В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (или труб и механизмов между долотом и ротором турбобура, в случае их установки). В отличие от этого в роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость (долговечность) труб при этом способе примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем при бурении от ротора. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя. В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500–600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников, выпускник Томского технологического института, разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турборбуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 8,8 кВт и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема практический реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее благодаря работам ВНИИБТ турбинное бурение приобрело общее признание. Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время. Турбобур – машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, 180 способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ. В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stratapaxtm. Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции: 1) достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя; 2) устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с–1 для шарошечных и 7–10 с–1 для алмазных долот; 3) максимально возможный КПД; 4) обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа; 5) наработку на отказ не менее 300 ч; 6) долговечность не менее 2000 ч; 7) постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ; 8) независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды; 9) возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления; 10) возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок; 11) возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота; 12) возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны; 13) стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения; 14) гашение вибраций бурильного инструмента; 15) экономию проведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения. Понятно, что в одной конструкции все, или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров одинакового диаметра. В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двухтрех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соеди- 181 нялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции. В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров и снижения потерь промывочной жидкости осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстро изнашиваемого узла турбобура – его опоры. Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются отечественными заводами с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм. В конце 50-х годов во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая опора («пята-подпятник»), хорошо работающая при использовании воды или буровых растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура. Это, в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения. В начале 60-х годов Р.А. Иоаннесяном (с соавторами) была создана упорно- радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия. Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машиностроения с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм. Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5–5 с–1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:  с системой гидродинамического торможения;  многосекционных;  с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;  с системой демпфирования вибраций;  с разделенным потоком жидкости и полым валом;  с плавающей системой статора;  с тормозной приставкой гидромеханического типа;  с редукторной вставкой. Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые. 182 В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей турбинного типа. Ниже излагаются сведения об основных современных типах турбобуров, выпускаемых отечественной промышленностью. Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ1 предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. В настоящее время выпускаются турбобуры ЗТСШ1 с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм. Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции (рис. 9.1). В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура. Рис. 9.1. Шпиндельный унифицированный турбобур типа 3ТСШ1 В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы. В турбобурах ЗТСШ1 устанавливается цельнолитая металлическая турбина, а в турбобурах ЗТСШ1-ТЛ – составная турбина, проточная часть которой изготовлена методом точного литья. В качестве запасного комплекта к турбобурам ЗТСШ1-195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточный венец которой выполнен из пластмассы. 183 Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы выпускают турбобуры типа АГТШ с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм. Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя (рис. 9.2). Две турбинные секции содержат многоступенчатую высоко-циркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала. В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник. В качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ. Рис. 9.2. Турбобур с системой гидроторможения типа А7ГТШ и А9ГТШ Многосекционные турбобуры Существующая технология турбинного бурения в большинстве случаев основана на применении серийных турбобуров АГТШ или ЗТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетические характеристики этих турбобуров, как правило, не удовлетворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герметизированными масло- 184 наполненными опорами (ГНУ и ГАУ), инструмента типа АТП, а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины. С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пятишести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения. По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более долговечным, чем применяемые шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД (рис. 9.3). Многосекционный турбобур со шпинделями типа ШФД имеет долговечность не менее 2000–4000 ч. Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину. Турбобур с независимой подвеской Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской. Рис. 9.3. Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением (ШФД) 185 Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120–350 ч. Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16–20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара). Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80–90 ступеней. Турбобур с плавающим статором Турбобуры с плавающими статорами обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку. Конструкции турбобуров с плавающими статорами принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец. Такое исполнение ступени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой, – до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней турбин в 1,4 раза больше, чем у серий186 ных турбобуров. Недостаток этой конструкции – свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции. Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей. Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШО-172 (538920) и резинометаллическая пята ПУ-172. Таблица 9.1 Тип турбобура Число ступеней турбины 435 ТПС-172 ЗТСШ1М1-195 455 Расход жидкости, л/с Крутящий момент*, Н-м Частота Перепад вращения*, давления, c–1 МПа 25 30 2100 2875 7,5 6,85 6,57 5,97 *При максимальной мощности Nmаx. Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором прошли промышленные испытания в Тюменском нефтегазовом регионе. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций – более 500 ч. В табл. 9.1 приведены технические характеристики турбобуров с плавающим статором с диаметром корпуса 195 мм – ЗТСШ1М1-195 и 172 мм – ТПС-172 (при плотности жидкости 1000 кг/м3). Турбобур с полым валом Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 9.4), предназначенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура. Как видно из рис. 9.4, турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций со187 блюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров. Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшипнике. В случае необходимости нижний конец корпуса шпинделя может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой. При сборке турбинных секций предусмотрена возможность установки стабилизаторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала – удлинитель соответствующей длины так, чтобы не изменять ранее отрегулированные присоединительные размеры утопания и вылетов полумуфт. Рис. 9.4. Турбобур с полым валом Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:  поддерживать в насадках долота перепад давления 6–9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;  проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;  на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;  прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;  спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата; 188  продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла (такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ). Турбобур с редуктором-вставкой Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений. Таблица 9.2 Тип турбинной секции ЗТСША-195ТЛ ЗТСШ1-195 А7ТШ Число турбинных секций 1 1 1 Расход жидкости, л/с 24 40 30 Крутящий момент, Н · м предельный при Nmax 4826 4806 3650 2413 2403 1825 Перепад давления, МПа 2,7 3,6 3 Примечание: N max – максимальная мощность турбобура; плотность жидкости 1000 кг/м3. Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой маслозащиты передачи и опор. Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнения торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты – с турбинными секциями. Редуктор-вставка представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетические характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 9.2. При испытаниях турбобуров средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составила 100–115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 50 °С) – около 40 ч. Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства шпиндели типа ШФД с лабиринтным диско189 вым уплотнением (см. рис. 9.3). Они предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частоте вращения вала до 25 с–1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 1,5–2,5 раза по сравнению с тем, когда используются шпиндели серийно выпускаемых конструкций. Увеличение наработки на отказ достигается за счет частичной изоляции картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу. Такая изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя «расходным» лабиринтным уплотнением и установкой между лабиринтным уплотнением и уплотнениями картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с пространством скважины. Уплотнители картера осевой опоры выполнены из эластичного материала, укреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе, при этом число пар уплотнитель – диск равно восьми. Для соединения с верхнерасположенными турбинными секциями вал шпинделя оборудован в верхней части конусно-шлицевой полумуфтой, которая одновременно служит для сжатия пакета деталей, набранных на валу. Для центрации вала используются резинометаллические радиальные опоры, одна из которых установлена между полумуфтой и лабиринтным уплотнением, а две другие – в нижней части вала. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. В картере осевой опоры между двумя блоками уплотнителей установлен упорно-радиальный шариковый подшипник. По результатам сравнительных испытаний шпиндель ШФД-195 имеет наибольшую наработку на отказ – 183 ч из всех не герметизированных конструкций новых шпинделей турбобуров, разработанных ВНИИБТ. Герметизированный маслонаполненный шпиндель В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства герметизированные маслонаполненные шпиндели типа ШГД (рис. 9.5). Шпиндели предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 15 с–1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 2–4 раза по сравнению с использованием шпинделей серийно выпускаемых турбобуров. Увеличение наработки на отказ в шпинделях ШГД достигается полной герметизацией картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу, причем картер осевой опоры заполнен смазкой. Надежная герметизация картера осевой опоры обеспечивается тем, что на герметизирующие уплотнения не действует перепад давлений, срабатываемый в насадках долота. Это стало возможным 190 при использовании «расходного» лабиринтного уплотнения, аналогичного применяемому в шпинделях ШФД. Лабиринтное уплотнение установлено в верхней части вала над герметизирующими элементами. Раствор, прошедший через лабиринтное уплотнение, сбрасывается в затрубное пространство через отверстия в корпусе, расположенные над герметизирующим элементом. Герметизирующие элементы, выполненные из эластичного материала, закреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе. Вал центрируется относительно корпуса тремя резинометаллическими радиальными опорами, одна из которых установлена в верхней части вала, две другие – в нижней. Полумуфта закрепляется на валу малоконусной резьбой с внутренним упорным торцом и одновременно своим наружным торцом сжимает пакет деталей, набранных на валу. С верхнерасположенными турбинными секциями полумуфта соединяется конусно-шлицевым соединением, имеющим такие же присоединительные размеры, как и полумуфта серийно выпускаемого турбобура. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. Для предотвращения попадания шлама в лабиринтные диски следует поддерживать перепад давлений в насадках долота не менее 2 МПа. Герметизирующие уплотнители установлены над картером осевой опоры и под ним и объединены для удобства монтажа и демонтажа в отдельные блоки. По принятой классификации герметизирующие элементы состоят из двух частей: одна из них установлена в среде бурового раствора, другая – в среде смазки. При этом между этими частями образуется буферная зона, которая через регулирующий клапан соединена с картером осевой опоры. Назначение клапана комплексное:  поддержание заданного начального давления смазки в картере осевой опоры как во время заправки, так и в процессе работы, когда происходит увеличение объема смазки вследствие ее разогрева;  создание встречного движения смазки буровому раствору в пределах буферной зоны между двумя уплотнителями и продавливание смазки между торцами уплотнителя и антифрикциона;  возможность секционирования герметизирующих элементов с одновременным исключением воздушных пробок между герметизирующими элементами за счет перетока смазки через клапан;  равномерное распределение давления по всем образованным буферным зонам;  вывод остатков воздуха при заправке шпинделей смазкой. Клапан установлен в диске, закрепляемом в корпусе. 191 Рис. 9.5. Герметизированный маслонаполненный шпиндель Наряду с применением шарикового подшипника по ТУ 37.006.042- 81 предусмотрено использование опоры скольжения. В качестве смазки может использоваться индустриальное масло и нигрол. Конструкция шпинделя допускает производство дозаправки или полной смены смазки на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера снабжены заправочными втулками. В настоящее время ведутся работы по использованию смазок, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких смазок применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных. В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров шпиндель ШГД-195 признан наиболее надежной и долговечной конструкцией. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч. 192 10. ТУРБИНЫ СОВРЕМЕННЫХ ТУРБОБУРОВ Турбина турбобура представляет собой преобразователь гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала. Турбина современного турбобура – многоступенчатая, осевого типа и состоит из систем статоров и роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов – с валом турбобура (рис. 10.1). При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент определяется по формуле Эйлера: М = Q ρ r (c1u – c2u) z, (10.1) где Q – расход жидкости; ρ – плотность жидкости; r – средний радиус турбины; с1u, с2u – проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно через статор и ротор на направление окружной скорости турбины; z – число ступеней турбины. Эффективный перепад давления на турбине pэ определяется по формуле: pэ = ρ u2 z, (10.2.) где u – окружная скорость турбины на среднем диаметре. Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением: M = (1– n /nх )Мт , (10.3.) где Мт – тормозной (предельный) крутящий момент; n – частота вращения ротора; nх – частота вращения ротора на холостом режиме (предельная). Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и КПД от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Энергетическая характеристика представлена на рис. 10.2. Как видно из графиков, характеристика турбины турбобура – сериесная. Однако это не означает, что турбобур может работать на всех режимах – от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура вначале уменьшается, затем турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается – «срывается». Частота вращения при этом, как правило, бывает не ниже 0,4 nх. 193 Рис. 10.1. Принцип действия турбины турбобура (пара «статор – ротор»): 1, 5 – наружный обод ротора и статора; 2, 3 – лопатка ротора и статора; 4, 6 – внутренний обод статора и ротора Сила, действующая на лопатку ротора Сила, действующая на лопатку статора «Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерности подачи бурового инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности. Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости проходки. Поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура. Следует отметить, что: – чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол; – чем более моментоемкое долото используется при бурении, чем выше вибрации бурильного инструмента, – чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен располагаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем, следовательно, ниже должна быть частота вращения холостого хода. 194 nх n Рис. 10.2. Энергетическая характеристика турбины турбобура: М – крутящий момент; Мт – тормозной момент; N – мощность; N3 – максимальная мощность; р – перепад давления; n – частота вращения; nэ, nх, n0 – частота вращения соответственно на экстремальном, холостом и оптимальном режимах; η – КПД; ηо – максимальный КПД Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент и перепад давления на режиме максимальной мощности: M = 2 π Q ρ r2 n z, (10.4) p = 4 π2 ρ r2 nz/η, (10.5) где р – перепад давления на турбине; η – КПД. При пересчете параметров характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями n ~ Q; M ~ Q 2 ; p ~ Q 2 ; N ~ Q3;  inv Q; n inv ;M ~ ; p ~ ; N ~ ;  inv ; n inv z; M ~ z; p ~ z; N ~ z; n inv z , (10.6) где N – мощность турбины. Турбины турбобуров изготавливаются из малолегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляется точным литьем по моделям. Выпускаются также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных. Характеристики турбин определяются экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде. Основные параметры 195 стендовых энергетических характеристик серийных и некоторых опытных турбин турбобуров, выпускаемых промышленностью, приводятся во всех специализированных справочниках для технологов. 10.1. Регулирование характеристики турбобура Как было показано выше, турбины турбобуров при прокачивании через их лопаточный аппарат постоянного расхода жидкости развивают крутящий момент, прямо пропорциональный частоте вращения ротора. Эта зависимость для всех типов турбин описывается известным уравнением Эйлера (формула 10.1), из которого вытекает связь крутящего момента на турбине с частотой вращения ее ротора (на экстремальном режиме). Поскольку при заданном значении расхода бурового раствора и ограниченном числе ступеней (как правило, 300–330) турбина должна обеспечивать определенный тормозной крутящий момент, необходимый для устойчивой работы турбобура; частота вращения вала при холостом режиме также не может быть ниже вполне определенной величины. Расчеты показывают, что при Q = 30 л/с, Мт = 4000 Нм, z = 300 значение nх не может быть ниже 18 с–1. С целью снижения частоты вращения вала турбобура, в первую очередь на холостом режиме, при сохранении прежних значений крутящего момента, т.е. для увеличения отношения Мт/nх, применяют различные способы регулирования характеристики турбобура. Рассмотрим основные из них, которые используются в опытных конструкциях турбобуров. Клапанное регулирование. Наиболее эффективное регулирование характеристики турбобура, т.е. максимальное снижение n при том же значении М, достигается при регулировании расхода жидкости, протекающей через лопатки турбин, с помощью клапанного устройства. При этом в зависимости от схемы забойного двигателя клапан устанавливается в бурильных трубах (при обычном турбобуре) или в полом валу турбобура. Последний вариант представляется наиболее целесообразным, так как часть бурового раствора при этом не сбрасывается в кольцевое пространство скважины над турбобуром, а суммируясь с основным потоком, поступает непосредственно на долото. Клапанное регулирование применяется только при использовании турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления. При этом открытие клапана осуществляется автоматически, за счет изменения перепада давления на трубине, в зависимости от режима работы. На тормозном режиме клапан полностью закрыт и вся жидкость поступает на лопатки турбины. По мере разгона турбобура перепад давления увеличивается и через клапан сбрасывается все больше жидкости. Максимальное открытие клапана соответствует холостому режиму работы турбобура. 196 Клапанное регулирование позволяет получить нелинейную, прогнутую к началу (в М – п координатах) моментную характеристику, что имеет большое практическое значение, так как при этом уменьшается минимально устойчивая частота вращения вала турбобура. Частоту вращения на холостом режиме можно определить по формуле n﹑x  nx / a , (10.7) где nх – частота вращения вала турбобура без клапана на холостом режиме. Как видно из формулы (10.7), возможность максимального снижения п определяется значением а, которое для реальных турбин с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления, например для А7НЧС, составляет 1,95. Регулирование с помощью ступеней гидродинамического торможения. С целью снижения частоты вращения вала турбобура на холостом режиме применяют ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ представляют собой плоскую решетку, профили статора и ротора которой наклонены к плоскости, перпендикулярной оси вала турбобура под одним углом. При вращении такой решетки в среде потока бурового раствора на роторе ступени ГТ возникает крутящий момент, пропорциональный частоте вращения и направленный в сторону, противоположную движению вала. Важной особенностью гидродинамического торможения является то, что при п = 0 крутящий момент на ступенях ГТ не возникает и, следовательно, тормозной момент турбины не уменьшается. Результирующая частота вращения вала турбобура определяется по формуле z   n1  n / 1  1  , (10.8) z  где n1, n – частота вращения вала турбобура соответственно при использовании ступеней ГТ и без ступеней ГТ; z1, z – число ступеней соответственно ГТ и турбины; φ – коэффициент, определяющий эффективность гидротормоза, φ = 0,9–1,25. Для современных конструкций плоских гидродинамических решеток торможения коэффициент φ = 0,9–1,0. Перепад давления на ступенях гидроторможения практически не зависит от режима работы турбобура и определяется по эмпирической формуле: p Q 2z , (10.9) где р – перепад давления, МПа; ξ – коэффициент гидравлического сопротивления одной ступени гидроторможения; Q – расход бурового раствора, м3/с; ρ – плотность бурового раствора, кг/см3; z – число ступеней гидротормоза. 197 Для турбобуров диаметрами 240 и 195 мм, значение ξ составляет 0,003 и 0,0065 соответственно. Регулирование путем сочетания турбин разного типа. Этот способ заключается в сборке на одном валу турбобура разнотипных турбин, работающих при одинаковом расходе бурового раствора. Его следует применять в случае, когда в наличии имеются два типа турбин и более, каждый из которых в отдельности не удовлетворяет требованиям технологии бурения. Следует отметить, что применение комбинации двух (и более) типов турбин, либо турбины и гидротормоза, собранных на одном валу, энергетически менее выгодно, чем использование одного (оптимального) типа турбины при том же числе ступеней, так как в каждом конкретном случае перепад давления на турбине оптимального типа будет ниже, чем такой же, получающийся при сочетании турбин двух типов и более. Однако такую турбину для каждого конкретного случая бурения нужно специально спроектировать и изготовить. А наличие, например, двух типов турбин – тихоходной и быстроходной, либо турбины и гидротормоза позволяет оперативно получать вполне приемлемую характеристику турбобура и в случае необходимости изменять ее. Так как характеристики турбин разные, то суммарный крутящий момент турбобура образуется в результате сложения моментов, развиваемых каждым типом турбин: M   M i , (10.10) где Мi – крутящий момент, развиваемый турбиной i-го типа. Суммарный перепад давления: p   pi , (10.11) где рi – перепад давления на турбине i-го типа. Результирующая частота вращения на холостом режиме определяется из выражения: p  M i zi , M i zi  n xi (10.12) где nΣ – результирующая частота вращения вала турбобура на холостом режиме; Мti – тормозной момент турбины i-го типа; nxi – частота вращения турбины i-го типа на холостом режиме. В частности, если используются два типа турбин, то параметры результирующей энергетической характеристики определяются по формулам: 198 тормозной момент – M   M Т1 Z1  M Т2 z2 ; (10.13) перепад давления – p  p1z1  p2 z2i ; (10.14) частота вращения на холостом режиме – M Т 1Z1  М Т 2 Z 2 n  , (10.15) МТ1 МТ 2 Z1  z2 nx1 nx 2 где Мт1, pl, nx1, zl – соответственно тормозной момент одной ступени, перепад давления на одной ступени, частота вращения на холостом режиме, число ступеней турбины 1-го типа соответственно; Мт2, р2, nx2, z2 – то же, для турбины 2-го типа. Регулирование с помощью перетоков жидкости в турбине. Исследованиями установлено, что при увеличении радиального зазора между ротором и статором турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления в отличие от турбин нормального типа возрастает прогиб линии моментов. Это объясняется тем, что зазор выполняет функцию нерегулируемого гидросопротивления, а рабочий поток жидкости через турбину разделяется на два, один из которых поступает на лопатки турбины, а другой – в зазор. В результате изменения перепада давления на лопатках, который определяется режимом работы турбин, соотношение между двумя потоками меняется. Это явление было использовано при разработке новых турбин высокоциркулятивного типа с увеличенным радиальным зазором. Эти турбины, имеющие шифр А7ПЗ, имеют нелинейную моментную характеристику. Отношение МТ/nx у них в 1,35 раза выше, чем у обычных турбин. Кроме того, как уже отмечалось, прогиб линии моментов позволяет снизить минимально устойчивую частоту вращения. Эффективность применения ступеней ГТ с такими турбинами значительно возрастает, что также объясняется наличием прогиба у линии момента этой турбины. 10.2. Проектирование характеристики турбобура Турбинный способ вращательного бурения обладает большими потенциальными возможностями для оптимизации процесса углубления скважин. Это сопряжено с решением комплекса взаимоувязанных задач: а) определения оптимальных параметров режима бурения; б) формирования энергетической характеристики турбобура, адекватной этому режиму. 199 Расчет режимов бурения является предметом отдельного рассмотрения. Поэтому в данном разделе пойдет речь о проектировании энергетической характеристики для эффективного применения турбобура. Общие положения При расчетах следует руководствоваться следующими общими положениями: 1. Надежный контроль за режимом работы турбобура в процессе бурения возможен при режиме, когда механическая скорость проходки максимальная. Как правило, этот режим совпадает с экстремальным режимом работы турбобура или располагается в непосредственной близости в правой зоне кривой мощности. Таким образом, все расчеты характеристики турбобура имеет смысл вести для экстремального режима работы или режимов, близких к нему. 2. Следует помнить, что при недоиспользовании крутящего момента турбобура долота отрабатываются на излишне высоких частотах вращения. Это приводит к недобору проходки за рейс долота, и поэтому запас крутящего момента не должен быть излишне большим. 3. При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно получить в гидромониторных насадках долота, всегда намного меньше той, которую можно использовать при роторном способе бурения, поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами. При бурении в мягких и пластичных породах необходимо в первую очередь думать об очистке вооружения долота, что обеспечивается правильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при наличии в долоте перепада давления 5 МПа. 4. При турбинном бурении целесообразно использовать осевые нагрузки на долото, составляющие 60–80 % тех, которые имеют место при роторном способе бурения аналогичных разрезов. 5. Использование одной и той же энергетической характеристики турбобура в разных по буримости разрезах, например в кварцитах и мягких глинистых сланцах, заведомо ставит турбинный способ бурения в невыгодные условия. Поэтому тип сборки турбобура в каждом конкретном случае должен соответствовать механическим свойствам проходимых пород, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого бурового оборудования. 200 10.3. Методологическая концепция процесса проектирования турбобуров На основании выполненных исследований энергетических характеристик турбобуров и способов их регулирования отечественными специалистами разработана методика их проектирования и выбора рациональных параметров, обеспечивающих заданный режим бурения для конкретных геолого-технических условий бурения: а) определяются типы и количество ступеней турбин и гидротормозов (если это необходимо); б) определяются необходимые редукторные и тормозные приставки (если это целесообразно), обеспечивающие заданные значения крутящего момента и частоты вращения, при известных величинах расхода и плотности бурового раствора. Цель выбора рациональной характеристики состоит в том, чтобы из всех возможных вариантов определить тот, который обеспечивает заданные параметры при меньшем перепаде давления на турбобуре и позволяет обходиться минимальным количеством турбинных секций. Во всех случаях практики бурения выбор рационального варианта характеристики необходимо подтверждать результатами проводки опытных скважин в данных геолого-технических условиях и расчетами экономической эффективности. Если в распоряжении бурового предприятия имеется несколько типов турбин и ступени ГТ одного габаритного размера, то, как правило, большинство из них может быть использовано для формирования характеристики турбобура, отвечающей заданным технологическим требованиям. Оптимальным вариантом характеристики турбобура будет такая характеристика, которая создается одним типом турбины, если необходимое количество турбинных секций при этом не превышает технологически допустимую величину. Последняя определяется рядом технических условий: – высотой буровой вышки и возможностью размещения турбобура над ротором при смене долота или шпинделя; – ограничениями по компоновке низа бурильной колонны, когда длина турбобура не должна превышать определенной величины; – возможностью установки турбобура «за палец» при геофизических и прочих работах в стволе скважины. Если в наличии имеются редукторная приставка (редукторшпиндель), или приспособления для сборки турбовинтового двигателя, или другие средства, предназначенные для снижения частоты вращения вала турбобура, то их также можно использовать с целью получения адекватной энергетической характеристики. В то же время необходимо 201 отметить, что целесообразность применения этих технических средств и методов для регулирования характеристики турбобура на практике должна быть подтверждена как предварительным техникоэкономическим расчетом, так и анализом результатов опытного бурения. Если одним типом турбины не удается сформировать адекватную характеристику, и, если применение других технических средств и методов по каким-либо причинам нецелесообразно или невозможно, то следует использовать сочетание в одном турбобуре турбины со ступенями ГТ или сочетание двух типов турбин, различающихся по быстроходности. При этом следует руководствоваться следующим правилом: как при сочетании со ступенями ГТ, так и при комбинировании двух типов турбин, в качестве одного из них необходимо применять наиболее высокомоментную (быстроходную) турбину из имеющихся в наличии. 10.4. Методика расчета энергетических характеристик турбобуров Для проектирования энергетических характеристик турбобуров необходимо определить удельный момент на долоте. Удельный момент на долоте – есть условная величина, характеризующая функциональную связь крутящего момента М с осевой нагрузкой на долоте G . Обычно она является линейной: M = mG. (10.16) При проектировании характеристик турбобуров определение удельного момента на долоте проводится для расчетного рабочего (экстремального) режима турбобура, соответствующего максимуму мощности турбины. Поэтому принимается, что величина m зависит, в основном, от типоразмера долота и механических свойств горных пород. Если для данного района бурения известна твердость пород по штампу и другие показатели механических свойств, то определение удельного момента можно произвести по «Методическому руководству по определению и использованию показателей свойств горных пород в бурении. РД 39-3-679-82, М, ВНИИБТ, 1983, 93 с.» Ориентировочные значения удельных моментов m для некоторых регионов России и стран СНГ, рассчитанные по методике указанной выше и уточненные по результатам испытаний ГЗД и электробуров, приведены в табл. 10.1. Формирование энергетической характеристики турбобура следует осуществлять, руководствуясь одним из двух предварительных условий: 202 – при заранее ограниченном (заданном) количестве турбинных секций турбобура (как правило, не более трех); – при заранее неограниченном количестве турбинных секций турбобура (практика показывает, что в этом случае их число не превышает шести). Таблица 10.1 Значения удельных моментов на долоте для некоторых нефтегазовых регионов Регион Западная Сибирь Урало-Поволжье Белоруссия Западная Украина Азербайджан Республика Коми Тип долота Удельный момент, m трехшарошечное 0,010–0,013 АТП 0,040–0,050 трехшарошечное 0,004–0,008 трехшарошечное 0,007–0,011 алмазное 0,010–0,018 трехшарошечное 0,005–0,009 трехшарошечное 0,007–0,012 алмазное 0,012–0,016 алмазное АТП 0,016–0,020 0,030–0,045 Необходимо отметить, что ограничение количества турбинных секций турбобура на заранее заданном уровне (не более трех) практически не позволяет изменить параметры режима турбинного бурения в сторону низкооборотных малолитражных режимов. 10.4.1. При заранее ограниченном (заданном) количестве турбинных секций общее количество ступеней турбин Zs в турбобуре известно Поэтому расчет сводится к определению конкретного типа турбины, или необходимого соотношения ступеней турбин и ГТ или турбин разных типов, исходя из величины потребного тормозного крутящего момента Ms: Ms = KMmG, (10.17) где Км – коэффициент запаса крутящего момента забойного двигателя. Величина коэффициента Км зависит от типа ГЗД и режима его работы, Для быстроходных турбобуров с частотой вращения свыше 203 300 об/мин (5 с–1), значение Км можно принимать равным 2,0–2,5. Для низкооборотных турбобуров величину Км следует увеличить до 2,5–3,0. Величина осевой нагрузки на долото G принимается в соответствии с технологическими рекомендациями для данного сочетания механических свойств горных пород и типоразмера долота и отражается в ГТН. Также в соответствии с технологическими рекомендациями принимаются величины расхода бурового раствора Q и его плотность ρ. Частота вращения вала турбобура на рабочем (экстремальном) режиме n определяется в результате расчета по формуле (10.19). Потребная величина тормозного крутящего момента одной ступени турбины турбобура определяется по формуле: М1 = Ms / Zs, (10.18) где Zs – общее количество ступеней турбины в турбобуре. Для серийных конструкций турбобуров Zs можно определить по табл. 10.2. Таблица 10.2 Номинальное количество ступеней турбин и ГТ для серийных шпиндельных турбобуров Расчетное количество ступеней турбин и ГТ в турбобуре диаметром Количество Номинальное количество ступеней турбинных турбин и ГТ в турбобуре диаметром секций 240 мм 195 мм 240 мм 195 мм До 120 До 130 1 105 110 121–230 131–240 2 210 220 231–340 241–350 3 315 330 341–460 351–470 4 420 440 461–570 471–590 5 525 550 571–670 591–700 6 630 660 Примечание: номинальное количество ступеней турбин и ГТ в каждой турбинной секции может изменяться на величину ± 5. 204 Полученная величина M1 сравнивается со значениями тормозного крутящего момента одной ступени имеющихся в наличии типов турбин (табл. 10.3). При этом значения крутящего момента, указанные в табл. 10.3 необходимо пересчитать на выбранные при расчете режимов бурения величины расхода и плотности бурового раствора. Таблица 10.3 Основные параметры стендовых характеристик турбин турбобуров (Количество ступеней – 1. Плотность бурового раствора –1,0 г/см (тех. вода) Тип турбины Тормозной крутящий момент, Н.м. Мт Холостая частота вращения, об/мин (с–1) Рабочий перепад давления, МПа Максимальный Максимальный перепад КПД давления, МПа Диаметр турбобура – 240 мм. Расход бурового раствора – 40 л/с 30/16,5-240 24,58 1040 (17,3) 0,0262 0,0262 63,8 А9К5Са 22,02 840 (14,0) 0,0252 0,0324 40,4 Диаметр турбобура – 195 мм. Расход бурового раствора – 28 л/с 26/16,5-195 8,07 835 (13,9) 0,0113 0,0113 55,3 А7Н4С 12,59 1110 (18,5) 0,0287 0,0363 40,5 24/18-195ТЛ 4,74 490 (8,2) 0,0048 0,0048 47,4 24/18-195ТПК 5,63 485 (8,1) 0,0057 0,0057 42,3 А7ПЗ 16,77 1110 (18,3) 0,0320 0,0363 38,2 21/16,5-195АТЛ 16,32 1395 (23,2) 0,0263 0,0341 70,6 А7ПЗБК 17,69 1190 (19,8) 0,0259 0,0296 52,8 ТВМ-195 11,25 1080 (18,0) 0,0170 0,0211 55,6 Диаметр турбобура – 172 мм. Расход бурового раствора – 24 л/с 28/16-172 8,22 1230 (20,5) 0,0239 0,239 44,2 Диаметр турбобура – 164 мм. Расход бурового раствора – 20 л/с А6КЗС 6,22 1090 (18,1) 205 0,0194 0,0232 39,8 При пересчете параметров характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями табл.10.4. Таблица 10.4 M~Q2 n~Q P~Q2 N~Q3 η inv Q М~ ρ n inv ρ Р~ ρ N~ ρ η inv ρ M~Z n inv Z P~Z N~Z η inv Z где N – мощность турбины; Q – расход промывочной жидкости; P – перепад давления на турбине; η – коэффициент полезного действия; ρ – плотность промывочной жидкости; n – частота вращения вала турбины; Z – число турбинных ступеней. Если для какого-то типа турбины эти величины совпадают, то он признается оптимальным и выбирается для дальнейших расчетов. Частота вращения вала турбобура на рабочем (экстремальном) режиме в этом случае определяется по формуле: n = 0,5 nх, (10.19) где nх – частота холостого вращения вала турбины выбранного по табл. 10.4. типа, пересчитанная на принятые величины расхода и плотности бурового раствора по формулам табл.10.4. Перепад давления на турбобуре с учетом потерь определяется согласно паспортной характеристике выбранного типа турбины, с учетом заданных величин расхода и плотности бурового раствора. Если из имеющихся типов турбин ни один не является оптимальным, то используются сочетание наиболее высокомоментной турбины со ступенями ГТ или сочетание двух типов турбин, различающихся по быстроходности. При использовании высокомоментной турбины со ступенями ГТ Необходимое количество ступеней турбины Z определяется по формуле: Z = MS /MT, (10.20) где Мт – тормозной момент одной ступени высокомоментной турбины, пересчитанный на принятые величины расхода и плотности бурового раствора по формулам табл.10.4, а количество ступеней ГТ из выражения: ZГТ = Zs – Z. 206 (10.21) Если величина ZГТ окажется меньше 0,1 ZS, то от использования ступеней ГТ можно отказаться. Результирующая частота вращения вала турбобура на рабочем (экстремальном) режиме определяется по формуле: n = 0,5 nx /(l + φ ZГT/Z), (10.22) где φ – коэффициент торможения; для серийно выпускаемых ГТ φ = 0,9–1,0. Далее определяется общий перепад давления на турбобуре с учетом потерь. При этом перепад давления на ступенях ГТ может быть определен по формуле: Рs = Р + РГТ + Ро, (10.23) где Р – перепад давления на рабочих турбинах; РГТ – перепад давления на турбинах гидроторможения (с учетом пересчета по формулам табл.10.4; Ро – потери в турбобуре. Перепад давления на турбинах гидроторможения определяется по следующей формуле: РГТ = Кгт ρ z Q2 , (10.24) где РГТ – перепад давления, МПа; Кгт – коэффициент гидравлического сопротивления одной ступени гидроторможения; Q – расход бурового раствора, м3/с; ρ – плотность бурового раствора, кг/см 3; z – число ступеней гидротормоза. Для турбобуров диаметрами 240 и 195 мм, значение Кгт составляет 0,003 и 0,0065 соответственно. Потери давления в проточных каналах турбобура (без учета турбины) при расходе воды 20 л/с приведены в табл.10.5. Таблица 10.5 Диаметр турбобура, мм 164; 172 195 240 Потери давления Ро, МПа 0,7 0,4 0,2 Использование данных табл. 10.5 требует пересчета на имеющийся расход и плотность раствора. Рациональным вариантом энергетической характеристики турбобура признается тот, который обеспечивает минимальную величину перепада давления на турбобуре. 207 При использовании двух типов турбин, различающихся по быстроходности, количество ступеней быстроходной (высокомоментной) турбины определяется по формуле: Z1 = (MS–ZSM2)/(M1–M2), (10.25) где М1, М2 – тормозные моменты одной ступени турбины соответственно быстроходного и тихоходного типа, причем M1>M2. Количество ступеней тихоходной турбины Z2 определяется по формуле: Z2 = ZS – Z, (10.26) если величина Z2 окажется меньше 0,1 Zs, то от использования тихоходной турбины можно отказаться. Результирующая частота вращения вала турбобура на экстремальном (рабочем) режиме определяется по формуле: n = 0,5 nsр , (10.27) где nsр – результирующая частота вращения на холостом режиме с использованием двух типов турбин: nsр = (Z1 nх1 + Z2 nх2) / (Z1 + Z2), (10.28) Результирующий перепад давления на турбобуре с учетом потерь Рsр определяется по формуле Рsр = (Рs1 Z1 + Рs2 Z2 + Ро), (10.29) где Рs1, Рs2 – перепад давления на быстроходной и тихоходной турбинах соответственно; Ро – потери давления в турбобуре. Перепады давления для данных типов турбин Рs1, Рs2, и потери в турбобуре Ро определяются согласно их паспортной характеристики с учетом заданных величин расхода и плотности бурового раствора. Рациональным вариантом энергетической характеристики турбобура признается тот, который обеспечивает минимальную величину перепада давления на турбобуре. 10.4.2. При заранее неограниченном количестве турбинных секций общее количество ступеней турбин и ГТ неизвестно Его требуется определить исходя из величин потребного тормозного крутящего момента, посчитанного по формуле (10.17) и заданного значения частоты вращения вала турбобура на холостом режиме, которое определяется по формуле ns = 2 n , 208 (10.30) n – частота вращения вала турбобура на рабочем режиме, определенная в соответствии с технологическими рекомендациями (ГТН). Величины осевой нагрузки на долото G, расхода Q и плотности ρ бурового раствора, также принимаются в соответствии с технологическими рекомендациями (ГТН). Величина ns определенная по формуле (10.30), сравнивается со значениями nх для имеющихся в наличии типов турбин (см. табл. 10.3), с учетом пересчета табличных значений по формулам табл. 10.4 для принятых величин расхода и плотности бурового раствора. Если для какого-то тина турбины эти величины совпадают, то далее определяется необходимое количество ступеней турбин этого типа по формуле: Zs = Ms/Mt , (10.31) где Мт – тормозной момент одной ступени турбины, пересчитанный на принятые величины расхода и плотности бурового раствора по формулам табл. 10.4. Пересчет параметров характеристики турбины на другие значения расхода Q и плотности ρ бурового раствора, а также количество ступеней турбины Z производится по формулам табл.10.4: Если величина Zs не превышает технологически допустимую и является приемлемой для данных условий бурения, то этот тип турбины признается оптимальным. Далее величину Zs необходимо привести в соответствие с номинальным значением количества ступеней в турбобуре, в соответствии с табл. 10.2, и определить точное количество турбинных секций. Если из имеющихся типов турбин ни один не является оптимальным, то используются сочетания наиболее высокомоментной турбины со ступенями ГТ или сочетание двух турбин, различающихся по быстроходности. При формировании характеристик турбобура одним типом турбины сочетании со ступенями ГТ общее суммарное количество ступеней турбины и гидродинамического торможения определяется по формуле: Zs = [1+ (nx – ns)/ns] Ms /Mт. (10.32) В том числе определяется:  количество ступеней турбины Z = Ms/Мт;  количество ступеней ГТ Zn = Zs–Z. При определении величин Zs, Z, ZГТ, их следует округлить до целых чисел. При формировании характеристики турбобура двумя типами турбин, различающихся по быстроходности, общее количество ступеней определяется по формуле: 209 Zs = Ms/M1 + [Msn2 (n1 – ns)] [l – M2/M1]/[M2n2(n, – n2)], (10.33) где n1, n2 – соответственно частоты вращения на холостом режиме турбин быстроходного и тихоходного типа, причем n1 > n2. В том числе определяются:  количество ступеней тихоходной турбины Z2 = Msn2(n1 – ns) / M2ns(n1 – n2);  количество ступеней быстроходной турбины Z1 = Zs – Z2. При определении величин Zs, Z, ZГТ, их следует округлить до целых чисел. После определения Zs двумя способами, эту величину необходимо привести в соответствие с номинальным количеством ступеней в турбобуре (см. табл. 10.2) и окончательно определить количество турбинных секций. Из всех вариантов характеристик для дальнейших расчетов необходимо выбрать те, которые обеспечивают минимальное количество турбинных секций. Для выбранных вариантов необходимо провести пересчет параметров характеристик с учетом изменившегося значения Zs. При этом увеличение или уменьшение Zs следует производить за счет изменения количества ступеней ГТ или ступеней тихоходной турбины. В некоторых случаях, например, при бурении алмазными долотами, увеличение Zs можно осуществлять за счет ступеней высокомоментной быстроходной турбины. После окончательного определения количества ступеней и типов турбин для каждого варианта вычисляется перепад давления на турбобуре с учетом потерь по формуле 10.29. Рациональным признается тот вариант сборки, который обеспечивает минимальную величину суммарного перепада давления на турбобуре. 210 10.5. Пример расчета характеристики турбобура Требуется определить характеристику и вариант сборки турбобура для следующих условий: Условия задачи 1. Интервал бурения 1500–3000 м 2. Типоразмер долота 111 215.9СГВ 3. Удельный момент на долоте 0,0125 м 4. Расход бурового раствора 30 л/с (0,030 м3/с) 5. Плотность бурового раствора 1,15 г/см3 (1150 кг/см3) 6. Осевая нагрузка на долото 160 кН (16 тн) 7. Частота вращения долота 400–450 об/мин (6,7–7,5 с') 8. Диаметр турбобура 195 мм 9. Количество турбинных секций 3 10. В наличии имеются ступени турбин диаметром 195 мм: 26/16,5 – 195 (от турбобура ЗТСШ 1-195) А7Н4С (от турбобура А7Ш) ТВМ-195 (высокомоментная) Этапы расчета Результаты расчета Тормозной момент турбобура Общее количество ступеней турбин Ms = 2mG = 2 х 0,0125 х 160 х 103 = 4000 Н·м Zs = 3 x 110 = 330 Требуемый тормозной момент одной ступени турбины М1 = 4000 /330= 12,12 Н·м 211 Выбор типа турбины по табл. 10.1 Количество ступеней турбины Количество ступеней гидроторможения ГТ Пересчитав энергетические параметры турбин диаметром 195 мм, имеющихся в наличии и приведенные в табл. 3, на заданные значения расхода и плотности бурового раствора по формулам табл.10.4, сравнив их с требуемой величиной тормозного момента одной ступени турбобура, выбираем для дальнейших расчетов два типа турбин: Л7Н4С и ТВМ-195. Турбина 26/16,5-195 не подходит из-за недостаточной величины крутящего момента. Параметры 1 ступени турбин при Q = 30 л/с и ρ = 1,15 г/см3: - 26/16,5-195 Мт = 10,67 Н.м, nx = 14,87 с–1 , p = 0,015 МПа - А7Н4С Мт= 16,65 Н.м, nx = 19,8 с–1, p = 0,038 МПа –1 - ТВМ-195 Мт= 14,88 Н.м, nx = 19,26 с , p = 0,022 МПа А7Н4С – Z = MS / M, = 4000/16,65 = 240 ТВМ-195 – Z = 4000 / 14,88 = 269 Поскольку количество ступеней турбины обеспечивающее требуемую величину тормозного крутящего момента – 4000 Н.м, оказалось меньше номинального – 330, оставшееся место может быть заполнено ступенями гидродинамического торможения ГТ, тем более, что частота у вращения выбранных типов турбин превышает необходимую величину А7Н4С – ZГТ = 330 – 240 = 90 ТВМ-195 – ZГТ = 330–269 х 0,92 = 83 В случае с турбиной ТВМ-195 количество ступеней ГТ увеличено на 8 %, т.к. осевая высота ступени этой турбины на 8 % меньше, чем у серийных турбин A7H4C – 0,5 nx / (l + ZГT / Z) = 0,5 x 19,8/(1 + 90/240) – 7,2с1 = 432 об/мин ТВМ–195- 0,5 х 19,26 / (1 + 83 / 269) = 7,35с–1 = 441 об/мин Частота вращения на рабочем (экстремальном) режиме Перепад давления на рабочем А7Н4С – Рs = Р + РГТ + Ро = 0,038 x 240 + 0,0065 × 1150 × 0,032 х 90 + 0,4 × 1,15 × 2,25 = 10,77 МПа (экстремальном) режиме ТВМ-195 - 0,022×269 + 0,0065× 1150×0,032×83 + 0,4× 1,15×2,25= 7,51 МПа Выводы Разница в величинах перепада давления 10,77 – 7,51 = 3,26 МПа, позволяет сделать выбор в пользу турбобура собранного с турбиной ТВМ-195 (269 ступеней) и ступенями гидродинамического торможения (83 ступени) 212 11. БУРЕНИЕ ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ 11.1. История создания винтовых двигателей Начиная с 40-х годов в СССР основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлись многоступенчатые турбобуры. Именно широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и тем самым позволило получать высокие темпы роста добычи нефти и газа. Однако с увеличением средних глубин скважин, несмотря на совершенствование породоразрушающего инструмента и технологии вращательного способа бурения в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла проблема сравнительно низкой проходки за рейс долота при использовании турбобуров – показателя, определяющего технико-экономические показатели бурения. Несмотря на определенные усовершенствования техники и технологии турбинного бурения показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 70-е годы началось разбуривание месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными условиями бурения (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), средняя проходка за рейс по эксплуатационному бурению существенно отставала от аналогичного показателя в нефтяной промышленности США в 3–4 раза. Так, в 1981–1982 гг. средняя проходка за рейс (долбление) в США составила 350 м, в то время как в нашей стране этот показатель не превышал 90 м. Существенное отставание в проходке за долбление было связано с тем, что в те годы отечественная практика бурения базировалась на высокоскоростном режиме бурения с применением многоступенчатых безредукторных турбобуров. Их характеристики не позволяли получать частоту вращения менее 400–500 об/мин с обеспечением необходимых осевых нагрузок и крутящих моментов, а также приемлемого уровня давления насосов и, как следствие, эффективно использовать революционные усовершенствования шарошечных долот с низкооборотными маслонаполненными опорами и твердосплавным вооружением. В связи с этим перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании забойной двигательной техники для низкооборотного бурения. 213 Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкции долот, было найдено в переходе от динамических машин, каким являются турбобуры, к объемным. Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муано – R. Mo1neau (1887–1948) – французский инженер, изобретатель одновинтовых гидравлических и пневматических машин, относящихся к планетарно-роторному типу гидромашин. Многолетние поисковые научно-исследовательские работы во ВНИИБТ по совершенствованию забойных гидравлических двигателей привели в 1966 г. к появлению предложенного М.Т. Гусманом, С.С. Никомаровым, Н.Д. Деркачем, Ю.В. Захаровым и В.Н. Меныпениным нового типа ВЗД, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, выполняющего функцию планетарного редуктора. В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Балденко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, A.M. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми двигателями. В результате многолетнего опыта бурения с использованием гидравлических забойных двигателей (турбобуров и ВЗД) сложился комплекс технических требований к современному забойному двигателю. 1. Характеристики двигателя должны обеспечивать:  высокий уровень крутящего момента (3 кНм и более для долот диаметрами 215–243 мм);  частоту вращения выходного вала в диапазоне 100–200 и 500– 800 об/мин соответственно для шарошечных и алмазных долот;  высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности насосов;  пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления с целью эффективного управления режимом бурения. 2. Рабочие органы и другие узлы двигателя должны быть выполнены в износо- и термостойком исполнении, обеспечивающем использование бурового раствора любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов. 3. Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечивать: 214  стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;  возможность искривления корпуса двигателя при наклоннонаправленном бурении;  возможность установки на корпусе двигателя опорноцентрирующих элементов при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин. 4.Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать:  проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритными;  эффективную проводку наклонно-направленных и горизонтальных скважин;  использование стандартного ловильного инструмента. Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что в большей степени указанным требованиям соответствуют ВЗД с многозаходными винтами. Принцип действия ВЗД Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам. Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:  статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;  ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;  замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления. В одновинтовых гидромашинах используются механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, – статором и ротором. При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя создается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают области высокого и низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогично поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигателя. 215 Рис. 11.1. Упрощенная схема винтового двигателя: 1 – корпус; 2 – ротор; 3 – вал; 4, 5 – осевой и радиальный подшипники; 6 – долото Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных от областей высокого и низкого давления (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий (рис. 11.2): 1) число зубьев zl наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев z2 внутреннего элемента (ротора): z1 = z2 + 1; 2) отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев: T / t = z / z2; 216 3) длина рабочего органа L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента: L ≥ Т; 4) профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте между собой в любой фазе движения. Рис. 11.2. Рабочие органы ВЗД на продольном и поперечном разрезах Отличительным параметром ВЗД, во многом определяющим его выходные характеристики, является отношение чисел зубьев рабочих органов, называемое кинематическим отношением i: i = z2 : z1. Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО, равна числу заходов внутреннего элемента z и определяет рабочий объем ВЗД: V = z2 ST, где S – площадь живого сечения РО. Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 11.3), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обоснований выбора рабочего органа ВЗД. Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели, как с однозаходным ротором, так и с многозаходными РО. Основные типы и размеры ВЗД В настоящее время в России в серийном и опытном производстве находится уже более 32 типоразмеров ВЗД. 217 Рис. 11.3. Зависимость момента и частоты вращения ВЗД от кинематического отношения рабочих элементов Двигатели универсального применения. Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот диаметром 139,7–295,3 мм (табл. 11.1). Таблица 11.1 Винтовые забойные двигатели для бурения скважин и капитального ремонта (второе поколение двигателей – 80-е годы) Обозна- Диа- Длина, Шаг Чис- Расход Крутящий чение метр, мм стато- ло жидко- момент, Нм двигателя мм ра мм ша- сти, л/с гов Частота Перепад враще- давления ния, с–1 МПа Д1–54 54 1890 222 2 1,0–2,5 70–110 3,0–7,5 4,5– 5,5 Д1-88 88 3225 390 2 4,5–7,0 800–950 2,7–5,0 5,8–7,0 Д1-127 127 5800 650 2 15–20 2200–3000 3,3–4,3 5,5–8,5 Д3-172 172 6880 850 2 25–35 3100–3700 1,3–1,8 3,9–4,9 Д2-195 195 6550 850 2 25–35 3100–3700 1,3–1,8 3,9–4,9 Д1-240 240 7570 880 3 30–50 10000–14000 1,2–2,2 6,0–8,0 218 Отечественные двигатели создавались на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров, и в них использовались апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др. В то же время специфические узлы и детали двигателей (РО, соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов и разрабатывались по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований. Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняются по единой схеме и имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор. На рис. 11.4 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух секций: силовой и шпиндельной. Корпусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы – с помощью конусных, конусно-шлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя – переливной клапан, как правило, размещается в автономном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны. Рис. 11.4. Винтовой забойный двигатель ДЗ-172: 1 – статор; 2 – ротор; 3 – гибкий вал; 4, 5 – корпусные подшипники; 6 – корпус; 7 – вал; 8, 9 – осевая и радиальная опоры; 10 – наддолотный переводник 219 Силовая секция включает в себя статор 1, ротор 2, соединение ротора и выходного вала 3 и корпусные переводники 4 и 5. Шпиндельная секция состоит из корпуса 6, вала 7 с осевыми 8 и радиальными 9 опорами, наддолотного переводника 10. Двигатели для наклонно-направленного и горизонтального бурения. Эта серия представлена двигателями с наружными диаметрами от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно-направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин. Обладая конструктивными особенностями и рациональным критерием эффективности М / n, двигатели этой серии в отличие от турбобуров эффективно используются в различных технологиях наклонно-направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне. При использовании ВЗД в горизонтальном бурении реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1–2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей. В результате проведенных в 90-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60–172 мм проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов. При проектировании этой серии двигателей использовался 25-летний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывались требования технологии горизонтального бурения. Основные особенности двигателей серии ДГ:  уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секции, причем силовая секция, как правило, выполняется двухшаговой, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;  уменьшенный наружный диаметр (108 мм против 120 мм; 155 мм против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорноцентрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;  многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный, регулируемый переводники, корпусные шарниры с одной или двумя ступенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин; возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;  усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надежную работу с большими углами перекоса. 220 Двигатели для ремонта скважин. Двигатели, применяемые в ремонте нефтяных и газовых скважин, выпускаются под шифром Д с наружным диаметром 108 мм и менее. Диапазон наружных диаметров, конструкции двигателей, а также их характеристики позволяют использовать эти машины для всевозможных буровых работ, встречающихся в ремонте скважин. ВЗД используются при разбуривании цементных мостов, песчаных и гидратных пробок, фрезеровании труб, кабелей электропогружных насосов и прочих предметов. Эти двигатели могут производить бурение как внутри насосно-компрессорных труб, так и внутри эксплуатационной колонны. При проведении капитального ремонта внутри колонн может использоваться также двигатель Д1-127. По своей конструкции ВЗД для ремонта скважин принципиально не отличаются от двигателей общего назначения. Наибольший интерес представляет многофункциональный двигатель ДК-108, разработанный ВНИИБТ. Особенность созданного двигателя – широкий диапазон его энергетических параметров, обеспечивающийся наличием в его комплекте трех модификаций рабочих органов с различными рабочими объемами, что позволяет использовать эти машины для самых разнообразных видов ремонтно-восстановительных работ при капитальном ремонте скважин. Элементы конструкций двигателей и их компоновок Несмотря на многообразие типоразмеров винтовых двигателей их рабочие органы имеют общие особенности:  РО выполняются по одной кинематической схеме: неподвижный статор и находящийся внутри него планетарно движущийся ротор;  направление винтовой поверхности РО - левое, что обеспечивает заворачивание реактивным моментом корпусных резьб ВЗД и резьб бурильных труб;  в зависимости от заданных характеристик двигателя РО выполняются как с однозаходным, так и многозаходным роторами;  роторы изготавливаются из нержавеющей или легированной стали с износостойким покрытием, а обкладка статора – из эластомера (преимущественно резины), обладающего сопротивляемостью абразивному изнашиванию и работоспособностью в среде бурового раствора. В отечественных двигателях первого поколения (Д1-172, Д2-172, Д2-172 м), выпускаемых в 70-х годах, РО имели незначительную длину, не превышающую 1–1,5 шага винтовой поверхности статора. В двигателях второго поколения, выпускаемых с начала 80-х годов, длина РО составля221 ет 2–3 шага статора. Наиболее перспективна монолитная конструкция РО, обеспечивающая простоту и малодетальность машин. Рабочие органы ВЗД комплектуются с натягом. Величина натяга зависит от диаметральных и осевых размеров РО, свойств промывочной жидкости и материала обкладки статора и оказывает существенное влияние на характеристики и долговечность двигателя. Все отечественные винтовые двигатели, начиная с первых образцов, выпускаются в шпиндельном исполнении. Под термином «шпиндель» подразумевается автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками. В большинстве случаев шпиндель может быть отсоединен без демонтажа силовой секции, при необходимости и на буровой. Шпиндели отечественных ВЗД выполняются немаслонаполненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом конструирования забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов. Шпиндель – один из главных узлов двигателя. Он передает осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в РО, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала). В ряде случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота. Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединенный посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части – с шарниром. Для восприятия осевых нагрузок используются как радиальноупорные, так и упорные подшипники. Подшипники выполняются многорядными и сохраняют свою работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5–7 мм. В отечественных двигателях применяются радиально-упорные подшипники качения:  с коническими дорожками качения, используемые в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;  с тороидными дорожками качения, используемые в двигателях с наружными диаметрами 85, 88 и 127 мм; 222  с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ШШО, используемые в некоторых модификациях двигателей диаметром 172 мм;  с комбинированными дорожками качения, используемые в двигателях Д-48, Д1-54, ДГ-95, ДГ-108 (для увеличения нагрузочной способности при одновременном упрощении конструкции тороидные дорожки для шаров этих опор расположены непосредственно на валу). Детали подшипников качения выполняются из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-1-3189 - 81) с пределом текучести 1100 МПа и ударной вязкостью а = 800 кДж/м2. Твердость колец, контактирующих с шарами – 45–47 HRC, а шаров – 58-62 HRC. В некоторых моделях ВЗД используются непроточные многорядные подшипники скольжения (подпятник – диск). Выбор типа осевых подшипников зависит от условий эксплуатации ВЗД. Многолетние стендовые и промысловые испытания подтвердили преимущества упорных подшипников скольжения при эксплуатации двигателей в абразивной среде и при высоких нагрузках. Недостаток подшипников скольжения – повышенные механические потери, особенно при невысоких частотах вращения. В подпятниках используется резина марки ИРП-1226, а рабочие поверхности контактирующих с ними дисков выполняются из цементируемой стали, закаленной до твердости 45–48 HRC. Радиальные подшипники шпинделя в большинстве случаев представлены парой трения скольжения резина – металл. Неподвижный элемент выполняется в виде резинометаллической детали, на рабочей эластичной поверхности которой выполнены профильные канавки. Ответная деталь – металлическая, ее рабочая поверхность подвержена упрочнению. В двигателях для наклонно-направленного и горизонтального бурения радиальные подшипники выполняются в виде пары трения металл –металл. Однако из-за повышенных радиальных нагрузок, присущих ВЗД этого класса (вследствие действия отклоняющей силы на долоте), данный узел являетсяодним из самых недолговечных, определяющих межремонтный период двигателя в целом. Соединение ротора ВЗД и вала шпинделя представляет собой один из основных узлов двигателя, определяющих долговечность и надежность гидромашины в целом. Механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично вращающимся валом, работает в тяжелых условиях. Помимо передачи крутящего момента и осевой силы, этот узел должен воспринимать сложную систему сил в РО, характеризующуюся непостоянной ориентацией ротора. 223 В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение между двумя насосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в ВЗД является связующим звеном с ротором, совершающим планетарное движение, причем за один оборот выходного вала ротор z1 раз поворачивается вокруг своей оси, соответственно совершая z1 циклов переменных напряжений. Это обусловливает повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаходных ВЗД. Своеобразные условия работы соединения и невозможность использования готового технического решения обусловили многообразие компоновок этого узла. Принципиально могут быть использованы четыре типа соединений на базе:  шарнирных соединений;  гибкого вала;  деформации одного или нескольких элементов конструкции;  обеспечения свободы перемещения ротора за счет введения элементов с относительно большим люфтом. Первый и второй типы соединения ввиду существенных удельных нагрузок в ВЗД не нашли применения. Шарнирные соединения. Шарнирные соединения ВЗД прошли эволюцию от пальцевых шарниров (аналогичных автомобильным) до специальных конструкций, наиболее приспособленных для передачи динамических осевой нагрузки и крутящего момента. В первом поколении отечественных ВЗД применялись двухшарнирные соединения зубчатого типа с центральным шаром. Оно использовалось для передачи крутящих моментов до 7000 Нм при частоте вращения до 200 об/мин. Эксцентриситет соединения доходил до 5 мм. Шарнирные соединения ВЗД работают, как правило, в среде абразивных жидкостей. Поэтому надежная герметизация шарниров является одним из основных направлений повышения их работоспособности. Проблема герметизации осложняется тем, что полости, которые требуется изолировать, вращаются вокруг смещенных осей в условиях вибрации и значительного гидростатического давления. Поэтому герметизирующие элементы должны быть гибкими и прочными при циклической нагрузке, а устройство для герметизации в целом простым и надежным. Сначала в шарнирах использовались простейшие резиновые уплотнения, в дальнейшем стали применять уплотнения сильфонного и манжетного типов (рис. 11.5). Гибкие валы. Существенный шаг, оказавший влияние на подходы к конструированию ВЗД в целом, был сделан в середине 70-х годов, когда ВНИИБТ выполнил комплекс научно-исследовательских работ 224 и впервые в практике проектирования ВЗД предложил конструкцию гибкого вала, защищенную патентами. К началу 90-х годов в большинстве типоразмеров ВЗД, выпускаемых в России, для соединения ротора и выходного вала применяются гибкие валы. В двигателях с наружным диаметром 88 мм и более гибкий вал размещается в расточке ротора, а в малогабаритных двигателях – ниже ротора. В большинстве случаев гибкий вал ВЗД представляет собой металлический стержень круглого сечения с утолщенными концами. На концах выполняются присоединительные элементы: гладкий конус или коническая резьба. Иногда гибкий вал выполняется полым со сквозным цилиндрическим каналом для подвода рабочей жидкости высокого давления непосредственно к долоту. Для повышения циклической прочности в месте перехода от заделки к рабочей части вала имеется конус с углом 5–15° или галтель. Типичные конструкции гибких валов приведены на рис. 11.6. Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримом с ресурсом корпусных деталей двигателя, а также в возможности реализации различных компоновок двигателей. Рис. 11.5. Уплотнения для ВЗД 410 Рис. 11.6. Гибкий вал ВЗД 225 Опыт эксплуатации двигателей в наклонно-направленном и горизонтальном бурении выявил недостаточную стойкость гибких валов при углах перекоса секций более 1°30'. В связи с этим в последних конструкциях двигатели типа ДГ стали оснащать шарнирно-торсионными соединениями. Характеристики ВЗД Характеристики ВЗД необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания их в процессе долбления, а также для определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием. В последнее время внимание к характеристикам ВЗД все более повышается. Это связано с внедрением регулируемых приводов буровых насосов, для эффективного использования которых знание характеристик гидромашины становится непременным условием; распространением новых технологий (наклонно-направленное и горизонтальное бурение, бурение с использованием непрерывных труб), особенно чувствительных к изменению режимов работы ВЗД. Современные программы бурения ведущих зарубежных фирм предусматривают стендовые испытания каждого гидродвигателя с целью получения их фактических характеристик. Несмотря на дополнительные затраты, это позволяет наиболее эффективно использовать ВЗД, в частности, косвенно по давлению на стояке контролировать нагрузку на долото, что в конечном счете приводит к улучшению технико-экономических показателей процесса бурения. В России стендовые испытания также стали проводить заводы – изготовители двигателей. В общем случае различают статические и динамические характеристики ВЗД. Статические характеристики отражают зависимость между переменными гидродвигателя в установившихся режимах. Динамические характеристики определяют соответствующие зависимости в неустановившихся режимах и обусловливаются инерционностью происходящих процессов. К динамическим относятся и пусковые характеристики гидродвигателя. Статические характеристики ВЗД можно условно классифицировать как стендовые и нагрузочные. Стендовые характеристики (как функции от крутящего момента) определяются в результате испытаний гидродвигателя. Нагрузочные характеристики (как функции от осевой нагрузки) чаще всего рассчитываются по стендовым для конкретных условий бурения. 226 Типичные стендовые характеристики винтового двигателя представлены на рис. 11.7. По мере роста момента М перепад давления р увеличивается практически линейно, а частота вращения п снижается вначале незначительно, а при приближении к тормозному режиму – резко. Кривые мощности N и общего КПД η имеют экстремальный характер. Различают четыре основных режима: холостой (М = 0); оптимальный, максимален КПД); экстремальный, когда максимальна мощность и тормозной (п = 0). Рис. 11.7. Типовая стендовая характеристика ВЗД (ДГ-155) Рабочий режим ВЗД принимается соответствующим экстремальному (паспортные данные двигателя приводятся для данного режима) или режиму максимально допустимого перепада давлений (ограниченного объемным КПД или контактными напряжениями в паре). Некоторые фирмы в своих каталогах приводят конкретные значения допускаемого р. Оптимальный режим смещен влево по отношению к экстремальному, т.е. наступает при меньших значениях крутящего момента. Как правило, экстремальный режим, соответствующий условиям наиболее эффективного разрушения горных пород, расположен рядом с границей зоны устойчивой работы ВЗД, при достижении которой дальнейшее увеличение нагрузки приводит к торможению двигателя. 11.2. Турбовинтовые гидравлические двигатели В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем – турбовинтовым двигателем (ТВД). 227 Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Т. Гусмана, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочнева и С.С. Никомарова. Турбовинтовые двигатели ТВД органично сочетают высокую стойкость, свойственную турбобурам, и оптимальную энергетическую характеристику (высокий уровень отношения М / п при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя), характерную для ВЗД. Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам, в котором винтовая пара выполняет функции не только редуктора, но и стабилизирующего элемента при перегрузках долота. Несмотря на большую металлоемкость и сложность конструкции, турбовинтовые двигатели в ряде случаев успешно конкурируют с ВЗД. Это объясняется прежде всего их существенно большим ресурсом, что особенно привлекательно при использовании современных высокопроизводительных долот. Двигательные секции ТВД конструктивно могут выполняться в двух вариантах:  винтовая пара монтируется над турбинной секцией;  винтовая пара монтируется между турбинной и шпиндельной секциями. В первом варианте упрощается конструкция двигателя – проектируется лишь один узел соединения планетарного ротора. Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора. 228 12. ЭЛЕКТРОБУРЫ. ЭЛЕКТРОБУРЕНИЕ Наряду с гидравлическими машинами используют и электрические – электробуры. Электробур – это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины. Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором. Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937–1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытноконструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредукторная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2–3 раза (от 70 до 120–230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в нашей стране налажено с 1956 г. В СССР до 1960 г. с помощью электробура было пройдено около 500 тыс. м скважин на нефть и газ. В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200–250 тыс. м. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества. Однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационно-технические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении. Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Наиболее распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число – его наружный диаметр, второе – число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Может добавляться буква «М», обозначающая модернизированную модель, и «Р» для редукторных турбобуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАГИ-17-658/6 расшифровывается следующим образом: МАП – мотор асинхронный погружной; 1 – для электробура; 17 – наружный диаметр корпуса в см; 658 – общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 – число полюсов. 229 Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель А и маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения (рис.12.1). В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора 6; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу двигателя 5. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5–0,6 мм на сторону. Внутренняя полость двигателя заполнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды внутренняя полость двигателя изолирована верхним 4 и нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикаторной головке размещены лубрикаторы двигателя 3 и сальника 2. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник. Снизу к двигателю присоединяется шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; в месте соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сальниковое уплотнение 12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11. Избыточное давление лубрикатор создает за счет усилия сжатой пружины, которая давит на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя. Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты вращения довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора относительно поля статора: п = nп (1 – S), где п – частота вращения ротора двигателя; nп – частота вращения магнитного поля статора, nп = 60f/p; f – частота тока; р – число пар полюсов (двигатели выпускают 10-, 8- и 6полюсными); S – скольжение, при нормальной нагрузке скольжение S = 8–12 %. 230 Рис. 12.1. Принципиальная схема электробура Рис. 12.2. Характеристика двигателя МАП1Д-25-617/10 231 Вращающий момент (Нм) асинхронного двигателя электробура может быть подсчитан по формуле где т1 – число фаз обмотки статора; U1 – напряжение на зажимах двигателя, В; R2 – приведенное омическое сопротивление ротора, Ом; R1 – омическое сопротивление фазы обмотки статора, Ом; х1 – индуктивное сопротивление обмотки статора, Ом; х2 - приведенное индуктивное сопротивление ротора, Ом; с1 – коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя. Как следует из формулы, вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на его вводе. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на вводе двигателя на 5–10 % от номинального. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000 – 1200 В в зависимости от типа двигателя. Характер зависимости вращающего момента двигателя МАП1Д-25617/10 от частоты вращения вала двигателя приведен на рис. 12.2. На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая – областью неустойчивой работы. При запуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе выхода на режим. В зоне провала вращающий момент может падать до 60 % от номинального. Но так как двигатель запускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увеличивает частоту вращения вала. Коэффициент полезного действия двигателя при номинальной нагрузке составляет 66–68 %. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя. Электроэнергия к забойному двигателю подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны. Токоподвод может осуществляться по трех- или двухжильному кабелю. В последнем случае в качестве третьего провода используется бурильная колонна. Эта система питания носит название «два провода – 232 земля» (сокращенно ДПЗ). Система ДПЗ позволяет увеличить площадь сечения проходного канала в бурильной колонне и таким образом способствует снижению потерь напора при циркуляции промывочной жидкости по бурильной колонне. Каждую кабельную секцию помещают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяют в единую цепочку с помощью контактных элементов – контактного стержня на верхнем конце и контактной муфты на нижнем. Контактный стержень защищен от механических повреждений защитным стаканом. Соединение контактных элементов происходит автоматически при свинчивании бурильных труб, при этом контактный стержень входит в муфту с некоторым натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора. Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Они выпускаются диаметрами 140 и 114 мм с высаженными наружу концами. Трубы изготовляют из стали групп прочности Д и Е. Кабельный подвод электробура – одно из наиболее слабых звеньев системы. Вследствие загрязнения и недостаточной герметичности соединений секций омическое сопротивление изоляции снижается. Если при спуске инструмента наблюдается резкое падение сопротивления (первоначальное сопротивление собственно электробура 50 МОм), то спуск инструмента прекращают и выбраковывают трубы с низким сопротивлением в изоляции кабеля. В процессе работы в соединениях с недостаточной герметичностью происходят пробои. Пробои и разрывы электрической цепи могут происходить также вследствие поломки медных контактов в муфте и излома кабеля в местах его сращивания с контактными соединениями. Для бурения с электробуром буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием: распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр, амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости горных пород. Обладая всеми достоинствами, присущими забойным двигателям (облегчение условий работы бурильной колонны, существенное снижение износа бурильных труб в скважине, исключение затрат мощности 233 на их холостое вращение и т.п.), электробур имеет неоспоримые преимущества по сравнению с гидравлическими забойными машинами:  режим работы электробура не зависит от расхода промывочной жидкости, который в данном случае можно выбирать только по условию полной и своевременной очистки забоя от шлама;  режим работы электробура практически не зависит от свойств циркулирующего бурового раствора, что позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и при продувке;  токоподвод с поверхности к электробуру является каналом связи, позволяющим использовать забойные системы контроля режима работы породоразрушающего инструмента и непрерывно следить за направлением ствола скважины;  при работе с электробуром открывается возможность автоматизировать процесс бурения по данным забойных датчиков для оптимального использования мощности двигателя;  поскольку электробур представляет собой маслонаполнен-ный двигатель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному износу и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы. К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины вследствие прихвата в скважине, ограниченный срок межремонтной работы вследствие недостаточной износостойкости уплотнительных сальников электробура и недостаточной надежности системы токоподвода. Перспективы развития буровых работ с применением электробуров связаны с существенным повышением ресурса работы электробура с системой токоподвода до 200 ч и более, улучшением его выходных характеристик, позволяющих поддерживать оптимальный режим работы породоразрушающего инструмента. 12.1. Роторное бурение При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом – ротором через бурильную колонну, выполняющую роль промежуточной трансмиссии между долотом и ротором. Ротор служит также для поддерживания бурильной или обсадной колонны на весу при помощи элеватора или пневматических клиньев. Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять 234 направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой (бурильной или обсадной) колонны. Ротор (рис. 12.3) состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике 4 размещен стол 3 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в зацепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора 1, закрепленная гайкой 10. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом 7, ограждающим периферическую часть вращающегося стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору. Рис. 12.3. Ротор Р560-Ш8 Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. В связи с этим вы235 пускают роторы с различными диаметрами проходного отверстия (от 400 до 760 мм). В центральное отверстие вставляют вкладыши 6, в которые вводят зажимы 5 для ведущей трубы. Перемещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении предупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется защелкой. Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора заливается масло. В 30-х годах широко применялся привод ротора от специально устанавливаемых для него двигателей (привод индивидуальный ротора ПИР), а в настоящее время таким приводом снабжена только установка БУ-50Бр. Однако в некоторых районах при бурении глубоких скважин роторным способом, особенно в осложненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ротором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при помощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 70, 140, 220 и 320 об./мин. В других случаях отечественные буровые установки предусматривают отбор мощности от двигателей лебедки с помощью цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функции трансмиссии, при втором варианте – непосредственно от двигателя лебедки с помощью карданной передачи. В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на привод поверхностного оборудования, вращение бурильной колонны и разрушение горной породы долотом. Рассчитать требуемую мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости и т.д. Поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, используя эмпирические формулы, показывающие, что на вращение поверхностного оборудования и бурильной колонны затрата мощности прямо пропорциональна длине колонны, квадрату диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости и частоте вращения бурильной колонны в степени, близкой к 2. Отсюда следует, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, подводимая к долоту мощность уменьшается. На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на долото. Так, при увеличении нагрузки возможно такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате долото начинает вращаться 236 с меньшей частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения определенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс – превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения. Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к возникновению упругих колебаний, и если их частота совпадает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих вследствие неравномерной подачи долота, то наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями. Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями. 237 13. МЕХАНИЧЕСКОЕ УГЛУБЛЕНИЕ: ПОКАЗАТЕЛИ И ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ 13.1. Вводные понятия Углубление при механическом бурении – это результат разрушения горных пород долотом, вращающимся с определенной скоростью и находящимся под некоторой нагрузкой при постоянном очищении забоя скважины от выбуренной породы буровым раствором определенного качества, движущимся с некоторой заданной скоростью. Об эффективности бурения обычно судят по целому ряду количественных показателей. Наиболее часто используются показатели скорости проходки скважины и стоимости 1 м проходки. Для оценки эффективности отдельных видов работы, связанных с проходкой скважины, введены понятия механической, рейсовой, технической, коммерческой и полной (цикловой) скоростях бурения. Ниже дается взаимная связь между этими количественными показателями бурения. Примем следующие обозначения: vср – средняя механическая скорость бурения, м/ч; vр – рейсовая скорость бурения, м/ч; vт – техническая скорость бурения, м/ч или м/станко-мес; Vк – коммерческая скорость бурения, м/станко-мес; Vп – полная (цикловая) скорость бурения, м/станко-мес; Тб – продолжительность бурения скважины, включая расширение и проработку tп, ч; Тсп – продолжительность спускоподъемных работ, связанных со сменой долот, включая время на наращивание инструмента, ч; Тосн – продолжительность всех производительных работ, кроме предусмотренных Тб и Тсп, ч; Тн – продолжительность непроизводительного времени (остановки, ликвидация аварий и т.д.), ч; Тв – продолжительность строительства вышки и монтажных работ, ч; L – глубина скважины, м. Тогда v ср vp  1   L / Т б; v ср T cп / Т б 238  L ; Т б  T cп (13.1) (13.2) vт  v ср 1  T cп  Т осн  L Т б  T cп  Т осн Тб v ср L  vк      с Т б  T cп  Т осн  Т н  с 1  T cп Т осн Т н  Тб   v ср L  vп       с Т б  T cп  Т осн  Т н  Т в  с 1  T cп Т осн Т н Т в  Тб   (13.3) (13.4) , (13.5) где с – переводный коэффициент времени (с часов на месяцы). Из приведенных формул очевидно, что vp, VТ и VK зависят от vcp и, кроме того, из перечисленных скоростей каждая последующая зависит от предыдущей. С ростом vcp соответственно увеличиваются vp и VK, что согласуется с выводами, вытекающими из формул (13.1)–(13.4). Многочисленными исследованиями установлено, что значения vcp, vp, VT и VK уменьшаются с увеличением глубины L скважины, а стоимость 1 м проходки возрастает. Это справедливо для всех существующих способов механического вращательного бурения. Стоимость 1 м проходки при всех способах бурения является возрастающей функцией глубины скважины. С ростом VK, как правило, резко уменьшается удельный расход электроэнергии в бурении, снижается расход материалов, используемых при бурении. Представляет несомненный интерес выявление факторов, влияющих на скорость бурения; установление влияния каждого из факторов в отдельности и в совокупности; установление природы падения скорости бурения в связи с углублением скважины; изыскание путей для уменьшения темпа снижения скорости бурения в связи с ростом глубины скважины. На темп углубления скважины решающее влияние оказывают три группы факторов: 1) группа природных факторов, характеризующих горную породу как объект воздействия (механические свойства пород, условия их залегания, природа вещества, заполняющего поровые пространства и др.); 239 2) технико-технологические факторы (способ разрушения породы, конструктивные особенности и долговечность разрушающих инструментов, метод удаления с забоя скважины выбуренной породы, совершенство и мощность бурового оборудования и т.д.); 3) организационно-экономические факторы (деловая квалификация работников буровой бригады; значительное влияние на скорость бурения оказывает организация работ в смене, сработанность и мотивация буровой бригады). 13.2. Влияние различных факторов на процесс бурения Буровые долота выбирают в зависимости от механических свойств горных пород, глубины их залегания и способа вращательного бурения. Применяют долота шарошечные, лопастные, фрезерные, дробящие, алмазные и ИСМ различных типов и размеров для сплошного бурения и бурения кольцевым забоем. Для мягких пород рекомендуются долота режуще-скалывающего типа. Для разрушения абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород предназначены долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, вращающихся вокруг своей оси и оси долота. Одновременно с дробящим действием зубья или штыри шарошек при проскальзывании по забою скалывают породу. Для разбуривания пород, перемежающихся по твердости и абразивности, используют долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу твердосплавными штырями, расположенными в торцовой части долота или в кромках его лопастей. Алмазные долота рекомендуется применять для разбуривания пород твердых и средней твердости. Наибольший удельный вес в отечественной и зарубежной практике бурения имеют трехшарошечные долота различных типов и размеров. Под режимом бурения понимают определенное сочетание управляемых факторов, влияющих на количественные показатели бурения. Эти факторы называются параметрами режима бурения. К числу важнейших параметров относятся: осевая нагрузка на долото Рд, (G0), частота вращения долота (или ротора) n; количество (расход) циркулирующего бурового раствора Q; качество циркулирующего бурового раствора, подаваемого на забой (фильтрация Ф, статическое напряжение сдвига θ, вязкость η, плотность ρ). Соотношения между параметрами режима подбирают таким образом, чтобы получить наиболее высокие количественные показатели при требуемых качественных, и возможно более низкую себестоимость 1 м проходки. 240 Обобщенным количественным показателем механического бурения, зависящим от параметров режима бурения, является рейсовая скорость проходки vp. Сочетание параметров режима бурения, при котором получают наиболее высокую рейсовую скорость проходки vp и требуемые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой называется оптимальным режимом бурения. В практике бурения встречаются случаи, когда необходимо подбирать параметры режима бурения для решения специальных задач – обеспечить качественные показатели. Количественные показатели бурения в этом случае второстепенны. Такие режимы бурения называются специальными. К ним относятся режимы бурения, применяемые в неблагоприятных геологических условиях, а также режимы бурения, используемые при изменении направления оси ствола скважины (бурение наклонных и горизонтальных скважин), отборе керна и прочее. Качественное формирование ствола всегда должно быть определяющим. Механическое разрушение горных пород (углубление) при бурении долотом является сложным физическим процессом. Это связано с тем, что влияние параметров режима бурения на его показатели всегда носит комплексный характер. Наиболее эффективное углубление скважины возможно только в том случае, если забой полностью очищается от шлама; в противном случае выбуренная порода оказывает дополнительное сопротивление работе долота, вследствие чего механическая скорость проходки и проходка на долото ниже ожидаемых величин. Опыт показывает, что техникоэкономические показатели проходки скважин в значительной мере зависят от режима промывки и технологических свойств (качества) бурового раствора. Функции буровых растворов многочисленные, однако одними из главных являются те, которые определяют высокие скорости проходки. Если рассматривать только скорость проходки и не принимать во внимание поведение ствола скважины (обвалы, осыпи, поглощения раствора и т.д.), то для достижения максимальных показателей работы долот наиболее предпочтительно использовать в качестве промывочного агента маловязкие легкие системы. По степени ухудшения работы породоразрушающего инструмента используемые в мировой практике буровые растворы располагаются в следующем порядке: тяжелый (высокоплотный) высоковязкий буровой глинистый раствор, легкий маловязкий буровой глинистый раствор, эмульсия, буровой раствор на углеводородной основе (РУО), вода, вода с ПАВ, аэрированная жидкость, воздух (газ). Основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели бурения, – компонентный состав, плотность, вязкость, показатель 241 фильтрации и другие параметры бурового раствора. Опытным путем установлено, что по значимости наиболее существенными факторами, влияющими на показатели работы долот, являются в первую очередь плотность, затем вязкость и, наконец, фильтрация. С ростом концентрации твердой фазы в буровом растворе механическая скорость проходки и проходка на долото убывают. Совершенствование технологии промывки скважин должно идти в первую очередь по пути снижения плотности бурового раствора и содержания в нем твердой фазы, что существенно упрощает регулирование вязкости, фильтрации и других параметров раствора. Влияние плотности бурового раствора на процесс бурения и формирования ствола многогранно. Ее увеличение приводит к улучшению очистки забоя и ствола скважины от шлама вследствие действия архимедовой силы, к росту динамической фильтрации на забое за счет повышения положительного дифференциального давления у забоя и к стабилизации стенок ствола в результате сближения гидростатического давления в скважине и горного давления массива пород. Все это способствует росту технико-экономических показателей бурения. Но с увеличением плотности раствора возрастает давление на забой скважины, что приводит к дополнительному уплотнению породы и ухудшению условий отрыва частицы от забоя потоком раствора. На разрушение образующейся на забое толстой глинистой корки затрачивается энергия, при этом усиливается поглощение раствора вскрытым разрезом и продуктивными пластами. Мировой опыт бурения скважин свидетельствует о том, что положительное влияние повышения плотности раствора неизмеримо меньше, чем отрицательное, поэтому, если позволяют геологические условия, следует бурить с использованием раствора меньшей плотности, даже при необходимости усложнения технологического процесса промывки и применения более сложного оборудования. Скорость проходки при этом возрастает. Роль фильтрации раствора в процессе углубления скважины также неоднозначна. С увеличением фильтрации на забое облегчаются условия скалывания и отрыва частицы долотом в результате действия расклинивающих сил проникающего фильтрата и выравнивания давления вокруг скалываемой частицы; но при увеличении фильтрации уменьшается устойчивость ствола, на забое и стенке образуются толстые глинистые корки. Разумеется, величина фильтрации определяется конкретными условиями. Но вполне очевидно, что фильтрация за некоторое время (принято 30 мин) должна быть минимальной для повышения устойчивости стенки скважины, а мгновенная фильтрация (5–10 с) должна быть максимальной (приближающейся по величине к фильтра242 ции за 30 мин) для улучшения условий бурения. Вязкость раствора влияет на скорость проходки однозначно. Роль вязкости бурового раствора наиболее заметна, особенно в диапазоне 15–35 с (по прибору ПВ-5). При бурении стремятся снижать вязкость раствора. Это связано с желанием получать на долоте максимальную гидравлическую мощность при высокой скорости истечения раствора из насадок долота. При правильно выбранном режиме промывки скважины роль вязкости в процессе транспортирования шлама подчиненная. Таким образом, при оптимальном соотношении показатели свойств буровых растворов скорость проходки может быть существенно повышена. Технологические параметры промывки, скорость и режим течения бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, дифференциальное давление на забое, смыв разрушенной породы с забоя, транспортирование шлама от забоя к устью скважины и т.д. Очевидно, что с увеличением расхода бурового раствора повышается интенсивность разрушения забоя, а скорость проходки возрастает. Но при этом возникают и отрицательные эффекты: дифференциальное давление на забой повышается, увеличивается скорость размыва стенки скважины и т.д. Основные показатели промывки, определяющие механическую скорость проходки, следующие: гидравлическая мощность, срабатываемая на долоте, скорость истечения раствора из насадок долота и дифференциальное давление на забое скважины. Реализация гидромониторного эффекта струй, выходящих из насадок долота с высокой скоростью, позволяет увеличить скорость бурения и проходку на долото в мягких породах в 2–3 раза. В твердых сланцах гидромониторный эффект при скоростях истечения струи 50–80 м/с позволяет повысить скорость проходки и проходку на долото в 1,5 раза. При больших глубинах энергетические затраты на промывку скважины более ощутимы, чем выигрыш от гидромониторного эффекта долот. Дифференциальное давление на забой – комплексный фактор, интегрирующий плотность и вязкость бурового раствора, режим циркуляции, соотношение геометрических размеров ствола и бурильного инструмента и т.д. Независимо от первоначальной причины его увеличение всегда сопровождается ухудшением показателей работы долот. Установлено, что при прочих равных условиях механическая скорость проходки увеличивается с уменьшением дифференциального давления на забой. Качественная зависимость механической скорости проходки отдифференциального давления на забое скважины, полученная обобщением результатов практических наблюдений в России и других странах СНГ, США, Канаде, Иране и других странах приведена на (рис.13.1, а) На темп 243 углубления наиболее существенно влияют плотность бурового раствора и содержание в нем твердой фазы. Механическая скорость проходки резко снижается при увеличении плотности раствора от 1,0 до 1,5 г/см3. Рис. 14.1. Влияние дифференциального давления на забое скважины на механическую скорость проходки: а – по обобщенным данным; б – по скв. Н и А Анализ зарубежных материалов показал, что при бурении скважин в Южной Луизиане (США) уменьшение дифференциального давления от 7 МПа до 0 привело к росту механической скорости проходки на 70 % (рис.13.1, б). Установлено, что влияние перепада давления на механическую скорость проходки более заметно проявляется при росте осевой нагрузки на долото. Чувствительность механической скорости проходки к дифференциальному давлению на забое возрастает с увеличением осевой нагрузки на долото. При отрицательном дифференциальном давлении, т.е. когда пластовое давление превышает давление циркулирующего на забое скважины бурового раствора, скорость проходки продолжает увеличиваться, часто в возрастающем темпе. 244 13.3. Влияние дифференциального и угнетающего давлений на разрушение горных пород На долю шарошечных долот приходится более 90 % всей проходки. Однако с ростом глубины бурения показатели работы этих долот значительно ухудшаются, что, по мнению большинства исследователей, обусловливается в основном ухудшением буримости горных пород и условий очистки забоя из-за возникновения в зоне разрушения высокого дифференциального и угнетающего давлений. В результате при строительстве скважин, как правило, не используются такие значительные резервы повышения технико-экономических показателей бурения, как снижение давления бурового раствора на забой; регулирование его плотности и концентрации твердой фазы непосредственно в процессе бурения; регулирование частоты вращения долота в целях достижения минимального дифференциального и угнетающего давлений и т.д. Гидродинамические процессы в зоне разрушения горных пород на забое скважины. При углублении скважин, пробуренных в различных районах, от 1000 до 5000 м механическая скорость проходки vм иногда снижается в 25 раз. Основной причиной резкого ухудшения технико-экономических показателей бурения с ростом глубины, по мнению большинства отечественных и зарубежных исследователей, является изменение забойных условий разрушения горных пород. При этом подразумевается влияние таких факторов, как наличие давлений порового рп, пластового рпл, дифференциального Δрр (Δр), угнетающего ру и суммарного на забое скважины рс (гидростатического); качество бурового раствора; частота вращения долота и динамика его работы. На основе многочисленных работ сделаны следующие выводы. 1. Интенсивное снижение механической скорости проходки происходит в начальный момент роста дифференциального давления до 1,4 – 5,6 МПа. Дальнейшее повышение Δр сопровождается стабилизацией VМ. 2. С увеличением отрицательного дифференциального давления VM возрастает. 3. С ростом осевой нагрузки на долото Gд повышается чувствительность VМ к изменению дифференциального давления. Таким образом, в настоящее время считается, что при существующих режимах бурения дифференциальное давление, как правило, является значимым фактором, определяющим технико-экономические показатели бурения. При увеличении Δр до 1,4–7 МПа в зависимости от условий бурения vм может уменьшаться в 2–5 раз. В процессе бурения в проницаемых горных породах под действием положительного перепада давления (рс > рпл) в системе «скважина – пласт» 245 фильтрат бурового раствора проникает в породу. При фильтровании дисперсная фаза раствора, частично кольматируя слой породы, отлагается на ее поверхности в виде слоя осадка, образуя фильтрационную корку, которая совместно с породой оказывает дополнительное сопротивление движению фильтрата. Последний, проникая в породу, вызывает перераспределение давления на глубине зарождения трещин (условно названных магистральными), формирующих лунку выкола. В дальнейшем изложении она именуется глубиной разрушения δ0. В результате по трассе магистральной трещины будет действовать не пластовое, а иное давление, равное давлению на глубине разрушения, – рр. Поскольку рс > рр, возникает дифференциальное давление, которое определяется из выражения p p  p c  p p . (13.6) При разрушении непроницаемых горных пород давление на глубине разрушения рр будет равно поровому рр = рп, и выражение (13.6) преобразуется в: p p  p c  p п , (13.7) т.е. является частным случаем и правомерно только при определении Δр для непроницаемых горных пород. В процессе развития магистральной трещины первоначальное давление в ее полости рт практически равно нулю. Так как рс > рт, то над частицей по длине l возникает динамический перепад давления, который прижимает частицу к массиву породы, т.е. угнетает ее. Во избежание путаницы в отличие от дифференциального давления этот перепад давления предложено именовать угнетающим давлением ру. В общем случае под угнетающим давлением ру в отличие от представлений о динамическом перепаде давления понимается разность между суммарным давлением на забое рс и давлением в трещине: p = pс – pт = pс – θ, (13.8) где: θ = рт/рр – коэффициент восстановления давления в полости трещины. Для заполнения полости трещины жидкостью и восстановления давления в ней нужно определенное время, поэтому в зависимости от времени контакта зуба долота с породой τк значения рт и, следовательно, ру будут различными. Если τк меньше времени заполнения tз объема трещины флюидом, то рт → 0 и в соответствии с выражением (13.7) получим ру ≈ рс. При τк больше суммы времени tc = tз + tв, где tв – время восстановления давления в трещине до уровня давления жидкости на 246 глубину разрушения рр, давление в трещине рт ≈ рр, а pу ≈ pс - pР. т.е. ру будет равно дифференциальному давлению. Следовательно, угнетающее давление в зависимости от условий разрушения проницаемых пород может изменяться в диапазоне значений от дифференциального давления Δрр до давления на забое скважины рс. При разрушении непроницаемых горных пород диапазон изменения ру несколько меньше. Способы регулирования давления в зоне разрушения. Анализируя различные способы регулирования давления в зоне разрушения при бурении глубоких скважин, можно выделить следующие: 1) регулирование общего давления на забое скважин рс в процессе бурения; 2) местное регулирование давления в зоне разрушения породы при поддержании необходимого значения рс; 3) комбинированный способ регулирования при одновременном изменении рс и давления в зоне разрушения; 4) регулирование фильтрационных свойств горной породы в зоне разрушения. Давление рабочего агента по всему стволу скважины регулируют путем изменения его плотности ρ. Как правило, давление рс регулируют путем дискретного снижения р или за счет аэрации бурового раствора. В последнем случае необходимы специальная обвязка оборудования и компрессоры. Разработан и опробован способ плавного регулирования рс непосредственно в процессе бурения. В настоящее время плотность бурового раствора выбирают из расчета поддержания должного противодавления на стенки скважин рст в статических условиях. Естественно, чем меньше будет ρ, тем меньше рст и, следовательно, Δрр и ру. Однако даже в этом случае при циркуляции бурового раствора давление в скважине рц возрастает по сравнению со статическими условиями, как минимум на значение гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве рк.п, которое может достигать 1–2 МПа. Указанное противодавление может оказаться достаточным, чтобы значение VM снизилось на 50–100 %, поэтому в процессе бурения необходимо сохранять условие рц = рст, для чего необходимо снижать ρ на значение Δр = рк.п /gН. Со снижением ρ уменьшается концентрация твердой фазы х0 и изменяется удельное объемное сопротивление фильтрационной корки r0. В итоге интенсивность воздействия на гидродинамические процессы в зоне разрушения возрастает. Преимущество разработанного способа регулирования рс состоит также в возможности для каждого конкретного случая бурения опера247 тивно, без остановок основного процесса, выбирать минимально допустимые значения Δр. Однако геологические условия проводки скважин ограничивают нижние пределы изменения плотности бурового раствора. Поэтому при достижении минимально допустимых значений рс в дальнейшем становится возможным только местное регулирование давления в зоне разрушения, что чаще всего осуществляется: а) за счет реализации эффекта Томса; б) гидромеханическими способами – использованием забойных сепараторов ЗС, эжекторных насадок и т.д.; в) регулированием частоты вращения долота; г) подбором утяжелителя определенного качества. 13.4. Перспективы внедрения способов местного регулирования давления в зоне разрушения (дифференциального давления) в практику бурения. Исследованиями установлено, что при 0,2%-ном содержании полиакриламида (ПАА) за счет реализации эффекта Томса скорость распространения фронта жидкости vф в трещинах возрастает в 4–5 раз. При этом должны уменьшаться значения Δрр и ру и, как следствие, возрастать эффективность разрушения горных пород и показатели работы долот. Широкое промышленное внедрение этого способа регулирования давления, выполненное на площадях Башкирии, подтвердило возможность его применения. Значения VM при использовании ПАА были на 20–30 % выше ранее достигнутых. Однако температурный диапазон применения ПАА ограничен. В связи с этим был разработан и испытан забойный сепаратор ЗС, который позволяет эффективно регулировать давления в зоне разрушения независимо от температуры. Буровой раствор в сепараторе разделяется на осветленную и утяжеленную фракции. Осветленная фракция (фактически загрязненная вода плотностью 1080–1090 кг/м3) поступает к долоту, а утяжеленная – в затрубное пространство. В результате пониженной концентрации твердой фазы в жидкости, поступающей на забой, уменьшаются значения ру и, как следствие, облегчается разрушение горных пород. Механическая скорость проходки при использовании ЗС возрастает на 40–60 %, а в некоторых случаях и более. Имеются данные, что использование других механических способов местного регулирования давления при рс = const в процессе бурения в интервале 1700–2500 м также приводит к росту VM на 25–35 %. В некоторых случаях снижения ру согласно данным проведенных исследований можно добиваться регулированием частоты вращения долота nд. 248 Значение nд необходимо снижать до момента достижения давления ру, когда при заданной осевой нагрузке будет осуществляться объемное разрушение породы. Изложенное подтверждается практическими результатами бурения, при котором уменьшение nд сопровождалось ростом VM. Сортамент используемых утяжелителей с каждым годом возрастает. Естественно, качество утяжелителя через показатели свойств бурового раствора х0, r0 и μ будет оказывать влияние на ру и, как следствие, на показатели работы долота. Из всех марок утяжелителей следует применять тот, который обеспечивает минимальные значения ру. Установленные зависимости позволяют оценить степень влияния вида утяжелителя на показатели работы долот без ведения длительных и дорогостоящих производственных экспериментов. Вышеизложенное свидетельствует о том, что в регулировании гидродинамических процессов в разрушаемом слое породы заложен мощный резерв увеличения показателей работы долот. Между тем при реализации этого способа нельзя воздействовать на общее давление в скважине рс. В связи с этим очевидна целесообразность применения комбинированного способа регулирования давления на поверхности с помощью системы ГЦУ и забойного оборудования, в частности, с помощью ЗС. При этом можно более оперативно снижать Δрр и ру с учетом механических и фильтрационных свойств разбуриваемых горных пород, а также параметров режима бурения. Обобщая изложенное, можно отметить, что в настоящее время практически без дополнительных материальных затрат за счет внедрения гидродинамических способов воздействия на процесс разрушения горных пород на забое можно добиться существенного повышения технико-экономических показателей бурения скважин. Известно, что в механическом вращательном бурении зависимость VM от количества Q закачиваемой в скважину жидкости носит экстремальный характер. При удовлетворительной очистке забоя от шлама механическая скорость проходки увеличивается линейно с ростом осевой нагрузки на долото. Но эту зависимость можно довести до квадратичной путем улучшения очистки забоя до совершенства, т.е. когда шлам не попадал бы под долото на повторное измельчение. Установлено, что имеется технологически разумный дел подачи, после которого ее повышение не приводит к заметному росту механической скорости проходки и проходки на долото. Схема промывки забоя также может заметно влиять на работу породоразрушающего инструмента. Интенсивность износа вооружения шарошек больше в центре, чем на периферии, а износ козырька и спинки лапы наибольший на высоте, примерно равной половине диаметра шарошек. Установлено, что эти особенности обусловлены схемой равномерной про249 мывки забоя. Широко используемая ныне асимметричная схема промывки забоя частично позволяет решить эту проблему. Механическая скорость проходки при соответствующих осевой нагрузке и частоте вращения долота растет пропорционально гидравлической мощности, срабатываемой на долоте, и скорости истечения раствора из насадок долота (рис. 13.1). Чем большая часть давления затрачивается на долоте, тем выше скорость струи, лучше очистка забоя и больше гидромониторный эффект. Рис. 13.1. Зависимость механической скорости проходки от гидравлической мощности, срабатываемой на долоте (1), и скорости истечения раствора из насадок (2) Частота вращения долота оказывает различное влияние на показатели бурения. Так, при бурении шарошечными долотами увеличение n ведет к соответствующему (пропорциональному) росту числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости удара зубцов о породу, динамической составляющей (ударной) нагрузки на долото. Все это повышает эффект разрушения породы долотом, вызывает рост механической скорости проходки. Вместе с тем указанные факторы резко сокращают долговечность долота. При увеличении n соответственно уменьшается продолжительность τ контакта зубцов шарошек с породой (n и τ – обратно пропорциональные величины). Это снижает эффект разрушения породы, а следовательно, и механическую скорость проходки. При бурении в результате действия перечисленных факторов, обусловливаемых изменением n, получается очень сложная зависимость между n и VM. 250 В частности, установлено, что механическую скорость бурения можно выразить в зависимости от частоты вращения в следующем аналитическом виде:   vм  A 1  e B / n n , (13.9) где А, В – эмпирические коэффициенты. Формула (13.9) соответствует бурению с объемным разрушением породы. Графическое изображение зависимости VM = f(n) свидетельствует о наличии критического значения nкр, при котором vм = vм max. На рис. 13.2 показан характер изменения механической скорости бурения с ростом частоты оборотов при различных осевых нагрузках на породоразрушающий инструмент рд. С увеличением твердости и хрупкости породы nкр возрастает. При бурении турбобуром в мягких глинистых породах значения частоты вращения должны быть понижены. В хрупких и пластичнохрупких породах скорость проходки Vм – возрастающая функция даже при увеличении n > > 800 об/мин. Рис. 13.2 Зависимость vм от рд и n:  ; 2 vм  f  p д2, n1 ; 3  vм  f  p д3, n1 ; 1 vм  f p д1, n1 p д1  p д2  p д3 251 Осевая нагрузка на долото. При прочих равных условиях в зависимости от Рд может происходить разрушение породы либо поверхностное, либо объемное. Объемное разрушение может наблюдаться после однократного воздействия на нее зубцов шарошек или после многих воздействий. Влияние осевой нагрузки Рд на показатели бурения очень велико. Опытами установлено, что зависимость VM = f(Рд) весьма сложная и графически может быть представлена кривыми, изображенными на рис. 13.3. Сложность этой зависимости обусловливается различными факторами, однако главнейшие из них – циклический характер разрушения породы, наличие шлама, покрывающего неровную поверхность забоя скважины, ограниченная высота рабочих элементов долот. Рис. 13.3. Изменение механической скорости проходки Vм от осевой нагрузки pд и n На рис. 13.3 кривая 1, соответствующая бурению при совершенной очистке забоя скважины, имеет два различных участка Оb и bd, из которых Оb характеризует поверхностные разрушения породы, bd соответствует объемному разрушению. Но характер кривой участка Оa зависит только от особенностей разрушения, а кривой участка bd – от особенностей разрушения и глубины погружения рабочих элементов долота, в частности при бурении шарошечными долотами, имеющими ограниченную высоту зубцов шарошек. Экстремальное значение функции VM = (Рд) обусловливается ограниченной высотой зубцов. Наличие шлама ведет не только к снижению механической скорости проходки, но и к тому, что VM как функция Рд достигает максимума при меньших значениях Рд. 252 Кривая 2 (см. рис. 13.3) соответствует так называемому «нормальному» положению на забое скважины, когда зашламление (по высоте) не превышает 1/4–1/6 высоты наиболее низких зубцов шарошек, а кривая 3 – бурению при неудовлетворительной промывке скважины, когда на забое имеется значительное количество шлама. Итак, чем больше шлама на забое, тем раньше наступает максимум VM как функции Рд и тем меньше величина этого максимума. При высокой частоте вращения долота максимум для VM = f(Рд) наступает при больших значениях Рд, чем при низкой частоте. Отрицательное влияние шлама на VM при более высокой величине n значительнее, чем при более низкой. Осевая нагрузка, когда VM достигает максимума, называется критической Ркр. Иногда с ростом осевой нагрузки на долото механическая скорость проходки не увеличивалась, а значительно снижалась. Все это относится к тем случаям, когда к моменту увеличения Рд бурили при Рд ≥ Ркр. Долговечность шарошечных долот изменяется обратно пропорционально Рд. Вероятно, показатель степени зависит от погружения зубцов шарошки. Когда зубцы не погружены в породу, Рд больше влияет на разрушение долота, чем при погружении зубцов в породу. С увеличением Рд растут VM и h – проходка за рейс. Следовательно, сокращается время собственно на бурение скважины и спускоподъемные операции (в результате уменьшения числа этих операций, числа смен долота). С ростом Рд увеличивается и рейсовая скорость проходки vp. Однако для проходки на долото h и рейсовой скорости проходки vp также имеются критические значения осевой нагрузки. К сожалению, как в отечественной, так и в зарубежной нефтегазовой промышленности, нет единых твердо установленных и обоснованных параметров режима бурения, которые рекомендовались бы для разбуривания пород с различными механическими свойствами. Для каждого нефтеносного района рекомендуются параметры режима бурения, которые считаются наилучшими. Большинство специалистов рекомендуют бурить при высоких нагрузках из расчета 1–3 т на 1» диаметра долота. При этом необходимо создавать большие расходы бурового раствора, обеспечивающих скорость восходящего потока в кольцевом пространства 0,7–1,2 м/с. Имеются и общие рекомендации частоте вращения долота – в пределах 150–200 об/мин, но не выше 300 об/мин. С увеличением размера долота осевую нагрузку увеличивают примерно пропорционально диаметру долота. При бурении в крепких породах применяют более высокие нагрузки на долото, чем в мягких породах. 253 14. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ Установление режимов бурения для проходки тех или иных пачек пород на основе данных о работе применяемых долот в этих пачках является наиболее точным, если при этом учтен опыт бурения на соседних площадях, а также результаты соответствующих теоретических и экспериментальных исследований. По отдельным пачкам для турбобуров каждого типоразмера и определенных скоростей вращения ротора составляют таблицы количественных показателей работы долот и параметров режима бурения, зафиксированных при проходке этих пачек в соседних пробуренных скважинах. Результаты расчетов сводятся в таблицу, по данным которой выбирают режимы. Тем не менее, в большинстве практических ситуаций используется ряд методик проектирования режимов бурения, позволяющих получить весьма удовлетворительные по точности результаты. 14.1. Обоснование класса и типоразмеров породоразрушающих инструментов по интервалам бурения: При выборе типов породоразрушающих инструментов (ПРИ) для бурения конкретных интервалов бурения необходимо использовать: а) сведения в основном о механических свойствах горных пород (твердость, абразивность, пластичность, упругость и др.) разбуриваемых площадей; б) данные о способе реализации вращательного способа бурения:  роторное бурение;  с использованием забойных двигателей; в) предварительные сведения о возможном профиле и конструкции скважины; г) информация о результатах и рекомендациях использования в данном регионе (если таковые существуют) различных типоразмеров и классов ПРИ (режуще-скалывающего действия – РСД, дробящескалывающего действия – ДСД, истирающе-режущего действия – ИРД и др.). Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает оптимальные значения выбранного критерия:  минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки;  максимум проходки на ПРИ;  максимум механической скорости бурения в интервале и др. 254 Решение о выборе критерия принимается каждый раз конкретно, в зависимости от целевых установок Заказчиков, Инвесторов, уровня развития техники и технологи на данном предприятии. Наиболее глобальным критерием оптимальности выбора ПРИ является минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки. 14.1.1. Расчет осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент (долото) При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы: 1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геологотехнических условий. 2 . Аналитический расчет на основе качественных показателей механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применении базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения. 3. Расчет из условия допустимой нагрузки на долото. Наиболее правильной считается последовательность, когда используются аналитический и статистический методы расчета осевой нагрузки. После расчетов большее из полученных значений сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота. Если расчетная нагрузка больше паспортного значения, то принимается последнее. При обратной ситуации – принимается расчетная величина. Аналитический метод Расчет осевой нагрузки, исходя из объемного разрушения горной породы ПРИ, ведется по формуле: Go1 = 0,1 Рш · F, (14.1) где F – опорная площадь рабочей поверхности ПРИ, см2 – справочная величина; Рш –твердость горных пород, МН\м2 , Статистический метод Расчет осевой нагрузки ведется по формуле: Gо2 = g · Dg, (14.2) где g – удельная нагрузка на один сантиметр долота, кг/см3; Dg – диаметр долота, см. Значения удельной нагрузки принимаются по данным, полученным на основании статистического анализа работы ПРИ в различных регионах – справочная величина. 255 Расчет осевой нагрузки допустимой по паспорту долота (ПРИ) Расчет осевой нагрузки ведется из условия: Gо3 < 0,8 · Gо доп, (14.3) где Gо доп – допустимая осевая нагрузка на долото, кН – паспортная характеристика ПРИ. 14.1.2. Расчет частоты вращения долота (ПРИ): Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально. Расчет частоты вращения для шарошечного ПРИ (долота) производится из условий: а) создания необходимой линейной скорости на периферийном венце шарошки; б) по времени контакта зубьев долота с горной породой; в) по стойкости опор. Расчет частоты вращения для ПРИ РСД (лопастные и АТП долота) производится только из условий создания рекомендуемой линейной скорости на периметре ПРИ, имеющего определенный диаметр. Расчет частоты вращения по статистически оптимальной линейной скорости на периферийном венце шарошки (или на периметре ПРИ диаметром Dд) ведется по формуле: n1 = 60 · Vл / π · Dд , (14.4) где n1 – частота оборотов долота, с–1; Vл – рекомендуемая линейная скорость на периферийном венце шарошки (или на периметре ПРИ диаметром Dд), м/с; – справочная величина; Dд – диаметр долота (ПРИ), м. Расчет частоты вращения шарошечного долота (ПРИ), по времени контакта зуба долота с горной породой ведется по формуле: n2 = 60 · dш / τк · z · Dд, (14.5) где dш – диаметр шарошки, м ; Dд – диаметр долота, м; Отношение диаметра шарошки к диаметру долота равно примерно 0,65; τк – минимальное время контакта зуба долота с горной породой, с; для упруго-пластичных пород τК = 6·10–3 сек; для пластичных пород – τК = 3… 6·10–3 сек; для упруго-хрупких пород τК = 6…8·10–3 сек. z – число зубьев. 256 Расчет частоты вращения по стойкости опор: n3 = То / 0,02 (а + 2) = 0,0935 · Dд / 0,02 · (а + 2), (14.6) где а – эмпирический коэффициент, характеризующий свойства горных пород. Для пород типа М а = (0,7–0,9); пород С а = (0,5–0,7); пород Т а = (0,3–0,5). Dд – диаметр долота, мм; То – константа для данного долота, характеризующая стойкость опор. После произведенных расчетов для шарошечного инструмента полученные значения анализируются исходя из следующей логики: выбранное значение частоты вращения не должно быть больше меньшего значения из n2 и n3. Для ПРИ РСД принимается значение n1. 14.1.3. Расчет необходимого расхода очистного агента Расход промывочной жидкости должен обеспечить:  эффективную очистку забоя скважины от шлама Q1;  транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины Q2;  нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя Q3;  сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород) Q4. Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле: Q = К·SЗАБ л/сек, (14.7) где К – коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м3/сек на 1 м2 забоя; SЗАБ – площадь забоя м2, определяется по формуле SЗАБ =0,785·ДД2 м2 . (14.8) Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле: Q =VВОСХ·SКП м3/сек, (14.9) где VВОСХ – скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М = 0,9…1,3 м/сек, С = 0,7…0,9 м/сек. SКП – площадь кольцевого пространства, м2, которая рассчитывается по формуле: 257 SКП = 0,785·(ДД2 – dБТ2) м2, (14.10.) где dБТ – диаметр бурильных труб, м2; Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле: Q = Fн·0,75 м3/сек, (14.11.) где Fн – площадь поперечного сечения насадок, м2; определяется по формуле Fн = π·dН/4·m м2, (14.12.) где dН – диаметр насадок, м; m – число насадок, обычно m=3. Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле: Q= VКР·SMAX+(SЗАБ ·VMЕХ·(jП – jЖ))/(jСМ – jЖ) м3/сек, (14.13.) где VКР – скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; обычно VКР =0,5 м/сек; SMAX – максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м2, определяемая по формуле (14.10); VMЕХ – механическая скорость бурения, м/сек; jП – удельный вес породы, Н/м3; jЖ – удельный вес промывочной жидкости, Н/м3; jСМ – удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м3 . Пределы изменения: jСМ – jЖ = 0,01…0,02·104 Н/м3. Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле: Q = VКП MAX ·SM1N м3/сек, (14.14.) где SM1N – минимальная площадь кольцевого пространства; VКП MAX – максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; возможно принять VКП MAX =1,5 м/сек. Вся вышеприведенная последовательность расчетов производится для каждого интервала скважины с одинаковыми гидравлическими параметрами. При любом изменении гидравлического параметра в циркуляционной системе (размер и тип насадок, диаметр ПРИ, типоразмер обсадной колонны и проч.) требует расчета собственной гидравлической программы. Результаты расчетов расходов анализируются с использованием числовой оси в целях нахождения так называемой «области допустимых расходов» (ОДР): 258 а) «нижняя» граница ОДР не должна быть меньше большего значения из значений Q1 и Q2; б) «верхняя» граница ОДР не должна быть больше меньшего из значений Q3 и Q4. Уточненный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле: Q=k·n·Qн м3/сек, (14.15.) где k – коэффициент наполнения (k = 0,8); n – число насосов; Qн – производительность насоса с коэффициент наполнения к = 1, 0. Расчитанный по формуле (14.15) Qн насоса должен обязательно находится внутри области допустимых расходов. Однако при полученном уточненном значении расхода промывочной жидкости, соответствующем конкретной характеристике насоса, может возникнуть ситуация, когда создаваемый напор данного насосного оборудования не преодолевает возникающих потерь давления в циркуляционной системе. В таком случае, понадобится либо уменьшение принятого расхода, либо изменение характеристик насосного оборудования и инструмента (диаметр насадок ПРИ и проч.). Все это требует расчета суммарных гидравлических потерь в циркуляционной системе для полученного значения Qн, что собственно также относится к выработке гидравлической программы скважины. И без данных расчетов и обоснований нельзя считать задачу выбора оптимального расхода промывочной жидкости окончательной. Поэтому следующим шагом проектирования гидравлической программы скважины является расчет суммарных потерь давления в циркуляционной системе данного интервала скважины на конкретной втулке выбранного насоса (ов). Если суммарные потери в циркуляционной системе оказываются меньше напора насоса (ов) на данной втулке, то задача проектирования расхода бурового раствора, а также и режима работы бурового насоса на конкретном интервале решена. Если это не так, то из имеющейся области допустимых расходов необходимо выбрать меньшее значение Q, после чего вновь:  для выбранного насоса подобрать втулку, реализующую новое значение расхода бурового раствора;  просчитать суммарные потери давления в циркуляционной системе на новом значении расхода, определяемом характеристикой втулки.  сравнить полученные потери с напором насоса на новой втулке. 259 Процедуру выполнять пока напор насоса не будет больше потерь в системе. 14.2. Рациональная отработка долот Считается, что долота рационально отрабатывают в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима бурения и равномерной подаче. Продолжительность работы долот, как правило, выбирают из расчета получения максимальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хотя бы одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально. Опытами установлено, что если увеличивается какой-нибудь параметр режима бурения, а другие остаются постоянными или изменяются, не обеспечивая оптимального сочетания между параметрами, то при этом чаще всего темп углубления скважины снижается. А если и происходит некоторое увеличение показателей бурения, то сравнительно небольшое. При таких условиях отработка долот не может быть рациональной. Так как параметры режима бурения n, Рд (Go) и Q оказывают различное влияние на механическую скорость проходки и износостойкость долота, следовательно, оптимальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсовой скорости проходки В турбинном бурении иногда рациональное соотношение между Рд, n и Q не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов. Если в процессе бурения контролировать только осевую нагрузку, то частота вращения долота колеблется до ±300 об/мин. Такие колебания n объясняются рядом причин, но главнейшая из них – неравномерность подачи долота (бурильной колонны). Так как в турбинном бурении зачастую Q = const, частота вращения долота n = φ(Рд), естественно, что при всяком изменении Рд обязательно будет изменяться и n. Опыты показали, что во всех случаях, когда долото подается неравномерно, происходят колебания n, в результате чего эффективность работы долота снижается на 15–25 % и более. Ориентируясь на рациональную отработку долот, нужно добиваться равномерной подачи бурильной колонны, чтобы колебания n не превосходили 50–80 об/мин. 260 Критерии для установления необходимости смены долота Рациональная отработка долот невозможна, если нет критериев для определения времени, когда необходимо сменить долото. С технической точки зрения долото на забое следует использовать до тех пор, пока механическая скорость проходки, уменьшаясь, не станет равной рейсовой скорости проходки. Это и будет рациональное время эффективной работы долота на забое Тр. В этом случае при определении времени подъема долота можно руководствоваться механической скоростью проходки. Долото нужно поднимать после того, как механическая скорость проходки, уменьшаясь с течением времени, достигнет значения Vм =k0Vм.ср , (14.16) где Vм.cp – средняя механическая скорость проходки, м/ч; k0 – коэффициент, определяемый опытным путем. Значение k0 зависит от соотношения между t6 и tcn + tп и удовлетворяет условию 0 < k0 < 1. Тр отдельно для каждого долбления не определяют, а используют различные данные, полученные на основе хронометражных наблюдений и статистических материалов, например: 1) продолжительность механического бурения Тр; 2) проходку на долото, соответствующую Тр; 3) конечную механическую скорость VK, соответствующую максимуму рейсовой скорости; 4) отношение конечной механической скорости vк к начальной v0. Хронометражные наблюдения показывают, что шарошечные долота в большинстве случаев приходится поднимать до наступления максимума рейсовой скорости. Это происходит потому, что долговечность опор шарошечных долот меньше долговечности их рабочей поверхности, а продолжительность спускоподъемных операций и вспомогательных работ имеет сравнительно большую величину. При определении необходимости смены долота в принципе можно исходить и из стоимости 1 м проходки, т.е. поднимать долота тогда, когда стоимость 1 м проходки в процессе долбления снизится до минимума. Задаваемые бурильщиками значения критериев для установления необходимости смены долота являются ориентировочными, потому что они определяются как среднестатистические величины; качество отдельных долот нестабильно и условия работы долот в каждом из долблений несколько различны. Поэтому следует пользоваться одновременно несколькими критериями. 261 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, рекомендуемых при изучении технологии бурения нефтяных и газовых скважин/ 262 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Обоснование выбора породоразрушающего инструмента и технологических параметров процесса бурения: 1. Кулябин Г.А. Методические указания по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 0909. Ч 1. – Тюмень: ТюмИИ, 1990. – 30с. 2. Кулябин Г.А. Методические указания по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» студентам специальности 0909 «Бурение нефтяных и газовых скважин» для расчетов бурильной колонны на прочность на практических занятиях. – Тюмень: ТюмИИ, 1992. – 19с. 3. Кулябин Г.А. Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Технология бурения глубоких скважин» для студентов специальности 0909. – Тюмень: ТюмИИ, 1990. – 25 с. 4. Кулябин Г.А. Технология углубления нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. – 168 с. 5. Абатуров В.Г. Методические указания к выполнению курсовой работы по курсу «Разрушение горных пород при бурении скважин» для студентов 3 курса специальности 0211 /В.Г.Абатуров, С.И.Грачев, Ю.А.Молотков. – Тюмень: ТюмИИ, 1985, – 24 с. 6. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учебник для вузов/ А.И. Спивак, А.Н. Попов. – М.: Недра, 1994. – 261 с. 7. Методическое руководство по определению и использованию показателей свойств горных пород в бурении. РД 39-3-679-82. – М.: ВНИИБТ, 1983. – 93 с. 8. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика / Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев – М.: Недра, 1986. – 325 с. 9. Булатов А.И. Справочник инженера по бурению / А.И. Булатов, А.Г. Аветисов – М.: Недра, 1996. 4 тома. 10. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. РД 39-01400706.027-86. – Тюмень: СибНИИНП, 1986. – 138 с. 11. Справочник. Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин / А.Г. Калинин и др. – М.: Недра, 1997. – 670 с. 12. Номенклатурный каталог на освоение и серийно выпускаемые долота и бурильные головки на 1991 г. – М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1991. 263 13. Технико-технологический регламент по технологии управляемой кольматации. РД 015900-118-88. – Тюмень: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 1988. 14. Технологический регламент процесса бурения скважин на месторождениях Когалымской группы. РД 39-0147276-518-87Р. – М.: БашНИПИнефть, 1987. 15. Технологический регламент на проводку наклонных скважин по проектному профилю. РД 39-0147276-512-87Р. – М.: БашНИПИнефть, 1987. Устьевое оборудование: 16. Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин: Каталог / ПМБ. – М.: ЦИНТИхимнефтегаз, 1990. 17. Оборудование и инструмент для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин: каталог. – М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1984. 18. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. – М.: Недра, 1983. 19. Противовыбросовое оборудование: каталог. – М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1990. 20. Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования. Бурильный инструмент, обсадная колонна: 21. Пресляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах нефтяных скважин. – М.: Недра, 1973. 22. Масленников И.К. Буровой инструмент: справочник. – М.: Недра, 1989. – 430 с. 23. Бекух И.И. К вопросу расчета колонны бурильных труб/ И.И. Бекух, К.А. Ибатулов, Л.Е. Симонянц // Нефть и газ – 1970. – № 12. 24. Инструкция по проведению неразрушающего контроля труб нефтяного сортамента в условиях глубокого наклонно-направленного бурения. РД 51-0115-86. – М., 1986. 25. Инструкция по эксплуатации бурильных труб. РД 39-2-961-83. – Куйбышев: ВНИИТнефть, 1984. – 150 с. 26. Инструкция по расчету бурильных колонн. – М.: АООТ ВНИИТнефть, 1997. – 156 с. 27. Трубы нефтяного сортамента: справочник / под ред. А.Е. Сарояна, 3-е изд. перераб. и доп. – М.: недра, 1987. 28. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. – М.: Изд-во стандартов, 1989. – 69 с. 264 29. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – М.: АО ВНИИТнефть, 1997. – 194 с. 30. Ягубов Н.И. Расчет обсадных колонн на прочность. – М.: Недра, 1973. 31. Регламент по технологическим способам, направленным на компенсацию линейных перемещений обсадных колонн при воздействии на них температур и давлений. РД 00158758-192-97. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1997. – 29 с. 32. Инструкция по подготовке обсадных труб к спуску в скважину. РД 39-2-132-78. – Куйбышев: ВНИИТнефть, 1980. 33. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. РД 39-093-91. – Самара, 1991. 34. Гайворонский А.А. Крепление скважин и разобщение пластов / А.А. Гайворонский, А.А. Цибин – М.: Недра, 1981. 35. Инструкция по применению центраторов для обсадных колонн. – М.: ВНИИБТ, 1971. 36. Технико-технологический регламент по оборудованию обсадных колонн обратными клапанами при креплении эксплуатационных и наблюдательных скважин на месторождениях Главтюменгазпрома. РД 015900-110-88. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1988. 37. Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. РД 39-1-306-79. – Куйбышев: ВНИИТнефть, 1980. – 83 с. Промывка скважин и промывочные жидкости: 38. Зозуля Г.П. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Буровые растворы» для студентов специальности 0909 очной и заочной формы обучения. – Тюмень: ТюмИИ, 1993. – 33 с. 39. Методика выбора рецептур основных типов буровых растворов по показателям свойств. РД 39-0147009-543-87. – Краснодар: ВНИИКРнефть, ВНИИБТ, УкрГипроНИИнефть, 1987. – 185 с. 40. Буровые растворы для строительства пологих и горизонтальных скважин. Технологический регламент на приготовление, химическую обработку, очистку и природоохранные мероприятия. РД 00137578-001-98. – Тюмень-Нижневартовск: ТюмГНГУ-Нижневартовское СпецУБР, 1998. – 78 с. 41. Типовой регламент буровых растворов на проектирование скважин в АО «Сургутнефтегаз», СургутНИПИнефть, 1994. 42. Технологический регламент по химической обработке бурового раствора при строительстве скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области. ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 1993. 43. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков – М.: Недра, 1984 – 317 с. РД 08-200-98 265 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Госгортехнадзор России, 1998. – 161 с. 44. Временная инструкция по применению полимеров для обработки буровых растворов при строительстве скважин. – Тюмень, 1989. 45. Фишер В.А. Гидравлические расчеты с использованием ЭВМ при бурении скважин в условиях Западной Сибири: учебное пособие. – Тюмень: ТГУ, ТюмИИ, 1990. – 100 с. 46. Мительман В.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. – М., 1963. 47. Методические указания по определению объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин. РД 39-3-81991. – М.: ВНИИКРнефть, 1991. 48. Оборудование для приготовления очистки и циркуляции бурового раствора: каталог. – М.: ЦИНТИХИМНЕНФТЕМАШ, 1991. 266 Учебное издание БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Конспект лекций Составитель БОРИСОВ Константин Иванович В авторской редакции Компьютерная верстка Е.А.Руденко Национальный исследовательский Томский политехнический университет Система менеджмента качества Издательства Томского политехнического университета сертифицирована NAT1ONAL QUAL1TY ASSURANCE по стандарту BS EN 1SO 9001:2008 . 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30. Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru 267