В области II V также увеличивается с ростом Рд, но в данном случае механическая скорость проходки растет быстрее, чём увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости разрушаемой породы, но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью усталостного разрушения. На границе областей II и III удельная нагрузка будет соответствовать твердости разрушаемой породы.
В области III процесс разрушения носит объемный характер. Область III называется областью нормального или объемного разрушения.
Описанное выше разделение режимов разрушения породы условное, так как при работе долота в разной степени наблюдаются все три вида разрушения.
График зависимостей v и, h от осевой нагрузки на долото Рд для турбинного бурения имеет вид, представленный на рис. 2. Графики, представленные на рис.1, 2, показывают, что при всех существующих методах вращательного бурения любое изменение осевой нагрузки на долото приводит к изменению показателей его работы. При поддержании на до-лоте осевой нагрузки, соответствующей V = max , реализуется критерий максимума механической скорости проходки; при нагрузке, отвечающей h = mах, бурить будут с максимальной проходкой на долото.
Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, оче-видно, будет достигнут при средней осевой нагрузке между Ря, соответствующей , v max и Рд, соответствующей h max .
Взаимосвязь между параметрами режима бурения. В роторном бурении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В процессе бурения можно менять любой из них: Рд, п или Q, не изменяя других.
Иное дело в турбинном бурении. Здесь основной параметр режима бурения -- количество прокачиваемого бурового раствора Q т. е.
Рд=f(Q).
Частота вращения долота п в турбинном бурении переменна и зависит от количества бурового раствора и осевой нагрузки на долото, т. е.
n =f(Q, Рд)
Другими словами, при турбинном бурении изменение Q не-изменно повлечет за собой изменение п и Рд.
При бурении электробуром также имеются свои особенности. Электробуром практически бурят при постоянной частоте вращения долота, и бурильщик не может ее регулировать. Менять частоту вращения можно только заменой электробура другим двигателем, имеющим иную частоту вращения, изменением частоты тока или при помощи редукторов вставок.
Изменение мощности, затрачиваемой долотом на разрушение пород, имеющих различные физико-механические свойства, вызывает изменение силы тока в электрической цепи, питающей электробур. Это позволяет следить по показаниям амперметра за характером работы долота на забое, создавать оптимальные осевые нагрузки, определять степень износа долота.
Критерий оценки эффективности применяемых параметров режима бурения. Таким критерием может служить рейсовая скорость проходки или стоимость 1 м проходки, так называемая экономическая скорость.
Спущенное в скважину долото стремится отработать при таких значениях параметров режима бурения и бурить столько времени, чтобы обеспечить либо максимальную рейсовую скорость V p max либо минимальную стоимость 1 м проходки Срmin. Критерий Срmin более обобщающий, чем критерий Up max ТЭК как он учитывает (в стоимостном выражении) больше факторов.
1.Опытное бурение скважин.
Разрабатывать рациональное (оптимальные) параметры режима бурения следует на основании проводки опорно-технологических скважин (ОТС). Проводка опорно-технологической скважины предшествует составлению технического проекта. С этой целью необходимо:
тщательно изучить геологические условия (стратиграфию, тектонику) района, в котором предполагается бурить, и физико-механические свойства пород;
установить зоны возможных осложнений (нарушения целостности ствола скважины, выбросы, поглощения бурового раствора и т. п.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов;
3) изучить возможности самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее применявшиеся против искривления, а также выяснить эффективность этих мер;
4) в соответствии с геологическими условиями бурения: а) выбрать буровой раствор, задаться его параметрами для разбуривания отдельных горизонтов (свит и пластов); б) произвести поинтервальный выбор способа бурения; в) выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов (свит и пластов).
Если бурение проектируется в районе, где ранее не проводилось глубокое бурение, все изложенные выше определения должны быть произведены по результатам бурения в близлежащих геологических сходных районах.
В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества бурового раствора и избранных типов долот приступают к определению необходимых значений для осевой нагрузки Рд, количества прокачиваемого бурового раствора Q и частоты вращения долота п. При этом следует руководствоваться (независимо от способа бурения) следующими положениями.
Потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы.
Для промывки скважины должен быть выбран буровой раствор с минимально возможными параметрами: плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига.
Количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность.
Составляются программы проведения исследований по выявлению влияния регулируемых параметров режима бурения на показатели работы долот. При составлении программы необходимо руководствоваться специальными инструкциями и положениями (например, Методика проводки опорно-технологических скважин, ВНИИБТ, М., 1975). Опорно-технологические скважины рекомендуется бурить ротором и электробуром, так как, используя эти способы, можно соблюсти основные условия проведения исследований -- независимость основных параметров режима бурения (осевой нагрузки и частоты вращения) друг от друга, а также иметь необходимый диапазон изменения частот вращения. Однако эта рекомендация не исключает и проводку их с применением гидравлических забойных двигателей.
В процессе проводки опорно-технологической скважины благодаря созданию различных сочетаний параметров режима бурения находят оптимальные варианты. Обработка данных, полученных при бурении опорно-технологических скважин, достаточно трудоемка, требует специальной подготовки. В последнее время для этого широко используются ЭВМ. Применение вычислительной техники для расчета сложного взаимодействия переменных факторов процесса бурения позволяет более точно регулировать и создавать оптимальные условия для бурения.
2.Автоматизация подачи долота
Под подачей инструмента надо понимать его вертикальное перемещение, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления (оттормаживания) тормоза лебедки.
Под погружением долота надо понимать глубину внедрения долота в породу, происходящего под влиянием подачи инструмента.
Не следует смешивать величину подачи, производимой сверху бурильщиком или автоматом, с глубиной погружения долота в породу, так как колонна бурильных труб не является абсолютно жесткой системой и испытывает в зависимости от возникающих в ней усилий упругие деформации, компенсирующие разницу между подачей и глубиной погружения долота. Таким образом, погружение долота всегда меньше подачи инструмента и в то же время любое погружение долота происходит только. в результате подачи инструмента. В этом органическая связь и принципиальное различие этих двух понятии.
Подача инструмента, производимая бурильщиком, находя-щимся на поверхности, должна быть плавной, непрерывной и обеспечивающей такое удельное давление долота на забой, которое превышало бы сопротивляемость горных пород разрушению и создавало наиболее эффективную скорость их разбуривания. Подача инструмента осуществляется при помощи подъ-емного механизма -- буровой лебедки, оборудованной мощным тормозным устройством и талевой системой.
Принципы механизированной подачи долота. Автоматизация и механизация буровых работ, являясь основным путем к облегчению труда и увеличению безопасности, приобретает особое значение в связи с увеличением глубин, мощностей буровых двигателей и внедрением форсированных режимов бурения.
В настоящее время в большинстве случаев передача веса инструмента на забой скважины производится бурильщиком вручную. Бурильщик должен хорошо знать условия бурения в данном районе и в соответствии с этим регулировать подачу инструмента. Выдержать равномерность подачи при помощи тормоза лебедки чрезвычайно трудно. Ручная подача очень сильно утомляет бурильщика, так как ему приходится одновременно внимательно следить за измерительными приборами, напрягать зрение, слух и, держась за ручку тормоза, по физическому ощущению судить о характере работы долота на забое. Мастерство сегодняшнего бурильщика -- это квалификация физической натренированности. Она постигается годами и требует своеобразного таланта, особых физических и психических данных.
Равномерная подача в пределах заданного давления на забой достигается механизированной подачей. При этом должны быть выполнены следующие основные требования.
Скорость подачи инструмента должна устанавливаться автоматически в соответствии с крепостью проходимых пород и степенью износа долота.
Скорость подачи должна плавно регулироваться в широких пределах -- от нескольких десятков метров в 1 ч при бурении в мягких до нескольких сантиметров в крепких породах.
При остановке гидравлического забойного двигателя и при значительных перегрузках бурового двигателя должен быть предусмотрен реверс системы -- подъем долота с забоя.
Автомат должен быть прост и надежен в эксплуатации.
Все известные системы устройств для подачи долота (УПД)
можно подразделить на следующие основные группы:
автоматы подачи, работающие в зависимости от выделяемой на бурение мощности;
автоматы подачи, работающие в зависимости от натяжения талевого каната (нагрузки на долото);
регуляторы подачи, осуществляющие равномерную по-дачу инструмента (регуляторы отличаются от автоматов подачи в основном тем, что у них отсутствует реверс бурильной колонны);
стабилизаторы веса, осуществляющие подачу инструмента при постоянстве заданной осевой нагрузки на долото.
Устройства для подачи долота (УПД). Известен ряд конструкций УПД. В качестве примера рассмотрим автоматический регулятор типа РПДЭ-3 (регулятор подачи электрический). Этот регулятор предназначен для поддержания режимов бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями и ротором (при бурении электробуром широкое применение получил автоматический регулятор типа БАР).
РПДЭ-3 обеспечивает:
а) поддержание заданной осевой нагрузки на долото; нагрузка задается бурильщиком с пульта управления;
б) поддержание постоянной скорости подъема или подачи бурильной колонны; скорость задается бурильщиком с пульта управления.
Схема РПДЭ-3 показана на рис.3. Осевая нагрузка на долото измеряется с помощью электрического датчика 6 и передается на пульт управления 5, где сравнивается с величиной Ро, задаваемой бурильщиком. Разность сигналов АР поступает на усилители, установленные в станции управления 1. Усилители действуют на обмотку возбуждения мотор-генератора 2, вращаемого асинхронным электродвигателем, питающимся от системы электроснабжения буровой, Генератор 2 питает дви-гатель постоянного тока 3, установленный на приводе редуктора 4 и соединенный через цепную передачу муфты с подъемным валом лебедки.
Режим поддержания заданного значения скорости подачи (или подъема) бурильной колонны можно применять для проработки скважины, аварийного подъема бурильного инструмента при отказе главного привода и
т. п.
Автоматическое поддержание заданной осевой нагрузки на долото может осуществляться при помощи стабилизаторов веса. В настоящее время на промыслах используются стабилизаторы веса типа СВМ (конструкция ВНИИБТ). СВМ можно устанавливать на буровых лебедках при наличии пневмосистемы с давлением воздуха 0,6--0,9 МПа. СВМ (рис.4) состоит из исполнительного пневматического поршневого механизма, соединяемого с рукояткой ленточного тормоза буровой лебедки; пульта управления с электроконтактным манометром и рукоятками для установки осевой нагрузки на долото и подачи инструмента за один импульс; механизма обратной связи, соединяемого с барабаном лебедки с помощью фрикционного ролика; соединительного электрического кабеля. Перед включением СВМ в работу по шкале прибора на пульте управления задается осевая нагрузка на долото, которую необходимо поддерживать в про-цессе бурения. СВМ осуществляет импульсную подачу бурильной колонны, прерывая или возобновляя ее в процессе бурения, если фактическая нагрузка на долото отличается от заданной на величину более чем на ± 3 кН по гидравлическому индикатору веса. При необходимости бурильщик может в любой момент затормозить лебедку простым нажатием на тормозную рукоятку и тем самым вывести СВМ из действия.
Стабилизаторы веса полностью не решают вопросов автоматизации, но зато позволяют в значительной мере облегчить труд бурильщика.
Забойные устройства подачи долота. Проблема автоматизации глубокого бурения может быть разрешена также переносом регулирующего и исполнительного механизмов на забой. Над созданием забойных УПД в настоящее время усиленно работают у нас и за рубежом. Забойные УПД должны обеспечивать регулирование параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения, что особенно важно при проходке глубоких и искривленных скважин. Простейший регулятор такого типа -- забойный механизм подачи ЗМП, представляющий собой гидравлический поршневой механизм. Схема работы ЗМП показана на рис.5.
Во время рейса с ЗМП осевая нагрузка остается постоянной. Если нагрузку необходимо изменить, нужно либо изменить длину УБТ, либо применить ЗМП с другим сечением поршня.
ЗМП можно использовать при бурении скважины, начиная с глубины 50 м, т. е. с момента, когда в скважину под ротор можно спустить турбобур с долотом и навинченным сверху ЗМП. Это особенно важно в тех случаях, когда бурят в крепких породах и с самого начала необходимо создавать большие осевые нагрузки
3.Разработка параметров режима бурения.
Режимно-технологические карты. После завершения обработки материалов по пробуренным опорно-технологическим скважинам составляется типовая режимно-технологическая карта для бурения на данной площади.
Режимно-технологические карты, как правило, состоят из четырех частей: 1) режимной; 2) инструктивной; 3) оперативного графика; 4) общей части.
Режимная часть карты включает для каждого стратиграфического горизонта оптимальный режим бурения. В инструктивной части даются рекомендации по предотвращению возможных осложнений и наиболее эффективные меры по борьбе с ними. В режимной и инструктивной частях карты указываются пути увеличения механической скорости проходки скважины. Чтобы буровая бригада в процессе проходки скважины могла определять, как успешно осуществляется процесс бурения, строится оперативный график, в котором отражаются ожидаемая механическая скорость проходки и предполагаемые затраты времени на все операции по интервалам бурения. В общей части карты приводятся организационно-технические мероприятия, обеспечивающие предусмотренную в предыдущих частях карты технологию бурения и ожидаемые показатели проходки скважин.
Особенности режима бурения роторным способом. Тип долота должны выбирать в соответствии с «Комплексной методикой классификации горных пород геологического разреза, разделения его на характерные пачки пород и выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот для эффективного разбуривания нефтяных и газовых месторождений» (РД 39-2-52 -- 78, М., ВНИИБТ, 1980).
При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ нужно учитывать следующее: верхнему уровню осевых нагру-зок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песча-ных породах целесообразно бурить при близких к максималь-ным частотам вращения и пониженных осевых нагрузках на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также тре-щиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту враще-ния ротора во избежание повышенного износа и разрушения во-оружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырь-ков и спинок лап.
Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным во-оружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.
Частота вращения ротора должна отличаться от критиче-ской частоты вращения пкр, при которой совпадают поперечные и продольные колебания бурильной колонны. Критические частоты вращения (с точностью до ±15%) и длины колонн lкр, при которых возможно наложение поперечных и продольных колебаний, приведены в табл. 1.
Таблица 1
Наружный диаметр трубы | Длина трубы | Критическая частота вращения об/мин | Длинна колоны (глубина скважины) lкр, м | |
60 | 9 | 100 | 750; 2250; 3750 | |
73 | 9 | 125 | 600; 1800; 3000 | |
89 | 9 | 155 | 485; 1450; 2420; 3400 | |
102 | 9 | 175 | 430; 1290; 2150; 3000 | |
114 | 9 12 | 200 110 | 375; 1120; 1870; 2620 680; 2040; 3400; 4750 | |
127 | 9 12 | 230 130 | 325; 975; 1630; 2280 580;1740;2900;4050 | |
140 | 9 12 | 250 140 | 300; 900; 1500; 2100 535; 1600; 2670; 3740 |
