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 нагру­зок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песча­ных породах целесообразно бурить при близких к максималь­ным частотам вращения и пониженных осевых нагрузках на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также тре­щиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту враще­ния ротора во избежание повышенного износа и разрушения во­оружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырь­ков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным во­оружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

Частота вращения ротора должна отличаться от критиче­ской 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

Наиболее опасно применение критической частоты вращения при наименьшей критической длине колонны.

Во многих случаях при бурении в мягких неабразивных породах существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140—200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору веса. Поэтому нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показателях индикатора веса при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20—25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же случаях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора.

Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными опорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.) твердосплавных зубков и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом.

При появлении в процессе бурения вибраций, с целью их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение в рациональных пределах указанных пара­метров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередной рейс необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью, или повысить маховый момент УБТ желательно за счет увеличения их диаметра.

Роторный способ бурения в зарубежной практике основной. В нашей стране роторный способ используют при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

4.Режим бурения турбинным турбинным способом.

В турбинном бурении энергия, предназначенная для разрушения породы, подводится к забою потоком бурового раствора. Генератором гидравлической энергии являются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гидравлическую энергию потока бурового раствора. Часть энергии потока теряется на преодоление гидравлических сопротивлений в нагнета­тельной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Оставшаяся часть энергии используется в турбине турбобура для преобразования в механическую энергию, которая затрачивается на процесс бурения.

П. П. Шумилов показал, что наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном максимальном давлении на выкиде буровых насосов можно получить при условии

рт = pо

где рт— перепад давления в турбобуре; pо — давление на выкиде буровых насосов.

Так как в процессе бурения скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (необходимо было бы по мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и соответственно изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине, несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее, остался постоянным).

Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры неодинаковых типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким об­разом, чтобы получить наиболее высокие качественные и коли­чественные показатели бурения.

Правила эксплуатации турбобуров. Каждый новый турбобур, получаемый с завода, перед отправкой на буровую проходит проверку в турборемонтном цехе предприятия бурения. Проверяются крепления гайки, переводки, ниппеля и вращение вала. Турбобуры снабжаются предохранительным колпаком на валу и заглушкой в переводнике во избежание засорения и засорения и порчи турбины во время транспортировки и хранения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5