ПРЕДИСЛОВИЕ

Развитие нефтяной и газовой промышленности предполагает широкое использование буровых работ с целью поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин должно постоянно совершенствоваться, особенно в связи с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому бурению, а также растущими потребностями бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Еще на стадии проектирования нефтяной или газовой скважины необходимо сформулировать требования к ней как к объекту длительной, эффективной и безаварийной эксплуатации, а при сооружении ее обеспечить выполнение этих требований. Поэтому специалисты по эксплуатации скважин, которые, как правило, являются заказчиками на бурение скважин, должны знать основные процессы, протекающие при бурении, их влияние на эксплуатационные характеристики нефтегазовых пластов, требования к конструкциям скважин, их надежности, технологию производства работ по креплению и цементированию скважин, достоинства и недостатки буровых промывочных растворов с позиций скоростного бурения без осложнений, качества вскрытия продуктивных горизонтов, эффективность освоения скважины как промыслового объекта.

Многие нефтегазодобывающие предприятия сами производят буровые работы с целью уплотнения сетки разработки, капитального ремонта скважин, бурения вторичных стволов из старого фонда скважин на поздней стадии разработки месторождений углеводородов. В этом случае непосредственно к проектированию и бурению скважин привлекаются специалисты по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Поэтому дисциплина «Бурение нефтяных и газовых скважин» входит в перечень специальных дисциплин для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», являясь весьма важной в подготовке инженера для нефтегазовой отрасли промышленности. Она необходима для формирования специалиста, способного квалифицированно и на современном уровне оценивать технические средства и технологические процессы, заложенные в проекты на строительство скважин, которые являются дорогостоящим основным фондом нефтегазодобывающих предприятий. Эта дисциплина призвана также дать специалисту необходимые знания для квалифицированной оценки качества законченных строительством скважин, передаваемых в долговременную эксплуатацию.

Для достижения этих целей программой названной дисциплины предусматривается изучение всех составляющих цикла строительства скважин, начиная с понятия о скважинах, их классификации, конструкциях, применяемых технических средствах и технологических операциях для разруше-

ния горных пород и проходки ствола, и заканчивая процессами вскрытия и опробования продуктивных горизонтов, крепления скважин обсадными колоннами и разобщения пластов тампонажными материалами, освоения и испытания скважин. Кроме того, уделяется должное внимание буровым установкам и комплектующему их оборудованию, а также цементировочному оборудованию.

Для успешного изучения материала дисциплины студентам необходимы знания по математике, физике, химии, гидромеханике, термодинамике, геологии, а также по основам нефтяного и газового дела. Эта дисциплина тесно связана с физикой нефтегазового пласта, подземной гидромеханикой, промысловой геологией, эксплуатацией нефтяных и газовых скважин, разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Учебники по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин», к сожалению, не обновлялись и не переиздавались по меньшей мере последние 15 лет. Поэтому многие материалы, приведенные в них, устарели, а последние достижения в технологии и технике бурения скважин не представлены.

Настоящее учебное пособие призвано ликвидировать указанные пробелы в учебной литературе и представить учебный материал по бурению нефтяных и газовых скважин в современном его понимании. Базой для его составления послужила литература, перечень которой приведен в конце книги. Эта литература может использоваться для более глубокого изучения технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин.

Глава 1

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

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 сложно. Следует остановиться на основных способах бурения.

Назначение, цели и задачи бурения скважин

Бурение скважин — это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно — забоем.

Цели и задачи бурения. Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами. Основные процессы их строительства — бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить народное хозяйство страны нефтью и газом во все возрастающих количествах при снижении трудо- и энергоемкости и капитальных затрат.

Бурение скважин — единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию включает следующие основные последовательные звенья:

строительство наземных сооружений;

углубление ствола скважины, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих видов работ — собственно углубления и промывки скважины;

разобщение пластов, состоящее из двух последовательных видов работ: укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с некоторыми другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны, перфорация, вызов и интенсификация притока флюида и др.) называют заканчиванием скважин.

Классификация скважин но назначению. Скважины, проводимые на нефть и газ, можно систематизировать следующим образом:

структурно-поисковые, назначение которых — установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов (без дополнительного строительства скважин);

разведочные, служащие для выявления продуктивных объектов, а так-

же для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

добывающие (эксплуатационные), предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины;

нагнетательные, предназначенные для закачки в пласты 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;

опережающие добывающие, служащие для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

оценочные, назначение которых — определение начальной водонефте- насыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта (и проведение иных исследований);

контрольные и наблюдательные, предназначенные для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта;

опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов, чтобы установить общие закономерности залегания горных пород и выявить возможности образования в этих породах месторождений нефти и газа.

Охрана природы. Производственная деятельность буровых предприятий неизбежно связана с техногенным воздействием на объекты природной среды. В силу специфических особенностей ведения горных работ процессы сооружения скважин отрицательно влияют на лито-, гидро- и биосферу. Техногенез при бурении скважин носит химико-токсический и физико-механический характер и проявляется в нарушении естественного экологического равновесия экосистем, снижении народнохозяйственной ценности гидросферы, падении ресурсо- и биогенетического потенциала биосферы и деградации отдельных компонентов природной среды. Для предупреждения загрязнения окружающей среды в процессе строительства скважин должен разрабатываться комплекс природоохранных мероприятий.

Охрана окружающей среды при строительстве скважин включает: защиту недр от загрязнения и рациональное использование природных минеральных ресурсов;

защиту земной поверхности (педо-, гидро- и биосферу) и воздушного бассейна от негативного влияния техногенных факторов при бурении и разработке нефтегазовых месторождений.

Охрана недр — это совокупность мероприятий по наиболее полному извлечению полезного ископаемого или максимально возможному сокращению его потерь, наиболее рациональному использованию минеральных ресурсов в народном хозяйстве, исключающих неоправданные потери минерального сырья и топлива, а также отрицательные воздействия на природу.

Охрана земной поверхности и воздушного бассейна — это совокупность правовых, организационных, экономических и инженерных мероприятий по исключению загрязнения объектов гидро-, лито- и биосферы материалами, химреагентами, технологическими жидкостями, используемыми при ведении буровых работ, образующимися отходами, а также физико-механического воздействия на компоненты природной среды, приводящего к нарушению нормального функционирования экосистем.

Сохранение окружающей среды в нефтегазодобывающей промышленности на экологически безопасном (нормативном) уровне имеет свои особенности, которые необходимо учитывать при строительстве скважин, разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. К основным из них относятся следующие:

предупреждение разрушения покрова Земли и растительности при строительстве скважин;

предупреждение проникновения бурового раствора (или его фильтрата) в поры и трещины пластов с полезными ископаемыми. Особенно опасны гидроразрывы пластов с последующим поглощением бурового раствора;

предупреждение открытых нерегулируемых газонефтеводопроявле- ний с целью сбережения полезных ископаемых;

надежное, долговечное крепление буровых скважин с совершенным разобщением пластов и предупреждением поглощения тампонажного раствора или его фильтрата на глубину, большую, чем предусмотрено технологическими соображениями;

предупреждение движения флюидов между пластами по любым причинам;

надежное тампонирование скважин, оказавшихся «сухими», истощившимися или аварийными, с целью предупреждения движения флюидов из пласта в пласт;

выполнение мероприятий, использование устройств и технологических процессов, предусматривающих разобщение всех пластов, а не их части, в разрезе или герметизацию только устья с целью предупреждения продвижения флюидов к дневной поверхности;

закачка значительных объемов различных растворов и материалов в пласты при бурении в условиях поглощений;

воздействие на пласты различными методами (тепловыми, химическими, силовыми и др.) с целью увеличения и ускорения поступления флюидов к скважине;

форсированные отборы флюидов из пластов;

закачка больших объемов воды в пласты для восстановления или поддержания пластовых давлений;

наличие значительного количества скважин даже в пределах одного и того же месторождения, что затрудняет контроль за всеми объектами;

сжигание попутного газа;

транспортирование нефти и газа в танкерах морем (утечки нефти и газа при этом, а также при бурении, добыче и авариях способствуют загрязнению окружающей среды).

Перечисленные и многие другие причины обязывают работников нефтегазовых предприятий принимать все установленные меры и предъявлять узаконенные требования для предупреждения нарушения охраны недр и загрязнения окружающей среды.

Способы и виды бурения. Технология строительства скважин

Современный процесс бурения скважины — это сложный технико-технологический процесс, состоящий из цепи звеньев, выход из строя одного из которых может привести к осложнениям, авариям или к гибели скважины.

Таблица 1.1Способы буренияСпособ бурения ВращательныйРоторныйТурбинныйОбъемныйЭлектробуромАлмазныйТвердосплавныйДробовойУдарныйУдарно-канатныйУдарно-штанговыйУдарно-вращательныйГидроударныйВибрационныйГидродинамическийТермическийЭлектрофизическийВзрывоударныйХимическийС промывкойС продувкойТаблица 1.1Способы буренияСпособ бурения ВращательныйРоторныйТурбинныйОбъемныйЭлектробуромАлмазныйТвердосплавныйДробовойУдарныйУдарно-канатныйУдарно-штанговыйУдарно-вращательныйГидроударныйВибрационныйГидродинамическийТермическийЭлектрофизическийВзрывоударныйХимическийС промывкойС продувкойОпределение

Таблица 1.1

Способы бурения

Способ бурения Вращательный

Роторный

Турбинный

Объемный

Электробуром

Алмазный

Твердосплавный

Дробовой

Ударный

Ударно-канатный

Ударно-штанговый

Ударно-вращательный

Гидроударный

Вибрационный

Гидродинамический

Термический

Электрофизический

Взрывоударный

Химический

С промывкой

С продувкой

Таблица 1.1

Способы бурения

Способ бурения Вращательный

Роторный

Турбинный

Объемный

Электробуром

Алмазный

Твердосплавный

Дробовой

Ударный

Ударно-канатный

Ударно-штанговый

Ударно-вращательный

Гидроударный

Вибрационный

Гидродинамический

Термический

Электрофизический

Взрывоударный

Химический

С промывкой

С продувкой

Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается непрерывным вращением породоразрушающего инструмента с приложением осевой нагрузки

Вращательное бурение, при котором буровой снаряд вращается станком с вращателем роторного типа

Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается турбобуром

Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается винтовым (объемным) двигателем

Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается электробуром

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

Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается воздействием ударов породоразрушающего инструмента

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

Ударно-вращательное бурение, при котором удары сообщаются породоразрушающему инструменту гидроударником

Механическое бурение, при котором внедрение бурового снаряда осуществляется вибробуром

Бурение, при котором горная порода разрушается высоконапорной струей жидкости

Бурение, при котором горная порода разрушается тепловым воздействием

Бурение, при котором разрушается горная порода под воздействием сил, возникающих в результате электрического разряда

Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате взрыва

Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием реагентов, вступающих с ней в химическую реакцию

Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком промывочной жидкости

Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком газа

Безотносительно к способу разрушения горных пород процесс бурения скважин включает ряд операций:

спуск бурильных труб (колонны) с породоразрушающим инструментом в скважину;

разрушение породы забоя;

вынос разрушенной породы из скважины;

подъем бурильных труб из скважины для смены сработавшегося разрушающегося инструмента и повторения операции;

укрепление (крепление) стенок скважины при достижении определенной глубины обсадными трубами с последующим цементированием пространства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пластов).

Существуют и другие операции технологического и геофизического характера, которые не участвуют в непосредственной проводке скважины, но также являются обязательными.

При проводке скважин применяют многие способы бурения (табл. 1.1).

Основные способы бурения

Распространенные способы вращательного бурения — роторное, турбинное и бурение электробуром — предполагают вращение разрушающего породу рабочего инструмента — долота. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через заколонное пространство буровым раствором, пеной или газом.

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 трению колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины и от инерционного эффекта упругих крутильных колебаний.

В мировой буровой практике наиболее распространен роторный способ: более 90 % объема буровых работ выполняется этим способом. В последние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного бурения и в РФ, даже в восточных районах. Основные преимущества роторного способа перед турбинным — 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 и др.

Турбинное бурение. При турбинном способе бурения 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 в трубах, 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.

Однако при турбинном способе бурения невозможно независимое регулирование параметров режима бурения, при этом велики затраты энергии на 1 м проходки, расходы на амортизацию турбобуров и содержание цехов по ремонту турбобуров и др.

Турбинный способ бурения получил чрезвычайно широкое распространение в РФ благодаря работам ВНИИБТ.

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. Забойный двигатель состоит из двух секций — двигательной и шпиндельной. Рабочими органами двигательной секции являются статор и ротор, представляющие собой винтовой

механизм. 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 для внедрения в практику буровых работ.

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 герметизации электродвигателя от бурового раствора.

Перспективные направления в развитии способов бурения в мировой практике

В отечественной и зарубежной практике ведутся научно-исследовательские 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 и др. Анализ различных методов свидетельствует о необходимости увеличения подводимой к забою мощности.

Некоторые из названных методов получили развитие и используются, 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.

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). 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, так как 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. Раствор пропускают через гидроциклоны тонкой очистки и дегазатор и восстанавливают его утраченные показатели химической обработкой. Затем часть бурового раствора смешивают с дробью и подают в скважину, на пути смешивая с обычным буровым раствором (в расчетном соотношении).

Лазеры в бурении. 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. 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, которые при этом также растрескиваются, шелушатся.

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 конкурентоспособность этого метода повысится. При использовании лазера в случае бурения скважин глубиной 100 — 200 м стоимость работ относительно невелика. Но во всех случаях при лазерном бурении форму сечения можно за-

программировать, 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 лазеробуров. Основу их составляет мощный лазер, размещенный в герметичном корпусе, способном выдержать высокое давление. (Температуроустойчивость пока не изучалась.) По этим конструкциям излучение лазера передается 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 и может обеспечить проникновение 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. В настоящее время проводятся исследования по возможности разработки световодов («световодных труб»).

Одним из наиболее интересных методов воздействия на горные породы, обладающим критерием универсальности, является метод их плавления при помощи непосредственного контакта с тугоплавким наконечником — пенетратором. Значительные успехи в создании термопрочных материалов позволили перенести вопрос о плавлении горных пород в область реального проектирования. Уже при температурах порядка 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, по-видимому, более высокой температуры.

Метод бурения плавлением позволяет получить на стенках скважины достаточно толстую ситалловую корку с гладкими внутренними стенками. Метод имеет высокий коэффициент 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, циркулирующей выше бурового снаряда и охлаждающей его верхнюю часть.

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 их механических и прочностных свойств. Это обстоятельство обусловливает определенную универсальность метода плавления в смысле применимости его для проходки различных пород. Температурный интервал плавления этих различных полимине- ральных многокомпонентных систем в основном укладывается в диапазон 1200—1500 °C 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 не ясно, будет ли происходить износ поверхностного слоя пенетратора, каковы его механизм и интенсивность. Не исключено, однако, что бурение плавлением, хотя и с небольшой скоростью, может проводиться непрерывно в пределах интервала, определяемого конструкцией скважины. Сама же эта конструкция в силу непрерывного крепления стенок может быть значительно упрощена, даже в сложных геологических условиях.

Очевидно, что 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 токо- провод к нагнетательным элементам пенетратора аналогично используемому при электробурении.

Виды бурения

Современное бурение допускает проводку скважин самого различного назначения, диаметра, конфигурации ствола и его ориентировки.

Бурение вертикальных скважин. Строго вертикальных скважин нет — все имеют некоторую кривизну, отклонение от вертикали. Современный уровень техники и технологии позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до 2°.

В.С. Федоров, изучив причины искривления скважин, пришел к выводу, что их можно подразделить на геологические (неуправляемые) и технико-технологические (управляемые).

К геологическим причинам 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 причинам относятся: тип долота, режим бурения, жесткость низа бурильной колонны, кривизна элементов бурильного инструмента, искривление бурильных труб под нагрузкой, вертикальность и совпадение оси вышки с центром роторного стола и его направления, горизонтальность установки стола ротора.

Влияние указанных причин можно свести практически к нулю.

Перед началом бурения необходимо обеспечить 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 (КНВК) 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.

КНВК применяют после проработки ствола непосредственно из-под башмака промежуточных колонн, а также с начала бурения теми долотами, диаметр которых соответствует диаметру компоновки. Допустимый износ калибраторов и центраторов не должен превышать 3 мм по диаметру, а квадратных УБТ — 2 мм. Компоновки низа бурильной колонны различаются между собой, элементы их представлены калибраторами, центраторами, стабилизаторами, расширителями, маховиками (короткими утяжеленными бурильными трубами — УБТ) и т.д.

Эффективность работы КНБК определяется главным образом соответствием их условиям работы, жесткостью, разностью диаметров долота и элементов компоновки, длиной, очередностью и количеством установки элементов компоновки, характером конфигурации поперечного сечения ствола скважины.

Назначение элементов, составляющих компоновку низа бурильной колонны, 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 ребрами, расположенными по образующей; КЛС-190 — калибратор лопастной на диаметр 190 мм с расположенными по спирали ребрами; КВЗ-214 — калибратор с выдвижными зубцами на диаметр 214 мм; калибратор одношарошечный на диаметр 214 мм. 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-190-4,0 м; 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 (УБТ), служат для уравновешивания вращающейся массы вала турбобура. 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 под

углом 120° друг к другу). Трехшарошечные расширители выпускают нескольких диаметров — 243, 269, 295, 345, 395 и 455 мм.

Выпускают также четырех- и шестилопастные, одношарошечные пилотные и штыревые наддолотные расширители.

Искривление стволов скважины необходимо измерять. Для этого используют инклинометры дискретного и непрерывного действия, позволяющие измерять 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) до 50°. Результаты замеров заносят в таблицу через определенные интервалы (25 — 50 м) глубины скважины и они могут быть зафиксированы в виде непрерывных кривых (инклинограммы) — графиков проекций ствола скважины на горизонтальную плоскость. Графики строят в определенном масштабе, на них указывают направления магнитного меридиана, горизонтальный масштаб, общее отклонение, а у каждой точки отмечают глубину и углы наклона.

В основе прибора Петросяна лежит разрушение (разъедание) стекла плавиковой (фтористо-водородной кислотой HF) кислотой на границе с воздухом. Вставленное вертикально в прибор стекло контактирует с плавиковой кислотой, оставляя след, направление линии которого указывает на угол искривления. Этот угол а непосредственно измеряют транспортиром или вычисляют по формуле

а = 1,2 —— = 70 -

0,017 D

где а — разность высоты линии следа на стекле, мм; D — длина стекла, мм.

Аппарат Петросяна изготовляют в трех вариантах. Его бросают в бурильные трубы или спускают на проволоке с помощью специальной ручной или механической лебедки.

Наклонно направленное бурение. Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

Бурение наклонных скважин возможно турбинным и роторным способом. Искривление ствола скважины достигается применением специальных компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих отклоняющую силу на долоте или асимметричное разрушение забоя, или то и другое.

Необходимого пространственного положения ствола скважины добиваются с помощью ориентирования отклоняющих компоновок низа бурильной колонны перед началом и в процессе бурения. В качестве отклоняющих при турбинном бурении применяют компоновки, включающие один или несколько центраторов, два эксцентрично расположенных центратора, эксцентричный ниппель, кривой переводник, специальные отклонители типа ОТ, ОТС, ОТШ. С помощью компоновок с одним или несколькими центраторами можно управлять только величиной зенитного угла скважины. Все остальные позволяют изменять также и азимут скважины.

Кривой переводник — толстостенный патрубок с пересекающимися продольными осями присоединительных резьбовых соединений. Углы между пересекающимися осями равны 1,5 —3,5°. Увеличение указанного угла сверх 3,5°, как правило, не приводит к увеличению темпа набора кривизны. Кривой переводник включается в компоновку обычно между одной секци-

ей 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 соответствии с инструкцией по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири (РД 39-2-171—79) при бурении предусмотрена следующая компоновка: долото диаметром 295 мм, турбобур ЗТСШ-240-1 секция или Т12МЗБ-240, кривой переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 м. Зависимость интенсивности искривления (Ла) от текущего зенитного угла можно представить как

Ла = к + b а2,

где к и b — эмпирические коэффициенты.

В табл. 1.2 приведены величины к и b для различных углов перекоса и типов забойных двигателей.

Отклоняющая сила в компоновке с эксцентричным ниппелем возникает за счет монтажа на ниппеле турбобура упругой (резиновой) накладки.

При бурении секционными турбобурами валы и корпуса верхней и нижней секций турбобура соединены 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 имеют свои особенности. В этом случае отклонители используют только в начальный момент для придания стволу нужного направления. Количество 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 (рис. 1.1) 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 скважи-

Табли ца 1.2

Эмпирические коэффициенты и предельные значения зенитного угла для различных типов турбобура

Угол перекоса кривого переводника

ЗТСШ-240 (1 секция)

Т12МЗБ-240

Коэффициент к

Предельный зенитный угол ап, градус

Коэффициент к

Предельный зенитный угол ап, градус

3° 45'

1,60

57,0

3° 00

1,35

52,6

1,56

55,8

2° 30'

1,20

48,0

1,38

52,6

2° 00

1,00

45,0

1,20

48,0

Примечание. Коэффициент

b = 0,0005.

Рис. 1.1. Типы отклоняющих приспособлений в роторном бурении:

а — работа с отклоняющим клином: 1 — установка клина, 2 — забуривание ствола, 3 — извлечение клина, 4 — расширение ствола; б — работа с шарнирным отклонителем: 1 — установка отклонителя, 2, 3 — забуривание ствола, 4 — расширение ствола

ны). Неизвлекаемые отклонители применяют в обсаженных скважинах. Сверху они имеют раструб для направления долота и устройства для крепления в скважине.

В извлекаемых отклонителях в верхней части находится муфта (для их подъема) диаметром, равным диаметру нижней части долота, а в нижней — остроконечный выступ, внедряющийся в породу на забое и препятствующий вращению отклонителя.

Для стабилизации уменьшения зенитного угла скважины как в роторном, так и турбинном (электро-) бурении применяют 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.

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, 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 б. СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н.С. Тимофеева на о. Артема 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: сооружение 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. В случае расположения кустов вдоль транспортной магистрали (Азербайджан-море, Западная Сибирь) число скважин в кусте уменьшается по сравнению с числом скважин на локальном кусте.

В зависимости от геолого-климатических условий, техники и рельефа может быть предложено и использовано много схем расположения устьев скважин.

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 рекомендуется 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, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения и др.

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 протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают (рис. 1.2). Дополнительные стволы могут переходить в горизонтальные.

Первые скважины были пробурены этим способом в 1947 г. на Крас- нокаменском и Ишимбаевском месторождениях. В сочетании с турбобуром многозабойное бурение развивалось успешнее.

На Бориславском месторождении максимальный зенитный угол искривления составил 53° на длине 446 м. В Краснодарском крае число дополнительных стволов в многозабойных скважинах доводилось до пятишести 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 А.Г. Калининым 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 для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных и многозабойных скважин. Хотя объем проходки не превышает 1,0—1,5 % от общего объема бурения, наибольший эффект по увеличению текущий добычи и нефтеотдачи пластов достигается при вскрытии коллекторов с вертикальной трещиноватостью, большой фациальной изменчивостью по простиранию, низкой по-

Рис. 1.2. Схема многозабойной скважины

ристостью и проницаемостью, а также содержащих высоковязкие малоподвижные нефти. Горизонтальные скважины весьма успешно могут использоваться 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 нерентабельными (забалансовыми).

Некоторые ограничения вызваны современным состоянием техники и технологии бурения горизонтальных скважин, а также нерешенностью ряда вопросов планирования, финансирования, стимулирования и организации труда.

Первая горизонтальная скважина, проходящая на 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Ябло- новском 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.

Во ВНИИБТ в результате работ по многозабойному и горизонтальному бурению в первые же годы были разработаны специальные укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые применили проточную пяту, отработана технология безошибочного попадания в дополнительные стволы, разработана система доставки геофизических приборов в горизонтальные стволы, которая используется с некоторыми модификациями по настоящее время как в РФ, так и за рубежом (система «Симфор»).

Специалистами ВНИИБТ разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить горизонтальные стволы в заданном направлении.

При использовании электробуров в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м и более и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле за пространственными параметрами ствола.

Накопленный опыт показывает, что электробур является эффективным средством проводки горизонтальных скважин и его нужно применять там, где развита база электробурения.

Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помощью гидравлических забойных двигателей. Основным направлением работ в этой области в последние годы было создание технических средств и отработка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с минимальными отклонениями от расчетной траектории.

ВНИИБТ созданы макетные образцы комплекса технических средств «Горизонт-1» (рис. 1.3), включающего отклонитель на основе укороченного забойного двигателя объемного типа диаметром 172 мм и специальные средства для доставки геофизических приборов в скважину при больших

Рис. 1.3. Комплекс технических средств «Горизонт-1»:

1, 2 — бурильные трубы; 3 — долото; 4 — кабель геофизический; 5 — приспособление для передвижения геофизических приборов; 6 — соединение шарнирное; 7 — двигатель

углах наклона ствола (рис. 1.4). По результатам промысловых работ конструкция отклонителя была доработана, и создан универсальный отклонитель ОШ-172 (рис. 1.5), который используется как при искривлении ствола скважины, так и при бурении горизонтальных участков ствола, что достигается путем замены сменных деталей отклонителя в условиях механического цеха или буровой. Обеспечивается радиус искривления ствола скважины 275,9-мм долотом, равный 40 м и более.

Отработана технология выхода на горизонтальное направление и проводки горизонтального ствола длиной 150 — 200 м с отклонением от вертикальной отметки в пределах 4 м. Для этого необходимы высокая степень совпадения расчетной и фактической интенсивности искривления ствола при работе с отклонителем ОШ-172, непрерывный контроль за положением отклонителя при помощи прибора

с кабельной линией связи, использование специальных шарнирных компоновок при проводке горизонтального ствола, а также периодические инклинометрические замеры. Крепление стволов скважин проводится эксплуатационной колонной диаметром 140—146 мм, оборудованной в продуктивной зоне фильтром такого же диаметра. Эксплуатационная колонна цементируется выше башмака 245-мм промежуточной колонны с применением пакера типа ПДМ-140 (ПДМ-146). Геофизические исследования горизонтального ствола проводятся с применением радиационных методов.

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 позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме.

Бурение на акваториях. Организация бурения, подготовительные работы к бурению, оборудование устья и некоторые другие работы в море имеют свои особенности.

До 17 % потребляемой в мире нефти добывают в море. По оценке специалистов, велики перспективы добычи нефти и газа на шельфах СНГ, США и других странах.

В настоящее время выполняется несколько видов организационноподготовительных работ, в результате которых создается место для установки бурового оборудования:

возведение искусственных сооружений в виде дамб и эстакад, отделяющих часть акватории с последующей засыпкой (различными способами и материалами);

Рис. 1.5. Универсальный отклонитель ОШ-172:1 — верхняя секция турбобура (нижний вал); 2 — нижняя секция турбобура (верхний вал); 3 — шарнирный отклонительРис. 1.5. Универсальный отклонитель ОШ-172:1 — верхняя секция турбобура (нижний вал); 2 — нижняя секция турбобура (верхний вал); 3 — шарнирный отклонительРис. 1.4. Приспособление для передвижения каротажных приборов:

Рис. 1.5. Универсальный отклонитель ОШ-172:

1 — верхняя секция турбобура (нижний вал); 2 — нижняя секция турбобура (верхний вал); 3 — шарнирный отклонитель

Рис. 1.5. Универсальный отклонитель ОШ-172:

1 — верхняя секция турбобура (нижний вал); 2 — нижняя секция турбобура (верхний вал); 3 — шарнирный отклонитель

1 — корпус устройства; 2 — роликовый механизм; 3 — окно для промывки; 4 — уплотнение каротажного троса; 5 — окна для каротажного кабеля

намыв и укрепление отдельных островов;

строительство эстакад с размещением на них целых 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 искусственных сооружений ведется кустовое бурение. Тип основания определяется глубиной моря и характером ее изменения, метеорологическими условиями, глубиной залегания продуктивного объекта и др. При бурении морских скважин большую роль играют метеорологические условия (особенно в северных морях) и глубина моря.

СНГ является пионером морской нефтегазодобычи. Уже в 40-х годах на шельфе Каспийского моря началась добыча нефти и газа с искусствен-

ных насыпных островов. Сегодня на Каспии построен целый город. Протяженность эстакад достигла 350 км, а число отдельно стоящих в море стационарных платформ — более 250.

Первыми научно-инженерными работами в бурении и добыче нефти в условиях моря следует считать работы Рустамбекова (1935 г.).

Морское бурение в районе о. Артема (Азербайджан) стало возможным после осуществления по методу Н.С. Тимофеева работ по установке и цементированию трубчатых металлических свай вместо деревянных, которые нельзя было внедрить в прочное известковое дно. Метод состоял в том, чтобы забурить шурфы глубиной несколько метров, вставить в них металлические трубы и далее закачать цементный раствор в трубы и поднять его в затрубное пространство шурфа. Н.С. Тимофеевым было предложено бурение наклонных скважин с оснований.

Позже Б.А. Рагинский предложил крупноблочную систему свайного основания, заготовительные и сварочные работы для которой проводили на суше; в море вели только монтаж конструкций. Эти конструкции получили распространение в Азербайджане и Дагестане.

Большой вклад в развитие строительства скважин в условиях моря внесли Л.А. Межлумов, С.М. Кулиев, Ю.А. Сафаров, Р.И. Шищенко, С.А. Оруджев, А.А. Мовсумов, И.И. Кулиев, Р.К. Сеид-Рза, М.П. Гулизаде.

Освоение морских богатств в б. СССР было начато с засыпки Биби- Эйбатской бухты и последующего бурения с засыпанной территории. С 40-х годов началось освоение моря с использованием металлических свай и оснований при глубине моря от 4 до 10 м. Впервые бурение с судов в б. СССР начато в 1935 г. в Азербайджане для структурно-картировочных целей и изучения инженерно-геологической характеристики морских грунтов (глубина моря до 25 м, глубина бурения до 100 м). Опыт бурения с легких судов на Каспийском море показал, что при волнении моря более 2 — 3 баллов и силе ветра выше 4 баллов проведение работ затруднено или невозможно.

С 1978 г. введены в работу стационарные платформы для бурения при глубине воды 110—120 м.

Позже вместо стационарных платформ практически на всех акваториях используются ПБУ — плавучие буровые установки («Сиваш», «Оха», «Хакури», «Шельф», «Каспморенефть» и т.д.). В Баренцевом море с 1981 г. началось разведочное бурение с буровых судов. Первыми такими судами были «Валентин Шашин», «Виктор Муравленко» и «Михаил Мирчинк».

В мировой практике производства буровых работ в море определились направления в области создания ПВС, при которых учитываются 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 самоподьемного и погружного типов (СПБУ), а ко второй — полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ применяют преимущественно в разведочном бурении на морских и нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30—120 м. СПБУ самоподьемного типа имеют большой запас плавучести,

Таблица 1.3

Краткая техническая характеристика ПБУ

Показатели

Буровые суда типа «1-НС», «Валентин Шашин», «Виктор Муравленко»

ПБУ типа «Шельф», «Шельф-4», «Шельф-8»

СПБУ типа «Кольская»

Тип судна (установки)

Дизель-электроход

Полупогружная самоходная

Самоподъемная несамоходная

Глубина моря, м

60-300

90-200

20-100

Максимальная глубина бурения, м

6500

6000

6500

Автономность эксплуатации, сут

Буровая вышка:

100

30

30

тип

ВБП53-320

ВБП53-320

ВБП54-320

грузоподъемность при оснастке 6x7, т

320

320

320

высота полезная (от пола буровой до низа подкронблочной балки), м

53

53

54

высота общая, м

57,2

57,2

58,5

масса, т Лебедка:

180,5

180,5

134,1

тип

«Ойлуэлл» Е-3000

ЛБУ-2000П

«Ойлуэлл» Е-3000

номинальная грузоподъемность, т

600

320

600

натяжение подвижного конца талевого каната при номинальной грузоподъемности, кН

414

341

414

диаметр талевого каната, мм

38

35

38

диаметр барабана, мм

893

835

893

длина барабана, мм

1575

1445

1575

число скоростей

4

4

4

средняя частота враще-

I-58; II-108;

I-83; II-97;

I-58; II-108;

ния подъемного вала лебедки, об/мин

III-191; IV-351

III-133; IV-264

III-191; IV-351

Система расстановки инструмента

АСП

КМСП

АСП

Длина бурильных свечей, м

27

27

27

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 используют в основном на мелководье. В результате заполнения водой нижних корпусов установки они погружаются на дно моря. Рабочая платформа находится над поверхностью воды.

ППБУ преимущественно 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 глубинах 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.

Основные технические характеристики некоторых ПБУ приведены в табл. 1.3.

Функции бурения в условиях моря и суши эквивалентны. Однако имеется ряд отличий, которые связаны в основном с конструкцией верхней (подводной) части скважин, забуриванием из стволов, оборудованием устья противовыбросовыми устройствами, консервацией скважины и др.

До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины спуска, высоты подъема закачанного за ними в скважину цементного раствора, диаметра долот, которыми бурят под каждую колонну.

Строго говоря, конструкция скважины — это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоразмерно малыми с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно-устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения (изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтево- доносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.). На рис. 1.6, а представлен профиль скважины, а на рис. 1.6, б графически изображена рабочая схема ее конструкции. Вверху над каждым рядом обсадных колонн приведен их диаметр (в мм), а внизу — глубина установки (в м) и подъема цементного раствора обозначается штрихами, выше которых отмечена высота его подъема; иногда приводится номер долота.

Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое название. Первая, самая короткая, называется направлением . Она устанавливается до начала бурения и предохраняет устье скважин 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 на-

Рис. 1.6. Конструкция скважины

правление 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. 1.7).

Иногда обсадные колонны спускают частями — секциями. Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционным, 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. Протектор (рис. 1.8) состоит из двух взаимозаменяемых резиновых оболочек 2, армированных металлическим каркасом, соединенных друг с другом при помощи клиновых соединительных штырей 1. Внутри каркаса закреплена гибкая прокладка 3, края которой завернуты внутрь. Металлический каркас 4 по поверхности обмазывается специальным клеем при обрезинивании. Конструкция протектора обеспечивает его самозаклинивание на бурильной трубе. Протекторы легко устанавливаются на бурильной трубе как над ротором во время спускоподъемных операций, так и на мостках буровой.

Протектор диаметром 114 мм устанавливается на любом участке трубы и самозаклинивается при движении протектора вдоль бурильной колонны вверх и вниз; протектор диаметром 140 мм устанавливается под замком бурильной трубы и самозаклинивается при движении протектора вдоль бурильной колонны вверх.

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)

Рис. 1.7. Конструкция скважины с 219-мм хвостовиком

Рис. 1.8. Протектор самозаклинивающийся:

а — для бурильных труб диаметром 114 мм; б — для бурильных труб диаметром 140 мм

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, 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.

Глава 2

ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В настоящее время весьма интенсивно изучаются нефте- и газосодержащие пласты. Большое значение для их изучения имели работы В.Н. Кре- стовникова, В.А. Зильберминца, И.А. Преображенского по разработке методики анализа физических свойств пород (1928—1931 гг.), А.Р. Архангельского и М.А. Жиркевич, В.П. Цоцхалова и других по исследованию вытеснения жидкостей из пористых сред.

Отечественные ученые (Л.Г. Гуревич, П.А. Ребиндер, Б.В. Дерягин, М.М. Кусаков) много сделали для развития научных основ физико-химии поверхностных явлений. М.М. Кусаков впервые использовал их исследования для развития физико-химии нефтяного пласта.

В 1934 г. впервые были обобщены результаты работ в области исследования физики нефтяного пласта Л.С. Лейбензоном, а в 1934 г. И.М. Муравьевым и Ф.А. Требиным. В настоящее время работы в области физики нефтяного и газового пластов (К.Г. Оркин, Ф.И. Котяхов, В.И. Гриценко, Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, А.И. Гужов и др.) ведутся широким фронтом, изучаются свойства нефтегазосодержащих пластов, флюидов (газ, нефть, пластовые воды, их взаимодействие), закономерности их изменения при высоких температурах и давлениях, закономерности их вытеснения из пористой среды, повышение коэффициента вытеснения газообразных и жидких углеводородов и др. Для этого привлекаются различные технологии, позволяющие управлять физическими процессами, происходящими в продуктивных пластах.

Физико-механические свойства горных пород

Газ, нефть и вода размещаются в коллекторах, приуроченных главным образом к осадочным породам. Наиболее распространенным минералом, формирующим коллекторы, является кремнезем. Нефтегазовые залежи приурочены также и к коллекторам, сложенным известняками; в составе горных пород, слагающих коллекторы, имеются глинистые минералы, полевые шпаты и другие материалы. Отмечены месторождения нефти и газа в коллекторах, сложенных различного типа сланцами, а также в трещинах изверженных пород (в последнем случае промышленных скоплений не известно).

Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Химический состав пород нефтяных и газовых месторождений может поэтому характеризоваться большим разнообразием компонентов.

Наличие коллектора, обладающего лишь поровым пространством, — недостаточное условие существования нефтегазовой залежи. Нефть и газ в промышленных объемах обычно находят только в тех коллекторах, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления флюидов (антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости, ловушки, образовавшиеся вследствие фациальных изменений пород, окружающих коллекторов и т.д.). Несмотря на безграничное многообразие условий залегания коллекторов нефти и газа, они могут характеризоваться некоторыми общими чертами строения для определенных групп месторождений, что позволяет учитывать основные особенности строения залежи.

Физические параметры пласта (расположение газа, нефти, воды, температура, давление), равно как и напряженное состояние горных пород, до вскрытия скважиной месторождения находятся в установившемся в течение геологического возраста состоянии. При разбуривании месторождения и с началом эксплуатации скважин установившиеся условия нарушаются. В этот период изменяются свойства пластовых флюидов, и в результате движения происходит их перераспределение в пористой среде. В коллекторах флюиды располагаются в соответствии с их плотностями — в верхней части газ, ниже нефть, затем вода, — однако часто вода все-таки остается в нефтяной и газовой частях пласта (Н.Т. Линдтроп, В.М. Михайлов). Эту воду называют связанной, или остаточной. Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до небольших величин (до содержания «вязкой» воды) в более высоких частях залежи.

Нефтегазоносные пласты изменяются по минералогическому составу, наличию включений по вертикали и горизонтали (без каких-либо закономерностей). Поэтому изменяются и физические свойства пласта.

Давление флюидов в пластах (пластовое давление) возрастает с увеличением глубины залегания коллектора; градиент давления, т.е. прирост давления на 1 м глубины, колеблется в широких пределах: от 5 до 15 кН/м2 (1 бар = 105 Н/м2 = 1 кг/см2; 1 мН/м2 = 10 кг/см2). В газовой залежи давление одинаково по всей площади или незначительно меняется.

По мере углубления в недра Земли возрастает температура. На 1 °C температура повышается при углублении приблизительно на 33 м. Эта глубина называется геотермической ступенью. Однако в различных точках земли она меняется, причем значительно. Изменение температуры на 100 м углубления называют геотермическим градиентом.

Высокие давления и температуры существенно влияют на свойства, а также и на качественное состояние пластовых жидкостей и газов. В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Эти месторождения называются газоконденсатными.

Физические свойства горных пород в пластовых условиях в связи с высоким давлением также отличаются от их свойств на поверхности. Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы, следующие:

глубина залегания породы, определяющая величину давления, которое испытывает порода от веса вышележащей толщи (горное давление);

тектоника района;

стратиграфические условия залегания;

внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостью.

Условия залегания нефти и газа в пласте и физические свойства пластовых жидкостей являются важными исходными данными, которые используют и учитывают при разработке и эксплуатации залежи. Основные физические свойства пород и жидкостей следующие:

гранулометрический состав пород;

пористость пласта;

проницаемость пород коллектора;

удельная поверхность пород пласта;

карбонатность пород;

механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей;

насыщенность пород газом, нефтью и водой;

физические и физико-химические свойства газа, нефти и воды (вязкость, плотность, растворимость газа в нефти и в воде, поверхностные свойства нефти и воды и др.).

Геологическая информация является основой практически для всех вопросов проектирования и управления процессами строительства скважин. Характеристики пород и пластовых флюидов, слагающих разрез, во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызова притока и др.

Разрезом скважины называется графическое изображение показателей, устанавливаемых на основании данных бурения скважины и определяющих характер проходимых пород. Разрез скважины должен быть точным, с указанием характерных особенностей конкретного нефтяного месторождения и мест осложнений, наличия газа, высоких и низких аномальных пластовых давлений.

Основным методом изучения и корректировки разрезов следует считать исследование образцов пород, поднятых в процессе бурения.

Комплекс наблюдений службы при бурении для составления нового или уточнения существующего разреза сводится к следующему: проведение исследований и наблюдений, необходимых для составления детального комплексного разреза скважин, в том числе комплекса геофизических работ, лабораторное и промысловое изучение образцов — кернов, шлама, флюида пласта, выходящего с буровым раствором из скважины, исследование физико-химических свойств воды, нефти и газа и т.д.

Отбор керна с помощью колонковых долот обеспечивается еще недостаточно качественно, и вынос его не превышает обычно 50 — 80 %.

Для составления представления о разрезе пород, проходимых скважиной, используют следующие методы: изучение внешнего вида кернового материала и шлама, анализ срабатываемости долот, изменение механической скорости бурения и проходки на долото, геофизические методы (ка- верно- и профилометрия, электрокаротаж, газовый каротаж), физикохимические методы анализа пород, отобранных при бурении скважин.

Изучение разреза скважины по внешним признакам подразумевает определение литологического состава пород (по керну) с последующим сопоставлением их с кернами других близко расположенных скважин для установления наиболее характерных (а именно, опорных) горизонтов, литологическая характеристика которых постоянна, а мощность часто фиксирована. По кернам нескольких скважин удается установить тектонические нарушения.

Предположительно определить породы, проходимые в процессе бурения, можно по анализу шлама, в основе которого лежат определение гранулометрического состава шлама в буровом растворе и установление его минералогической характеристики. Для его определения применяют емкость с сетками (или сеткой) размером 1,0; 0,25 и 0,1 мм. Для непрерывного анализа бурового раствора В.Н. Смирновым был сконструирован специальный аппарат, в котором выходящий из скважины буровой раствор проходит через воронки с ситами, имеющими отверстия диаметром 1 мм. Подведенная вода смывает буровой раствор, очищает сита и поддерживает частицы шлама во взвешенном состоянии. Крупные обломки (> 1 мм) задерживаются в воронке, более мелкие частицы — на сите (0,1 мм). После взятия пробы шлама определяют содержание глины, песка визуально или весовым методом.

Анализ времени и характера срабатываемости буровых долот, изменения механической скорости бурения и проходки на долото (механический каротаж) предусматривает учет твердости проходимых пород и изменение в связи с этим технологических параметров. В практике за оценочный параметр принимают крепость горных пород. Применительно к бурению этот термин пока еще недостаточно уточнен. Считается, что при прочих равных условиях время бурения 1 м скважины прямо пропорционально коэффициенту крепости пород. Общепринятой качественной оценкой крепости горных пород считается следующая. Породы делят на крепкие, твердые, средние, слабые, мягкие. На разрезе скважины породы установленной крепости окрашиваются в различные цвета. Приблизительная оценка крепости горных пород может быть дана по М.М. Протодьяконову. В основе его классификации лежит физико-механическая характеристика горных пород с определенным коэффициентом крепости.

Совместно с данными кернового и шламового анализов описанным методом можно уточнить отдельные характеристики пород при заканчивании скважин.

Наиболее полно геологический разрез скважины изучается с помощью геофизических методов. Они основаны на измерении некоторых физических параметров горных пород, прямо или косвенно связанных с их литологией, коллекторскими свойствами и водонефтегазонасыщенностью.

При вскрытии пласта установившиеся условия нарушаются, изменяются свойства пластовых флюидов, их движение и перераспределение в пористой среде. Вода, нефть и газ располагаются в пласте обычно в соответствии с их плотностью. В газовой залежи при отсутствии нефти газ залегает непосредственно над водой. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит (Н.Т. Линдтроп, В.М. Николаев). Это остаточная (связанная) вода. Ее количество может изменяться от долей процента до 70 % объема пор (т.е. до 20 — 25 % объема коллектора).

Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует, и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до значения содержания связанной воды в повышенных частях залежи, что, естественно, совершенно необходимо учитывать при заканчивании скважин (вскрытии пласта).

Физико-механические свойства пород-коллекторов

Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Поры пластов малы, но их много, и они занимают объем, иногда достигающий 50 % общего объема пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, являющихся хорошими коллекторами и характеризующихся проницаемостью, т.е. способностью пропускать через себя флюиды. Глины также обладают высокой пористостью, но они недостаточно проницаемы вследствие того, что соединяющие их поры и каналы очень малы, а флюид, находящийся в них, удерживается в неподвижном состоянии капиллярными силами.

Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. В идеальном случае (отсортированные однородные по размерам сферические зерна) пористость не зависит от размеров зерен, а определяется их взаимным расположением и может изменяться в пределах от 26 до 48 %. Пористость естественной песчаной породы, как правило, значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.

Песчаники и известняки имеют еще более низкую пористость из-за наличия цементирующего материала. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен — менее плотной. Ниже приведены значения пористости (в %) для некоторых пород.

Глинистые сланцы 0,5 — 1,4

Глины 6 — 50

Пески 6 — 50

Песчаники 3,5 — 29

Известняки и доломиты 0,5 — 33

С увеличением глубины вследствие повышения давления пористость горных пород обычно снижается. Пористость коллекторов, на которые бурят эксплуатационные скважины, изменяется в следующих пределах (в %):

Пески 20-25

Песчаники 10-30

Карбонатные породы 10-20

Карбонатные породыхарактеризуются обычно наличием различных

по размеру трещин и оцениваются коэффициентом трещиноватости.

Одна из характеристик горных пород — гранулометрический состав, от которого во многом зависят другие физические свойства. Под этим термином понимается количественное содержание в породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции). Гранулометрический состав сцементированных пород определяется после их предварительного разрушения. Гранулометрический состав горных пород в известной мере характеризует их проницаемость, пористость, удельную поверхность, капиллярные свойства, а также количество остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Им руководствуются в процессе эксплуатации скважин при подборе фильтров, предотвращающих поступление песка, и т.д. Размер зерен большинства нефтеносных пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Однако обычно при изучении гранулометрического состава горных пород выделяют следующие категории размеров (в мм):

Галька, щебень > 10

Гравий 10 — 2

Песок: грубый 2—1

крупный 1—0,5

средний 0,5 — 0,25

мелкий 0,25 — 0,1

Алевролит: крупный 0,1—0,05

мелкий 0,05 — 0,1

Глинистые частицы < 0,01

Частицы размером примерно до 0,05 мм и их количество устанавливают методом рассева на наборе сит соответствующего размера с последующим взвешиванием остатков на ситах и определением отношения (в %) их массы к массе первоначальной пробы. Содержание же более мелких частиц определяется методами седиментации.

Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности — отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60 % по массе от всей массы песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % по массе от всей массы песка (d60/d 10). Для «абсолютно» однородного песка, все зерна которого одинаковы, коэффициент неоднородности Kн = d60/d 10 = 1; Kн для пород нефтяных месторождений колеблется в диапазоне 1,1—20.

Способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Все горные породы в той или иной степени проницаемы. При существующих перепадах давления одни породы непроницаемы, другие проницаемы. Все зависит от размеров сообщающихся пор и каналов в породе: чем меньше поры и каналы в горных породах, тем ниже их проницаемость. Обычно проницаемость в перпендикулярном к напластованию направлению меньше его проницаемости вдоль напластования.

Поровые каналы бывают сверх- и субкапиллярными. В сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, жидкости движутся, подчиняясь законам гидравлики. В капиллярных каналах с диаметром от 0,5 до 0,0002 мм при движении жидкостей проявляются поверхностные силы (поверхностное натяжение, капиллярные силы прилипания, сцепления и т.д.), которые создают дополнительные силы сопротивления движению жидкости в пласте. В субкапиллярных каналах, имеющих диаметр менее 0,0002 мм, поверхностные силы настолько велики, что движения в них жидкости практически не происходит. Нефтяные и газовые горизонты в основном имеют капиллярные каналы, глинистые — субкапиллярные.

Между пористостью и проницаемостью горных пород прямой зависимости нет. Песчаные пласты могут иметь пористость 10— 12 %, но быть высокопроницаемыми, а глинистые при пористости до 50 % — оставаться практически непроницаемыми.

Для одной и той же породы проницаемость будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава фаз, так как по ней могут двигаться вода, нефть, газ или их смеси. Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород приняты следующие понятия: абсолютная (физическая), эффективная (фазовая) и относительная проницаемость.

Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении в горной породе одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутст-

вии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой при полном заполнении пор породы газом или жидкостью).

Эффективная (фазовая) проницаемость — это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.

Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к физической.

Значительная часть коллекторов неоднородна по текстуре, минералогическому составу и физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Иногда обнаруживаются существенные различия физических свойств на небольших расстояниях.

В естественных условиях, т.е. в условиях действия давлений и температур, проницаемость кернов иная, чем в атмосферных условиях, часто она необратима при создании в лаборатории пластовых условий.

Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти и газа в пласте определяются объемом трещин. Эти залежи приурочены, главным образом, к карбонатным, а иногда — к терригенным породам.

Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается.

Коэффициент трещиноватости

Kт = 85 000 b2 mт,

где b — раскрытость трещины; тт — трещинная пористость в долях единицы.

Проницаемость характеризуется коэффициентом проницаемости:

к = Q ц L/Аp■ F.(2.1)

При измерении проницаемости пород газом в формулу (2.1) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

к = Qг цL/Аp ■ F,(2.2)

где Qг — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению p в образце; ц — вязкость газа; L и F длина и площадь поперечного сечения образца.

В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

|L| = м; |F| = м2; |Q| = м3/с;

|р| = Н/м2; |ц| = Ню/м2.

При L = 1 м, F = 1 м2, Q = 1 м3/с, р = 1 Н/м2 и ц = Н^с/м2 получим значение коэффициента проницаемости к = 1 м2.

Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (2.1), получим

м3 Н ■ с

Г м

|к| = с “= м2.(2.3)

м2

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Н/м2 расход жидкости вязкостью 1 Н-с/м2 составляет 1 м3/с.

Физический смысл размерности к (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей дарси, которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2.

За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см2 расход жидкости вязкостью 1 сПз (сантипуаз) составляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).

Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2 — 3 Д и редко бывает выше.

Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие малую пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые.

Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство.

Керны, отобранные из скважин, недостаточно характеризуют строение пород и изменение их физических свойств по залежи. Исследования условий залегания пород, проведенные на многочисленных естественных отложениях пластов и в песчаных карьерах и нефтяных шахтах, показывают, что они имеют крайне сложный характер строения и по вертикали и по горизонтали. В породе легко обнаруживаются многочисленные пропластки и жилы глинистого материала с самой различной ориентацией в пространстве.

Обычно во всех направлениях наблюдаются изменения структуры, состава, строения и физических свойств пород. Сложность строения песчаников и других твердых пород усугубляется наличием многочисленных микротрещин, ориентированных преимущественно поперек и вдоль напластования пород. В результате столь сложного строения даже рядом залегающие небольшие участки пласта могут иметь практически любое соотношение проницаемости. Однако для большинства пластов можно установить некоторые общие черты их строения.

Неоднородность физических свойств пород начинается с микронеод- нородного характера строения поровых каналов всех природных нефтяных и газовых коллекторов.

Иногда микронеоднородные породы слагают весь пласт на некоторых участках той или иной длины без заметных изменений общих физических свойств (проницаемости, пористости и т.д.). Такие пласты или участки пластов принято называть однородными. Большинство же пород-коллекторов

имеет более сложное строение. Как правило, большинство нефте- и газосодержащих пород имеет слоистое строение. Причем толщины пропластков и физические свойства пород, слагающих их, могут различаться в очень широких пределах.

Чаще всего проницаемость пласта в перпендикулярном к напластованию направлении меньше его проницаемости вдоль напластования. Это связано с характером отложения частиц в процессе осадконакопления.

Условия осадконакопления, последующие процессы уплотнения пород и их цементации, переотложение солей и цементирующих веществ и многие другие процессы, связанные с изменением строения пород и геометрии их порового пространства, способствовали образованию пластов, имеющих неоднородные физические свойства пород по площади залегания: значительная часть коллекторов характеризуется неоднородностью текстуры, минералогического состава и физических свойств по вертикали и горизонтали. В естественных условиях наблюдается безграничное разнообразие форм неоднородности.

Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин. Число нефтяных и газовых месторождений, приуроченных к трещинным коллекторам, в нашей стране и за рубежом продолжает нарастать, и поэтому проблема изучения свойств трещинных коллекторов приобрела актуальное значение. Емкость трещинного коллектора обусловливается пустотами трех видов.

Межзерновым поровым пространством. Пористость блоков обычно невелика (2—10 %).

Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость, слагаемая пустотами этого вида, характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть (13—15 %) полезной емкости трещинного коллектора.

Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые и сотые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная пористость оказалась бы соизмеримой с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микрокарстов.

Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно разделить на следующие основные виды.

Коллекторы кавернозного тина. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.

Коллекторы трещиноватого тина. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5—10 мк. Такие виды коллекторов пока мало распространены.

Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещинного или кавернозного коллекторов 36

с нормальными. Коллекторы этого вида, по-видимому, широко распространены.

Для определения трещинной пористости применяют методы изучения шлифов, измерения объема трещин путем насыщения керна жидкостями и др.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в породе обычно присутствуют две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-нибудь одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. С увеличением содержания воды в пласте проницаемость его для нефти снижается, и при водонасыщенности, составляющей примерно 80 %, движение нефти прекращается.

Под удельной поверхностью частиц породы понимают суммарную площадь поверхности частиц в единице объема породы. При плотной укладке мелких частиц породы их удельная поверхность достигает больших значений. Действие молекулярных сил, адсорбционная способность пород и наличие связанной воды зависят от удельной поверхности смачивания горных пород жидкостью при наличии огромного количества капиллярных и субкапиллярных пор и каналов в пласте.

Представление о размерах площади поверхности каналов и пор можно составить по площади поверхности фиктивного грунта в единице объема. Если в 1 м3 породы принять п — число песчинок, f — площадь поверхности одной песчинки, V — объем песчинки, m — пористость, d — диаметр песчинок, то будем иметь:

f = пd2; V = пd3/6; n = (1 — m)/V.

Тогда суммарная площадь поверхностей песчинок в 1 м3 горной породы

S = nf (1-m п d2VS = nf (1-m п d2V6(1 - m)пd2п d 36(1 - m)пd2п d 36(1 - m)d6(1 - m)d

S = nf (1-m п d2

V

S = nf (1-m п d2

V

6(1 - m)пd2п d 3

6(1 - m)пd2п d 3

6(1 - m)d

6(1 - m)d

При т = 0,2, d = 0,1 мм суммарная площадь S = 48 000 м2/м3.

При диаметре песчинок менее 0,1 мм значение S стремительно возрастет; тогда количество нефти, только смачивающей эту поверхность, составит весьма существенный объем. Эта нефть без дополнительных воздействий на пласт не извлекается.

Удельная поверхность имеющих промышленное значение нефтегазосодержащих пород колеблется в пределах от 40 000 до 230 000 м2/м3. Для оценки удельной поверхности частиц существуют различные методы, большая часть которых основана на прохождении замеряемого объема воздуха через соответствующих размеров образец при некотором (фиксированном) перепаде давления в течение времени, которое подлежит определению.

Для практических целей удельная поверхность (в м2/м3) нефтесодержащих пород может быть оценена по формуле

(2.4)(2.4)S 1 = 7 ■ 105 mVm/4k,

(2.4)

(2.4)

где т — физическая проницаемость, доли единиц; к — коэффициент проницаемости, мкм2.

Механические свойства горных пород. Из всех свойств горных пород наибольшее значение для бурения имеют твердость, прочность (пределы

прочности на сжатие, изгиб, разрыв, скол, сдвиг и др.), упругость, пластичность, хрупкость.

Горные породы, имеющие указанные свойства, сопротивляются внедрению в них разрушающего инструмента и разрушению; пластичность глин и солей объясняет «вытекание» их в скважину, недостаточная прочность скелета пласта приводит к его гидроразрыву и т.д. Пластические свойства горных пород изучены еще недостаточно, однако механика разрушения горных пород уже обладает некоторыми закономерностями, позволяющими их учитывать, что весьма важно при заканчивании скважин и их последующей эксплуатации.

Упругие свойства (в соответствии с законом Гука) оцениваются коэффициентом объемной упругости пористой среды в (в 1/Па):

в = АVпор/Vо Ap, (2.5)

где АVпор — изменение объема пор керна при изменении давления на Ap; V0 — объем керна.

Этот коэффициент характеризует относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) изменение объема порового пространства при изменении давления на 1 МПа. Для нефтесодержащих пластов в изменяется в диапазоне (0,3 —2)-10-4 1/МПа, т.е. на каждый 0,1 МПа уменьшения давления объем пор в породе изменяется в пределах от 1/330 000 до 1/50 000 своего первоначального значения.

Одна из важнейших геологических характеристик — пластовое давление , создаваемое в порах породы пласта водой, нефтью или газом. Оно называется также внутрипластовым давлением.

Имеются залежи, где давление флюидов превышает обычное (близкое к гидростатическому) в 1,3—1,6 раза и даже достигает горного давления. Такое давление называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД). В случае АВПД жидкость или газ в поровом пространстве пород пласта находится частично под действием горного давления. На АВПД влияет также повышение температуры окружающих пород. В случае замкнутого резервуара оно может быть очень высоким — вероятно, выше горного. Количество нефтяных и газовых залежей с АВПД на глубинах до 3500 — 4000 м сравнительно невелико и не превышает 10—15 %. При дальнейшем увеличении глубин содержание флюидных скоплений с АВПД возрастает. По мере роста глубины залегания абсолютное давление в пласте повышается.

Отношение пластового давления рпл к давлению столба пресной воды рв на данной глубине принято называть коэффициентом аномальности:

а = р пЛ/Рв. (2.6)

Известны пласты с коэффициентом аномальности, равным 1,5 —2,0 и выше. Очень часто при бурении скважин встречаются пласты с пониженными давлениями.

Другая важная характеристика — пластовая температура. С глубиной температура растет, и в среднем этот рост составляет примерно 1 °С на 33 м. Однако опыт бурения скважин подтверждает значительные отклонения от средних значений. В процессе циркуляции бурового раствора температуры по стволу скважины несколько выравниваются. Температурный фактор важен при выборе буровых и тампонажных растворов, при

их химической обработке. Он влияет на многие технологические процессы и оборудование.

Многие глинистые составляющие горных пород при фильтрации воды или контакте с нею способны набухать, что приводит иногда к значительному уменьшению проницаемости пористой среды со временем.

Предполагается, что процесс набухания глин носит осмотический характер и происходит часто из-за разницы в концентрации солей в поровом растворе и в воде, контактирующей с породой. Набухание сопровождается увеличением толщины гидратационных ионных слоев на поверхности глинистых частиц пород, удельная поверхность которых очень велика.

Интенсивность набухания глин зависит от химического состава, концентрации солей в поровой воде (в том числе и в связанной воде диффузных оболочек частиц), а также от минералогического и гранулометрического состава пород, состава обменных ионов, структуры породы, характера ее внутренних связей, условий, соприкосновения породы с водой. Набухание происходит тем интенсивнее, чем меньше минерализация воды, вводимой в породу. При обратном соотношении концентраций растворов может происходить сжатие глинистых частиц, подобное тому, какое наблюдается при их высыхании.

Способность вызывать набухание глин у различных катионов неодинаковая и может быть представлена в следующей последовательности:

Li > Na > K > Mg > Ca > Sr > Ba > Al > Fe.

Наибольшее набухание происходит обычно при замене двухвалентных катионов одновалентными.

В тесной связи с набуханием глинистых частиц находится размокание породы, сопровождающееся уменьшением ее прочности, что объясняется ослаблением внутренних связей при набухании глинистых составляющих породы. Набухание и размокание, по-видимому, определяются одними и теми же факторами. Размокание глин разреза часто происходит и при вскрытии их скважиной. При размокании эти глины распадаются на мелкие чешуйки.

Термические свойства горных пород характеризуются теплоемкостью, коэффициентом теплопроводности X или удельного теплового сопротивления s = 1/X и коэффициентом температуропроводности а. С увеличением пористости, влажности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава, количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. Однако пределы изменения теплоемкости пород невелики: для горных пород, слагающих нефтяные залежи, она не выходит за пределы 0,63—1,0 кДж/(кг-град) (0,15 — 0,24 ккал/(кг-град)).

Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности и уменьшается с ростом пористости пород. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости.

С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается. Он мало зависит от минерализации пластовых вод.

Породам также присуща анизотропия тепловых свойств — в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию.

Рост газонасыщенности пород, так же как и уменьшение влажности, сопровождается уменьшением теплопроводности.

Зависимость коэффициента температуропроводности от других термических свойств пород определяется соотношением

a = X/ср,

где а — коэффициент температуропроводности, м2/с; X — коэффициент теплопроводности, Вт/(м-град); с — удельная массовая теплоемкость, Дж/(кг-град); р — плотность породы, кг/м3.

Температуропроводность горных пород повышается с увеличением пористости и влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль напластования температуропроводность пород несколько выше, чем поперек напластования.

Состав и физические свойства пластовых флюидов и минерализация подземных вод

Пластовые воды весьма существенно влияют на качественные и количественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цементировании нефтяных и газовых скважин. Пластовые воды — постоянные спутники нефтегазовых месторождений. Они играют важную роль в поисках, формировании и разработке залежей.

Вода различается по наличию растворенных в ней примесей и солей. По температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горячие. Температура воды существенно влияет на количество содержащихся в ней солей и газов. По положению относительно нефтегазоносных горизонтов пластовую воду относят к краевой, подошвенной воде; она бывает верхней, нижней, погребенной (реликтовой), находящейся непосредственно в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти. Солевой состав вод в нефтяном пласте неодинаков для всех частей структуры.

При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание главных шести ионов, рН, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов — бактериологический или микробиологический. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах.

Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Ее оценивают по сухому (или плотному) остатку, который получается после выпаривания воды при температуре 105—110 °С. По размеру сухого остатка воды разделяются на пресные (содержание солей 1 г/л), слабосолоноватые (1—5 г/л), солоноватые (5—10 г/л), соленые (10 — 50 г/л), рассолы (50 г/л).

Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион Cl-, сульфат-ион SO2 , гидрокарбонатный и карбонатный ионы HCO- и CO3 , а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов: натрия Na+, кальция Са2+, магния Mg2+, железа Fe2+ и SiO2 (в коллоидном со-

стоянии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т.д. В настоящее время принятая форма химического анализа воды — ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на катионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалентных количествах. Для перевода результатов анализа воды, выраженных в ионной форме, в эквивалентную следует количество каждого найденного элемента (в мг/л) разделить на его эквивалентную массу. Эквиваленты ионов могут быть выражены также в процентах от суммы анионов и катионов, каждая сумма анионов и катионов принимается за 50 или 100 %.

Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повышенное содержание йода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной залежи — нафтеновых кислот. По их химическому составу это обычно хлорид- но-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных месторождений бывают кислые и щелочные гидрокарбо- натно-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.

При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйственных целей и т.д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под которой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Са(НСО3)2, Mg(HCO3)2, CaSOH, CaCO3, CaCl2, MgCl2. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Са и Mg, постоянную, обусловленную содержанием солей Са и Mg, за исключением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Са и Mg. Временная жесткость воды может быть найдена по разности общей и постоянной. Кипяченая вода характеризуется только постоянной жесткостью. По О.А. Алексину, природные воды по жесткости разделяются на следующие типы: очень мягкие, умеренно жесткие, жесткие и очень жесткие.

В связи с большим разнообразием природных вод многими исследователями были предложены различные системы классификации вод на основе тех или иных признаков. Большинство классификаций основано на химическом составе природных вод и количественных соотношениях между отдельными компонентами растворенных в воде веществ. Наиболее интересные классификации предложены В.И. Вернадским, В.А. Александровым, В.А. Сулиным, Пальмером.

В основу классификации пластовых вод по Пальмеру положено соотношение в воде количеств ионов щелочных металлов К+ и Na+ (a), ионов щелочноземельных металлов Ca2+ + Mg2+ (b) и анионов сильных кислот Cl- (d).

В зависимости от преобладания тех или иных ионов в воде Пальмер разделяет все воды на пять классов.

Класс:

I d< a

II d= a

III a< d < a+ b

d= a +b

d> a + b

Для характеристики качества воды используются шесть показателей: первичная соленость, первичная щелочность, вторичная соленость, вторичная щелочность, третичная соленость, третичная щелочность.

В соответствии с классификацией природных вод по В.А. Сулину, применяемой в нефтегазодобывающей промышленности, последние под-

разделяются на четыре генетических типа: I — сульфатно-натриевые; II — гидрокарбонатно-натриевые; III — хлормагниевые; IV — хлоркальциевые. Принадлежность воды к определенному генетическому типу устанавливают по отношению эквивалентов отдельных ионов.

Согласно классификации природных вод по В.А. Сулину, каждый тип вод подразделяется на группы: А — гидрокарбонатные, Б — сульфатные, В — хлоридные. Группы, в свою очередь, подразделяются на классы и подгруппы. Воды относят к определенной группе и подгруппе на основании отношения эквивалентов отдельных ионов.

В большинстве пластовых вод содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты.

Физические и физико-химические свойства пластовых флюидов нефти

В пластовых условиях газ, нефть, вода и их смеси в зависимости от их состава, температуры и давления могут находиться в газообразном, жидком состоянии или в виде газожидкостных смесей. Газ в большом количестве, а также часть жидких углеводородов в виде паров могут находиться в верхней части структуры.

Высокие давления увеличивают плотность газа, и в сжатом газе создаются условия для растворения нефти. При значительном количестве газа вся нефть может оказаться растворенной. Если же газа мало по сравнению с объемом нефти, то при достаточно высоком давлении газ может полностью раствориться в нефти, образуя однофазную (жидкую) смесь. Поэтому газонефтяные залежи разделяются на чисто газовые, газонефтяные (с газовой шапкой и нефтяной оторочкой), нефтяные (с различным содержанием попутного газа) и газоконденсатные.

В пластовых условиях физико-химические свойства нефтей определяются их химическим составом, что обусловливает некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений (наличие парафина, смол, ПАВ и т.д.).

По элементарному составу большинство нефтей более чем на 99 % состоят из углерода и водорода. Присутствуют также кислород, азот, сера (иногда в больших количествах), в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний.

В нефтях наиболее широко представлены углеводороды метанового или парафинового ряда (СпН2п+2) и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СпН2п). Почти всегда в нефтях присутствуют ароматические углеводороды. Количество нафтеновых кислот, асфальтенов, смол незначительно. На свойства поверхностей раздела в пласте и на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве пласта существенно влияют наличие кислорода и серосодержащие вещества, что обусловливается высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти.

Парафин не растворяется в воде, но растворяется в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при температуре 15 °С.

Парафины имеют состав С17 — С35 с температурой плавления 27 — 71 °С. Нефтяные церезины имеют состав С36 — С55; температура их плавления 65 — 88 °С. Церезин и парафин имеют различные химические свойства. В нефтепромысловой практике известно несколько различных способов преду-

преждения отложений парафинов на стенках труб и борьбы с этим осложнением.

Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Нафтеновые кислоты (их содержание в нефтях не превышает 2 %) имеют общую эмпирическую формулу СпН2п-2О2. Они представляют собой либо жидкие, либо кристаллические вещества, мало растворимые в воде и имеющие высокую плотность. В присутствии воды при повышенной температуре нафтеновые кислоты вызывают коррозию оборудования.

Содержание фенолов, жирных кислот и их производных в нефти не превышает 5—10 % от содержания нафтеновых кислот.

Нефти СНГ содержат серу в количестве от долей процента до 5 — 6 %. Она входит в состав различных сернистых соединений, но встречается и в свободном состоянии. Из органических сернистых соединений в нефтях обнаружены меркаптаны (R = SH), сульфиды, дисульфиды и др. Все эти соединения в нефти — вредные примеси.

Асфальтосмолистые вещества нефти в нефтях содержатся в пределах от 1 до 40 %. Это высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот. Составляющие асфальтосмолистых веществ различаются по физическим свойствам. Плотность асфальтосмолистых веществ нефти колеблется от 1000 до 1070 кг/см3.

По содержанию серы нефти делятся на два класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %) и сернистые (содержание серы превышает 0,5 %).

Нефть обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Она определяется коэффициентом сжимаемости вн (м2/Н):

внвн1А V

вн

вн

-

VА p '

где V — исходный объем нефти, м3; АV — изменение объема нефти, м3; Ар — изменение давления, Н/м2.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют низкий коэффициент сжимаемости (4 — 7)-10-10 м2/Н. Нефти со значительным содержанием растворенного газа характеризуются повышенным коэффициентом сжимаемости.

Вязкость нефтей уменьшается с увеличением количества газа, температуры; увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Практические значения вязкости нефтей в пластовых условиях различных месторождений изменяются в широких пределах: от многих сотен мН-с/м2 до десятых долей мН-с/м2 (от нескольких пуаз до десятых долей сантипуаза).

Газы. В нефтяном месторождении совместно с нефтью содержится газ; он может быть в растворенном состоянии или в виде свободного газа. Эти газы называются попутными (нефтяными). Углеводородные газы, залегающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свободными), а месторождения — чисто газовыми.

Известны залежи с растворенным газом в пластовых водах; они пока практически не разрабатываются (кроме Японии и Китая).

Табли ца 2.1

Физико-химические свойства алканов

Показатели

Метан

Этан

Пропан

Изо бутан

Нормальный бутан

Изопентан

Нормальный пентан

Гексан

Химическая формула

CH4

C2H6

C3H8

U30-C4H10

Н-C4H10

U30-C5H12

И-C5H12

CeH14

Молекулярная масса

16,043

30,070

44,097

58,124

58,124

72,151

72,151

86,178

Массовая доля углерода, %

74,87

79,96

81,80

82,66

82,66

83,23

83,23

83,62

Газовая постоянная, Дж/(кг-К)

521

278

189

143

143

115

115

96

Температура кипения при 0,1013 МПа, °C

Критические параметры:

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

— 0,5

+ 28,0

+ 36,2

+ 69,0

температура, К

190,7

306,2

369,8

407,2

425,2

461,0

470,4

508,5

абсолютное давление, МПа

4,7

4,9

4,3

3,7

3,8

3,3

3,4

3,9

плотность, кг/м3

162,0

210,0

225,5

232,5

225,2

232,0

удельный объем, м3/кг

0,0062

0,0047

0,0044

0,0043

0,0044

0,0043

Плотность газа при 0,1013 МПа и 0 °C, кг/м3

0,717

1,344

1,967

2,598

2,598

3,220

3,220

3,880

Относительная плотность газа по воздуху

0,5545

1,038

1,523

2,007

2,007

2,488

2,488

2,972

Удельный объем газа при 0,1013 МПа и 0 °C, кг/м3

Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа и 273 К, Дж/(кг-К):

1,400

0,746

0,510

0,385

-0,385

0,321

0,321

0,258

газа при постоянном давлении

2220

1729

1560

1490

1490

1450

1450

1410

газа при постоянном объеме

1690

1430

1350

1315

1315

1290

1290

1272

Температура воспламенения с воздухом, °C

680 - 750

530 - 605

510-580

475

475

Среди природных углеводородов выделяют три основные группы (Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов).

Метановые парафиновые углеводороды (алканы) с общей формулой СпН2п+ 2. Это предельные насыщенные соединения. Эти газы, как правило, состоят на 90 — 98 % из метана (СН4). Среди тяжелых газообразных углеводородов в составе природного газа преобладают этан и пропан; в меньших количествах содержатся бутан, пентан, гептан и более тяжелые углеводороды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, и их называют гомологами метана. Бутан и более тяжелые углеводороды имеют изомеры. Некоторые физико-химические свойства алканов приведены в табл. 2.1.

Нафтеновые углеводороды — алкены (цикланы) с общей формулой СпН2п. Это непредельные соединения. Но благодаря замыканию углеводородной цепи в кольцо они имеют насыщенный характер. Среди тяжелых газообразных углеводородов непредельные углеводороды (алкены) обнаруживаются в виде следов или в небольших количествах. Среди них часто встречается этилен С2Н2. В эту же группу входят пропилен С3Н6 и бутилен С4Н8. При атмосферном давлении все они газы.

Ароматические углеводороды, или арены, с простейшей формулой СпН2п-6 содержат в своем составе ароматическое ядро бензола. Они часто входят в состав конденсата газоконденсатных месторождений.

Природные газы состоят из углеводородов метанового ряда, а также азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), инертных газов: гелия (Не), аргона (Ar), криптона (Kr), ксенона (Хе); ртути. Содержание метана часто превышает 85 — 98 %. Содержание азота в природном газе не превышает 10 % (обычно 2 — 3 %); содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10 — 25 %. Количество сероводорода колеблется от 0 до 20 % (иногда больше).

Природные газы подразделяют на:

хой газ с небольшим содержанием тяжелых углеводородов, добываемый из чисто газовых месторождений;

есь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина, добываемую вместе с нефтью;

сухой газ и жидкий углеводородный конденсат, добываемые из газоконденсатных месторождений. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, являющихся ценнейшим сырьем нефтехимической и химической промышленности.

Метан очень устойчив. Он может сохраняться без изменений сотни миллионов лет. При утечке метана и достижении его концентрации (по объему) в воздухе 5,35 % любая искра вызывает взрыв. Метан и его гомологи растворяются в воде и нефти. Его растворимость растет с повышением давления. Вязкость газов в зависимости от изменения параметров, характеризующих их состояние, изменяется сложным образом. Динамическая вязкость ц газа связана с его плотностью рг, средней длиной свободного пути X и средней скоростью молекул v :

= р v X/3.

Эта формула определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры, так как при повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их остается постоянной. С увеличением температуры вязкость газа возрастает.

Глава 3

ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ

Классификация долот для сплошного бурения

Современные долота для сплошного бурения различаются по воздействию на забой и по своему конструктивному исполнению. Все долота для сплошного бурения по характеру воздействия разделяются на три основные группы:

долота лопастные, режущие и скалывающие породу;

долота шарошечные со слабо коническими (почти цилиндрическими) шарошками, одновременно скалывающие и дробящие породу;

долота с коническими шарошками, вершины которых лежат у центра долота или вблизи нее, собираемые на лапах с консольными цапфами, главным образом дробящие породу;

одно-, двух-, трех-, четырехшарошечные.

Горные породы разрушаются долотами различных типов и моделей и расширителями. При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняются около 90 % объема проходки в Российской Федерации и за рубежом. В зависимости от числа рабочих органов шарошечные долота бывают одно-, двух-, трех-, четырех-, шести- и многошарошечные. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота отличается наилучшей вписы- ваемостью в круглое сечение скважин трех конических шарошек, обеспечивающих оптимальное центрирование и устойчивость долота и т.д.

ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота (в отличие от секционного и бескорпусного) с центральной промывкой показана на рис. 3.1, а (без сопел) и на рис. 3.1, б (с соплами).

Долото состоит из следующих основных узлов: литого корпуса 1, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и подшипники 4—6, шарошек 7 и очищающего или промывочного узла. В состав последнего могут входить сопла 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также каналы 10 (рис. 3.1, б), просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как она служит для присоединения к переводнику или нижнему концу бурильной колонны. В данном случае она выполнена в виде муфты с внутренней конической резьбой 12.

На нижней части корпуса 1 обычно предусмотрены пазы, в которые вставляют лапы 2 со смонтированными шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 прочными сварными швами.

Рис. 3.1. Корпусное шарошечное долото: а - Д394С; б - Д394Г

Конструкция, показанная на рис. 3.1, характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными. Внешний вид и внутренние элементы секционного трехшарошечного долота показаны соответственно на рис. 3.2 и 3.3.

Секционное шарошечное долото 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 (ниппельная) резьба (см. рис. 3.2). 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 полуцилиндри- ческие приливы («бобышки») 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ 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 пролива 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 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 28.

Ряд породоразрушающих элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 22, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует стенку скважины. Средние 21 и привершинные 20 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности,

Рис. 3.2. Секционное трехшарошечное долото типа XV

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 16 шарошки, расположенная между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 30. 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 кольцевой канавкой.

Стальной выфрезированный породоразрушающий элемент шарошки принято называть зубом или реже зубцом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) — зубком или штырем 29 (см. рис. 3.2). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обычно выемкой 23. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрези- ровкой.

Нижняя часть 18 зуба — основание, а верхняя 19 — вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины зуба, а нередко и всю вершину полностью неправильно обобщают единым названием «режущая кромка».

Поверхность 26 зуба, обращенную к периферии — к периферийному венцу шарошки, принято называть обычно наружной стороной, а поверхность 27, обращенную к вершине, — внутренней стороной зуба. Поверхность 25, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей или передней гранью (реже передней стороной или передним 48

крылом зуба), а поверхность 24, направленная в противоположную сторону, — тыльной или задней гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

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 рис. 3.2 видны также крышка 17 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки.

Внутренние элементы долота показаны на рис. 3.3, а и б, а крышка или пробка 20 компенсатора 25 — на рис. 3.3, б. 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 деталь имеет форму штыря, а выполняет роль пробки, заходящей в проход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.

В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез 17, точно соответствующий (при совместной обработке пальца с

Рис. 3.3. Внутренние элементы шарошечного долота:

а — элементы опоры шарошки; б — секция долота с герметизированной опорой

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, как правило, 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 подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9.

В случае, если опора долота герметизирована (см. рис. 3.3, б) в ее состав чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20, перекрывающую полость резервуара 24.

В Российской Федерации для бурения нефтяных скважин выпускаются одно-, двух- и трехшарошечные долота.

Одношарошечные долота. Эти долота разработаны в СевКавНИПИ. Все они относятся к одному классу (с твердосплавным вооружением) и одному типу С3 (по прежнему обозначению С1) — для средних, преимущественно карбонатных, хрупких пород, таких как доломиты, конгломераты, известняки и др.

По своим конструктивным особенностям они разделяются на модификации (рис. 3.4, а — г). Одношарошечное долото состоит из корпуса с присоединительной головкой, лапы и сферической шарошки. Промывочное устройство в виде сквозного периферического отверстия просверливается

Рис. 3.4. Модификация 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

в лапе недалеко от основания цапфы, направляющего струю раствора по касательной к поверхности шарошки.

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.

Двухшарошечные долота. Эти долота разрабатывает СКВ «Геотехники» вместе с Верхнесергинским долотным заводом. Их 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. 3.5, а).

Секции (см. рис. 3.2 и 3.3, б) 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. Шарошки — самоочищающиеся со смещением их осей относительно осей долота на 3 мм.

Рис. 3.5. Двухшарошечные долота:

а — В112МГ; б — 2В93С; 1 — секция герметизированной опоры долота; 2, 6 — боковые и центральное промывочные отверстия; 3, 4, 5 — подшипники шариковый, роликовый и скольжения соответственно

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 Т3), 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. 3.5, 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.

Трехшарошечные долота. Современные отечественные долота указанной разновидности можно разделить на шесть серий: 1АН (рис. 3.6, а); 2АН или ГНУ (рис. 3.6, б); 1АВ (рис. 3.6, в); опытную 2АВ; 3АН (ГАУ); долота в конструктивном и качественном отношении, соответствующие отраслевой нормали ОН-26-02-128 —69 и отличающиеся от остальных целыми (без десятых долей миллиметра) числовыми значениями номинального диаметра в их шифре, например, В97С, В118Т, Д394МГ (см. рис. 3.1, б) и др.

Долота каждой из перечисленных серий могут быть любого класса (т.е. со стальным фрезерованным, штыревым или комбинированным вооружением шарошек), любого типа и любой модификации. Различия проявляются в технологии их изготовления, а также в конструкции опоры и их элементов и частично в размерах долот.

Долота серии 1АН предназначаются преимущественно для низкооборотного (на что указывает литера Н в обозначении серии) способа бурения.

Рис. 3.6. Трехшарошечные долота

Их применяют при роторном бурении с винтовым или другим забойным двигателем, вращающим долото с относительно невысокой частотой вращения (до 350 об/мин). Долота данной серии характеризуются повышенной точностью изготовления (литера А в обозначении серии), удлиненной присоединительной резьбой, а также открытой, не защищенной от шлама не- герметизированной опорой, выполненной по схеме РШС (точнее, большой роликоподшипник — замковый шарикоподшипник — узел скольжения, состоящий из радиального и торцового фрикционных подшипников, как показано на рис. 3.6, а). Первые долота серии 1АН были разработаны во ВНИИБТ.

Долота серии 2АН предназначены для низкооборотного (40 — 250 об/мин) способа бурения. Их опора, как и у долот серии 1АН, выполнена по схеме РШС. Отличие заключается в том, что эта опора изготовлена герметизированной и включает устройства для принудительной подачи смазки к трущимся элементам в процессе бурения. С этой целью в спинке лапы каждой секции долота высверливают карман 1 (см. рис. 3.6, б) служащий резервуаром-лубрикатором и перекрываемой 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.

Главная особенность этих долот заключается в том, что их изготовляют с опорой, состоящей только из подшипников качения. Опора может быть выполнена по схеме ШШШ (см. рис. 3.6, а), по схеме РШР и ШШР (в основном в долотах диаметром до 190 мм); опора негерметизированная.

Отечественной промышленностью выпускаются трехшарошечные долота трех классов, 13 типов, нескольких десятков модификаций, 26 размеров, более 150 (включая опытные долота) моделей.

Рис. 3.7. Сопла («насадки») для шарошечных долот марок НД (а) и НКВ (5)

Наименьшее число типов, модификаций и моделей приходится на малые (диаметром 76—151 мм) и большие (диаметром 346 — 490 мм, особенно 445 и 490 мм) размеры.

В наиболее широком ассортименте (по числу серий, классов, типов, модификаций и моделей) изготовляют долота диаметром 190 (190,5) мм и особенно 214 (215,9) мм. Это объясняется наибольшим объемом проходки для указанных диаметров ствола скважины и многообразием свойств пород, встречающихся при бурении таких стволов.

Сопла выполняют двух модификаций: НД (рис. 3.7, а) или НКВ (рис. 3.7, б). Сопло НД выполняется укороченным с относительно крутым сужением внутреннего радиального профиля проходного канала, характеризующимся радиусом кривизны R. Значения этого и других параметров, обозначенных на рис. 3.7, а буквами, зависят от номера (размера) сопла (табл. 3.1).

Большинство долот с опорой качения в настоящее время выпускается в соответствии с ГОСТ 20692 — 75 серии 1АВ (см. рис. 3.6, в).

В этом случае они обозначаются литерой В, стоящей в конце шифра, например, долота III 215,9 КПВ.

К первому классу относятся пять типов со стальным выфрезерован- ным 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 свойствам промежуточное положение между мягкими и средними породами, или для бурения скважин в мягких породах, чередующихся пропластками средних

Таблица 3.1

Переменные параметры (мм) сопла НКВ

Параметры на рис. 3.7, б

Номер сопла

1

2

3

4

5

6

7

8

d 1

16

15

14

13

12

11

10

9

R1

52,5

45,58

40,3

36,28

30,12

30,59

28,53

26,99

h 1

15,31

15,71

16,01

16,28

16,38

16,51

16,72

16,78

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: М3, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К и ОК.

Литера 3 в обозначении типов М3, 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, слабоквар- цованные известняки и алевролиты и др.). Эти долота можно применять и при разбуривании средних пород, перемежающихся более твердыми.

Долота типа ТКЗ спроектированы для бурения твердокрепких абразивных пород (плотные песчаники, доломиты, слабокварцованные известняки и доломиты, кремнистые сланцы и др.). Их можно применять и для разбуривания твердых пород, перемежающихся прослойками крепких.

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, такониты, 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 мягкосредних абразивных пород (слабосцементированные песчаники, песчанистые мергели, полуаб- разивные 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 твердокрепких пород (конгломераты, очень плотные глины, твердые известняки, доломиты, глинистые сланцы и т.п.). Этими долотами также можно разбуривать средние, твердые и трещиноватые породы.

ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

В отличие от шарошечных лопастные долота просты и по конструкции, и по технологии изготовления.

Лопастные долота обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах. В таких породах проходки этими долотами за рейс достигают нескольких сот 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 твердых и абразивных) часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что 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. 3.8. 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 и чугуном 6.

Более сложная конструкция лопастного долота показана на рис. 3.9, а, б. В состав этого долота, кроме корпуса 1 и лопастей 2 входят сопло 7, уплотнительные кольца 3 для герметизации промывочного узла и зазора между соплом 7 и гнездом в корпусе долота, байонетная шайба 5 для удержания сопла, 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.

Конструкции отечественных лопастных долот. Эти долота выпускаются следующих пяти разновидностей: 2Л — двухлопастные (см. рис. 3.8),

Рис. 3.8. Двухлопастное долотоРис. 3.8. Двухлопастное долотоРис. 3.9. Трехлопастное долото типа МС: а, б — долото; в — соплоРис. 3.9. Трехлопастное долото типа МС: а, б — долото; в — сопло

Рис. 3.8. Двухлопастное долото

Рис. 3.8. Двухлопастное долото

Рис. 3.9. Трехлопастное долото типа МС: а, б — долото; в — сопло

Рис. 3.9. Трехлопастное долото типа МС: а, б — долото; в — сопло

3Л — трехлопастные (см. рис. 3.9, а, б), 3ИР — трехлопастные истирающе- режущие (рис. 3.10), 6ИР — шестилопастные истирающе-режущие (рис. 3.11), П — пикообразные однолопастные (рис. 3.12).

Лопастные долота делятся на типы в соответствии с их назначением.

Лопастные долота первых четырех указанных разновидностей принято относить к одному из четырех типов: М, МС, МСЗ или С. При этом долота разновидностей 2Л и 3Л 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 3ИР, согласно их назначению, относят к типу МСЗ (для бурения абразивных среднемягких пород — слабосцемен- тированные песчаники, песчанистые глины, алевролиты), а разновидности 6ИР — к типу М (для бурения средних пород — аргиллиты, глинистые сланцы, гипсы).

Пикообразные долота изготовляют двух типов: Ц — для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн, Р (см. рис. 3.12) — для расширения ствола скважины.

В настоящее время выпускают лопастные долота диаметрами от 76 до 445 мм.

Рассмотрим номенклатуру лопастных долот каждой разновидности. Долота разновидности 2Л, т.е. двухлопастные (см. рис. 3.8), выпускаются двух типов — М и МС.

Долота типа М характеризуются армированием нижних режущих

Рис. 3.10. Долото 3ИР:1 — корпус; 2 — лопасти; 3 — твердосплавные штыри; 4 — сопло; 5, 8 — байонетная и стопорная шайбы; 6 — уплотнительное кольцо; 7 — болтРис. 3.10. Долото 3ИР:1 — корпус; 2 — лопасти; 3 — твердосплавные штыри; 4 — сопло; 5, 8 — байонетная и стопорная шайбы; 6 — уплотнительное кольцо; 7 — болтРис. 3.11. Долото 6ИРРис. 3.11. Долото 6ИР

Рис. 3.10. Долото 3ИР:

1 — корпус; 2 — лопасти; 3 — твердосплавные штыри; 4 — сопло; 5, 8 — байонетная и стопорная шайбы; 6 — уплотнительное кольцо; 7 — болт

Рис. 3.10. Долото 3ИР:

1 — корпус; 2 — лопасти; 3 — твердосплавные штыри; 4 — сопло; 5, 8 — байонетная и стопорная шайбы; 6 — уплотнительное кольцо; 7 — болт

Рис. 3.11. Долото 6ИР

Рис. 3.11. Долото 6ИР

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 углом 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 и 2Л161МС.

В приведенных цифрах сочетание 2Л обозначает разновидность долота (двухпластовое), далее цифрами обозначен номинальный диаметр в миллиметрах (например, 76, 93 и т.д.) и в конце шифра буквами М или МС указан тип долота.

ОСТ 26-02-1282 — 75 предусматривает изготовление двухлопастных долот типов М и МС 14 малых размеров — диаметрами от 76 до 165,1 мм. Долота разновидности 3Л (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 уст-

Рис. 3.12. Пикообразное долото типа Р:

1 — корпус; 2 — лопасть; 3 — пластины; 4 — твердосплавные штыри

ройства они могут быть выполнены с соплами (струйными или гидромониторными) либо без сопел.

Долота разновидности 3ИР (см. рис. 3.10) изготовляют только типа МСЗ — для мягких и среднемягких абразивных пород. Они имеют такое же количество лопастей, как долота 3Л, однако формы их выполнения и армирования существенно различаются.

Долота разновидности 6ИР (см. рис. 3.11) 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 примерно таким же образом, как и основные лопасти. Главное назначение этих лопастей — усиление калибрующей способности долота, что обеспечивается большим количеством штырей на боковых поверхностях основных лопастей. При сопоставлении рис. 3.10 и 3.11 можно заметить, что форма выполнения основных лопастей у долота 6ИР несколько иная, чем у долота 3ИР. Так, сужение лопастей от периферии к оси долота и выполнение тыльной поверхности выражено более четко у долот 6ИР, чем у долот 3ИР.

Долота разновидности П, т.е. 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 (типа Р).

Долота обоих типов выполняются с круглым корпусом 1 (см. рис. 3.12) и заостренной (под углом около 90°±1°45‘) пикообразной лопастью 2. Рабочая кромка лопасти скошена под углом 45° и армирована с набегающей стороны релитом и твердосплавными пластинами 3. Сверху наносят защитное чугунное покрытие. Тыльную сторону рабочей кромки, согласно ТУ 26-02-675 — 75, также покрывают чугуном.

Долота типа Р отличаются от долот типа Ц армированием боковых калибрующих поверхностей лопасти твердосплавными штырями 4 и релитом (см. рис. 3.12). Эти поверхности являются рабочими, разрушающими и калибрующими стенки скважины при расширении ее ствола.

Долота типа Ц выпускают в соответствии с ТУ 26-02-675 — 75 следующих моделей: ПЦ97, ПЦ112, ПЦ118, ПЦ140, ПЦ151, ПЦ161, ПЦ190, ПЦ295,3 (ПЦ295), ПЦ320, ПЦ370 и ПЦ444,5 (ПЦ445).

Изготовляют следующие модели долота типа Р — ПР118, ПР132, ПР140, ПР151, ПР161, ПР190, ПР295,3 (ПР295), ПР320, ПР370 и ПР445,5 (ПР445).

ФРЕЗЕРНЫЕ ДОЛОТА

Фрезерные долота имеют более простую конструкцию, 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.

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 выявились 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).

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 физико-механическими свойствами буровых пород.

В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ выполняются цельноковаными с последующим фрезерованием лопастей 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 и поршневанием, лучшей проходимостью по стволу скважины и защитой их породоразрушающих элементов, 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. 3.13) по внешнему виду и конструкции похоже на долото 6ИРГ (см. рис. 3.11), но отличается от него формой рабочей части лопастей, способом их закрепления на корпусе долота и расположением дополнительных лопастей. У долота ИСМ (первая модификация) основные лопасти 1, 2 и 3 (см. рис. 3.13) сходятся вместе по общей оси долота и привариваются к составному корпусу 4 в специальных пазах. Дополнительные (стабилизирующие) лопасти 5 перед приваркой также заводят в специальные пазы, вырезанные на боковой поверхности корпуса асимметрично относительно основных лопастей.

Дополнительные лопасти выполняются укороченными, характеризуются трапециевидным профилем и армируются по рабочим боковым поверх-

Рис. 3.13. РежущееРис. 3.13. Режущеедолото ИСМ первой модификации:долото ИСМ первой модификации:а — без сопел; б —а — без сопел; б —с сопламис соплами

Рис. 3.13. Режущее

Рис. 3.13. Режущее

долото ИСМ первой модификации:

долото ИСМ первой модификации:

а — без сопел; б —

а — без сопел; б —

с соплами

с соплами

ностям твердосплавными штырями 6 (с плоской рабочей головкой, не выступающей за поверхности 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.

Выполнение промывочного устройства (узла) долота второй модификации показано на рис. 3.14, б. Оно отличается одним широким центральным промывочным отверстием, разделенным лопастями на три сектора.

Струйная модификация по промывке отличается от первой соплами, которые вмонтированы и закреплены (с помощью пайки) в боковых каналах, просверленных в корпусе долота (см. рис. 3.13, б).

Долота первой и второй модификаций по промывке применяют главным образом при турбинном бурении, а третьей — при 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. Выпуск долот первой модификации (с центральным осевым широким отверстием) в последнее время ограничен.

Пример обозначения режущего долота: ИСМ 188-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. 3.15) предназначены для бурения и забуривания нового ствола, но могут быть использованы и при ликвидации аварий. Внешне они похожи на фрезерные долота. Торцовые долота ИСМ изготовляют с полым цилиндрическим корпусом 2, верхняя часть которого

Рис. 3.14. Режущее долото ИСМ второй модификации с узкими (а) и широким (5) промывочными отверстиями

Рис. 3.15. Торцовое долото ИСМ

выполняется в виде муфтовой присоединительной головки, а нижняя (вогнутая) — с расширением снаружи и коническим (в виде воронки) внутренним вырезом, армированным вставками 1 из славутича. Этими же вставками защищается боковая поверхность нижнего конца долота.

В центральной части торца просверлены промывочные каналы 5, выходящие в радиальные канавки 4, разделяющие рабочую торцовую поверхность на сектора и соединяющиеся с боковыми пазами 3. Такая система очистки обеспечивает хорошее охлаждение рабочей поверхности долота и удаление из-под нее шлама.

Корпус долот рассматриваемой разновидности изготовляют из того же материала, что и корпуса других долот ИСМ. Форма и технология закрепления вставок 1 также не отличаются от описанной выше.

Истирающие долота ИСМ производят на забое скважины микрорежущее действие. Они предназначены для бурения глубоких нефтяных, газовых и разведочных скважин в осадочных малоабразивных породах.

Для армирования торцовых поверхностей истирающих долот типа ИСМ применяют вставки из славутича, рабочая поверхность которых выполнена округлой. Толщина слоя славутича в этой вставке достигает 7 — 8 мм.

Число лопастей в истирающем долоте определяют в каждом конкретном долоте исходя из его диаметра, назначений и условий бурения. Долота ИСМ диаметром 105—188 мм изготовляют преимущественно пятилопастными, диаметром 212 мм — шестилопастными, а диаметрами 243 — 392 мм — семи- и девятилопастными.

Долота рассматриваемой разновидности выпускают трех типов: М (для бурения мягких пород), МС (для разбуривания среднемягких пород) и С (для средних пород). Долота разных типов различаются в основном содержанием славутича, формами и размером вставок, количеством и формой выполнения рабочих органов.

По форме выполнения рабочих органов истирающие долота ИСМ могут быть изготовлены одной из двух модификаций: радиальными (рис. 3.16, а) либо секторными (рис. 3.16, б).

Долота первой модификации применяют преимущественно при тур-

Рис. 3.16. Истирающие долота

бинном бурении скважин глубиной 3000 м и более. Они имеют выступающую удлиненную биконическую форму корпуса и его рабочей поверхности с пятью — десятью ребристыми продольными рабочими органами, выступающими в радиальном направлении. Эти органы разделены продольными пазами примерно такой же длины и ширины. Такая форма выполнения долота резко уменьшает эффект поршневания при спускоподъемных операциях и способствует повышению удельной нагрузки на забой и увеличению механической скорости проходки, что особенно важно при разбуривании глубокозалегающих пластов. Нижняя часть (внутренний и наружный конусы) рабочей поверхности армируется обычно вставками славутича с закругленной головкой.

Долота второй модификации (секторные) применяют как при турбинном, так и при роторном способе бурения. Они характеризуются укороченной конической формой рабочей части (головки), наличием гидромониторных насадок 5 и разделением режущей поверхности узкими промывочными пазами 6 (см. рис. 3.16, б) на рабочие органы в виде секторов. На боковой поверхности каждого рабочего органа предусмотрен широкий проем 4.

Секторные долота имеют комбинированное вооружение. Их наружный ступенчатый конус оснащен вставками 2 с клиновидной рабочей го-

ловкой, а внутренний гладкий конус и закругленный промежуточный участок — вставки 1 с круглой рабочей головкой. Такое вооружение применяют в долотах, предназначенных для бурения пород перемежающейся твердости.

Боковая поверхность секторного долота в зависимости от степени абразивности разбуриваемых пород армируется твердосплавными штырями 3 (см. рис. 3.16, б) или вставками со славутичем, причем содержание славутича тем больше, чем выше степень абразивности пород.

АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Основная особенность алмазных долот — наличие в них алмазных режущих элементов, т.е. алмазов (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). В буровых долотах обычно используют наименее ценную разновидность природного алмаза, именуемую карбонадо (бразильские технические алмазы) или черным алмазом, которая характеризуется меньшей твердостью, но значительно большей вязкостью, что в условиях бурения чрезвычайно важно.

Технические показатели алмазных долот во многом зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяют группой и категорией, а размер — числом камней на 1 кар (0,2 г). Работоспособность алмазного долота в наибольшей степени, чем инструмента любого другого вида, зависит от чистоты ствола и забоя и качества промывки. При наличии металла или твердого сплава (даже в малом количестве), или крупных обломков крепких пород на забое происходит образование выбоин, выкрашивание или раскалывание алмазов и быстрое разрушение долота. При недостатке бурового раствора наблюдается перегревание и растрескивание (прижог) алмазов. Это значительно осложняет бурение алмазными долотами. Другая, еще более важная специфическая особенность алмазных долот — их дороговизна и дефицит из-за недостатка алмазов, обладающих высокими техническими свойствами (прочностью, вязкостью, достаточной твердостью, сопротивлением ударам и т.п.).

Природные и синтетические алмазы размещают в спекаемой матрице (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота.

При бурении твердых, крепких и абразивных пород износ матрицы интенсивнее, поэтому во избежание излишнего обнажения алмазов матрица у долот для таких пород должна быть наиболее износостойкой. В породах мягких и средних матрица изнашивается мало, вследствие чего в долотах, предназначенных для бурения этих пород, используется не слишком износостойкий материал для матрицы.

По форме и направлению пазов, приемочных канавок, рабочих органов и всей рабочей части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальное (рис. 3.17, а), ступенчатое (рис. 3.17, б) и спиральное (рис. 3.17, в). Некоторыми специалистами выделяются и другие, преимущественно комбинированные разновидности.

По размещению алмазов в матрице различают две разновидности долот: однослойное (рис. 3.17, а — в) и многослойное (рис. 3.17, г), т.е. с им- прегнированными алмазами. Однослойные долота получают при однослойной укладке относительно крупных алмазов в графитовую пресс-форму,

Рис. 3.17. Алмазные долота основных разновидностей:

а — однослойное радиальное биконическое долото М311; б — ступенчатое; в — спиральное ТВ573; г — импрегнированное ТВ54

что приводит к их распределению в определенном порядке на поверхности матрицы, а импрегнированные — при равномерном перемешивании алмазов (как правило, мелких и невысокого качества) с частицами карбида вольфрама и другими компонентами матрицы перед спеканием долота.

Размеры алмазных долот так же, как и долот ИСМ, по номинальному диаметру несколько (обычно на 2 мм) уменьшены относительно соответствующих значений нормального ряда долот других видов (лопастных, шарошечных и др.) во избежание преждевременного истирания калибрующих алмазов или заклинивания долота в суженных участках ствола скважины. По внешнему виду, конфигурации, принципу действия и некоторым особенностям конструкции многие алмазные долота близки к описанным выше долотам ИСМ, особенно к истирающим.

В целом алмазные долота характеризуются монолитной конструкцией. В России выпускают четыре разновидности алмазных долот: однослойные ступенчатые и радиальные, импрегнированные радиальные и ступенчатые. Долота всех разновидностей изготовляют обоих классов, т.е. с природными и синтетическими алмазами.

Долота первого класса, оснащенные природными алмазами, выпускают трех типов (М, С, СТ).

Долота типа М (для бурения мягких пород) выполняют с однослойной укладкой алмазов в твердосплавной матрице рабочей головки, имеющей тороидально-ступенчатую форму. Алмазы для армирования этого долота

относительно крупные, но низкого (XXXIV группы) качества. Такие долота выпускают пяти размеров и пяти моделей: ДК188М6, ДК212М6, ДК241М6, ДК267М6 и ДК292М6. Литера Д в шифрах указанных моделей обозначает долото (алмазное), К — описанную разновидность долота (со ступенчатым профилем), 188 — номинальный диаметр долота в мм, М — тип долота, 6 — порядковый номер модификации.

При маркировке алмазных долот впереди их шифра наносят условный индекс предприятия-изготовителя. Московскому комбинату твердых сплавов присвоена в качестве условного индекса буква М, а ВНИИБТ — Н. За шифром указывают также заводской номер и год изготовления данного долота.

Долота типа С (для бурения средних пород) изготовляют как однослойными (той же разновидности К), так и импрегнированными. Однослойные ступенчатые долота типа С выпускают трех размеров под шифрами ДК138С6, ДК149С6 и ДК188С6, т.е. диаметрами 138, 149, 188 мм. Они оснащаются техническими алмазами XV6 группы второго класса.

Импрегнированные долота типа С характеризуются толстым (7 — 8 мм) рабочим слоем матрицы, перемешанной с овализированными алмазами XXXIV группы III категории качества. Эти долота имеют ступенчатую 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 (ДР 140СТ1): 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 СВИ-П, что означает синтетические, ВНИИТС (автор технологии) светлые (прозрачные), прочные. Эти алмазы несколько уступают природным по прочности, но вполне сравнимы с ними 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 дробленными синтетическими алмазами по толщине матрицы на 7 — 8 мм. Эти долота вы-

пускают также трех размеров моделей ДКСИ188С6, ДКСИ212С6 и ДКСИ267С6.

Импрегнированные лопастные долота с синтетическими алмазами выпускают пока только одного размера — модель ДЛСМ212С3.

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 все шарошечные инструменты, бурильные головки эффективно разрушают горные породы широкого диапазона буримости, твердости и абразивности; в меньшей степени, чем лопастные, подвержены уменьшению диаметра и по сравнению с инструментом ИСМ и алмазным имеют невысокую стоимость.

На рис. 3.18, а показаны основные углы 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.

Шарошки в бурильной головке могут быть коническими, одно-, двух- или трехконусными (рис. 3.18, а, б), в виде усеченного конуса (рис. 3.19, а),

Рис. 3.18. Шарошечные бурильные головки:

а - 1ВК295 СТ; б - ДВК; в - 2ВК214/60СТ; г - 2ВК214/60ТКЗ

Рис. 3.19. Шестишарошечные бурильные головки:

а - румынская; б - 21ВК190/80СТ; в - 10НК190/80СТЗ; г - 20НК190/80К

цилиндрическими (рис. 3.20), сферическими (рис. 3.21, а) и чечевицеобразными (рис. 3.21, б). Бурильная головка может быть выполнена с одним рабочим органом - шарошкой (см. рис. 3.21, а), с тремя (см. рис. 3.21, б), четырьмя (см. рис. 3.18, а - г), шестью (рис. 3.19, а - г), восемью (см. рис. 3.20) 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. 3.18, а, б), но и на осях.

В конструкциях, изображенных на рис. 3.18, а - г, 3.21, а и б, одна и та же шарошка, кроме разрушения кольцевого забоя, формирует керн и

Рис. 3.20. Бурильная головка 17НК187,3/80С3

Рис. 3.21. Бурильные головки:

а — одношарошечная 6ВК190/80С3;

б — трехшарошечная

стенку скважины. В конструкциях, показанных на рис. 3.19, а — г, одни шарошки (см. рис. 3.19, а) расположены ближе к оси долота, обуривают керн и разрушают прилегающую к нему центральную часть забоя, а другие (см. рис. 3.19, б—г) обращены к периферии, разбуривают наружную зону забоя и калибруют ствол скважины. Поэтому первые называют внутренними и кернообразующими шарошками, а вторые — наружными и скважинообразующими.

Вооружение шарошек может быть стальным (фрезерованным) с наплавкой твердым сплавом, вставным (штыревым) или комбинированным.

Лапы 2 (см. рис. 3.18, 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 (см. рис. 3.19, а — г).

Промысловое 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. 3.18, б). Выходные промывочные отверстия обычно располагают 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 (см. рис. 3.21, а) разработаны в СевКавНИПИнефти 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 плосковыпуклой рабочей головкой.

Штыри (зубки), расположенные на наружной поверхности шарошек, обеспечивают разрушение породы в кольцевой зоне между керном и стенкой 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 (см. рис. 3.21, б) разработаны во ВНИИБТ. В настоящее время они выпускаются серии 6ВК только второго (с твердосплавным вооружением) класса и одного типа С3.

Бурильные головки С3 предназначены для бурения скважин кольцевым забоем в средних и среднетвердых породах малой и средней абразивности (известняки и др.).

Описанные бурильные головки изготовляют следующих моделей: 6ВК190/80С3, 6ВК214/80С3, 6НК187,3/80С3.

Четырехшарошечные бурильные головки выпускаются двух классов — первого 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: 1 (1ВК) и 2 (2ВК).

Бурильные головки серии 1ВК производят трех размеров моделей 1ВК190СТ, 1ВК269СТ и 1ВК285СТ (см. рис. 3.18, 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 4. 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. 3.18, 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.

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. 3.18, 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 изготовляются серии 24НК, которая разработана также ВНИИБТ. Они 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. 3.19, б) и 21ВК214/80СТ.

Восьмишарошечные бурильные головки выпускают одного типа — МСЗ. Они предназначены для низкооборотного бурения с отбором керна в среднемягких породах (известняк, доломиты, ангидриты, мергели, переслаивающиеся с аргиллитами, алевролитами и битуминозными песчаниками). Эти бурильные головки изготовляют серии 17 (см. рис. 3.20). 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° 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, 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: 17НК187,3/80МСЗ (см. рис. 3.20) и 17ВК212,7/80МСЗ.

ЛОПАСТНЫЕ, ФРЕЗЕРНЫЕ И ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ

БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ

Лопастные бурильные головки (рис. 3.22, 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,

Рис. 3.22. Лопастные и фрезерные бурильные головки:

а — фирмы «Эй-Уан Бит энц Тул»; б — 11НК187/80МИ; в, г — румынские; 1 — корпус долота; 2 — лопасти; 3 — резцы; 4 — промывочные сопла; 5 — твердосплавные режущие инструменты; 6 — боковые промывочные сопла

бурильные головки для мягких и среднемягких пород — вставными штырями из карбида вольфрама (рис. 3.22, б).

Бурильные головки, изображенные на рис. 3.22, 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 (см. рис. 3.22, 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.

АЛМАЗНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ И БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ ИСМ

Алмазные бурильные головки по конструктивным особенностям и характеру воздействия на породу и столбик керна наиболее подходят для колонкового бурения.

По технологии изготовления, расположению алмазов и промывочных канавок они имеют много общего с алмазными долотами, поэтому могут быть классифицированы на те же два класса — с природными и искусственными (синтетическими) алмазами и примерно на те же основные разновидности: радиальную (рис. 3.23, а), радиально-ступенчатую (рис. 3.23, б)

Рис. 3.23. Алмазные бурильные головки основных Рис. 3.24. Отечественные алмазные разновидностей:бурильные головки:а — С20; б — С23; в — С22а — для колонковых снарядов сосъемным керноприемником; б — дляРис. 3.23. Алмазные бурильные головки основных Рис. 3.24. Отечественные алмазные разновидностей:бурильные головки:а — С20; б — С23; в — С22а — для колонковых снарядов сосъемным керноприемником; б — дляснарядов с несъемным керноприемником; D — номинальный наружный диаметр бурильной головки; d — диаметр кернообразующего отверстия

Рис. 3.23. Алмазные бурильные головки основных Рис. 3.24. Отечественные алмазные разновидностей:бурильные головки:

а — С20; б — С23; в — С22а — для колонковых снарядов со

съемным керноприемником; б — для

Рис. 3.23. Алмазные бурильные головки основных Рис. 3.24. Отечественные алмазные разновидностей:бурильные головки:

а — С20; б — С23; в — С22а — для колонковых снарядов со

съемным керноприемником; б — для

и спиральную (рис. 3.23, 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.

Изготовляют три разновидности бурильных головок первого класса (с природными алмазами): однослойные радиальные, однослойные ступенчатые и импрегнированные.

Рис. 3.25. Бурильная головка ИСМРис. 3.25. Бурильная головка ИСМБурильные головки для колонковых снарядов со съемным керноприемником (грунтоноской) изготовляются с ниппельной наружной присоединительной резьбой (рис. 3.24, а), а бурильные головки для колонковых снарядов с несъемным керноприемником — с муфтовой внутренней резьбой (рис. 3.24, б).

Рис. 3.25. Бурильная головка ИСМ

Рис. 3.25. Бурильная головка ИСМ

Бурильные головки ИСМ, вооруженные вставками со сверхтвердым материалом славутич, выпускаются в настоящее время одной и той же разновидности (рис. 3.25) и одного типа МС (для бурения с отбором керна в среднемягких породах).

Эти бурильные головки армируют вставками 1 со славутичем по наружной рабочей поверхности шести лопастевидных рабочих органов 3, составляющих единое целое с продолговатым полым корпусом 2, а также по внутренней центральной части, формирующей керн.

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 (%), 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: Р1, Р2 — для роторного бурения соответственно со съемным (извлекаемым по бурильным трубам) и с несъемным керноприемниками; Т1, Т2 — 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. 3.26, а).

Устройства второго типа изготовляют с невращающимся керноприемником, подвешенным на одном или нескольких подшипниках, и с надежными кернорвателями и кернодержателями. К устройствам этого типа относятся керноотборный снаряд СК164 (рис. 3.26, б), КК, К и др.

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 СНГ изготовляют серийно керноприемные устройства разновидностей Р2, Т1 и Т2 (ГОСТ 21949 — 76 предусматривает выпуск устройств только Р1, Т1 и Т2). Разновидность Р2 выпускают двух типов.

Керноприемное устройство Р2 первого типа производится в единст-

Рис. 3.26. Керноприемные устройства:

а — снаряд «Недра» КД11М-190/80; б — СК164/80

венной модификации — в виде снаряда «Недра» одной модели КД11М- 190/80 — для отбора керна диаметром 80 мм.

Колонковый снаряд «Недра» (разработан во ВНИИБТ) состоит из двух, трех секций или более длиной по 5 м. В его состав входит корпус 1 (см. рис. 3.26, 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 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 СК164/80 (Павловский машиностроительный завод им. Мясникова), т.е. с наружным диаметром корпуса 164 мм и диаметром керноприемного отверстия 80 мм. Этот снаряд состоит из верхнего 1 и нижнего 9 переводников (см. рис. 3.26, 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 диаметрами 188, 212, 241 или 267 мм. Этот снаряд должен постепенно заменяться унифицированным снарядом КД11М-190/80.

Инструмент модификации СКУ конструктивно представляет собой видоизмененный снаряд «Недра». Серийно выпускается керноприемный инструмент разновидности Т1 (КТД3 и КТД4С) четырех моделей: КТД3-240, КТД4С-240, КТД4С-195 и КТД4С-172.

Инструмент КТД3-240 выпускается односекционным и 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 диаметрами 269,9 и 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 КТД3 и КТД4 представляют собой видоизмененный секционный (с полым валом) турбобур, т.е. этот инструмент относится к гидравлическим забойным двигателям.

Для бурения с несъемной грунтоноской во ВНИИБТ был разработан и изготовляется колонковый шпиндель (ШУК 172), присоединяемый к нижней секции турбобура. Он представляет собой отдельную часть турбобура.

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.

РАСШИРИТЕЛИ

Расширители ствола буровых 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 предраз- рушения, 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 Российской Федерации 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 авторами 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, двухъярусные и многоярусные расширители.

Для расширения ствола скважины под башмаком обсадной колонны и в других случаях используют раздвижные расширители. В СНГ организовано серийное производство трехшарошечных расширителей-калибраторов одного типа РШ, семи размеров, диаметрами 243 — 490 мм для нефтяных и газовых скважин.

КАЛИБРУЮЩЕ-ЦЕНТРИРУЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ

Калибрующе-центрирующий инструмент, в отличие из 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 равняться одному-двум диаметрам 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 и 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 калиб- рующе-центрирующий инструмент, у которого рабочие 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 выпускают калибраторы одной серии (ИТС), одного типа (С), двух модификаций (С2 и С3), трех моделей: СТС188С3, СТС212С3 и СТС292С2. Их применяют вместе с алмазными долотами.

В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации С3 — выфрезеровывают 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 С3 — выфрезеровывают 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.

Выпускают две модели планочных калибраторов, оснащенных славутичем: ИСМ188К и ИСМ212К. Они применяются при бурении с долотами ИСМ.

Разработанные Азинмашем стабилизаторы, иначе названные расширителями-калибраторами РЗЛ, выпускаются двух моделей: 1-РЗЛ-269 (наружный диаметр 169 мм) и 1-РЗЛ-394 (диаметр 394 мм).

Спиральные (лопастные) калибраторы изготовляют двух типов (СТ и СТК), трех модификаций (5КС, 10КС и 11КС). 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. Выпускают две модели калибраторов 10КС: 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 11КС отличаются от калибраторов 10КС тем, что изготовляются со сменной муфтой. Выпускают одну модель этих калибраторов - 11КС295,3СТК.

Глава 4

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай — разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически неприменяемое) и дробовое (применяется редко) бурение.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим 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.

Различают: роторное бурение, — когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности; турбинное бурение и бурение с использованием электробура, — когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом. Поток бурового раствора, кроме известных функций, выполняет функции источника энергии.

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин и используются повсеместно. Особенно широко используется турбинный способ бурения в России.

ЗАБОЙНЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ДВИГАТЕЛИ

В основе турбинного бурения лежит применение забойного турбинного гидравлического двигателя. Гидравлическим двигателем принято называть машину, которая преобразовывает энергию потока жидкости (бурового раствора) в механическую энергию ведомого звена — вала или штока.

По принципу действия различают гидравлические двигатели объемного (гидростатического) типа и гидродинамические двигатели.

Объемные двигатели работают под действием 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 может быть выполнен в виде поршня, пластины, зуба шестерен или ротора. В объемных гидравлических двигателях ведомое звено может совершать как циклическое возвратно-поступательное или возвратно-поворотное, так и непрерывное движение.

Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками:

наличием рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины, при этом жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно из-за изменения объема камеры или скачкообразно вследствие сообщения камеры с выходом;

несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения 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 характеризуются также тремя особенностями:

рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемого жидкостью;

в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости;

взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер.

ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ. ТУРБОБУРЫ

В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению 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, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят 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. Капе- люшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш- никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема 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, 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 Stratopax.

Современный турбобур должен обеспечивать:

Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см площади забоя.

Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с-1 для шарошечных и 7-10 с-1 для алмазных долот.

Максимально возможный КПД.

Срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

Наработку на отказ не менее 300 ч.

Долговечность не менее 2000 ч.

Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

Гашение вибраций бурильного инструмента.

Экономию приведенных 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 для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.

В начале 50-х гг. в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух — трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивали с помощью конической резьбы, а их валы соединяли сначала

конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевую опору вынесли в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.

Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) 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, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанеся- ном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура типа 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша 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 около 2,5... 5 с-1 [2]. Это привело к созданию целого 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 полным валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.

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.

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. 4.1). В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

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, лопаточный венец, изготовлена методом точного литья.

Рис. 4.1. Шпиндельный унифицированный турбобур типа ЗТСШ1

Шифр турбобура

Тип турбины

Число ступеней турбины, шт.

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmax, с

Перепад давления, МПа

Длина, м

Масса, кг

Диаметр, мм

ЗТСШ1-240

30/16,5

315

32

2648

7,4

5,5

23,3

5975

240

ЗТСШ1-195

26/16,5

330

30

1481

6,6

3,9

25,7

4790

195

ЗТСШ1-195ТЛ

24/18

318

40

1746

5,9

2,9

25,7

4325

195

ЗТСША-195ТЛ

21/16,5

327

30

1961

12,1

6,5

25,9

4745

195

ЗТСШ1-172

28/16

336

25

1765

10,4

8,8

25,4

3530

172

Примечание. Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

В качестве запасного комплекта к турбобурам ЗТСШ1-195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточный венец которой выполнен из пластмассы.

Технические характеристики секционных унифицированных шпиндельных турбобуров ЗТСШ1 приведены в табл. 4.1.

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 Минхиммаша выпускают турбобуры АГТШ с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя (рис. 4.2). Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную 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. Величина тормозящего момента пропорциональна частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикопод-

Т абли ца 4.2

Шифр турбобура

Тип турбины

Число ступеней турбины, шт.

Число ступеней ГТ, шт.

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmax, с-

Перепад давления при

Nmax, МПа

Длина, м

Масса, кг

Диаметр, мм

А9ГТШ

А9К5Са

210

99

45

3060

4,9

5,5

23,3

6165

240

А7ГТШ

А7Н4С

228

114

30

1814

6,0

6,9

24,9

4425

195

А6ГТШ

А6К3С

240

75

20

779

6,0

4,5

24,5

2960

164

Примечание. Nmax 1000 кг/м3.

— максимальная мощность турбобура. Плотность

жидкости —

Рис. 4.2. Турбобур с системой гидроторможения типа А7ГТШ и А9ГТШ

шипник серии 128 000. В качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Технические характеристики высокомоментных турбобуров типа АГТШ приведены в табл. 4.2.

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 маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяют многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти —

Рис. 4.3. Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением

шести 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.

В дальнейшем усовершенствованные многосекционные турбобуры испытывались при бурении глубоких скважин в РФ и за рубежом как с отечественными, так и с американскими долотами. Стойкость шарошечных долот производства США составляла 15 — 60 ч.

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 надежнее, но и долговечнее, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД (рис. 4.3), которыми в скором времени будут оснащаться серийно выпускаемые турбобуры.

Многосекционный турбобур является дорогой машиной, поэтому его срок службы до списания должен быть увеличен

не менее чем

до 2000 ч. Результаты испытаний таких турбобуров со

шпинделями типа ШФД показали, что их долговечность составляет

2000-4000 ч.

Энергетическая характеристика многосекционного турбобура может

Тип сборки турбобура

Количество турбинных секций

Число ступеней турбины

Число ступеней ГТ

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmax, с-1

Перепад давления при

Nmax, МПа

Длина турбобура, м

Диаметр турбобура, мм

5А9ГТШ

5

315

210

32

2221

3,4

6,2

42

240

6А7ГТШ

6

348

348

26

1893

4,3

10,4

49

195

6ТСШ1-195ТЛ

6

636

30

1742

4,4

3,4

49

195

5А6Ш

5

630

18

1575

8,1

9,8

40

164

Таблица 4.3

Примечание. Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

формироваться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

В табл. 4.3 приведена техническая характеристика современных многосекционных турбобуров, собираемых из серийно выпускаемых машин типов АГТШ и ТСШ1.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение количества 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 того чтобы упростить эти операции и сделать секции взаимозаменяемыми, разработали конструкцию турбобура с независимой подвеской.

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 динамическую составляющую, 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 наработка турбинной секции на отказ укладывается в диапазон 120-350 ч.

В тяжелых условиях работает упорный подшипник шпинделя. 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 примерно 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 (обойма, шары).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

В табл. 4.4 приводится характеристика трехсекционного турбобура А7ГТШМ.

Таблица 4.4

Число ступеней турбины

Число ступеней ГТ

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmax, с-1

Перепад давления при Nmax, МПа

249

Примеч 1000 кг/м3.

66 ание. Nmax -

28 максимальная

1800 мощность турбс

5,2

бура. Плотност

7

ь жидкости -

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающими статорами имеют те же преимущества, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя во вторых 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, которые не имеют проставочных 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 серийных турбобуров. Недостатком этой конструкции является 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.

Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором прошли промышленные испытания в Главтюменнефтегазгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций — более 500 ч.

В табл. 4.5 приведены технические характеристики турбобуров с плавающим статором с диаметром корпуса 195 мм (ЗТСШ1М1-195) и 172 мм (ТПС-172).

Таблица 4.5

Тип турбобура

Число ступеней турбины

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент при Nmax, Н-м

Частота вращения при Nmaxr с

Перепад давления, МПа

ТПС-172

435

25

2100

7,5

6,57

ЗТСШ1М1-195

455

30

2875

6,85

5,97

Примечание. Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

Турбобур с полым валом

Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 4.4), 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.

Рис. 4.4. Турбобур с полым валом

Как видно из рис. 4.4, 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 соблюдаются 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 серии 128 000. При 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 переводникеэтого на нижнем переводникетурбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала — удлинитель соответствующей длины, так, чтобы не изменять ратурбинной 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.

этого на нижнем переводнике

этого на нижнем переводнике

турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала — удлинитель соответствующей длины, так, чтобы не изменять ра

турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала — удлинитель соответствующей длины, так, чтобы не изменять ра

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давлений в 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 ПО-50 по ТУ 39-020 — 75 и торпеды, например, ТШ-35,

Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опоТурбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опо

Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опо

Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опо

Шифр турбобура

Число ступеней турбины

Расход жидкости через турбину, л/с

Крутящий момент при N■ Н-м

Частота вращения при Nтах, с 1

Перепад давления, МПа

Диаметр долота, мм

ТПВ 240

552

30

2800

5,7

6,7

311; 295,3; 269,9

А7ПВ

588

22

1600

4,9

4,9

215,9; 212,2

ТПВ 178

552

17

1200

7,6

10

215,9; 212,2

Примечание. Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726-75, ТУ-25-04-2702 - 75 или ТДШ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137-73 и ТУ 39/5-138-73;

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.

В табл. 4.6 приведены технические характеристики турбобуров с полым валом.

Турбобур с редуктором-вставкой

рами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенном по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепаде давлений.

Маслонаполненный редуктор-вставка (рис. 4.5) применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров.

Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, имеет планетарную передачу и систему 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 является автономным узлом, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетиче-

Рис. 4.5. Герметизированный маслонаполненный шпиндель

Тип турбинной секции

Количество турбинных секций

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент, Н-м

Перепад давления, МПа

предельный

при Nmax

ЗТСША-195ТЛ

1

24

4826

2413

2,7

ЗТСШ1-195

1

40

4806

2403

3,6

А7ТШ

1

30

3650

1825

3

Примечание. Nmax — максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости — 1000 кг/м3.

ские характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 4.7.

Турбины современных турбобуров

Турбина турбобура является преобразователем гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала.

Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов — с валом турбобура.

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент определяется по формуле Эйлера

M = Qрr(Ciu - C2u)z,(4.1)

где Q — расход жидкости; р — плотность жидкости; r — средний радиус турбины; С 1 u, C2u — 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 определяется по формуле рэ = ри2 z,(4.2)

где и — 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 = M т [1 - n 1,(4.3)

I n x )

где Мт — тормозной (предельный) крутящий момент; п — частота вращения ротора; пх — частота вращения ротора на холостом режиме (предельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и коэффициента полезного действия (КПД) от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Энергетическая характеристика приведена на рис. 4.6. Как видно из графиков, характеристика турбины турбобура — сериесная. Однако это не означает, что работа турбобура может осуществляться 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».

«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из ко-

Рис. 4.6. Энергетическая характеристика турбины турбобура:

М — крутящий момент; Мт — тормозной момент; N — мощность; N, — максимальная мощность; р — перепад давления; n — частота вращения; nэ, nх, nо — частота вращения соответственно на экстремальном, холостом и оптимальном режимах; п - КПД; По - максимальный КПД

торых 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 неравномерностей подачи бурильного 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 и чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен приближаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем ниже должна быть холостая частота его вращения.

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент, и перепад давления на режиме максимальной мощности:

M = 2п Qрr2n z; (4.4)

p = 4п 2рr2 rz, (4.5)

η

где р — перепад давления на турбине; п — максимальный КПД.

При пересчете параметров характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями

n ~ Q; M ~ Q; p ~ Q2; N ~ Q3; ninv Q;

ninv р; м ~ р; p ~ р; n ~ р; ninv р; (4.6) ninv z; м ~ z; p ~ z; N ~ z; ninv z,

где N — мощность турбины.

Тип турбины

Диаметр турбобура, мм

Расход раствора, л/с

Тормозной момент, Н-м

Частота вращения холостого хода, с-1

Перепад давления, МПа

Максимальный КПД, %

рабочий

максимальный

30/16,5-240

240

40

24,58

17,3

0,0262

0,0262

63,8

А9К5Са

240

40

22,02

14,0

0,0252

0,0324

40,4

26/16,5-196

195

28

8,07

13,9

0,0113

0,0113

55,3

А7Н4С

195

28

12,59

18,5

0,0287

0,0363

40,5

24/18-195ТЛ

195

28

4,74

8,2

0,0048

0,0048

47,4

24/18-195ТПК

195

28

5,63

8,1

0,0057

0,0057

42,3

А7П3

195

28

16,77

18,3

0,0320

0,0363

38,2

А7П36К

195

28

17,69

19,8

0,0259

0,0296

52,8

21/16,5-195АТЛ

195

28

16,32

23,2

0,0263

0,0341

70,6

ТД-195АТЛ

195

28

16,92

29,2

0,0395

0,0433

65,6

Т195К

195

28

9,50

13,8

0,0139

0,0139

50,8

28/16-172

172

24

8,22

20,5

0,0239

0,0239

44,2

А6К3С

164

20

6,22

18,1

0,0194

0,0232

39,8

Примечание. Количество ступеней — 1. Плотность бурового раствора — 1000 кг/м3 (техническая вода).

Турбины турбобуров изготавливают 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. В табл. 4.8 даны основные параметры стендовых энергетических характеристик серийных и некоторых опытных турбин турбобуров, выпускаемых промышленностью.

Проектирование характеристики турбобура

Для эффективного применения турбобура необходимо правильно спроектировать его энергетическую характеристику. При этом следует руководствоваться следующими общими положениями.

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.

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.

При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно сработать 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 пра-

вильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при сработке в долоте перепада давления в 5 МПа.

При турбинном бурении целесообразно использовать осевые нагрузки на долото, составляющие 60 — 80 % тех, которые имеются при роторном способе бурения аналогичных разрезов.

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 физико-механическим свойствам проходимых пород, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого бурового оборудования. Формирование необходимой характеристики осуществляется за счет использования рационального соотношения турбин и решеток ГТ.

Проектирование характеристики турбобура следует начинать с определения так называемого «удельного» крутящего момента на долоте т, выражающего функциональную связь между осевой нагрузкой на долото и крутящим моментом, необходимым для вращения долота:

m = M/ G, (4.7)

где т — удельный момент, м; М — крутящий момент, Н-м; G — осевая нагрузка на долото, Н.

Удельные моменты для различных районов бурения и типоразмеров долот определены в результате испытаний турбобуров и электробуров и приводятся во многих источниках.

После определения т находят потребный крутящий момент турбобура на экстремальном режиме

M = mG. (4.8)

При этом нагрузку на долото G выбирают, исходя из типоразмера долота, физико-механических свойств разбуриваемых пород и других факторов.

Зная значение М, можно определить тормозной момент турбобура:

Мт = 2 М. (4.9)

Расход бурового раствора определяют, исходя из возможностей насосной группы буровой установки и имеющегося бурильного инструмента. На рис. 4.7 показаны совмещенные характеристики бурового насоса (1) и гидравлического тракта «манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина» (2) без учета турбобура. Гидравлическая характеристика насоса строится по паспортным данным, а для манифольда, бурильной колонны, долота и кольцевого пространства скважины определяется расчетным путем или экспериментально.

Точка пересечения кривых 1 и 2 определяет предельные возможности данного бурового насоса. Расход бурового раствора Qmax, соответствующий этой точке, является предельным (не оптимальным) при бурении данной скважины роторным способом. Для создания необходимой эффективной характеристики турбобура рекомендуется использовать значения расхода Q, составляющие 60 — 80 % Qmax. Выбранное значение Q в большинстве случаев не должно превышать 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя скважины.

Рис. 4.7. Совмещенные гидравлические характеристики бурового насоса (7) и гидравлического тракта «манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина» (2)

Если в распоряжении проектировщика не имеется специальных типов турбин, то они выбираются из серийных, выпускаемых машиностроительными заводами. Пересчет параметров характеристики турбобура со стендовых данных производится по формулам (4.6).

При практических расчетах допускается не учитывать потери крутящего момента турбобура в шпинделе и в радиальных опорах секций, так как серийный турбобур обычно работает в зоне, близкой к разгрузке осевой опоры, где эти потери не очень значительны.

Потери давления в проточных каналах турбобура (без учета турбины) при расходе воды, равном 20 л/с, для турбобуров диаметром 164 и 172 мм составляют 0,7 МПа; для турбобуров диаметром 195 мм — 0,4 МПа и для турбобуров диаметром 240 мм — 0,2 МПа.

Работа турбобура считается устойчивой до тех пор, пока обеспечивается как минимум двойной запас тормозного момента по сравнению с рабочим, хотя этот вопрос изучен в недостаточной степени. Регулирование рабочей частоты вращения осуществляется изложенными выше способами. Расчеты ведутся по формулам (4.1) — (4.7).

Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число должно округляться для того, чтобы соответствовать целому количеству турбинных секций.

Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирается тот вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или тот, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.

4.1.2. ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

История создания винтовых забойных двигателей

Начиная с 40-х годов в б. СССР основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлся многоступенчатый турбобур.

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 и по мере совершенствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного способа бурения в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания проходки за рейс долота — 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 долбление в США составила 350 м, в то время как в б. СССР этот показатель не превышал 90 м.

Серьезное отставание в проходке за долбление было связано с тем, что в те годы отечественная практика бурения базировалась на высокоскоростном режиме бурения с применением многоступенчатых безредуктор- ных турбобуров, характеристики которых не позволяли получать частоты вращения менее 400 — 500 об/мин с обеспечением необходимых крутящих моментов и приемлемого уровня давления насосов, и как следствие эффективно использовать революционные усовершенствования шарошечных долот (с прецизионными маслонаполненными опорами и твердосплавным вооружением). В связи с этим перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании техники для низкооборотного бурения.

Перед советской нефтяной промышленностью встала дилемма: либо переходить к роторному бурению, либо создать низкооборотный забойный двигатель.

К этому времени в б. СССР имелись определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.). Однако технически, экономически и психологически нефтяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной поддержки турбинного бурения существенно отстала от мирового уровня техника роторного бурения: не имелось бурильных труб и буровых установок высокого технического уровня.

Переход на роторный способ бурения в основных регионах страны снизил бы темпы развития отрасли, так как промышленность не располагала необходимыми средствами для строительства новых заводов и эксплуатационных баз или закупки за рубежом новых технологий.

Таким образом определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей.

Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических машин, каким являются турбобуры, к объемным.

Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение,

оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муа- но, относящийся к планетарно-роторному типу гидромашин.

Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (ВЗД) начались в США и б. СССР в середине 60-х годов.

Американские специалисты фирмы «Smith Tool» разработали ВЗД (на западе их называют PDM — positive displacement motors) для наклонно направленного бурения как альтернативу турбобурам, а в нашей стране, родине турбинного бурения — они служат техническим средством для привода низкооборотных долот.

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. Меньшениным нового типа ВЗД, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, исполняющего функцию планетарного редуктора.

В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Бал- денко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, А.М. 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.

Характеристики двигателя должны обеспечивать:

высокий уровень крутящего момента (3 кН-м и более для долот диаметром 215 — 243 мм);

частоту вращения выходного вала в диапазоне 100 — 200 об/мин для шарошечных долот и 500 — 800 об/мин для 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.

Рабочие элементы и другие узлы двигателя должны быть износо- и термостойкими, что позволяет использовать буровой раствор любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов.

Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечить:

стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;

возможность искривления корпуса двигателя при наклонно направленном бурении;

возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать:

проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритные;

эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин;

использование стандартного ловильного инструмента.

Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соответствуют ВЗД с многозаходными рабочими элементами.

Принцип действия ВЗД

Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим

машинам.машинам.Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:

машинам.

машинам.

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.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 4.8.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя вырабатывается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО взаимно замыкаясь, разобщают область высокого давления и область низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогичны поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигателя.

Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных от областей высокого и

Рис. 4.8. Упрощенная схема двигателя:

1 — корпус, 2 — ротор; 3 — вал; 4, 5 — осевой и радиальный подшипники; 6 — долото

Рис. 4.9. Рабочие органы ВГМ:

а — продольный разрез; б — поперечный разрез

низкого давлений (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий (рис. 4.9):

число зубьев Z1 наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев Z2 внутреннего элемента (ротора): Z 1 = Z2 + + 1;

отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев: T/1 = Z 1/Z2;

длина РО L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента: L > T;

профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте между собой в любой фазе зацепления.

Кинематические отношения ВГМ

Отличительным параметром ВГМ, во многом определяющим его выходные характеристики, является число зубьев РО, называемое кинематическим отношением i:

i = Z2 - Zi.

Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО равна числу заходов внутреннего элемента Z2 и определяет рабочий объем ВГМ

V = Z2 S T,

где S — площадь живого сечения РО.

Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 4.10), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обосновании выбора РО ВЗД.

Рис. 4.10. Зависимость момента и частоты вращения ВЗД от кинематического отношения i рабочих элементов (D, Q, P - const)

Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели как с однозаходным ротором, так и с многозаходны- ми РО.

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. 4.9). Они создавались на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров и в них использовались апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др.

Таблица 4.9

Винтовые забойные двигатели для бурения и капитального ремонта скважин (второе поколение двигателей - 80-е годы)

Марка двигателя

Диаметр, мм

Длина, мм

Шаг статора, мм

Число шагов

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент, Н-м

Частота вращения, с-1

Перепад давления, 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

Д1-27

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

10 000-14 000

1,2-2,2

6,0-8,0

Рис. 4.11. Винтовой забойный двигатель ДЗ-172:

1 — статор; 2 — ротор; 3 — гибкий вал; 4, 5 — корпусные переводники; 6 — корпус; 7 — вал; 8, 9 — осевая и радиальная опоры; 10 — наддолотный переводник

В то же время специфические узлы и детали двигателей (рабочие органы, 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. 4.11 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух секций: силовой и шпиндельной.

Конусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы — с помощью конусных, конусношлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя — переливной клапан, как правило, размещается в автономном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны.

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 наружным диаметром от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин.

Обладая рядом конструктивных особенностей и рациональным критерием эффективности М/n, двигатели этой серии, в отличие от турбобуров, эффективно используются в различных технологиях наклонно направлен-

Табли ца 4.10

Винтовые забойные двигатели для бурения горизонтальных скважин, дополнительных стволов и капитального ремонта (новая серия — разработки 90-х годов)

Марка двигателя

Диаметр, мм

Длина, мм

Шаг статора, мм

Число шагов

Расход жидкости, л/с

Крутящий момент, Н-м

Частота вращения, с-1

Перепад давления, МПа

общая

нижнего плеча

Д-48

48

1850

200

3

0,5-1,5

60-80

4,1-6,7

4,0-5,0

ДГ-60

60

2550

1350

225

3

1-2

70-100

3,0-6,0

4,5-5,5

Д-95

95

2855

630

2

6-10

600 - 900

2,0-3,3

4,5-6,0

Д-295

95

3580

630

3

6-10

900-1200

2,0-3,3

6,0-9,0

Д-595

95

3580

945

2

6-10

900-1400

1,3-2,2

4,5-6,0

ДГ-95

95

2680

530

630

2

6-10

600 - 900

2,0-3,3

4,5-6,0

Д-108

108

2930

640

2

6-12

800-1300

1,3-2,5

3,5-5,5

Д2-108

108

3690

640

3

6-12

1200-1800

1,3-2,5

5,0-7,5

Д5-108

108

3690

880

2

6-12

1300-1900

0,8-1,6

3,5-5,5

ДГ-108

108

2600

620

640

2

6-12

800-1300

1,3-2,5

3,5-5,5

ДК-108-I

108

5000

975

1,5

3-6

2000-2700

0,3-0,65

5,5-7,5

ДК-108-II

108

3000

640

2

6-12

800-1300

1,3-2,5

3,5-5,5

ДК-108-III

108

3000

625

2

6-12

500 - 800

1,9-3,8

3,0-5,0

ДГ-155

155

4330

1600

680

3

24-30

3500 - 4000

2,2-2,7

6,5-7,5

ного 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 90-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60—172 мм (табл. 4.10) для проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов. При проектировании этой серии двигателей использовался двадцатипятилетний 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 секций, при этом силовая секция, как правило, двухшаговая, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;

уменьшенный наружный диаметр (108 против 120 мм; 155 против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД, обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;

многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный переводник, регулируемый переводник, корпусные шарниры с одной или двумя степенями 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.

Технические характеристики двигателей серии ДГ представлены в табл. 4.10.

Двигатели для ремонта скважин

Двигатели, применяемые для ремонта нефтяных и газовых скважин, выпускаются под шифром Д с наружным диаметром 108 мм и менее (см. табл. 4.10). Диапазон наружных диаметров, конструкция двигателей, а также их характеристики позволяют использовать эти машины для всевозможных буровых работ при 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 эксплуатационных.

При проведении капитального ремонта внутри колонны можно использовать также двигатель Д1-127.

По своей конструкции ВЗД для ремонта скважин принципиально не отличаются от двигателей общего назначения.

По заказу РАО «Газпром» ВНИИБТ разработан многофункциональный двигатель ДК-108, особенностью которого является 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.

Турбовинтовые двигатели

В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем — турбовинтовым двигателем (ТВД).

Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Г. Гусмана, Д.Ф. Болденко, 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 погрузке двигателя), типичную для ВЗД.

Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам; в нем 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. Кроме того, упрощены силы, возникающие в винтовой паре, практически не воспринимаются долотом.

Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.

Элементы конструкций двигателей и их компоновок

Рабочие элементы. 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 (преиму-

щественно 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 составляет 2 — 3 шага статора. Наиболее перспективна монолитная конструкции 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 существенно влияет на характеристики и долговечность двигателя.

Шпиндель. 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 к конструированию забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.

Шпиндель является одним 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 используются радиально-упорные подшипники качения:

с коническими дорожками качения (серия 128700), используемые в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;

с тороидными дорожками качения (серия 296000), используемые в двигателях с наружными диаметрами 85, 88 и 127 мм;

с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ШШО (серия 538900), используются 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 располагают непосредственно на валу.

Детали подшипников качения выполняются из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-1-3189 — 81) с пределом твердости от = 1100 МПа и ударной вязкостью а = 800 кДж/м2. Твердость колец, контактирующих с шарами — 45 — 47 ед. HRC, а самих шаров — 58 — 62 ед. 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 ед. HRC.

Радиальные подшипники шпинделя в большинстве случаев представлены парой трения скольжения «резина — металл». Неподвижный элемент выполняется в виде резинометаллической детали, рабочая эластичная поверхность которой имеет профильные канавки. Ответственная 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 является одним из самых недолговечных, определяющих межремонтный период двигателя в целом.

Соединение ротора ВЗД и вала шпинделя. Это один из основных узлов двигателя, определяющий долговечность и надежность гидромашины в целом.

Механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концен- трично 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.

В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение между двумя несоосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в ВЗД является связующим звеном с ротором, совершающим планетарное движение, причем за один оборот выходного вала ротор Z 1 поворачивается вокруг своей оси, соответственно совершая Z 1 циклов переменных напряжений.

Эти обстоятельства предопределяют повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаход- ных ВЗД.

Своеобразные условия работы соединения и невозможность переноса напрямую из других отраслей техники готового технического решения предопределили многообразие компоновок этого узла. Принципиально могут быть использованы четыре типа соединений на базе:

деформации одного или нескольких элементов конструкции;

обеспечения свободы перемещения ротора за счет введения элементов с относительно большим люфтом;

шарнирных соединений;

гибкого вала (торсиона).

Первый и второй тип соединения из-за существенных удельных нагрузок в ВЗД не нашли применения.

Шарнирные соединения ВЗД. Они 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 700 кгс-м (68600 Н-м) 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. 4.12).

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 и впервые в практике проектирования ВЗД предложил конструкцию гибкого вала, защищенную патентами СССР и других стран.

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 с отношением радиуса галтели к диаметру вала в пределах от 0,1 до 0,2. Типичные конструкции гибких валов приведены на рис. 4.13.

Рис. 4.12. Уплотнение сильфонного и манжетного типов

Рис. 4.13. Конструкция гибких валов

Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримом с ресурсом корпусных деталей двигателя, а также возможностью реализации различных компоновок двигателей.

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 итоге 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 зависимости 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. Статические характеристики ВЗД можно условно классифицировать как стендовые и нагрузочные. Стендо-

вые характеристики (как функции от крутящего момента) определяют в результате испытаний гидродвигателя. Нагрузочные характеристики (как функции от осевой нагрузки) чаще всего рассчитывают по стендовым для конкретных условий бурения.

Типичные стендовые характеристики винтового двигателя представлены на рис. 4.14. 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 п имеют экстремальный характер.

Различают четыре основных режима: холостой (М = 0); оптимальный (максимального КПД); экстремальный (максимальной мощности) и тормозной (п = 0).

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.

Влияние различных факторов на характеристики ВЗД

ВЛИЯНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОЧИХ ОРГАНОВ

Кинематическое отношение i. При заданных расходах жидкости и контурном диаметре кинематическое отношение оказывает определяющее влияние на характеристики ВЗД. Из рис. 4.10 видно, что многозаходные

ВЗД обладают повышенным крутящим моментом при низкой частоте вращения, т.е. обладают высоким значением критерия эффективности М/п, определяющего показатели процесса бурения. Хотя по своему КПД много- заходные ВЗД немного уступают двигателям с однозаходным ротором, в целом КПД гидродвигателей с различными значениями i остается на одном уровне.

Контурный диаметр DK. При заданном кинематическом отношении увеличение контурного диаметра РО приводит к возрастанию рабочего объема ВЗД и соответственному изменению его характеристик. Вместе с тем, возможность варьирования Dк на стадии проектирования ограничена, поскольку исходным параметром является диаметр скважины.

Шаги РО (Т, t). При заданных Dк и Q характеристики ВЗД можно изменять путем изменения шагов винтовых поверхностей статора Т и ротора t. С увеличением шагов возрастает рабочий объем V и критерий эффективности М/п гидродвигателя. При выборе шагов РО необходимо учитывать, что увеличение Т приводит к увеличению длины РО и общей длины гидродвигателя (это усложняет технологию изготовления РО и снижает эффективность использования ВЗД в наклонно направленном и горизонтальном бурении); снижение Т может привести к выходу из оптимального диапазона изменения коэффициента формы поверхности и ухудшению пусковых свойств двигателя (возможность незапуска).

Число шагов РО к. Влияние числа шагов (длины) РО на характеристики в первую очередь связано с изменением числа камер, отделяющих вход и выход гидромашины.

Результаты исследований (рис. 4.15) показали, что с уменьшением длины ротора существенно снижаются такие показатели экстремального режима, как крутящий момент, мощность и перепад давления, а также тормозной момент.

Данные эксперименты подтверждают целесообразность применения многошаговых конструкций РО с целью повышения крутящего момента и мощности ВЗД. Опыт эксплуатации двигателей показывает, что применение многошаговых пар также обеспечивает существенное увеличение их стойкости.

Натяг в паре а. Натяг в РО влияет на объемные и механические потери ВЗД. С увеличением а объемные потери снижаются, а механические возрастают.

Рис. 4.15. Влияние числа шагов рабочих элементов на характеристику ВЗД:

1, 2, 3 — рабочие элементы делают соответственно два, четыре и шесть шагов

Рис. 4.16. Влияние натяга в рабочих элементах на характеристику ВЗД: 1 — зазор 0,15 мм; 2, 3, 4 — натяг соответственно 0; 0,15 и 0,3 мм

Исследования влияния натяга в паре на характеристики ВЗД, например при испытаниях двигателя Д1-195 в интервале от зазора 0,9 мм до натяга 0,6 мм, продемонстрировали, что с уменьшением натяга характеристика p — М становится более «мягкой» (рис. 4.16): снижается тормозной момент и перепад давлений, крутящий момент в экстремальном режиме. Вследствие возрастания утечек при уменьшении натяга (увеличении зазора) снижается частота вращения и перепад давления в холостом режиме. При уменьшении о частота вращения в номинальном режиме (для двигателя Д1-195 номинальный крутящий момент принят равным 4 кН-м) существенно снижается (в 2 — 3 раза при зазоре 0,6 мм по сравнению с натягом 0,3 — 0,6 мм). Перепад давления в номинальном режиме мало зависит от натяга. При уменьшении натяга снижаются амплитуда поперечных колебаний корпуса двигателя и динамические нагрузки в РО и опорах шпинделя.

По мере износа РО, что равносильно снижению натяга или появлению зазора в паре, рекомендуется в процессе бурения увеличивать расход жидкости.

Влияние расхода жидкости

Расход жидкости Q — один из параметров режима бурения. Чаще всего возможный диапазон изменения Q определяют исходя из технологии бурения скважины и задают конструктору ВЗД вместе с другими исходными данными.

Стендовые испытания ВЗД различных типоразмеров показывают, что с увеличением расхода (рис. 4.17) повышаются как тормозной момент и перепад давления, так и мощность, крутящий момент, частота вращения и

р, МПа; М, кН-мр, МПа; М, кН-мРис. 4.17. Влияние расхода бурового раствора на характеристику ВЗД (рабочий режим)

р, МПа; М, кН-м

р, МПа; М, кН-м

перепад давления в экстремальном режиме. КПД гидродвигателя при увеличении Q в допустимом диапазоне изменяется незначительно.

Нижний предел расхода жидкости ограничивается нагрузочной способностью или устойчивостью работы двигателя. Верхний предел допустимого расхода жидкости ограничивается тремя факторами:

высокими инерционными нагрузками при увеличении частоты вращения;

КПД двигателя: при заданном натяге с определенного расхода жидкости происходит снижение объемного ц. Это объясняется тем, что с увеличением частоты вращения и перепада давления на длине линии контакта образуется односторонний зазор, приводящий к разгерметизации РО и росту утечек. Кроме того, с увеличением расхода растут и гидравлические потери в двигателе;

износом РО вследствие повышенных контактных напряжений и скоростей скольжения в рабочей паре, а также скорости жидкости в каналах РО.

В случае, если ограничения по расходу не удовлетворяют требованиям гидравлической программы бурения, используется способ разделения потока жидкости через полый ротор двигателя с помощью регулятора расхода.

скважины.скважины.

скважины.

скважины.

Глава 5

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, 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 гидравличе

скую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю; вдав

ливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести;

обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транс

портирования их к забою или на дневную поверхность; позволяет вести

аварийные и другие специальные работы в стволе

Бурильная колонна (рис. 5.1) 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.

Рис. 5.1. 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

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.

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, иногда шестигранного сечения.

Ведущая труба предотвращает возможность реверсивного вращения бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура, электробура).

В практике бурения применяются ведущие трубы 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 112x112, 140x140, 155x155 мм и по ТУ 14-3-755 — 78 размерами 65x65 и 80x80 мм.

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены в табл. 5.1 и на рис. 5.2. 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. 5.3, а), а на верхний — переводник ПШВ (рис. 5.3, 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. 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-

Табли ца 5.1

Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения сборной конструкции

Условный размер трубы, мм

Сторона квадрата а, мм

Диаметр канала d, мм

Диаметр проточки под элеватор D1, мм

Диаметр цилиндрической проточки D2, мм

Длина резьбы G (включая сбег), мм

Длина трубы L, м, не менее

Замковая резьба переводников (ГОСТ 5286-75)

Наружный диаметр переводника, мм

Масса (теоретическая), кг

рабочей части

L р

общая

верхнего

нижнего

верхнего

нижнего

1 м трубы без переводников

переводника

верхнего

нижнего

По ТУ 14-3-126-73

112

140

155

112-1

140 ± 2 155+3

74 ± 4

85 ± 5

100 ± 5

114

141

168

110 ± 0,5

135 ± 0,5

150 ± 0,5

95

105

120

13-2,5

14 + 2,5

14 + 2,5

65,6

106,6

124,3

65

65

32

73

63

П

65

о ТУ 14-3

9,3

-755-78

10,0 + 2,5

З-76Л

З-76

95

95

27

10

9

85

85

40

89

75

75

9,3

10,0 + 2,5

З-88Л

З-88

108

108

38

12

12

Рис. 5.2. Ведущая труба сборной конструкции:

I — резьба замковая (правая) по ГОСТ 5286 — 75; II — то же, левая; III — резьба 8 ниток х 25,4 мм (правая) по ТУ 14-3-126 — 73; IV — то же, левая

Рис. 5.3. 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; Dн — наружный диаметр переводника; L — длина переводника; d — диаметр проходного отверстия; d0 —диаметр цилиндрической выточки; d 1 — внутренний диаметр резьбы в плоскости торца; 11 — расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; 12 — длина конуса под резьбу

Рис. 5.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ: 1 — труба квадратного сечения; 2 — переводник

Рис. 5.5. 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. 5.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП:

а — переводник; б — труба; I — расчетная плоскость конических поверхностей; II — основная плоскость

изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами.

Трубы ТВБ (рис. 5.4) 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 °C.

Трубы ТВКП (рис. 5.5) 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. 5.6. 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.

Промышленностью осваиваются ведущие бурильные трубы цельной конструкции квадратного и шестигранного сечений в соответствии со стандартом СЭВ 11384 — 78, аналогичные стандарту АНИ-7.

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). 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.

Размеры и массы труб типа 1 и муфт к ним должны соответствовать рис. 5.7 и табл. 5.2, типа 2 — рис. 5.8 и табл. 5.3, типа 3 — рис. 5.9, а и табл. 5.4, типа 4 — рис. 5.9, б (см. табл. 5.4).

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.

Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна трубы (стрела

Рис. 5.7. Трубы типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним: а — труба; б — муфта

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.

Труба Н-114х-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа 2, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба НП-114х9-Д ГОСТ 631—75 — то же, повышенной точности.

Муфта Н-114-Д ГОСТ 631-75 — муфта к трубе типа 2, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Табли ца 5.2

Размеры (в мм) труб с высаженными внутрь концами и муфты к ним

Условный диаметр трубы

Труба

Муфта

Масса, кг

Наружный диаметр D

Толщина стенкиs

Внутренний диаметр d

Высадка

Наружный диаметр

Dм

Длина L м

Расточка

Ширина торцовой плоскости B

1 м гладкой трубы

двух выса

док

(для одной трубы)

муфты

Длина до переходной части 13 min, не менее

Длина переходной части 14

Диаметр прохода

Диаметр d 0

Глубина 10

d 1

d ‘

60

60,3

7

46,3

90

40

32

40

80

140

63,5

3

5

9,15

1,2

~2,7

9

42,3

24

32

11,3

1,4

73

73,0

7

59,0

100

40

45

54

95

166

72,6

3

6

11,4

1,6

~4,2

9

55,0

34

43

14,2

2,4

11

51,0

28

37

16,8

2,2

89

89,0

7

75,0

100

40

60

69

108

166

92

3

6

14,2

2,4

~4,4

9

71,0

49

58

17,8

3,4

11

67,0

45

54

21,2

3,2

102

101,6

7

87,6

115

55

74

83

127

184

104,8

3

7

16,4

3,0

~7,0

8

85,6

70

79

18,5

3,4

9

83,6

66

75

20,4

3,8

10

81,6

62

71

22,4

4,0

114

114,3

7

100,3

130

55

82

91

140

204

117,5

3

7

18,5

4,6

~9,0

8

98,3

78

87

20,9

5,8

9

96,3

74

83

23,3

6,0

10

94,3

70

79

25,7

6,6

11

92,3

68

77

28,0

6,4

127

127,0

7

113,0

130

55

95

104

152

204

130,2

3

7

20,7

5,8

~10,0

8

111,0

91

100

23,5

6,4

9

109,0

87

96

26,2

7,0

10

107,0

83

92

28,9

7,6

140

139,7

8

123,7

130

55

105

114

171

215

144,5

3

8

26,0

7,0

~14,0

9

121,7

101

110

29,0

7,6

10

119,7

100

106

32,0

8,2

11

117,7

91

100

35,0

9,6

169

168,3

9

150,3

130

55

128

137

197

229

171,5

3

8

35,3

9,8

~16,7

10

145,3

124

133

39,0

10,8

Примечания: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. Размер 11 (длина переходной части) является справочным. 3. Размер d‘ может быть равен d 1. 4. По соглашению изготовителя с потребителем допускается изготовление труб с меньшими толщинами стенок. 5. Наружный диаметр конца трубы с условным диаметром 140 мм на длине не менее 13 min должен быть не менее 141,3 мм.

4* 3 min

б

Рис. 5.8. Трубы типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним: а — труба; б — муфта

Труба ВК-114х9-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа 3, далее то же.

Труба НК-114х9-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.

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, причем наименьшая толщина стенки в этих местах должна быть на 2 мм больше номинальной толщины стенки данного типоразмера труб.

Табли ца 5.3

Размеры (в мм) труб с высаженными концами и муфты к ним

Условный диаметр трубы

Труба

Муфта

Масса, кг

Наружный диаметр D

Толщина стенки s

Внутренний диаметр d

Высадка

Наружный диаметр Dм

Длина

L м

Расточка

Ширина торцовой плоскости B

1 м гладкой трубы

двух высадок (для одной трубы)

муфты

Наружный диаметр D1

Длина до переходной части 13 min, Не менее

Длина переходной части 14

Диаметр d о

Глубина 10

60

60,3

7

46,3

67,46

110

65

86

140

70,6

3

5

9,15

1,5

~2,7

9

42,3

11,3

73

73,0

7

59,0

81,76

120

65

105

165

84,9

3

6

11,4

2,5

~4,7

9

55,0

14,2

11

51,0

16,8

89

89,0

7

75,0

97,13

120

65

118

165

100,3

3

7

14,2

3,5

~5,2

9

71,0

17,8

11

67,0

21,2

102

101,6

8

85,6

144,30

145

65

140

204

117,5

3

7

18,5

4,5

~9,0

9

83,6

20,4

10

81,6

22,4

114

114,3

8

98,3

127,00

145

65

152

204

130,2

3

7

20,9

5,0

~11,0

9

96,3

23,3

10

94,3

25,7

11

92,3

28,0

140

139,7

8

123,7

154,00

145

65

185

215

157,2

3

7

26,0

7,0

~15,0

9

121,7

29,0

10

119,7

32,0

11

117,7

35,0

Примечания: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. На внутренней полости участка высадки (13 min + 14) допускается технологическая конусность до 6 мм, т.е. размер d 1 может быть больше размера d на 6 мм.

Рис. 5.9. 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

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 — 120 мм, большие — для труб диаметром 114—140 мм).

Табли ца 5.4

Размеры (в мм) труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

Условный диаметр трубы

Наружный диаметр трубы D

Толщина стенкиs

Внутренний диаметр d

Высадка

Масса, кг

Диаметр прохода d 1 (предельное отклонение ±1,5)

Наружный диаметр

6 min

Длина механической обработки

min

Длина до переходной части 1min

Длина высадки 11

1 м гладкой трубы

Увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих концов

С высаженными внутрь концами

89

89,0

9

71,0

57

—

17,8

3,9

11

67,0

54

89,9

150

145

21,2

3,4

102

101,6

9

83,6

68

101,9

150

145

—

20,4

5,1

10

81,6

66

22,4

5,0

114

114,3

9

96,3

78

23,3

7,3

10

94,3

76

115,2

160

155

—

25,7

7,1

11

92,3

74

28,0

6,9

127

127,0

9

109,0

92

130,2

160

155

—

26,2

7,8

10

107,0

90

28,9

7,6

140

139,7

9

121,7

102

140,2

160

155

—

29,0

11,0

10

119,7

100

32,0

10,2

11

117,7

100

35,0

9,2

С высаженными наружу концами

73

73,0

9

55,0

52,0

85,9

150

—

155

14,2

3,7

11

51,0

48,0

16,8

89

89,0

9

71,0

68,0

101,9

150

—

155

17,8

4,5

11

67,0

64,0

21,2

102

101,6

9

83,6

80,6

115,2

160

—

165

20,4

5,7

10

81,6

78,6

22,4

114

114,3

9

96,3

93,3

23,3

10

94,3

91,3

130,2

160

—

165

25,7

7,9

11

92,3

89,3

28,0

Примечания: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. Размер D6 min указан для механически обработанной поверхности высаженных концов труб на длине Lmin.

Рис. 5.10. 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

Профиль резьбы труб типов 1, 2 и муфт к ним (рис. 5.10) имеет следующие размеры:

Шаг резьбы P, мм 3,175

Глубина резьбы h 1, мм 1,810+0'10

Рабочая высота профиля h, мм 1,734

Радиусы закругления, мм: r 0,508

r 1 0,432

Зазор z,мм 0,076

Угол уклона ф 1°47'24"

Конусность 2 tg ф 1:16

Примечания: 1. Шаг резьбы должен измеряться параллельно оси резьбы трубы и муфты. 2. Размеры r и r1 приведены в качестве справочных для проектирования резьбонарезного инструмента.

Соответствующие размеры резьбовых соединений бурильных труб типов 1, 2 приведены на рис. 5.11.

Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4 и их резьбовые соединения приведены соответственно на рис. 5.12 и 5.13.

К высаженному концу труб ВК, НК предъявляются следующие требования.

Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпен- дикулярность 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

Рис. 5.11. Резьбовое соединение бурильных труб типов 1, 2:

а — соединение, свинченное вручную; б — соединение, свинченное на станке; I — конец сбега резьбы (последняя риска на трубе); II — линия, параллельная оси резьбы трубы; III — линия среднего диаметра резьбы. Размер D1 приведен для труб типа 2

Рис. 5.12. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4:

I — линия, параллельная оси резьбы трубы; II — ось резьбы трубы

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, рванин и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся

Рис. 5.13. Резьбовое соединение бурильных труб типов 3, 4:

I — основная плоскость; II — расчетная плоскость конического стабилизирующего пояска; III — ось резьбы

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. 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 (закалка, отпуск) группы прочности Л, а трубы групп прочности выше Л (М, Р) — из легированных сталей (закалка — отпуск).

Трубы и муфты должны изготовляться из сталей групп прочности, приведенных в табл. 5.5.

Муфты для труб типов 1, 2 диаметром 114 мм и менее должны изготовляться из сталей группы прочности с более высокими механическими

Таблица 5.5

Механические свойства материала труб и муфт

Показатель

Группы прочности стали

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

Временное сопротивление оп, МПа, не менее

637

687

735

784

882

980

1078

Предел текучести От, МПа, не менее

373

490

539

637

735

882

980

Относительное удлинение 8,

16

12

12

12

12

12

12

%, не менее

12

10

10

10

10

10

10

Относительное сужение после разрыва у, %, не менее

40

40

40

40

40

40

40

Ударная вязкость KCV, Дж/м2, не менее

39,2

39,2

39,2

39,2

39,2

29,4

29,4

Примечания: 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изготовителя с потребителем. 2. При переводе плавок из группы прочности К в Д в маркировке и сопроводительном документе должны быть указаны обе группы.

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.

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. 5.6). Замки изготовляются: правые с правой замковой резьбой и

Т абли ца 5.6

Типы бурильных замков

Обозначение типов

Наименование

Область применения

ЗН

Замок с нормальным проходным от-

Для соединения труб с высаженными

верстием

внутрь концами

ЗШ

Замок с широким проходным отвер-

Для соединения труб с высаженными

стием

внутрь и наружу концами

ЗУ

Замок с увеличенным проходным отверстием

ЗШК

Замок с широким проходным отвер-

Для соединения труб с высаженными

стием с конической расточкой

внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками

ЗУК

Замок с увеличенным проходным

Для соединения труб с высаженными

отверстием с конической расточкой

внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

Таблица 5.7

Основные размеры (в мм) замков

Типоразмер замка

Диаметр труб по ГОСТ 631-75

Замковая резьба

D

L

Масса, кг

с высаженными внутрь концами

с высаженными наружу концами

ЗН-80

60,3

З-66

80

404

12

ЗН-95

73,0

З-76

95

431

16

ЗН-108

89,0

З-88

108

455

20

ЗН-113

89,0

З-88

113

455

23

(ЗН-140)

114,3

З-117

140

502

35

(ЗН-172)

139,7

З-140

172

560

58

(ЗН-197)

168,3

З-152

197

603

76

ЗШ-108

73,0

З-86

108

431

20

ЗШ-118

89,0

З-101

118

455

23

ЗШ-133

101,6

З-100

133

496

37

ЗШ-146

114,3

101,6

З-121

146

508

38

ЗШ-178

139,7

З-147

178

573

61

ЗШ-203

168,3

З-171

203

603

73

ЗУ-86

60,3

З-73

86

404

15

ЗУ-108

73,0

З-86

108

431

20

ЗУ-120

89,0

З-102

120

468

25

ЗУ-146

114,3

101,6

З-122

146

496

37

ЗУ-155

127,0

114,3

З-133

155

526

39

ЗУ-185

139,7

З-161

185

553

53

ЗУК-108

73*

З-86

108

431

17

ЗШК-1113

89*

З-101

118

454

22

ЗШК-133

102*

З-108

133

506

32

ЗШК-178

140*

З-147

178

573

61

ЗУК-120

89*

З-102

120

468

20

ЗУК-146

114*

102*

З-122

146

506

36

ЗУК-155

127*

114*

З-133

155

536

38

Примечания: 1. Типоразмеры замков, указанные в скобках, применять не рекомендуется. 2. Обозначение замковой резьбы состоит из буквы 3 и целого значения большего диаметра основания конуса ниппеля. 3. Звездочкой помены ТБВК, двумя звездочками — ТБНК.

резьбой для соединения замка с трубой и левые с левой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой.

Основные размеры и масса замков должны соответствовать указанным в табл. 5.7.

Пример условного обозначения замков с нормальным проходным отверстием и наружным диаметром 108 мм соответственно с правой и левой резьбой: ЗН-108 ГОСТ 5286-75 и 3Н-108Л ГОСТ 5286-75.

Технические требования к замкам

Замки изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543-71 со следующими механическими свойствами после термообработки:

Временное сопротивление разрыву ав, МПа 882

Предел текучести ат, МПа 735

Относительное удлинение 8, % 10

Относительное сужение у, % 45

Ударная вязкость KCV, кДж/м2 686

Твердость по Бринеллю НВ 285-341

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.

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 мм.

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).

ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ

С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ

Трубы бурильные с приваренными замками выпускаются по ТУ 14-3-1293-84 и по ТУ 14-3-1187-83. Условное обозначение труб по ТУ 14-3-1293-84: ПК114х8,56; ПК127х9,19.

Размеры, предельные отклонения, масса труб по ТУ 14-3-1293-84 должны соответствовать указанным на рис. 5.14 и в табл. 5.8.

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.

Механические свойства труб после высадки и термообработки должны соответствовать указанным в табл. 5.9.

Рис. 5.14. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1293-84

Размеры труб по ТУ 14-3-1187 — 83 приведены на рис. 5.15 и в табл. 5.10.

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.

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.

Зону сварного соединения после удаления наружного и внутреннего грата необходимо подвергать термообработке.

Таблица 5.8

Размеры (в мм) труб с приваренными замками

Условный наружный диаметр трубы

Наружный диаметр D

Толщина стенки s

Наружный диаметр высадки D1

Внутренний диаметр высадки d

Теоретическая масса, кг

1 м гладкой трубы

увеличение массы трубы за счет высадки обоих концов

73

73,0

9,19

81,0

50,8

14,48

2,8

89

88,9

9,35

98,4

65,1

18,34

4,63

102

101,6

8,38

106,4

68,3

19,26

4,0

114

114,3

8,56

119,1

76,2

22,31

3,95

114

114,3

10,92

119,1

69,8

27,84

7,99

127

127,0

9,19

130,2

88,9

26,71

7,63

127

127,0

12,70

130,2

76,2

35,79

6,99

Таблица 5.9

Механические свойства металла труб

Группа прочности

Временные сопротивления разрыву, МПа

Предел текучести, МПа, не менее

Относительное удлинение, %, не менее

Ударная вязкость, кДж/м3, не менее

Относительное сужение после разрыва, %, не менее

Д

655

379

16

690

50

Е

689

516

14

690

50

Л

723

655

14

690

50

М

792

723

12

690

45

Р

999

930

12

690

45

Рис. 5.15. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1187-83

Таблица 5.10

Размеры (в мм) труб с комбинированной высадкой

Условный наружный диаметр

Наружный диаметр

Толщина стенкиs

Высаженная часть трубы

наружный диаметр D]

внутренний диаметр D2

длина цилиндрической части 11

длина переходной части 12

длина цилиндрической части

13

114

114,3

9

123

92

30

25

30

127

127

9

135

104

30

25

30

Предельное отклонение

±1,0 %

-12,5 %

±1

±1

Продолжение табл. 5.10

Условный наружный диаметр

Длина готовой трубы после приварки замковL

Расчетная масса, кг

1 м гладкой трубы

увеличение массы трубы вследствие высадки концов

комплекта замков

114

12 700

23,3

6,8

51,5

127

12 700

26,2

7,0

62,5

Предельное от-

-900

клонение

Примечания: 1. Допускается увеличение наружного диаметра гладкой части трубы до 1 мм за высаженной частью на длине 125 мм. 2. Допускается поставка труб длиной 8700 мм и более в количестве не более 20 % от заказа.

Требования к прямолинейности труб, проверке химического анализа, проверке механических свойств стали, к испытанию на растяжение и сплющивание приведены 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 ТУ 26-02-964-83.

Замки изготовляют 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 черно- вины 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.

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.

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. 5.16, а) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛТБ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786-79; ГОСТ 23786-79.

ТБ — с внутренними утолщениями (рис. 5.16, б);

ТБП — с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 5.17).

Размеры ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями, поставляемых без резьбы, приведены в табл. 5.11.

Размеры труб с внутренними концевыми утолщениями, выпускаемых с нарезанной резьбой и навинченными стальными замками, приведены в табл. 5.12, а труб с протекторным утолщением — в табл. 5.13.

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. Допускается 5 % труб в партии с предельным отклонением по длине +300 мм, —350 мм.

ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 (табл. 5.14) с химическим составом по ГОСТ 4784 — 74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т) (см. табл. 5.14). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям:

Наружный диаметр, мм 54 — 120>120

Временное сопротивление, 8в, МПа, не менее 392421

Предел текучести 8т, МПа, не менее 255274

Относительное удлинение 85, %, не менее 1210

Рис. 5.16. Труба легкосплавная:

а — сборной конструкции; б — труба с внутренними утолщениями; 1 — муфта; 2 — труба; 3 — ниппель

Рис. 5 17. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями

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.

На наружной поверхности протекторного утолщения и в местах переходов к нему не допускаются продольные расслоения. В месте перехода от утолщения 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.

Т абли ца 5.11

Размеры (в мм) труб без резьбы с внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр D

Толщина стенки концевого утолщения

Толщина стенки основного сечения s 1 ± 0,1 s 1

Длина концевого утолщения

номинальный

предельное отклонение

номинальная

предельное отклонение

. +200

l 1-50

. +100

l 2-50

54

±0,6

13

+ 1,3

7,5

150

150

64

73

90

+ 1,5

— 0,5

+ 1,5

-1,0

8,0

200

200

16

+ 2,0

-1,0

9,0

103

108

+ 1,5

-1,0

15

250

250

25

+ 2,5

-1,5

1000

Таблица 5.12

Размеры (в мм) труб с навинченными замками и внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр D+2'° D-1,0

Толщина стенки утолщения s

Толщина стенки основного сечения s 1 ± 0,1 s 1

Длина концевого утолщения

номинальная

предельное отклонение

, +100

l 1-50

, +100

l 2-50

114

15

+ 2,0

-1,0

10

9

1300

250

129

17

+ 2,5

-1,5

11

15

+ 2,0

-1,0

9

1300

250

147

17

20

+ 2,5

-1,5

11

13

22

24

+ 2,8

-1,7

15

17

Т абли ца 5.13

Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением

Наружный диаметр +2,0

D-1,0

Диаметр протекторного утолщения D+3,0 Dп-2,8

Толщина стенки

Длина утолщения

Длина протекторного утолщения ] ±5,0 1 п

концевого утолщения +2,5

s -1,0

основного сечения s 1 + 0,1 s 1

протекторного утолщения +0,15

s-0,2

, +200

l 1-50

, +100

l 2-50

129

147

150

172

17

11

21,5

23,5

1300

250

300

170

170

197

197

13

24,5

26,5

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 Д16Т147х11 ГОСТ 23786 — 79. То же с протекторным утолщением — труба ПД16Т147х11 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 В К типа 3 (ГОСТ 631—75) разработаны конструкции труб ёБтВК — 103, 114, 129, 140, 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631—75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими ста-

Табли ца 5.14

Характеристика труб из сплава Д16Т

Параметр

Наружный диаметр труб, мм

64

73

90

114

129

147

170

Толщина стенки тела трубы s, мм

8

9

9

10

9

11

9

11

13

15

17

11

Площадь сечения, см2: тела трубы канала в теле трубы

Растягивающая нагрузка, кН:

допустимая предельная

Внутреннее давление, МПа:

допустимое предельное

Внешнее допустимое давление, МПа

Крутящий момент, Н-м: допустимый предельный

14,1

18,1

390

460

55

71,4

57,5

4840

5750

18,1

23,7

500 600

54,2 70,5

47

7100 8450

22,5

42,7

650

750

43

60

50

12 500

14 900

32,6

69,4

1170

153

38,7

51,5

30

21 500

25 500

33,9

96,6

1210

159

30,7

41,5

20,5

26 180

31 100

40,8 90,0

1460 1920

37,5

50,5

29,5

30 500

36 250

39,0 130,6

1070 1390

27

36,5 14

34 900

41 500

47,0 122,7

1290 1680

33

44,5 24

40 900

48 650

54,7

114,9

1500

1950

39

52

32

46 350

55 150

62,1 107,4

1710

2170

45 59,3

38

51 340

61 000

69,5

100,2

1910

2430

50,9

66,5

42

55 800

66 350

54,9

171,9

1510

1980

28,5

38,5

17,5

56 400

67 100

Примечание. Предельная нагрузка допускается в аварийной ситуации.

Таблица 5.15

Характеристика беззамковых труб

Диаметр труб, мм

Масса 1 м труб, кг

Растягивающая нагрузка, кН

Давление внутреннее, МПа

Крутящий момент, кН-м

допустимая

предельная

допустимое

предельное

допустимый

предельный

146

16,5

1400

1680

29,5

44,4

25

30

127

11,4

1150

1400

35

52,0

20

25

108

13,1

830

1000

40

59,5

10

13

90

6,7

600

700

52

77,0

5

6

билизирующими 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 фт = 980 МПа) и замки ЗЛК-178 изготовляют по ТУ 26-02-1001-85.

Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы без- замковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции (табл. 5.15).

Стальные замки навинчивают на ЛБТ на специальном стенде с приложением определенного крутящего момента. На резьбу бурильных труб наносят соответствующую смазку на основе эпоксидной 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.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

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 З-147). Длина труб 6,0 м.

Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 5.18 и табл. 5.16) 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 З-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.

L = 6500-46»

Рис. 5.18. Утяжеленная труба УБТС-2

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 38ХН3МФА, по ГОСТ 4543 — 71 со следующими механическими свойствами после термообработки:

Передел текучести ат, МПа, не менее 735

Относительное удлинение а5, %, не менее 10

Ударная вязкость KCV, кДж/м2, не менее 588

Твердость НВ 285-341

Допускается изготовление труб из других легированных сталей, например 40ХН2МА, с механическими свойствами после термообработки:

Передел текучести ат, МПа, не менее 637

Относительное удлинение а5, %, не менее 10

Ударная вязкость KCV, кДж/м2, не менее 490

Твердость, НВ, не менее 255

Т абли ца 5.16

Размеры (в мм) сбалансированных утяжеленных труб УБТС-2

Условное обозначение трубы

Наружный

диаметр D± 1

Резьба

Внутренний диаметр d±1,5

Диаметр проточки под элеватор D1

Теоретическая масса 1 м гладкой трубы, кг

УБТС2-120

120

3-101

64

102

63,5

УБТС2-133

133

3-108

64

115

84,0

УБТС2-146

146

3-121

68

136

103,0

УБТС2-178

178

3-147

80

168

156,0

УБТС2-203

203

3-161

80

190

214,6

УБТС2-229

229

3-171

90

195

273,4

УБТС2-254

254

3-201

100

220

336,1

УБТС2-273

273

3-201

100

220

397,9

УБТС2-299

299

3-201

100

245

489,5

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.

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, рванин и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована.

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 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.

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.

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: 146x74x8000, 178x90x12 000, 203x100x12 000, 219x112x8000 и 245x135x7000 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 %.

Размеры, отклонения и масса труб приведены в табл. 5.17.

Допуск по толщине стенки для труб диаметром 146, 178, 203 мм — ми-

Таблица 5.17

Диаметр трубы, мм

Резьба

Отклонение по длине, м

Отклонение по кривизне, мм на 1 м длины

Минимальная толщина стенки по резьбе ниппеля, мм

Масса

1 м труб, кг

Примечание

146±4

З-121

±1

2

4

97,6

178±3

З-147

±1

2

7

145,4

203+2

З-171

±1

2

7

193,0

219+2

Без резьбы

По ГОСТ

3

225,1

Рекомендуется

8732-78

резьба З-171

245±3

То же

По ГОСТ

3

267,4

Рекомендуется

8732-78

резьба З-201

Т абли ца 5.18

Механические свойства материала труб

Группа прочности

Временное сопротивление разрыву, МПа

Предел текучести, МПа

Относительное удлинение, %

Относительное сужение, %

Ударная вязкость, кДж/м2

Д

637

373

16

40

392

К

686

441

12

40

392

нус 12,5 %. 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.

Механические свойства металла труб после нормализации должны соответствовать данным, приведенным в табл. 5.18.

Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях.

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. 5.19). 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).

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.

Рис. 5.19. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ

Табли ца 5.19

Тип резьбы

Конусность

2 tg ф

Элементы профиля замковой резьбы

Высота теоретическая остроугольного профиля ^

Высота профиля h 1

Рабочая высота профиля h

Высота среза вершин l

Ширина среза вершин b

Радиус закругления вершин r

Зазор по вершинам z

МК

1:4

0,8615

0,5001

0,4278

0,2169

0,2507

0,1445

0,0724

1:6

0,8640

0,5016

0,4290

0,2173

0,2514

0,1449

0,0725

1:8

0,8649

0,5021

0,4294

0,2177

0,2517

0,1451

0,0726

СК-90

1:4

0,4922

0,3431

0,2990

0,0966

0,1933

0,1266

0,0442

1:6

0,4965

0,3461

0,3016

0,0975

0,1950

0,1277

0,0446

1:8

0,4980

0,3472

0,3025

0,0978

0,1956

0,1281

0,0447

Примечание. Приведенные значения необходимо умножить на шаг резьбы P (при расчете истинных значений профиля).

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, основные размеры которых приведены в табл. 5.19. 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.

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.

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 (табл. 5.20, 5.21), (рис. 5.20).

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.

Таблица 5.20

Переводники переходные

Переводники

Замковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Муфтовый конец

Ниппельный конец

L

D

верхняя

нижняя

П-76/88

3-76

3-88

395

113

3Н-95

УБТ-108

П-86/66

3-86

3-66

356

108

3Ш-108

Ловильный

П-86/73

3-86

3-73

356

108

инструмент 3У-86

П-86/76

3-86

3-76

369

108

УБТ-108

Турбобур-

П-86/88

3-86

3-88

395

113

3Ш-108

104

Ловильный

П-88/88

3-88

3-88

395

113

3Н-108

инструмент УБТ-108

П-88/101

3-88

3-101

420

118

УБТ-108

Турбобур-

П-88/121

3-88

3-121

500

146

3Н-113

127

УБТ-146

П-101/88

3-101

3-88

420

118

3Ш-118

Ловильный

П-101/117

П-101/121

3-101

3-101

3-117

3-121

500

497

140

146

инструмент

УБТ-146

П-102/88

3-102

3-88

430

120

3У-120

Ловильный

П-102/101

3-102

3-101

430

120

3У-120

инструмент Ловильный

П-102/121

3-102

3-121

496

146

инструмент УБТ-146

П-108/88

3-108

3-88

451

133

3Ш-133

Ловильный

П-108/101

3-108

3-101

459

133

инструмент 3Ш-118

П-108/102

3-108

3-102

465

133

Ловильный

П-108/121

3-108

3-121

490

146

инструмент УБТ-146

П-117/121

3-117

3-121

457

146

Турбобур-

Долото-190;

П-117/147

3-117

3-147

523

178

127; -195 3Н-140

-215

УБТ-178

Продолжение табл. 5.20

Переводники

Замковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Муфтовый конец

Ниппельный конец

L

D

верхняя

нижняя

П-121/86

З-121

З-86

489

146

ЗШ-146

ЗШ-108, ЗУ-108

П-121/101

З-121

З-101

490

146

ЗШ-118

П-121/102

З-121

З-102

496

146

ЗУ-120

П-121/108

З-121

З-108

502

146

ЗШ-133

П-121/121

З-121

З-121

457

146

Ведущая

ЗШ-146

П-121/122

З-121

З-122

469

146

бурильная

ЗУ-146

П-121/133

З-121

З-133

484

155

труба

ЗУ-155

П-121/147

З-121

З-147

524

178

УБТ-146

УБТ-178

П-121/161

З-121

З-161

537

203

УБТ-203

П-122/101

З-122

З-101

490

146

ЗУ-146

ЗШ-118

П-122/102

З-122

З-102

496

146

ЗУ-120

П-122/117

З-122

З-117

463

146

Ловильный инструмент

П-122/121

З-122

З-121

457

146

УБТ-146

П-122/133

З-122

З-133

484

155

Ловильный инструмент

П-122/147

З-122

З-147

524

178

УБТ-178

П-133/108

З-133

З-108

506

155

ЗУ-155

ЗШ-133

П-133/117

З-133

З-117

497

155

Ловильный инструмент

П-133/121

З-133

З-121

482

155

ЗШ-146

П-133/140

З-133

З-140

510

172

Ловильный инструмент

П-133/147

З-133

З-147

520

178

УБТ-178

П-147/121

З-147

З-121

516

178

ЗШ-178

ЗШ-146

П-147/133

З-147

З-133

524

178

ЗУ-155

П-147/140

З-147

З-140

510

178

Ловильный инструмент

П-147/147

З-147

З-147

517

178

Ведущая бурильная труба

ЗШ-178

П-147/152

З-147

З-152

517

197

ЗШ-178

Ловильный инструмент

П-147/161

З-147

З-161

517

185

ЗШ-178

УБТ-203

П-147/171

З-147

З-171

521

203

УБТ-178

УБТ-229

П-152/121

З-152

З-121

526

197

Турбобур- 172; -195

Долото-245

П-161/147

З-161

З-147

517

185

УБТ-203

Турбобур-

215

П-161/171

З-161

З-171

538

229

УБТ-203

УБТ-229

П-171/147

З-171

З-147

538

203

ЗШ-203

ЗШ-178

П-171/171

З-171

З-171

517

203

УБТ-229

Электробур-

290

П-171/177

З-171

З-177

523

229

Долото-445

П-171/201

З-171

З-201

518

254

УБТ-254

Примечание. Цифры, стоящие после названия элементов бурильной колонны (УБТ, долото, турбобур), указывают значение их наружного диаметра в мм.

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 — 71 или из других никельсодержащих марок сталей со следующими механическими свойствами после термообработки:

Временное сопротивление разрыву ав, МПа, не менее 882

Предел текучести ат, МПа, не менее 735

Относительное удлинение 35, %, не менее 10

Относительное сужение ф, %, не менее 45

Ударная вязкость KCV, кДж/м2 685

Твердость НВ 285— 341

Рис. 5.20. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации: а — муфтовый; б — ниппельный; в — переходный

Табли ца 5.21

Переводники муфтовые и ниппельные

Переводники

Замковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Верхний конец

Нижний конец

L

D

верхняя

нижняя

М-86/88

З-86

З-88

325

113

УБТ-108

Долото-132 — 187

М-108/88

З-108

З-88

366

133

УБТ-133

М-121/88

З-121

З-88

398

146

УБТ-146

М-121/117

З-121

З-117

356

146

УБТ-146

Долото-190

М-147/152

З-147

З-152

391

197

УБТ-178

Долото-245 — 295

М-171/152

З-171

З-152

400

229

УБТ-229

Долото-245 —

295

Н-147/152

З-147

З-152

550

197

ЗШ-178

Ловильный ин-

Н-147/171

З-147

З-171

707

203

струмент

Н-171/201

З-171

З-201

671

254

Турбобур-290

Долото-490

На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм и глубиной 1 мм.

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.

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 °C.

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 в табл. 5.22 и на рис. 5.21.

Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А ГОСТ 6365-74.

По физико-механическим показателям резина для изготовления колец должна соответствовать следующим нормам:

Предел прочности при разрыве, МПа, не менее 17

Относительное удлинение при разрыве, %, не менее 450

Относительное остаточное удлинение после разрыва, %, не более 27

Сопротивление раздиру, Н/см, не менее 490

Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч при 20±5 °C в объемной смеси из 95 % бензина и 5 % бензола, %, не более 15

Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч при 20±5 °C в нефтяной жидкости марки СЖР-1, %, не более 3

Коэффициент старения при 150 °C после 24 ч пребывания в нефтяной жидкости

СЖР-1, не менее:

по прочности 0,8

по относительному удлинению 0,5

Твердость по прибору ТМ-2, усл. ед 55-65

Истираемость, см3/(кВт-ч), не более 200

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 8090 °С в течение 10-15 мин.

Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы. Применение смазок, облегчающих надевание колец, не допускается.

Т абли ца 5.22

Размеры (в мм) резиновых колец

Тип кольца

D

d

L

l 1

12

D1

d 1

Размер бурильной трубы, для которой предназначается кольцо

Наружный диаметр кольца, надетого на трубу

(справ

очные)

А

90

50

155

135

149

85

56

73

115

Б

115

75

150

130

144

103

81

89

128

В

142

90

195

165

185

125

100

114

162

В1

150

95

195

165

185

132

105

114, 127

170

Г

165

100

200

170

190

147

110

140

200

Д

190

120

210

180

200

173

130

168

225

Рис. 5.21. Протекторное резиновое кольцо для бурильных труб

Для предохранения колец от повреждения при работе обсадная колонна не должна иметь технических повреждений. Центрование буровой вышки и ротора относительно устья скважины при спускоподьемных операциях должно обеспечивать прохождение через ротор колец и замков бурильных труб без посадок и ударов.

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Обратные клапаны для бурильных колонн 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 «Азернефтемашремонт» по ОСТ 39-096 — 79, в соответствии с которым предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих: тип 1 — клапаны тарельчатые — КОБ Т (рис. 5.22, а), тип 2 — клапаны конусные с резиновыми уплотнениями — КОБ (рис. 5.22, б), (табл. 5.23).

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 клапана; 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 Т108-3 —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 та-

Рис. 5.22. Клапан обратный для бурильных труб

Таблица 5.23

Размеры клапанов (мм)

Типоразмер клапана

Условный диаметр труб (ГОСТ 631-75)

Замковая резьба (ГОСТ 5286-75)

Габариты

Масса, кг

С высаженными внутрь концами

С высаженными наружу концами

D

L

КОБ Т80-3-66

60

З-66

80

240

8

КОБ Т95-3-76

73

З-76

95

260

9

КОБ Т108-3-88

89

73

З-88

108

270

12

КОБ Т120-3-120

^^^^^^.

89

З-102

120

290

25

КОБ Т133-3-108

102

З-108

133

310

32

КОБ 146-3-121

114

102

З-121

146

350

40

КОБ 155-3-133

127

114

З-133

155

375

43

КОБ 178-3-147

140

З-147

178

410

45

КОБ 185-3-161

^^^^^^.

140

З-161

185

430

55

КОБ 203-3-171

168

З-171

203

450

65

рельчатого типа диаметрами 80— 133 мм — 15 МПа, а для конусных клапанов с резиновыми уплотнениями диаметрами 146 — 203 мм — 35 МПа. Максимальная температура рабочей среды при эксплуатации клапанов — не более 100 °C.

Корпус клапана изготовляют из хромоникелевой стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 — 71 с механическими характеристиками (после термообработки), аналогичными переводникам для бурильных колонн.

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. В зависимости от интенсивности искривления в компоновке УБТ располагают от одного до трех центраторов. Как правило, для предотвращения искривления скважины их устанавливают 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 выбуренной породы, наименьший контакт со скважиной.

На рис. 5.23 изображена промежуточная опора квадратного сечения (ОП) конструкции АзНИПИнефти. 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.

Ниже приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор и соответствующие диаметры долот.

Диаметр долота, ммНаибольший размер опоры с, ммДиаметр долота, ммНаибольший размер опоры с, мм139,7149,2-151165,1187,3-190,5 212,7-215,9

Диаметр долота, мм

Наибольший размер опоры с, мм

Диаметр долота, мм

Наибольший размер опоры с, мм

244,5269,9

133143153181203

230255

Промежуточные опоры устанавливаются на сжатом участке УБТ, если нагрузка на долото выше критической.

Расстояние между опорами может быть увеличено на 10 %; при бурении забойными двигателями расстояние принимается согласно табл. 5.24 для n = 50 об/мин.

Количество опор

_3 _

m = 10 0 - gQк - 1,

agq 0

но при этом их должно быть не менее двух.

Здесь Q — нагрузка на долото, кН; Qк — масса наддолотной части комплекта УБТ в КНБК, кг; g — ускорение силы тяжести, м/с2; q0 — масса 1 м УБТ, кг.

Рис. 5.23. Опора промежуточная квадратная (ОП)

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.

Опоры квадратного сечения изготовляются ПО «Азернефтемашремонт».

Для борьбы с желобными выработками, ограничения площади контакта со скважиной и уменьшения искривления ствола применяется упругий стабилизатор (СУ) конструкции АзНИПИнефти. Стабилизатор (рис. 5.24) 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.

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.

Устанавливается стабилизатор как в ком

поновке УБТ, так и на бурильной колонне. Выпускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066 — 74 ПО «Азернефтемашрепоновке УБТ, так и на бурильной колонне. Выпускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066 — 74 ПО «Азернефтемашремонт».

поновке УБТ, так и на бурильной колонне. Вы

пускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066 — 74 ПО «Азернефтемашре

поновке УБТ, так и на бурильной колонне. Вы

пускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066 — 74 ПО «Азернефтемашре

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 сплава. Отношение диаметра втулки к диаметру скважины ® 0,97. При вращении бурильной колонны втулка получает ограниченное вращение, в основном

Таблица 5.24

Расстояние между промежуточными опорами а, м

Диаметр УБТ, мм

Частота вращения колонны, об/мин

50

90

120

150

108-114

20

16

13,5

12

121

22

16,5

14

13

133

23,5

17,5

15

13,5

146

25

18,5

16

14,5

169

31

21,5

18,5

17

178

33

23,5

21

19

Рис. 5.24. Стабилизатор упругий (СУ)

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 О В 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.

ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И МЕТОДИКА

РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Расчет утяжеленных бурильных труб

Диаметр УБТ определяют из условия обеспечения наибольшей жесткости труб при изгибе с учетом конструкции скважин и условий бурения. Длину УБТ определяют в зависимости от нагрузки на долото.

В табл. 5.25 приводятся рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ согласно РД 39-2-411—80.

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть больше жесткости сечения обсадной колонны, под которую ведется бурение. В табл. 5.26 приводятся соотношения диаметров обсадных труб и наименьших диаметров УБТ, удовлетворяющих указанному условию.

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть > 0,7. Если это отношение < 0,7, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильных трубам. При этом диаметр правой ступени должен соответствовать табл. 5.26, а отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть > 0,8.

Длину комплекта УБТ l0, состоящего из труб одного диаметра, определяют по формуле

l0 = (1,2 +1,25) —,(5.1)

gq 0

где Q — нагрузка на долото, Н; q0 — масса 1 м УБТ в растворе, кг/м.

Таблица 5.25

Соотношения диаметров долот и УБТ

Диаметр, мм

долота

УБТ

долота

УБТ

139,7-146

114

269,9

229

108

203

149,2-161

121-139

295,3

245

114-121

219

165,1-171,4

133-146

320

245

121-133

229

187,3-200

159

349,2

254

146

229

212,7-228,6

178

> 374,6

273

159

254

244,5-250,8

203

178

Примечания: 1. В верхней строке приведено значение диаметра УБТ для нормальных условий бурения, в нижней — для осложненных. 2. В осложенных условиях при бурении долотами диаметром свыше 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. 3. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра двигателя.

Т абли ца 5.26

Диаметры обсадных труб и УБТ

Диаметр, мм

обсадной трубы

УБТ

обсадной трубы

УБТ

114

108

245

203

127

121

273

203

140-146

146

299

229

168

159

324 - 339

229

178-194

178

351

229

219

178

377

254

Общий вес комплекта УБТ, состоящего из труб разных диаметров, q 111 + + q212 + — + 1nqn = (1,2+1,25) Q. Если Q > pкр, то на сжатом участке УБТ рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.

Наиболее опасны для УБТ знакопеременные изгибающие напряжения. Выразив радиус кривизны скважины R = 573/а0, где а0 — интенсивность искривления на 10 м, получим условие прочности для УБТ:

(5.2)(5.2)EIа0 < Mпред573 _ 1,5

(5.2)

(5.2)

где EI — жесткость УБТ; Мпред — предельный изгибающий момент.

Испытания по определению Мпред проведены по ВНИИБТ.

Расчет напряжений в УБТ следует проводить в качестве контрольного при бурении на искривленных участках или с большой частотой вращения.

Расчет бурильных труб при бурении забойными двигателями

В процессе расчета определяют либо напряжения в трубах, либо длины секций по допустимым нагрузкам.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Допустимая глубина спуска односекционной колонны (в м)

l = Qp1) - 1,15g(Qт + G)(1 -Уж/Y)-РпF .

11,15 qig (1 -Уж/ Y)'

QP1) =Ct F1/ n = Q1 n,

где Qp1) — допустимая растягивающая нагрузка на трубы, Н; (Qт + G) — масса УБТ и забойного двигателя, кг; yж/y — отношение плотностей бурового раствора и стали; рп — перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; q 1 — масса 1 м труб секции, кг/м; Q 1 — предельная нагрузка на трубу, Н; F 1 — площадь поперечного сечения тела трубы, м2; от — предел текучести материала трубы; n — коэффициент запаса прочности.

Общая длина колонны 1 = 10 + 11 (10 — длина УБТ и забойного двигателя).

Для одноразмерной многосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (нижней) секции (в м)

(5.3)(5.3)l = QP1)-1,15 g (Qт + G )(1 -Уж/ Y) - Рп Fп

(5.3)

(5.3)

1,15 q 1 g (1 -Уж/ Y)

Длина второй секции (в м)

12 =12 =QP2) - Q■1,15 q 2 g(1 -Уж/ Y).QP2) - Q■1,15 q 2 g(1 -Уж/ Y).(5.4)(5.4)

12 =

12 =

QP2) - Q■

1,15 q 2 g(1 -Уж/ Y).

QP2) - Q■

1,15 q 2 g(1 -Уж/ Y).

(5.4)

(5.4)

Длина n-й секции (в м)

1п =1п =Q Pn) - Q Pn-1)Q Pn) - Q Pn-1)1,15 qng(1 -y ж/ Y),1,15 qng(1 -y ж/ Y),(5.5)(5.5)

1п =

1п =

Q Pn) - Q Pn-1)

Q Pn) - Q Pn-1)

1,15 qng(1 -y ж/ Y),

1,15 qng(1 -y ж/ Y),

(5.5)

(5.5)

где q 1, q2, ... , qn — масса 1 м труб каждой секции, кг/м; Qp, Qp, ..., Qn — допустимые растягивающие нагрузки для труб каждой секции, Н/м.

Двухразмерная многосекционная колонна, состоящая в верхней части из труб большего диаметра. Длины секций I (нижней) ступени двухразмерной колонны определяют по формулам (5.3) — (5.5).

Длины секций II (верхней) ступени определяют (в м) из выражений

lm+1lm+1О(m+1) - О™ -D Р'Q р Q рp п F ;1,15 q™+1 g(1 -Yж/ y)FО(m+1) - О™ -D Р'Q р Q рp п F ;1,15 q™+1 g(1 -Yж/ y)F(5.6)(5.6)

lm+1

lm+1

О(m+1) - О™ -D Р'

Q р Q рp п F ;

1,15 q™+1 g(1 -Yж/ y)F

О(m+1) - О™ -D Р'

Q р Q рp п F ;

1,15 q™+1 g(1 -Yж/ y)F

(5.6)

(5.6)

(5.7)(5.7)Q(m+2) - Q(m+1)

(5.7)

(5.7)

=pp и т.д.,

1,15 q™+2 g(1 -Yж/ Y)

где m — число секций нижней ступени; Qpm — допустимая нагрузка для труб последней секции I ступени, Н; Qpm+1, Qpm+2 — допустимые нагрузки для труб первой и второй секций II ступени, Н; FП — разность площадей проходных сечений труб нижних секций II и I ступеней колонны, м2; qm +1, qm+2 — масса 1 м труб первой и второй секций II ступени, кг/м.

Расчет бурильных труб при бурении роторным способом

Расчет производят на статическую прочность и выносливость.

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м.

Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа). Длины (в м) одноразмерной многосекционной колонны — из условия статической прочности:

(5.8)(5.9)(5.8)(5.9)l = Q(1) -1,15QТ(1 -Уж/Y)-РпF .

(5.8)

(5.9)

(5.8)

(5.9)

1,15 qi g(1 -Yж/ y)'

, Q 2 - Q™

=pp и т.д.,

15 q 2 g(1 -Yж/ y)

Q(1 = Q1 /1,04n. Q(,2) = Q2 /1,04n и т.д.,

где Qi, Q2 — предельные нагрузки для труб, Н.

Двухразмерная многосекционная колонна, состоящая в верхней части из труб большего диаметра. Длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (5.8), (5.9), длины секций II ступени — по формулам (5.6), (5.7), причем:

Q(m) = Qm /1,04n, Qpm+1) = Qm+1 / 1,04n. Qpm+2) = Qm+2 / 1,04n.

5.12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Сборка и комплектование бурильных труб

Бурильные трубы сборной конструкции и их соединительные элементы (замки и соединительные муфты), признанные годными после внешнего осмотра, инструментального обмера основных размеров и контрольной проверки качества нарезки резьб гладкими и резьбовыми калибрами, подлежат свинчиванию с замками.

Сборка труб с высаженными внутрь и наружу концами типов 1 и 2 по ГОСТ 631—75 производится в горячем состоянии в соответствии с действующей Инструкцией, а труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (типы 3 и 4 по ГОСТ 631-75) - по специальной Инструкции ВНИИБТ - РД 39-2-286-79.

Для лучшего сопряжения соединяемых деталей (типы 1 и 2 по ГОСТ 631-75) необходимо производить селективный подбор замковых деталей (или соединительных муфт) к трубам по фактическим натягам резьб.

На конец трубы с резьбой, имеющей натяг в пределах плюсового допуска (2,4-4,8 мм), подбирают для навинчивания замковую деталь с резьбой, имеющей натяг в пределах минусового допуска (8-5,6 мм), и, наоборот, на конец трубы с резьбой, имеющей натяг в пределах минусового до-

пуска (2,4 — 0 мм), навинчивают замковую деталь с повышенным натягом в пределах 8—10,4 мм. На конец трубы с резьбой, имеющей номинальный натяг 2,4 мм, навинчивают замковую деталь с номинальным натягом резьбы. Следовательно, суммарные натяги при сборке труб типов 1 и 2 (ГОСТ 631—75) с замками (ГОСТ 5286 — 75) должны составлять 10,4 мм.

Труба и замок должны иметь однозначные отклонения со стороны большего диаметра конусов резьбы или, наоборот, только со стороны меньшего диаметра конусов.

Концы подобранных деталей (трубы и замка) должны быть замаркированы одним и тем же знаком.

Прочность и плотность соединения достигаются навинчиванием вручную на трубу предварительно нагретой замковой детали. Благодаря тепловому расширению нагретая деталь замка может быть навинчена вручную и доведена до заранее установленных отметок. При сжатии трубы охлажденным замком создается возможность без больших усилий при креплении создать напряженное состояние в сопрягаемых деталях. В этом случае заедания резьбы не происходит. Крепление замков в горячем состоянии — наиболее совершенный метод сборки — широко применяется в нефтепромысловой практике.

Контроль за процессом свинчивания допускается производить по метке, нанесенной на трубу с помощью керна. На определенном расстоянии от торца подготовляемого конца трубы в сторону ее тела набивают метку, служащую в дальнейшем ориентиром для осевого перемещения нагретой детали замка.

Замковые детали рекомендуется нагревать с помощью специальных установок индукционного нагрева замков. Температуру в процессе нагрева замков контролируют путем непосредственного измерения соответствующим прибором — термоэлектрическим пирометром, отсчета времени нагрева при постоянном режиме работы печи.

Для повышения герметичности резьбу труб перед навинчиванием нагретых замковых деталей смазывают.

Перед свинчиванием извлеченной из печи нагретой детали замка резьбу ниппеля или муфты очищают от окалины. Для этого замковую деталь устанавливают вертикально трубным концом вниз, а затем постукивают молотком по наружной поверхности.

Нагретую деталь замка навинчивают на трубу по возможности быстро, усилием одного оператора, до полной остановки ее. При навинчивании допускается легкое постукивание молотком по замку. Соединение считается правильно закрепленным, если торец детали замка совпадает с предварительно поставленной меткой-ориентиром или перекрывает ее. В тех случаях, когда торец детали замка не дойдет до метки, соединение бракуется. Дополнительное докрепление резьбового соединения после охлаждения детали замка не допускается.

Для обеспечения высокого качества крепления резьбового соединения рекомендуется процесс нагрева и навинчивания замков на трубы производить в закрытом помещении.

При проведении работ по горячему креплению замков необходимо обеспечить условия техники безопасности, промышленной санитарии и электробезопасности.

При качественной сборке бурильных труб с замками проверка герметичности опрессовкой не обязательна.

Все бурильные трубы, поступившие в трубное подразделение, подготовляют к эксплуатации и на основании заказа-заявки буровых предприятий, согласованной с производственным объединением, собирают в комплекты, которые в последующем в значительной степени упростят их учет и отработку.

В комплект включаются бурильные или утяжеленные бурильные трубы одного типоразмера, одной группы прочности и, если это возможно, одного завода-изготовителя. Запрещается разобщать комплект. В ислючи- тельных случаях разрешается дополнять его новыми трубами того же типоразмера и такой же группы прочности, что и трубы комплекта, или трубами с более высокими механическими показателями. Новые бурильные трубы можно вводить в комплект на протяжении только данного календарного года.

Состав комплекта по количеству бурильных труб и длине не ограничивается, а устанавливается буровым предприятием, как правило, исходя из проектных глубин скважин, прочностных характеристик труб и удобства их учета.

Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект — свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркируются. Трубы комплекта маркируют стальными клеймами с высотой цифр и букв не более 20 мм с закругленными контурами. Глубина маркировки на теле трубы не должна превышать 1 мм.

Маркировку наносят на ниппельном конце труб: сборной конструкции — на высаженной части на расстоянии 20 — 25 мм от ниппеля; труб с приваренными замками — на хвостовике ниппеля на расстоянии 20 — 25 мм от конической части; утяжеленных труб — на теле на расстоянии 300 — 500 мм от упорного уступа; ведущих — на цилиндрической поверхности.

Маркировка включает: порядковый номер комплекта, группу прочности и толщину стенки труб, последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию и порядковый номер трубы в комплекте.

Пример маркировки бурильной трубы: 20Е10 2 41. Здесь 20 — порядковый номер комплекта; Е — группа прочности; 10 — толщина стенки; 2 — последняя цифра года ввода в эксплуатацию и 41 — порядковый номер трубы в комплекте.

Составление комплекта оформляется специальным актом, к которому прилагается опись труб комплекта. На каждый комплект в двух экземплярах составляется отдельный паспорт-журнал. Один экземпляр паспорт- журнала хранится в трубном подразделении, а другой экземпляр или выписка из него передается буровому мастеру, эксплуатирующему данный комплект труб. Получение буровым мастером документации на комплект подтверждается распиской по специальной форме.

Подготовленные и оформленные комплекты бурильных труб передаются буровым или нефтегазодобывающим предприятиям в соответствии с действующим руководящим документом.

Передача комплекта труб предприятиям и приемка их обратно в ремонт оформляются соответствующими актами.

Формы упомянутых выше «Заказ-заявки», «Акта на составление комплекта», «Описи труб комплекта», «Паспорт-журнала», «Выписки из паспорт-журнала», «Расписки в получении паспорт-журнала» и «Актов на передачу комплекта» приведены в руководящем документе РД 39-1-456 — 80.

Все бурильные трубы и замки к ним, утяжеленные бурильные трубы и ведущие трубы, прошедшие контрольную проверку и признанные годными для эксплуатации, включают в действующий парк бурильных труб трубного подразделения — трубной базы нефтепредприятия. Парк бурильных труб состоит из труб для выполнения основных работ (оборотных) и из труб ремонтного резерва для выполнения вспомогательных работ (необоротных). К трубам для выполнения основных работ относятся бурильные, утяжеленные и ведущие трубы. В состав ремонтного резерва включаются трубы промывочные, для разбуривания цементных пробок, ловильные, а также трубы для спуска обсадных колонн секциями и потайных колонн.

Для обеспечения нормальных условий проводки скважины до ввода ее в бурение для нее создается индивидуальный набор бурильных труб, объединяющий в единую группу все комплекты, предназначенные для данной скважины и обеспечивающие успешную безаварийную ее проводку. Набор бурильных труб для выполнения основных работ для каждой скважины закрепляют за ней на все время от начала бурения и до сдачи скважины в эксплуатацию. Набор бурильных труб для данной скважины полностью доставляется на буровую до начала ввода ее в работу или трубы из этого набора подаются комплектами для бурения каждого последующего интервала. Наборы ремонтного резерва подаются на буровые по мере надобности.

Для определения состава индивидуального набора, расчета количественного и качественного состава парка бурильных труб для основных и вспомогательных работ, а также для расчета потребности в бурильных трубах на замену изношенных и для пополнения парка труб пользуются руководящим документом РД 39-2-448 — 80.

Учет работы, начисление износа и списание бурильных труб

Комплектование бурильных, утяжеленных бурильных и ведущих труб по типоразмерам с оформлением на них отдельных паспорт-журналов и эксплуатация их при проводке определенных конкретных скважин позволяют вести точный учет работы, а также подытожить после списания всех труб величину полной отработки каждого комплекта.

В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб буровым мастером в паспорт-журнале регулярно отмечаются подробные сведения о работе комплекта труб.

Сведения об авариях с комплектом труб (в соответствии с актами об авариях) вносятся в специальную форму совместно представителями бурового предприятия и трубного подразделения. Отметки о видах профилактических работ и ремонтах комплекта труб в трубном подразделении также вносит в специальные формы представитель трубного подразделения.

Для своевременного и качественного обеспечения буровых предприятий трубами необходимых типоразмеров, а также с целью планирования работы трубного подразделения в последнем ведется учет: получения, наличия и расхода бурильных труб и замков; движения комплектов бурильных труб; видов и объемов профилактических и ремонтных работ с бурильными трубами.

С целью ежемесячного бухгалтерского учета затрат от проката бурильных труб по статье «Расходы по эксплуатации инструмента при про-

водке скважин» начисляется условный износ в рублях на бурильные, утяжеленные бурильные, ведущие трубы и замки в зависимости от объема проходки в метрах.

Сумма условного износа, подлежащего начислению на все трубы данного комплекта, рассчитывается с учетом коэффициента увеличения износа труб по мере роста глубин скважин, определенного для каждого интервала глубины через 500 м, и прочих факторов проводки скважины. Значения этого коэффициента, нормы и расценки условного износа приведены в Прейскуранте порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР) и в Справочнике укрупненных сметных норм (ЭСН).

При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % первоначальной стоимости труб и 90 % стоимости замков, навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается, а комплект труб продолжает эксплуатироваться без начисления износа до полной отбраковки труб.

Бурильные трубы списывают на фактическому их состоянию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инструментальных измерений.

В зависимости от фактического износа в процессе эксплуатации и изменения геометрических размеров трубы переводятся во II и III классы.

В табл. 5.27 приводятся степень износа и значения дефектов, при достижении которых трубы переводят в следующий класс. На основании данных (см. табл. 5.27) составлены прочностные характеристики труб II и III классов.

Степень износа замковой резьбы определяется либо по уменьшению расстояния между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты, либо по уменьшению числа оборотов, необходимого для полного свинчивания бурильного замка.

Для резьбы с шагом 6,35 мм (4нх1") и конусностью 1/6 предельным является расстояние между уступом и торцом замковых деталей, равное 25 мм, для резьбы с шагом 5,08 (5нх1") и конусностью 1/4 — 14,5 мм.

Таблица 5.27

Классификация бурильных труб

Вид дефекта

Класс труб

II

III

Равномерный износ трубы по наружной поверхности: толщина стенки после износа, %, не менее

Эксцентричный износ по наружной поверхности:

80

65

толщина стенки после износа, %, не менее

65

55

Вмятины, % наружного диаметра, не более

3

5

Смятие, % наружного диаметра, не более

3

5

Шейка, % наружного диаметра, не более Остаточное сужение:

3

5

уменьшение наружного диаметра, %, не более

3

5

Остаточное расширение:

увеличение наружного диаметра, %, не более Продольные надрезы, зарубки:

3

5

оставшаяся толщина стенки, %, не менее Поперечные надрезы:

80

65

оставшаяся толщина стенки, %, не менее

90

80

длина надреза, % длины окружности трубы, не более Точечная коррозия, эрозия:

10

10

толщина стенки в месте самой глубокой коррозии, % номинальной, не менее

80

65

Таблица 5.28

Износ бурильных замков

Типоразмер замка

Наружный диаметр замка, мм

при равномерном износе по классам

при неравномерном износе по классам

II

III

II

III

ЗН-80

77,6

75

78,8

77,0

ЗН-95

92,0

89

93,5

92,0

ЗН-108

104,7

102

106,4

105,0

ЗН-140

135,8

133

137,9

136,5

ЗН-172

166,8

164

169,4

168,0

ЗН-197

191,0

188

194,0

192,5

ЗШ-108, ЗШК-108

104,7

100

106,4

104,0

ЗШ-118, ЗШК-118, ЗУК-120

114,5

109

111,3

113,5

ЗШ-133, ЗУК-133

129,0

125

131,0

129,0

ЗШ-146, ЗУК-146

141,6

136

143,8

141,0

ЗШ-178, ЗУК-178

172,6

167

175,3

172,5

ЗШ-203

197,0

191

200,0

197

ЗУ-155, ЗУК-155

150,3

148

152,6

151,5

ЗУ-185

179,4

177

182,2

181,0

Предельные значения износа бурильных замков по наружной поверхности даны в табл. 5.28. Первый класс соответствует номинальному диаметру замка, второй и третий определяются значением износа. При значениях диаметра менее указанных для III класса замки отбраковываются.

Списание бурильных труб оформляется соответствующим актом, составленным сотрудниками бурового предприятия с участием представителя трубного подразделения и утвержденным руководством бурового предприятия.

Дефектоскопия бурильных труб

При бурении нефтяных и газовых скважин могут происходить поломки элементов бурильной колонны. Наиболее слабое место в бурильной колонне — резьбовые и сварные соединения бурильных труб с замками, по которым чаще всего происходят поломки. Установлено, что разрушения труб носят усталостный характер, являясь следствием возникновения и развития трещин на этих участках при воздействии на бурильную колонну знакопеременных нагрузок.

Для выявления дефектов в теле труб и их соединениях широко внедряются методы дефектоскопического контроля, позволяющие обнаруживать и определять местоположение таких дефектов, как закалочные трещины, раковины, закаты, плены, неметаллические включения и другие нарушения сплошности металла, к которым можно отнести и усталостные трещины.

Методы дефектоскопии позволяют проверять новые трубы на трубопрокатных заводах, при профилактическом контроле бывших в эксплуатации бурильных труб на проверочном участке трубно-инструментальных баз, а также непосредственно над устьем скважины при подъеме или спуске бурильной колонны.

Глава 6

РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД

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 влияет 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.) и водорастворимые (гипс, галит и др.).

Горные породы по происхождению делятся на магматические, изверженные, 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.

Осадочные горные породы образуются в результате разрушения земной коры: к ним относятся песчаники, сланцы, известняки, торф, лигнит, бурый и каменный угли, антрацит, каменная соль и др. При бурении нефтяных и газовых скважин наиболее часто встречаются 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.).

Классификация пород по А.В. Пустовалову приведена в табл. 6.1, а классификация горных пород по размерам обломков — в табл. 6.2.

По строению горные породы подразделяются на кристаллические, аморфные и обломочные.

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, доло-

Таблица 6.1

Классификация пород по структурным признакам

Структура

Размеры кристаллов, мм

Характеристика

Крупнокристаллическая

Среднекристаллическая Скрытокристаллическая

Пелитоморфная

>1,0

0,1-1,0 0,01-0,10

0,01

Кристаллы различаются невооруженным глазом Кристаллы видны в лупу Кристаллы различимы под микроскопом

Кристаллы и форма различимы только под микроскопом

Т абли ца 6.2

Классификация горных пород по размерам обломков

Размеры обломков, мм

Характер пород и сложение частиц обломков

Рыхлые

Сцементированные

Основные структуры

Угловатые

Окатанные

Угловатые

Окатанные

>1000

Глыбы

Крупные валуны

100-1000

Мелкие глыбы

Валуны

10-100

Щебень

Галечник

Брекчия

Конгломерат

Грубообломочные (псефиты)

2-10

Дресна

Гравий

0,1-2

Песок

Песчаник

Песчаные (псаммиты)

0,01-0,1

Алеврит

Алевролит

Мелкоземлистые (алевриты)

<0,01

Пелит (глина)

Аргиллит

Глинистые (пелиты)

миты 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.

Горные породы неоднородны по минералогическому составу, распределению зерен в массе породы, пористости и проницаемости, степени уплотненности и трещиноватости. Такая неоднородность играет важную роль в процессах разрушения горной породы, их эффективности, так как неоднородность имеет большое значение при оценке их прочностных свойств.

Изотропные породы обладают одинаковыми свойствами во всех направлениях; анизотропные — неодинаковыми свойствами в разных направлениях. 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 частей, адсорбирующихся на поверхности обломков; сыпучие (раздельнозернистые).

У прочих пород минеральные частицы связаны цементирующими веществами: кремнистыми (кварцевыми, халцедоновыми), железистыми, известковистыми, глинистыми, мергелистыми, гипсовыми и др. Наиболее прочными являются породы с кремнистой и железистой цементацией (например, кварциты и кремнистые песчаники), наименее прочные — с глинистой и гипсовой.

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.

МЕХАНИЧЕСКИЕ И АБРАЗИВНЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Способность горных пород реагировать на внешние воздействия изменением размеров, формы и целостности относится к механическим свойствам.

Способность горных пород изменять без разрушения форму и размеры в результате направленного на них силового воздействия называется деформируемостью.

Прочность горных пород — это способность их в определенных условиях воспринимать силовые воздействия без разрушения.

Реальная (техническая) прочность отличается от теоретической, под которой понимается прочность связи между элементарными частицами, слагающими идеальную кристаллическую решетку. Например, одностороннее растяжение ионного кристалла (по Г.С. Жданову) составляет 3000 МПа. Для реальных тел отношение теоретической прочности к технической достигает больших значений: для железа — 4500, цинка — 2000, хлористого натрия — 600, кварца — 90.

Твердость пород — это их способность сопротивляться внедрению в них постороннего тела.

Горные породы могут деформироваться в пределах упругости и претерпевать пластические (остаточные) деформации.

Способность горных пород изменять форму и объем под влиянием силовых воздействий и полностью восстанавливать первоначальное состояние после устранения воздействий называется упругостью.

Способность горных пород изменять форму и объем под влиянием силовых воздействий и сохранять остаточные деформации после устранения воздействий называется пластичностью.

Горные породы при их нагружении характеризуются 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, не следуя закону Гука: так как они

имеют дисперсное строение, 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 ц или модулем сдвига G. Иногда необходимо знать модуль объемного сжатия к. Указанные константы изотропного тела взаимно связаны:

E = 2 G (1 + ц);

(6.1)

E = 3к(1 - ц).

Для горных пород, которые относятся к анизотропным телам, константы E и ц должны быть заданы в виде кривых зависимости от направления.

Модуль упругости определяется рядом факторов. Различают модуль упругости E, возникающий при однократном нагружении; модуль упругости Ен, получаемый в результате исключения остаточных деформаций методом многократной нагрузки и разгрузки; динамический модуль упругости Е, вычисляемый по скорости распространения упругих волн. Они различны: Е < Eн < Eд.

Модуль упругости, полученный при испытании образцов горных пород для различных видов деформации при растяжении Eр, изгибе Eи и сжатии Eсж, неодинаков: Eр < Eн < Eсж. Количественное соотношение примерно следующее: Ен/Ер = 1,1+3; Еи/Есж = 0,25+0,35.

Породы одного и того же минералогического состава, но разной степени уплотненности имеют разные модули упругости. Если породы находятся под все увеличивающимся напряжением, то они имеют повышенные значения Е.

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.

Повышение песчанистости приводит к увеличению Е породы. Его значения определяются главным образом модулем упругости основного породообразующего минерала, но Есж.п < Eсж.м.

Ниже приведены модули упругости при сжатии некоторых минералов:

Минерал КварцКальцитГипсГалит

Eсж.м-10-6, МПа 7,9-105,8-9,01,2-1,52,4-2,6

По мере увеличения карбонатности осадочных горных пород модуль упругости возрастает. При прочих равных условиях мелкозернистые породы имеют более высокий модуль Юнга, чем крупнозернистые.

Ниже представлены значения Есж.п для горных пород:

Порода Глинистый сланецИзвестнякДоломит

Есж.п-10-6, МПа 1,5-2,51,3-2,52,1-16,5

Порода МраморПесчаникКварцит

Есж.п-10-6, МПа 3,9-9,23,3-7,87,5-10,0

Модуль упругости горных пород с равномерно распределенной пористостью закономерно понижается с повышением пористости. Породы одинаковой пористости, но разного минералогического состава (кварциты, граниты, мраморы) в пределах нагрузок от 10 до 100 МПа имеют примерно одинаковое значение Е.

По Л.А. Шрейнеру, для целей бурения модуль упругости можно определить по формуле

Рф-ц2) ш,

d ш -

где Еш — модуль упругости породы при вдавливании цилиндрического штампа, Па; Р — нагрузка на штамп, соответствующая деформации, Н; ц — коэффициент Пуассона; dш — диаметр штампа, м; ^ — упругая деформация, м.

Модуль упругости Еш, кроме того, зависит от пористости пород, минералогического состава, направления действия деформирующих сил по отношению к слоистости породы и т.д.

Если Е|| — модуль упругости параллельно, а Е± — модуль упругости перпендикулярно к напластованию, то отношение Е|| / Е± характеризует степень упругой анизотропии горной породы. Для глинистых пород оно доходит до 2, для песчаников — до 1,2, для алевролитов — до 1,4.

С увеличением влажности горных пород модуль упругости существенно снижается. По Л.А. Шрейнеру, горные породы в зависимости от модуля упругости подразделяются на восемь категорий.

Коэффициент Пуассона ц для горных пород — величина, изменяющаяся в диапазоне 0,10 — 0,45. Ниже приведены значения ц для горных пород:

Порода Глины пластичныеГлины плотныеГлинистые сланцы

ц 0,38-0,450,25-0,350,10-0,20

Порода ИзвестнякиПесчаникиКаменная сольГранит

ц 0,28-0,330,30-0,350,440,26-0,2

Коэффициент Пуассона уменьшается с увеличением деформирующей нагрузки: для известняка изменение нагрузки в пределах 10-250-500 Н приводит к уменьшению ц до 0,28.

Изучение зависимости ц от направления приложения нагрузки (параллельное и перпендикулярное к напластованию) показывает, что ц > ц±.

Л.А. Шрейнер и другие показали, что коэффициент Пуассона зависит от метода испытаний: при динамических испытаниях он меньше, чем при статических, и в некоторых случаях во много раз: для доломитов и известняков, например, в 1,7-2,1 раза.

Изучение процессов разрушения горных пород и исследование устойчивости горной выработки часто требуют знания их сжимаемости в.

Горные породы под действием всестороннего давления уменьшают свой объем следующим образом: для большинства горных пород в = = 10-6+10-7, т.е. объем горных пород при увеличении давления на 0,1 МПа уменьшается на несколько миллионных или даже десятимиллионных долей их первоначального объема. С увеличением давления коэффициент объемного сжатия горных пород уменьшается. Например, для известняка значение в при небольших давлениях высоко: в = (2,3+2,7)-10-6, а при давлениях выше 200 МПа оно достигает 1,39-10-6, т.е. значений в для кальцита, остающегося несжимаемым вплоть до давления 1000 МПа.

Горные породы принято делить на хрупкие и пластичные при обычных условиях. Изменение условий испытания перемещает границу между хрупкостью в ту или иную сторону. По В.С. Федорову, хрупкость, а значит, и

пластичность, следует рассматривать как состояние тела, а отнюдь не как свойство материала. В понятие состояния горных пород входят: структура, дефекты и искажения, относящиеся к самим зернам (решеткам), их поверхности и к веществу, связывающему зерна; температура и время действия сил и их значение. При определенных сочетаниях этих факторов горные породы могут вести себя как хрупкие или как пластичные тела. Л.А. Шрейнер с сотрудниками на основании экспериментов при вдавливании штампа в образцы горных пород классифицировал их на упругохрупкие, упругопластичные и не дающие общего хрупкого разрушения. При этом были построены и характерные кривые деформации.

При построении и анализе диаграммы (рис. 6.1) деформации в координатах Р — ^ (соответственно нагрузка в ньютонах и деформация в микрометрах) тангенсы углов наклона прямых АВ (а) и ВС (а1) характеризуют упрочаемость породы при пластическом деформировании: точка А пересечения линий ОА (в упругой области) и АВ (в пластической области) дает значение нагрузки Р0, по которой можно судить о пределе текучести.

Л.А. Шрейнер с сотрудниками под мерой пластичности понимают некоторый коэффициент кп, получаемый как отношение общей работы, затраченной до разрушения (площадь ОАВСД), к работе упругих деформаций (площадь ОРЕ). Точка С соответствует значению нагрузки Р, при которой наступает общее разрушение образца горной породы под штампом.

Для упругохрупких пород кп принимается равным единице. Породы осадочной толщины к этой категории практически не относятся. Для этих пород кп удовлетворяется неравенством 1 < кп < 6. К ним относятся известняки, доломиты, песчаники и другие породы.

Л.А. Шрейнер исследовал породы, для которых кп > 6, отнес их к классу пород, «не дающих общего хрупкого разрушения». К этому классу относятся глинистые сланцы. Глины характеризует кп, равный практически бесконечности.

Пластические свойства горных пород существенно изменяются с изменением их минералогического состава и пористости. Например, при постоянной пористости кп горной породы увеличивается по мере уменьшения ее карбонатности или глинистости. Породы с постоянной карбонатностью показывают увеличение кп с ростом пористости.

Прочность — одно из основных свойств горных пород. Ее можно определить как сопротивление тел механическому разрушению. Характер деформации играет существенную роль. Наиболее часто используются данные по пределам прочности при разрыве Rр (растяжение), изгибе Rи, сжатии Rсж, скалывании ts (сдвиге, срезе).

Рис. 6.1. Диаграмма деформации при вдавливании штампа, построенная в координатах Р и ^: а — в упругохрупкую породу; б — в упругопластичную породу

Понятие о твердости менее определенно, и применительно к внедрению долота, условно состоящего из своеобразных клиньев («штампов»), может быть сформулировано как сопротивляемость горной породы внедрению в него штампа. Это есть прочность тела при вдавливании в него другого тела. Между показателями прочности и твердости существует корреляционная связь. Прочность горных пород зависит 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, перемятость водонасыщенность и некоторые другие. Значительно влияют на прочность вид деформации, масштабный фактор, скорость приложения нагрузки и др. Рассмотрим некоторые из этих факторов.

Прочность материалов определяется силами сцепления и внутреннего трения. Между прочностью горных пород и их сцеплением существует прямая связь. Интенсивность сцепления С можно определить через предел прочности при сжатии Rсж и угол внутреннего трения ф:

С = Rсж(1 ~sin ф)

sin ф

или через предел прочности на разрыв Rр:

С =С =Rp (1 + sin ф)2 sin фRp (1 + sin ф)2 sin ф..

С =

С =

Rp (1 + sin ф)2 sin ф

Rp (1 + sin ф)2 sin ф

.

.

Интенсивность сцепления численно почти равна пределу прочности при разрыве: С ® Rр.

По сечению образца горной породы прочность не везде одинакова: ее значения максимальны при разрушении зерна породы, меньше — в местах связи зерен и равны нулю в порах, трещинах.

Интенсивность сцепления часто определяется из условия разрушения на сдвиг, что обусловлено силами сцепления и силами трения. В общем случае сдвиг происходит не по плоскости, а по некоторой зоне толщиной, превышающей размер частиц породы. Силу внутреннего трения f принято оценивать коэффициентом или углом внутреннего трения: tg ф = f; ф = = 2у0 — 90°, где у0 — определяемый экспериментальным путем угол некоторой площадки с в образце породы к горизонту, на которой при приложении нагрузки устанавливается равновесие сил (рис. 6.2).

Главные породообразующие минералы обладают различной прочностью: наивысшая прочность, достигающая 500 МПа, у кварца. При прочих равных условиях во всех осадочных горных породах с увеличением количества растворенного кварца прочность возрастает. Прочность кварцитов и кремния достигает 300 — 500 МПа, у карбонатных пород она меньше. Так, прочность основных породоразрушающих минералов кальцита и доломита составляет соответственно 160 и 200 МПа. Прочность обломочных сцементированных пород определяется минеральным составом цементирующего вещества. Наиболее слабые места этих

Рис. 6.2. Схема разрушения образца породы под действием сжимающих усилий

конгломератов находятся на поверхностях контакта обломочного и цементирующего материалов.

По В.С. Федорову, прочность на разрыв горных пород выше, если зерна, ее составляющие, меньше. Прочность на скалывание слабо зависит от размера зерен. Разнозернистые горные породы характеризуются повышенной прочностью по сравнению с теми, у которых размеры зерен примерно одинаковы.

Как правило, горные породы, имеющие «цемент» соприкосновения менее прочны, чем породы, имеющие базальтовый цемент и цемент пор. При прочности цементирующего вещества ниже прочности классических зерен породы с базальтовым цементом оказываются более прочными, чем породы с цементом пор.

Прочность пород с низкой пористостью (0,5 — 2,0 %) при сжатии существенно зависит от формы и характера взаимного расположения зерен. Так, у сланцев она изменяется от 69,2 до 247,3 МПа.

Еще больше эти факторы влияют на известняки. Породы, в составе которых в значительном количестве содержатся минералы табличного или пластичного габитуса, характеризуются изменчивостью прочности в различных направлениях.

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.

Прочность при сжатии горных пород возрастает с увеличением уплотнения по линейному закону. В.С. Федоров считает, что прочность пород увеличивается от свода к крыльям с ростом глубины залегания.

Существенно влияет на прочность горных пород вид деформации. При прочих равных условиях пределы прочности при растяжении Rр, скалывании Rс, изгибе Rи и одноосном сжатии Rсж располагаются в следующем порядке: Rр < Rс < Rи < Rсж.

Соотношения этих величин для разных пород ориентировочно выражаются следующими значениями:

-Rp- = Л - Л; R = 1 - JL; А. = 0,10 - 0,32.

Rrw 20 35 Rrw 6 13 Rrw с.ж. с.ж. с.ж.

При испытании образцов горных пород четко выявляется закономерность: при увеличении линейных размеров кубиков от 2 до 10 см наблюдается резкое увеличение предела прочности на сжатие. У образцов размером от 10 до 20 см Rсж возрастает, но менее выражено, приближаясь к некоторому значению. Прочность зерен закономерно уменьшается с увеличением размера зерен. В.С. Федоров построил характерную кривую, дающую наглядное представление о влиянии линейных размеров (масштабный фактор) на прочность минералов и образцов горных пород (кубиков) при одноосном сжатии (рис. 6.3).

Результаты испытаний горных пород на одноосное сжатие существенно зависят от скорости приложения разрушающих усилий. Так, при изменении скорости нарастания напряжения от 1,9 до 4,0 МПа/с прочность испытуемых пород возрастала от 154,4 до 174,5 МПа. По В.С. Федорову, при «мгновенном» действии разрушающих сил прочность известняков, песча-

Рис. 6.3. Влияние линейных размеров (масштабный фактор) на прочность минералов и горных пород при одноосном сжатии:

1 — зона зерен минералов; 2 — зона крупных образцов (кубики)

ников, глинистых сланцев увеличивается на 10—15 % по сравнению с замедленным приложением сил. Аналогичная закономерность прослеживается и в случае испытания других горных пород. Скоростной эффект больше влияет на пластичные породы, меньше — на хрупкие.

Горные породы разрушаются и при нагрузках, которые меньше критических, но действуют в течение продолжительного времени. Временная прочность пород зависит от наличия или отсутствия дефектов в образцах и механизмах разрушения.

Твердость горных пород является одним из свойств, представляющих интерес с позиции механики разрушения. Существует несколько способов определения твердости горных пород. Наиболее известный — по шкале Мооса. Твердость породы определяется направлением (оставлением риски) с помощью указанных минералов. Номер минерала, который первым наносит риску на испытуемом материале, определяет его цифровую характеристику.

Другой возможный метод определения твердости горных пород — динамический метод Шора. Л.А. Шрейнер установил зависимость между твердостью минералов шкалы Мооса, измеряемой прибором Кнупа, РКн и коэффициентом отскока к на приборе Шора: РКн = 18(1,054)100к2.

В последние годы получил распространение метод определения твердости горных пород, разработанный Л.А. Шрейнером и его сотрудниками. Сущность метода заключается в том, что в плоскую, хорошо отшлифованную поверхность испытуемого тела вдавливают пуансон (штамп), имеющий плоское основание и известный диаметр; при этом измеряют нагрузки, деформации до разрушения, параметры зоны разрушения, а также вычисляют показатели 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 (см. рис. 6.1).

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. Пластические 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, представляет собой предел текучести (Па): Рт = Р0/S.

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/2as, где s — деформация, соответствующая нагрузке Р; а - радиус штампа.

Коэффициент пластичности принимается равным отношению общей работы, затрачиваемой для хрупкого разрушения (площадь OABCD), к работе упругих сил (площадь OEL).

Для горных пород, которые не дают общего хрупкого разрушения (пластичные породы), коэффициент пластичности принимается условно равным бесконечности.

В табл. 6.3 приводятся механические свойства некоторых горных пород.

По Л.А. Шрейнеру, породы делятся на три группы (I, II, III):

Группа I

категория. твердость,

МПа

1 0,5-1,0

2

1,0-2,5

3

2,5-5,0

4

5,0-10,0

Группа II категория.

5

6

7

8

твердость,

МПа

10-15

15-20

20-30

30-40

Группа III категория.

9

10

11

12

твердость,

МПа

40-50

50-60

60-70

>70

К первой группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабосцементированные пески, мергели с прослоями песка, суглинки, известняк-ракушечник, мергели и др.); ко второй — упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, доломиты, кварце- во-карбонатные и др.); к третьей — упругохрупкие, как правило, изверженные и метаморфические породы. Из осадочных пород к последней группе относятся кварциты, кремни и окремнелые карбонаты. В основном эта шкала совпадает с 12-балльной шкалой геологоразведочного бурения. Многолетний опыт бурения определяет ее практическую целесообразность.

Подавляющее большинство горных пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения, относятся к восьми категориям.

По пластичности горные породы Л.А. Шрейнер разделил на шесть категорий. К первой относятся упругохрупкие; ко второй, третьей, четвертой и пятой — упругопластичные и к шестой — не дающие хрупкого разруше-

Т абли ца 6.3

Механические свойства горных пород (по Л.А. Шрейнеру)

Горные породы

Твердость, МПа

Коэффициент пластичности

Модуль упругости Е -10-1, МПа

Глины

100-250

>1-3

0,25-0,5

Аргиллиты

250-500

>1-3

0,5-1,0

Мергели

50 - 250

1-3

<0,5

Песчаники кварцевые

250-2500

>1-4

0,5-5,0

Известяки

1000-2000

2-6

1-5

Гипсы

250 - 500

>1-6

0,5-2,5

Кремнистые породы

>5000

1-3

>10

ния и упругопластичные породы с коэффициентом пластичности кп > 6, так как они по своему поведению при разрушении близки к породам, не дающим хрупкого разрушения.

По методике Л.А Шрейнера весьма трудно отличить высокопластичную породу от высокопористой. Пластичность пород этих видов условно принимается равной бесконечности, когда у них вполне определенный коэффициент пластичности.

Методика Л.А. Шрейнера весьма трудоемкая, поэтому используется только при научных исследованиях, — из-за сложности оборудования и требований высокой квалификации операторов и специалистов в производственных условиях она пока не применяется.

Твердость горных пород, определенная по описанной методике, значительно выше предела прочности на сжатие.

Поскольку прочность и твердость горных пород взаимосвязаны, на последнюю влияют те же факторы и в том же направлении, что и на твердость. Твердость горных пород в определяющей степени зависит от минералогического состава и существенно зависит от содержания в них кварца и полевых шпатов. Присутствие кварца влияет на твердость глинистых пород некарбонатного типа, меньше — на твердость глинистых пород и чистых мергелей. Твердость в этой группе пород изменяется линейно, пропорционально количеству присутствующего кварца. Твердость глинисто- карбонатных пород существенно зависит от карбонатной составляющей, а песчаников и алевролитов — от типа цементирующего материала. При прочих равных условиях твердость повышается от типа цемента (слева направо): глинистый ^ гидрослюдисто-глинистый ^ карбонатный ^ базальтовый.

Существенно зависит твердость от структуры породы и ее пористости. Некоторые факторы влияют на Rсж и твердость неодинаково и в противоположных направлениях: например, геотектонический фактор — предел прочности при сжатии R± перпендикулярно к напластованию больше предела прочности R|| параллельно напластованию (R± > R||), тогда как для твердости результаты прямо противоположны, причем R| > R± = 1,1+1,8.

Из технико-технологических факторов на твердость горных пород больше всего влияют факторы: масштабный, формы и скоростной. Чем выше твердость горной породы, тем отчетливее влияние масштабного фактора, чем больше размеры площади штампа, тем выше твердость (до определенного размера).

Твердость имеет наименьшие значения при внедрении заостренных наконечников (конусы, клинья) и наибольшие — при плоских торцах при прочих равных условиях. При мгновенном приложении нагрузки твердость горной породы выше, чем при медленном вдавливании, причем эффект в данном случае больший, чем при определении Rсж.

Твердость должны определять по стандартной, отработанной методике при проверенных и установленных технико-технологических факторах, которые могут дать несопоставимые результаты (форма, скорость нагружения, размеры образца и штампа, угол внедрения штампа в образец, плоскость поверхности и др.).

При оценке рабочего инструмента для разрушения горных пород существенную роль играет характер разрушения пород различного класса. Для упругохрупких и упругопластичных пород зоны разрушения гораздо больше зоны контакта породы и штампа; для пород, не дающих хрупкого

Рис. 6.4. Схемы разрушения пород при вдавливании штампа:

а, б — для пород упругохрупких и упругопластичных; в — для пород, не дающих общего хрупкого разрушения

разрушения, размеры разрушения и контакта одинаковы (рис. 6.4). Углубление в последнем случае больше.

Отношение глубины погружения штампа после разрушения породы 5 к ее деформации Е (упругой и пластичной) до разрушения является показателем, по которому породы делятся на различные классы. Для упругохрупких пород отошение 5/Е > 5,0, для упругопластичных оно равно 2,5 — 5,0 и для пород, не дающих хрупкого разрушения, равно единице.

Для оценки сопротивляемости горных пород разрушению при бурении пользуются также понятием критического напряжения акр. По В.С. Федорову, критическое напряжение — это отношение нагрузки на долото Рд, при которой начинается активное объемное разрушение породы, к первоначальной площади контакта. Величина акр характеризует сопротивление породы проникновению в нее рабочих элементов долота и определяется из данных бурения.

Эта величина и твердость по штампу (по Л.А. Шрейнеру) имеют одинаковую физическую сущность, и между ними устанавливается корреляционная связь. Твердость по Л.А. Шрейнеру определять проще, чем акр, поэтому ее использование более предпочтительно.

Абразивная способность горных пород — это способность изнашивать разрушающий их инструмент. Это понятие связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивная способность горных пород и механизм ее проявления пока еще недостаточно изучены.

Суммируя отдельные, порой субъективные и противоречивые данные, В.С. Федоров выделил основные положения абразивной способности горных пород применительно к бурению, которые приведены ниже.

Главная причина абразивного износа твердых тел — неровности на соприкасающихся поверхностях. Поверхности касаются только в точках контакта. В случае не очень больших давлений на соприкасающихся по- 176

верхностях 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 величина площади 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. Практически при бурении молекулярными силами можно пренебречь.

Объемный износ V может быть найден из выражения V = 5pvPfs, где 5 — коэффициент износа; щ, — кинетический коэффициент внешнего трения; Р — твердость горной породы; f — площадь соприкосновения трущихся поверхностей; s — путь трения.

Тогда для одного и того же изнашивающегося материала при прочих равных условиях при соприкосновении с разными породами (в пределах определенного класса) можно записать: V1/V2 = щP/щ2P2, где щ, P 1 — коэффициент внешнего трения и твердость одной породы; щ2, P2 — то же, второй породы.

Следовательно, для бурения мерой относительной абразивной способности горной породы может служить произведение коэффициента внешнего трения и твердости. Тогда факторами, определяющими абразивную способность горных пород, являются факторы, влияющие на ее твердость, и кинетический коэффициент внешнего трения. На последний существенное влияние оказывают твердость горных пород, размер и форма зерен, слагающих породу, нормальное давление, скорость скольжения, среда, в которой находятся трущиеся поверхности, температура и некоторые другие факторы.

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 щ 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 pv является возрастающей функцией нормального давления вплоть до момента, когда это давление не станет равным твердости породы. В дальнейшем щ остается примерно постоянным.

Для расчетов при бурении в реальных породах pv следует определять при нормальных давлениях на трущихся поверхностях. Установлено, что при росте скорости скольжения коэффициент трения изменяется, имея максимум; при увеличении нормального давления максимум pv смещается в сторону меньших скоростей. При сухой чистой поверхности горных пород коэффициент трения имеет наивысшие значения для данной пары. Смо-

ченная водой порода для той же пары имеет более низкие значения, которые еще более снижаются при покрытии поверхности горной породы буровым раствором.

Температура выше 200 °C способствует повышению коэффициента трения. В случае применения твердосплавных разрушающих инструментов влияние температуры начинает проявляться при более высоких ее значениях.

ВЛИЯНИЕ ВСЕСТОРОННЕГО ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУРЫ

И ВОДОНАСЫЩЕНИЯ 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 объемной массы р0 вышележащих пород и глубины рассматриваемой точки z, т.е. рг = р0gz.

Давление, обусловленное сопротивлением массива радиальной деформации выделенного объема породы, называется боковым давлением рб и зависит от горного давления рг:

ц

Рб = Рг,

- Ц

где ц — коэффициент Пуассона.

Наконец, флюиды, находящиеся в пластах под определенным давлением, в особенности вода, весьма серьезно влияют 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.

В.В. Булатов на основании большого количества экспериментальных работ пришел к следующим выводам.

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.

Пластические свойства глинисто-карбонатных пород изменяются в условиях всестороннего давления следующим образом.

C повышением всестороннего давления предел текучести и коэффициент пластичности пород увеличиваются, при этом темп «упрочения» пород под штампом возрастает. При определенном давлении коэффициент пластичности к для каждой породы скачком изменяется до к = да. Чем выше коэффициент пластичности породы, тем заметнее влияние давления на рост последнего. C увеличением давления темп роста коэффициента пластичности снижается.

В. Булатовым установлена зависимость механических свойств гор-

ных пород, определенных методом вдавливания, от совместного влияния давления и температуры. Он показал, 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.

Весьма своеобразно влияние жидкости, особенно воды, на поведение горных пород при воздействии всестороннего сжатия.

Б.В. Байдюк и Л.А. Шрейнер изучили влияние напряженного состояния и влажности на устойчивость глинистых пород в скважинах. Они пришли к выводу, что пластичные глинистые породы могут сохранять устойчивость до значительных глубин даже при небольшой плотности жидкости, если не происходит их увлажнение, которое существенно снижает прочностные свойства. Поэтому резко уменьшается глубина устойчивого состояния ствола, сложенного из этих глин.

Общая закономерность для всех горных пород — уменьшение прочности при насыщении их водой.

Вода, и особенно вода с растворенными в ней поверхностно-активными веществами (ПАВ), существенно понижает (эффект П.А. Ребиндера) поверхностную энергию горной породы (чем выше избыточная поверхностная энергия, тем больше прочность породы), тем самым уменьшая ее прочность и твердость.

Жидкость, находящаяся в порах горной породы, также оказывает влияние на ее свойства. В случае неизолированного образца (массива) горной породы при создании гидравлического давления в поры породы будет проникать жидкость, создающая давление. В этом случае на скелет породы действует разность между внешним гидравлическим и поровым давлениями. Если разность мала, что обычно наблюдается, то механические свойства породы при создании всестороннего гидравлического сжатия заметно не изменяются. Если при всестороннем гидравлическом сжатии прочность породы повышается, то поровое давление способствует снижению предела текучести и прочности.

Известно, что горные породы в условиях их разрушения на забое скважины не находятся в объемно-напряженном состоянии в пределах зоны разрушения и предразрушения (А.Ф. Афанасьев). При наличии капиллярного давления, равного 200 — 250 МПа, жидкость проникает в трещиноватые участки забоя, образуемые долотом, и устраняет всестороннее давление в области разрушения. В условиях забоя скважины в процессе разрушения порода не изолирована от воздействия бурового раствора и его фильтрата. Следовательно, в процессе разрушения породы забоя жидкость бурового раствора фильтруется сквозь забой, что способствует уравновешиванию гидростатического давления в пределах глубины проникновения жидкости.

Прочностные и пластические свойства горных пород при вдавливании

штампа в условиях всестороннего давления проявляются эффективнее, если скорость фильтрации жидкости через верхний торец образца мала по сравнению со скоростью вдавливания штампа. И наоборот, если фильтрация жидкости опережает внедрение штампа, происходит частичное (или полное) уравновешивание гидростатического давления. При полном уравновешивании гидростатического давления на поверхности образца и на глубине внедрения штампа эффект упрочнения полностью снимается; порода деформируется как в атмосферных условиях.

В низкопроницаемых горных породах наиболее активная фильтрация жидкости через поры (в отличие от закона Дарси) начинается только по достижении некоторого всестороннего давления, зависящего от проницаемости пород (при высокопроницаемых — от вязкости бурового раствора). Такое увеличение давления способствует упрочнению пород. С превышением этого значения давление в порах уравновешивается, и эффект всестороннего давления снимается (В.Ф. Целовальников и др.).

ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗРУШЕНИЯ

ГОРНЫХ ПОРОД

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 долотами различного типа может быть поверхностным и объемным. Первый вид разрушения обычно неэффективен — он сводится к дроблению, истиранию, выламыванию из массива и проталкиванию в направлении движения инструмента частиц породы. Не вдаваясь в более подробное рассмотрение процесса, связанного с возникновением своеобразного клина из выломанных и передвигаемых частиц, создающих распор и способствующих разрушению породы, а также механизма их истирания, остановимся на объемном разрушении горных пород.

Очевидно, разбуривание породы долотом с известным приближением можно рассматривать как процесс вдавливания в породу наконечника (штампа) с плоским и криволинейным основаниями.

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, по В.С. Федорову, являются появление скалывания по контуру давления в хрупких породах (появление клинообразного углубления) или пластические деформации у пластических пород. При всестороннем сжатии (под штампом сферической формы) порода характеризуется физико-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, по В.С. Федорову, — это фаза прогрессивного роста деформаций, фаза объемного разрушения. Для скальных пород она длится доли секунды.

Три фазы разрушения составляют полный цикл разрушения горной породы. Ярко выраженный скачкообразный характер наблюдается у хрупких прочных пород. У хрупких, но менее прочных пород цикличность повторяется, но скачкообразный характер не столь ярко выражен. Малопрочным породам свойствен еще более плавный характер разрушения. При разрушении пластических глин скачкообразности вообще не наблюдается.

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 от 1/21 до 1/29.

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 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 снижается продолжительность контакта зубцов шарошки с породой, что снижает эффективность разрушения.

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 pi, скорость перемещения струи v относительно плоскости забоя не должна превышать некоторой величины, конкретное значение которой зависит от pi и прочности породы Rсж.

Между этими величинами установлена эмпирическая зависимость pi > > к о R сж, что справедливо при v = 0,5 м/с (здесь к0 — 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. Рекомендуется подбирать соответствующее сочетание параметров гидромониторной струи, обеспечивающее окончательный отрыв и увлечение частиц, преодоление угнетающего их перепада давления, образующегося при непрерывном процессе фильтрации жидкости в зону разрушения.

Выбор оптимальных 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 vм (м/ч). Эта скорость с течением времени вследствие износа долота экспоненциально уменьшается.

При правильно подобранных режимах бурения, когда обеспечивается объемное разрушение горных пород, механическая скорость изменяется обратно пропорционально твердости. Она зависит также от других свойств (упругости, пластичности и др.).

Если породы определенной группы разбуривают долотами одной и той же модели, одного размера, при постоянных режимах бурения, то по темпу снижения механической скорости проходки можно судить об относительной абразивной способности пород.

ВЛИЯНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ

И ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ

Основные показатели свойств бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, содержание и состав твердой фазы) зависят, прежде всего, от компонентного состава. Нет ни одного материала для буровых растворов, который бы сугубо избирательно воздействовал на показатели свойств приготовленной системы. С увеличением содержания твердой фазы возрастает плотность, но уменьшается показатель фильтрации. Обработка растворов полимерами с целью уменьшения показателя фильтрации сопровождается повышением вязкости системы. Разжижение бурового раствора, как правило, увеличивает показатели его фильтрации.

Таким образом, основные показатели технологических свойств бурового раствора взаимосвязаны. Однако путем комбинации реагентов удается избирательно регулировать любой показатель при фиксировании остальных. Поэтому представляется целесообразным рассмотреть степень влияния каждого показателя на эффективность работы долот и скорость бурения скважин. Но при вскрытии продуктивного пласта остается не решенной проблема ненарушения его проницаемости.

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, однако скорее обусловлено изменением вязкости: с увеличением показателя фильтрации уменьшается вязкость бурового раствора.

Путем обработки промысловых данных методами математической статистики удалось установить, что с увеличением плотности р бурового раствора механическая скорость проходки гиперболически понижается. Особенно это заметно в интервале р = 1,0+1,5 г/см3.

Убедительные данные получены при бурении скважин на Кубани, где уточнены требуемые значения гидростатических давлений в скважинах ряда площадей, в результате чего появилась возможность понизить плотность бурового раствора.

На примере площадей Днепровско-Донецкой впадины В.П. Мациев- ский показал влияние плотности бурового раствора на механическую скорость проходки. С увеличением плотности бурового раствора от 1,2 до 1,4 механическая скорость проходки уменьшалась почти вдвое.

Плотность бурового раствора, г/см3 1,201,241,281,321,351,40

Механическая скорость проходки, м/ч 7,46,66,05,04,54,2

Данные бурения скважин показывают отрицательное влияние твердой фазы на показатели работы долот. По мере увеличения общего содержания твердой фазы скорость vм и проходка на долото, как правило, уменьшаются.

Влияние твердой фазы на показатели работы долот зависит от способа бурения. Результаты бурения на севере Тюменской области (М.В. Холик и др., 1980) показали, что наиболее вредно на работу долот влияет твердая фаза при турбинном бурении.

Влияние на механическую скорость проходки содержания твердой фазы в растворе исследовано П. Муром. Снижение содержания твердой фазы от 36 до 4 % способствует росту механической скорости проходки. При этом уменьшение количества твердой фазы в области высоких ее концентраций, например, от 24 до 20 % приводит к увеличению vм всего на 3 %, а уменьшение в области более низких концентраций, например, от 12 до 8 % обеспечивает прирост vм на 9 %. Эта тенденция усиливается по мере дальнейшего снижения содержания твердой фазы в растворе.

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.

Более детальный анализ показывает, что разные материалы, составляющие твердую фазу буровых растворов, по-разному влияют на показатели бурения скважин.

Материал БаритБуровой шламГлина

Снижение механической скорости проходки, %, при увеличении содержания твердой фазы на 1 % 2,64,86,7

Примечание. Общее содержание твердой фазы 4 — 12 % (по объему).

При эквивалентном объемном содержании частиц бурового шлама и барита снижение скорости в первом случае в 2 раза больше, чем во втором. Если учесть, что барит повышает плотность бурового раствора в 2 раза эффективней, чем шлам, то становится очевидным, что при необходимости увеличения плотности бурового раствора следует использовать более тяжелые материалы (например, барит), а не выбуренную породу, стремясь всегда к минимизации объемного содержания его твердой фазы.

Особенно неблагоприятно влияет на работу долота глинистая составляющая бурового раствора: на каждый процент увеличения глинистых частиц в растворе потеря в механической скорости проходки составляет 6 — 7 %, т.е. более чем в 2,5 раза больше, чем при увеличении на 1 % концентрации барита. Отсюда можно сделать вывод, что в буровом растворе необходимо иметь минимальную концентрацию глинистых частиц и тщательно контролировать и регулировать ее.

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 — 1,4 г/см3) бурового раствора (А.Н. Яров, А.Н. Мельничук).

Особенно тесная корреляция в стендовых условиях наблюдается между механической скоростью проходки и вязкостью фильтрата бурового раствора. При изменении его вязкости от 2-10 — 3 до 8-10—3 Па-с механическая скорость проходки линейно уменьшается как для шарошечных, так и для алмазных долот в 1,5 — 2 раза.

Итак, теоретические, лабораторные и промысловые данные подтверждают, что показатель вязкости бурового раствора (или его фильтрата) влияет на эффективность разрушения долотом пород на забое: с увеличением этого показателя условия разрушения пород ухудшаются.

Статистические данные о бурении скважин в Днепровско-Донецкой впадине 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 vм 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.

В современной технологии промывки скважин еще много неиспользованных возможностей.

Переход в зарубежной практике бурения скважин на применение буровых растворов с содержанием твердой фазы на 3 — 4 % (вместо 10— 12 %) позволил увеличить проходку на долото до 40 %, механическую скорость проходки — до 30 %. Снижение концентрации глинистых частиц на 1 % позволило получить приращение механической скорости проходки в среднем на 6 — 7 %.

Из практики бурения скважин известно, что буровой раствор на углеводородной основе обходится очень дорого. К тому же он создает определенные неудобства для обслуживающего персонала и часто пожароопасен. Однако с помощью таких растворов можно достичь тех результатов, которых невозможно достичь растворами на водной основе, например, при вскрытии продуктивных горизонтов.

Растворы на углеводородной основе могут обеспечить высокие показатели работы долот. Такие растворы более устойчивы к высоким температурам, позволяют избежать осложнений при бурении солевых отложений и пород, склонных к набуханию в водных средах.

Положительна роль раствора при наличии сероводорода и двуокиси углерода, так как дисперсионная среда раствора неэлектропроводна. Умело регулируя водосодержание в них, можно на длительный период избежать осыпей и обвалов в неустойчивых глинистых разрезах.

В 1967 г. C.P. Lawhon сообщил результаты экспериментов по определению влияния воды в дизельном топливе на скорость проходки в известняках проницаемостью (0,35—1,3)-10-13 м2 и в песчаниках проницаемостью до 5-10-13 м2 при бурении шарошечным долотом малого диаметра (d ® ® 32 мм). Он установил, что скорость проходки с чистым дизельным топливом составляла 98 % скорости проходки при бурении на воде; для бурового раствора она составляла 86 %; при увеличении содержания воды от 5 до 40 % относительная скорость проходки несколько увеличилась (на 7 %).

На основе своих опытов С.Р. Lawhon сделал следующие выводы:

Маловязкий раствор на нефтяной основе, в частности дизельное топливо, позволяет получить такую же скорость проходки, как и с использованием технической воды.

Растворы на углеводородной основе с высокой концентрацией воды позволяют обеспечить примерно такую же скорость проходки, как и высококачественные буровые растворы на водной основе с оптимальной добав-

кой смазывающих веществ (нефть, гудроны и др.). Позже эти выводы были подтверждены.

Положительный опыт применения в качестве бурового раствора гидрофобной эмульсии, стабилизатором для которой служит многотоннажный продукт нефтехимической промышленности — окисленный петролатум, описан А.Г. Розенгафтом. Путем введения в эту эмульсию гидроокиси кальция достигается хорошая агрегативная устойчивость, позволяющая увеличить ее «глиноемкость» до 20 % по весу. Такая эмульсия включает в себя 45 % дизельного топлива или нефти, 50 % воды, 5 % окисленного петролатума, 3 — 5 % гидроокиси кальция. В зависимости от минералогического состава хемогенных пород вода может насыщаться хлористыми солями натрия, магния или кальция.

В Мамонтовском УБР объединения «Зипсиббурнефть» разработан и внедрен маловязкий нефтеэмульсионный буровой раствор, который получают, добавляя в буровой раствор на водной основе нефть совместно с эмульгатором неионогенного типа и переводя его в устойчивую эмульсию.

Применение такого раствора при бурении скважин позволило улучшить показатели работы долот: проходка на долото увеличилась в среднем на 15 %, а механическая скорость проходки — на 7 %.

Применение нефтеэмульсионных растворов позволяет сохранить устойчивым ствол скважины в глинистых отложениях, что не ухудшает показатели долота, а способствует улучшению выноса керна и сохранению естественной проницаемости нефтеносных горизонтов.

Преимущества растворов на углеводородной основе (РУО) по сравнению с растворами на водной основе объясняются следующим:

Фильтрат РУО представлен углеводородами, благодаря ему исключается набухание глинистых минералов, сохраняется естественная устойчивость глинистых резервов и естественная проницаемость гранулярных коллекторов, в цементирующем веществе которых присутствует глина.

РУО не только предотвращает диспергирование шлама, особенно при бурении в глинах, но и агрегирует мелкие частицы в более крупные. В результате этого не только улучшается степень очистки забоя и ствола скважины от обломков породы, но и резко повышается эффективность очистки промывочной жидкости от шлама.

РУО обладает хорошей смазывающей способностью, в результате чего не только уменьшается вероятность затяжек-посадок, прихватов бурильной колонны, степень ее скручивания при вращении ротором, но самопроизвольно увеличивается нагрузка на долото в связи с уменьшением силы трения труб о стенки скважины при одинаковых значениях осевых нагрузок, определяемых на поверхности по индикатору веса. Это способствует увеличению скорости проходки.

Вязкость РУО уменьшается при повышенных температурах, что может стать положительным фактором при бурении глубоких высокотемпературных скважин, так как вызывает раннюю турбулизацию потока под долотом.

Однако, несмотря на все эти преимущества, буровые растворы на углеводородной основе следует рассматривать как предназначенные главным образом для вскрытия нефтегазоносных горизонтов и бурения в разрезах, осложненных неустойчивыми глинистыми породами, хемогенными отложениями и массивом многолетнемерзлых пород. Более широкому их применению будут и впредь препятствовать высокая стоимость, неудобство в 186

обслуживании, взрыво- и пожароопасность, расход важных материалов, трудность хранения и утилизации после окончания бурения скважины, а также другие проблемы, связанные с качеством крепления скважин и разобщения пластов, глубинными геофизическими исследованиями и охраной окружающей среды.

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ПРОМЫВКИ

НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора — очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции — гидромониторный эффект размыва забоя: 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 и 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.

Все показатели промывки определяются прежде всего значением подачи буровых насосов и настолько тесно взаимосвязаны, что зачастую их роли трудно разделить.

Производительность циркуляции бурового раствора — комплексный показатель промывки скважин. С ростом этого значения улучшается очистка забоя, а следовательно, повышается эффективность работы долота. В то же время увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и растет гидродинамическое давление на забое, создаются неблагоприятные условия для отхода сколотой долотом частицы от забоя, КПД долота снижается, вследствие чего уменьшаются механическая скорость проходки и проходка на долото.

В.С. Федоровым установлено, что существует определенный предел

технологически необходимого расхода промывочной жидкости, дальнейшее увеличение которого нерационально. Этот предел диктуется, в первую очередь, необходимостью обеспечения эффективной очистки забоя от шлама. Его находят опытным путем.

При изучении влияния плотности бурового раствора на показатели работы долота установлено, что в разных условиях бурения оно количественно разное и зависит также от глубины скважины, типа пород, порового давления и т.д. Лучше всего проходка на долото и механическая скорость проходки коррелируются с дифференциальным статическим давлением (с разностью между гидростатическим и внутрипоровым давлениями). Чем меньше эта разность, тем эффективней порода разрушается долотом. Очевидно, дифференциальное давление на забое является комплексным параметром, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое.

С увеличением производительности циркуляции бурового раствора растут гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины и в связи с этим повышается гидродинамическое давление на забой. Особенно это заметно при переходе от ламинарного режима течения к турбулентному. Потери давления в кольцевом пространстве скважины могут при этом измениться на единицы и даже десятки атмосфер. Эти значения иногда малы по сравнению с гидростатическим давлением столба бурового раствора, однако и они могут оказать решающее влияние, особенно тогда, когда гидростатическое и пластовое (внутрипоровое) давления близки по значению, что характерно для современной технологии бурения скважин.

Таким образом, отрицательным последствием интенсификации промывки скважины может стать увеличение дифференциального давления на забое скважины и, как следствие, ухудшение условий разрушения породы на забое скважины.

Один из основных факторов, влияющих на эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины, — качество очистки забоя от обломков породы циркулирующим буровым раствором (под качеством очистки забоя будем понимать скорость смыва и количество смываемых частиц шлама. Как правило, бурение (особенно турбинное) осуществляется в условиях несовершенной очистки забоя скважины. Из-за зашламленности забоя зубья породоразрушающего инструмента не имеют непосредственного контакта с поверхностью разрушаемой породы; осевая нагрузка со стороны долота воспринимается не только забоем, но и шламовой подушкой. Эффективность внедрения зуба долота в забой скважины существенно ухудшается, скорость проходки уменьшается.

Выполненные в Уфимском нефтяном институте исследования показали, что даже тонкий слой шлама на поверхности мрамора на 30 — 40 % снижает передаваемое на мрамор усилие со стороны вдавливаемого пуансона (зуба).

Лабораторными исследованиями, выполненными фирмой «Эссо Продакшн» с помощью микродолот, установлено, что механическая скорость проходки наилучшим образом коррелируется с функцией числа Рейнольдса. Последующие промысловые исследования, выполненные фирмой «Им- периэл Ойл» в Канаде, подтвердили характер этой зависимости.

Считается, что причиной тесной корреляции между механической скоростью проходки и числом Рейнольдса потока бурового раствора под долотом служит то, что число Рейнольдса является показателем толщины

пограничного слоя бурового раствора у забоя. А сам пограничный слой затрудняет смыв обломков породы с забоя.

При Re = 100+1000 характерна ситуация, когда обломки породы удаляются вихрями, которые образуют движущиеся зубья долота. При этом пограничный слой настолько велик, что при неподвижном долоте обломки породы с забоя потоком бурового раствора не смываются. В этом случае механическая скорость проходки не зависит от числа Рейнольдса.

По мере увеличения числа Рейнольдса от 103 до 105 вихревые потоки начинают достигать забоя. В результате уменьшения толщины пограничного слоя качество очистки забоя от обломков породы улучшается, и, как следствие, увеличивается механическая скорость проходки. В этом диапазоне чисел Рейнольдса темп увеличения механической скорости проходки наибольший.

При Re = 105+106 интенсивность роста механической скорости проходки по-прежнему заметно снижается.

Наконец, при Re > 106 достигается совершенная очистка забоя, и механическая скорость проходки снова не зависит от числа Рейнольдса. Обломки породы с забоя удаляются сразу же после их образования и не попадают повторно под зубья долота. Поэтому дальнейшее увеличение числа Рейнольдса не способствует заметному увеличению механической скорости проходки за счет улучшения качества очистки забоя. Однако это не исключает дальнейшего повышения эффективности работы долота путем увеличения осевой нагрузки и частоты его вращения, скорости истечения бурового раствора из насадок долота и т.д.

Для практического применения результатов описанных исследований и экспериментов предлагается использовать понятие индекса механической скорости проходки (ИМС), который связывают с числом Рейнольдса следующими эмпирическими зависимостями: при Re < 1900 ИМС = 0,04; при 1900 < Re < 5-104 ИМС = 0,001 Re0'45; при 5-104 < Re < 5-105 ИМС = = 0,01 Re0'27; при Re > 5-105 ИМС = 0,32.

Индекс механической скорости проходки отражает лишь влияние свойств бурового раствора и режима циркуляции в поддолотной зоне на качество очистки забоя от выбуренной породы, но он не учитывает эффект размыва забоя гидромониторной струей. Для перехода через этот показатель ИМС к абсолютному значению механической скорости проходки необходимо знать для данных конкретных условий значение механической скорости и соответствующее ему значение ИМС:

V мх = v A (ИМС) x,

(ИМС) a

где vю и v„а — соответственно искомая и известная механическая скорость проходки; (ИМС)х, (ИМС)а — индексы механической скорости проходки соответственно для v„ и v.

Расчеты показывают, что при прочих равных условиях ИМС выше при меньшем числе насадок на долоте. Это подтверждено результатами промысловых экспериментов: закупоривали в период долбления одну-две насадки долота, и при этом механическая скорость проходки никогда не уменьшалась, а часто, наоборот, увеличивалась.

Таким образом, режим течения бурового раствора под долотом может существенно повлиять на показатели работы долота, так как служит определяющим фактором в степени очистки забоя от шлама.

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.

Промыслово-экспериментальные работы (ВНИИБТ) при бурении роторным способом позволили установить, что с увеличением скорости истечения струи из насадок гидромониторных долот от 56 до 111 — 127 м/с при практически неизменной производительности циркуляции бурового раствора достигалось увеличение механической скорости проходки почти в 2 раза. Установлено, что с увеличением перепада давления на насадках долота от 2,0 до 10,5 МПа при производительности циркуляции 20 — 26 л/с механическая скорость проходки возрастала в 2 — 3 раза. Причем наиболее интенсивный рост механической скорости проходки отмечался в диапазоне перепадов давлений на насадках 3,0 — 8,0 МПа. При перепаде на насадках более 9,0 МПа зависимость механической скорости проходки от скорости истечения бурового раствора из насадок долота заметно ослабевала.

На основании выполненных работ в Ставрополье сделаны практически важные выводы о роли скорости истечения струи из насадок гидромониторных долот в процессе разрушения пород на забое: при увеличении скорости истечения от 40 — 70 до 100—110 м/с при бурении в мягких породах можно повысить механическую скорость проходки на 50—100 % и рейсовую скорость бурения — на 10 — 60 %; в породах средней твердости в этом случае можно достичь увеличения механической скорости проходки на 30-80 %.

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 породы долотом очевидна, то целесообразность применения гидромониторных долот при бурении в разных геологических условиях определяется прежде всего прочностными характеристиками разбуриваемых пород.

Экспериментальным путем установлено (Б.В. Байдюк, Р.В. Винярский), что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут наблюдаться три частных эффекта, в совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя.

Первый — эффект смыва с забоя сколотых частиц породы (шламовой подушки). Как было указано выше, 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 зубьями долота. Третий заключается в непосредственном разрушении струей материнской породы.

Согласно исследованиям Н.А. Колесникова, А.К. Рахимова и других выявляется 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, 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 маловязкой 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 — максимальным;

буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны иметь стабильные показатели 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. 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. Критерии выбора несколько иные. Безусловно, только реализация наиболее полного комплекса предложенных мероприятий позволит достичь заметного повышения эффективности бурения скважин. Использование лишь некоторых мероприятий вряд ли позволит достичь стабильного технологического и экономического эффекта.

РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

Углубление (механическое бурение) — 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 скорости проходки скважины и стоимости метра проходки. Для оценки отдельных видов работы, связанных с проходкой скважины, введены понятия о механической, рейсовой, технической, коммерческой и полной скоростях бурения. Ниже дается взаимная связь между этими скоростями.

Примем следующие обозначения:

р — средняя механическая скорость бурения, м/ч;

— рейсовая скорость бурения, м/ч;

— техническая скорость бурения, м/ч или м/станко-месяц;

— коммерческая скорость бурения, м/станко-месяц;

— полная скорость бурения, м/станко-месяц;

— продолжительность бурения скважины, включая расширку и проработку tп, ч;

Tсп — продолжительность спускоподъемных работ, связанных со сменой долот, включая и время на наращивание инструмента, ч;

Tосн — продолжительность всех производительных работ, кроме предусмотренных Tв и Tсп, ч;

Tп — продолжительность непроизводительного времени (остановки, ликвидация аварий и т.д.), ч;

Tв — продолжительность строительства вышки и монтажных работ, ч;

L — глубина скважины, м.

Тогда

vсрL/Tв,vр = vср/(1 + тсп/ тв);vсрL/Tв,vр = vср/(1 + тсп/ тв);vтvтv срv ср1 'T + тосн)/ тб1 'T + тосн)/ тбv кv кv срф + Тсп + тосн + TJ/ тб]v срф + Тсп + тосн + TJ/ тб](6.2)(6.3)(6.4)(6.5)(6.2)(6.3)(6.4)(6.5)

vсрL/Tв,

vр = vср/(1 + тсп/ тв);

vсрL/Tв,

vр = vср/(1 + тсп/ тв);

vт

vт

v ср

v ср

1 'T + тосн)/ тб

1 'T + тосн)/ тб

v к

v к

v ср

ф + Тсп + тосн + TJ/ тб]

v ср

ф + Тсп + тосн + TJ/ тб]

(6.2)

(6.3)

(6.4)

(6.5)

(6.2)

(6.3)

(6.4)

(6.5)

(6.6)(6.6)V =VCE,

(6.6)

(6.6)

п,

Ф + (Тсп + Тосн + Тп + Тв/ Тб)]

где с — переводный коэффициент времени (с часов на месяцы).

Указанные соотношения можно представить и несколько иначе, а именно:

v рv рLТ + Тсп)LТ + Тсп)(6.7)(6.7)vтvтv рС Р + Тосн/Тб + Тсп)1v рС Р + Тосн/Тб + Тсп)1(6.8)(6.8)V кV кv тv тФ+TH/(Te + Tcn + TOCH)JФ+TH/(Te + Tcn + TOCH)J(6.9)(6.9)V пV пv кv к.Ф+^/(Д + Тсп + Тосн + Тн)1.Ф+^/(Д + Тсп + Тосн + Тн)1(6.10)(6.10)

v р

v р

L

Т + Тсп)

L

Т + Тсп)

(6.7)

(6.7)

vт

vт

v р

С Р + Тосн/Тб + Тсп)1

v р

С Р + Тосн/Тб + Тсп)1

(6.8)

(6.8)

V к

V к

v т

v т

Ф+TH/(Te + Tcn + TOCH)J

Ф+TH/(Te + Tcn + TOCH)J

(6.9)

(6.9)

V п

V п

v к

v к

.

Ф+^/(Д + Тсп + Тосн + Тн)1

.

Ф+^/(Д + Тсп + Тосн + Тн)1

(6.10)

(6.10)

Из приведенных формул видно, что vр, vг и vк зависят от vср, кроме того, из перечисленных скоростей каждая последующая зависит от предыдущей.

С ростом vк соответственно увеличивается vр и vк, что согласуется с выводами, вытекающими из формул (6.2) — (6.5).

Многочисленными исследованиями установлено, что vср, vр, vт и vк уменьшаются с увеличением глубины L скважины, а стоимость метра проходки при всех способах бурения является возрастающей функцией глубины скважины.

С ростом vк, как правило, резко уменьшается удельный расход электроэнергии в бурении, уменьшается 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 (по В.С. Федорову):

Группа природных факторов (механические свойства пород, условия их залегания, природа вещества, заполняющего поровые пространства, и др.).

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.).

Деловая квалификация работников буровой бригады. Значительно влияют на скорость бурения организация работ в смене, сработанность рабочих в смене, их деловая квалификация.

Влияние различных факторов на процесс бурения

Буровые долота выбирают в зависимости от физико-механических свойств горных пород, глубины их залегания и способа бурения. Применяют шарошечные, лопастные, фрезерные, дробящие, алмазные долота и долота 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 торцевой 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.

Для увеличения скорости бурения большое значение приобретает углубление и расширение теоретических и экспериментальных исследований механики разрушения горных пород и режима бурения скважин, так как частичная модернизация шарошечных долот и технологии бурения уже не обеспечивает существенного роста основных технико-экономических показателей буровых работ.

Режим бурения. По В.С. Федорову, под режимом бурения понимают определенное сочетание факторов, влияющих на показатели бурения. Эти факторы называются параметрами режима бурения.

К числу важнейших параметров относятся: осевая нагрузка на долото Рд; частота вращения долота (или ротора) n; количество (расход) циркулирующего бурового раствора; качество циркулирующего бурового раствора, подаваемого на забой (фильтрация Ф, статическое напряжение сдвига 9, вязкость п, плотность р).

Соотношения между параметрами режима подбирают таким образом, чтобы получить наиболее высокие количественные показатели при требуемых качественных и возможно более низкую себестоимость 1 м проходки.

Обобщенным количественным показателем механического бурения, зависящим от параметров режима бурения, является рейсовая скорость проходки vр.

Сочетание параметров режима бурения, при котором получают наиболее высокую рейсовую скорость проходки vр 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 второстепенные. 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) и при отборе кернов. Однако качественное формирование ствола всегда должно быть определяющим.

Механическое разрушение горных пород (углубление) при бурении долотом имеет сложный характер. По количественным показателям углубления нельзя судить о влиянии того или иного параметра на эффект разрушения горных пород: их действие всегда комплексное.

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 расчетных величин. Опыт показывает, что технико-экономические 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 предпочтительней 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 нефтяной основе, вода, вода с ПАВ, аэрированная жидкость, воздух (газ).

Основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели бурения, — компонентный состав, плотность, вязкость, показатель фильтрации и другие параметры бурового раствора. Убедительные данные по увеличению скорости бурения при снижении плотности бурового раствора получены на скважинах ряда площадей Краснодарского края. 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 уменьшаются.

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 техникоэкономических 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 если при этом необходимо усложнять технологический процесс промывки и применять более сложное оборудование. Скорость проходки при этом неизменно возрастает.

Роль фильтрации по сравнению с плотностью и содержанием твердой фазы незначительна. Среднестатистические данные показывают, что в водоглинистых системах с увеличением содержания нефти до 10 % скорость проходки растет. Дальнейшее повышение ее концентрации приводит к обратному эффекту. Эти качественные зависимости показывают лишь тенденцию изменения параметров бурения при изменении основных технологических свойств бурового раствора.

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 на стенке образуются толстые глинистые корки. Разумеется, величина фильтрации определяется конкретными условиями. Но вполне очевидно, что фильтрация на 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 фильтрации 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 вязкость в процессе транспортирования шлама играет подчиненную роль.

Таким образом, при оптимальном соотношении показателей 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. Механическую скорость проходки определяют следующие основные показатели промывки: 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 про-

ходку на долото в мягких породах в 2 — 3 раза. В твердых сланцах гидромониторный эффект при скоростях истечения струи 50 — 80 м/с позволяет увеличить 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 первопричины его увеличение всегда сопровождается ухудшением показателей работы долот. Установлено, что при прочих равных условиях механическая скорость проходки увеличивается с уменьшением дифференциального давления на забой.

Обобщив результаты практических наблюдений в России, СНГ, США, Канаде, Иране и других странах, получили качественную зависимость механической скорости проходки от дифференциального давления на забое скважины.

На темп углубления 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, когда роль выбуренной породы существенна по сравнению с таким утяжелителем, как барит. Концентрация твердой фазы в этом диапазоне плотностей достигает 15 — 25 %.

Анализ зарубежных материалов показал, что при бурении скважин в Южной Луизиане (США) уменьшение дифференциального давления с 7 МПа до 0 привело к росту механической скорости проходки на 70 %. Установлено, что влияние перепада давления на механическую скорость проходки более заметно проявляется при росте осевой нагрузки на долото. Чувствительность механической скорости проходки к дифференциальному перепаду давления на забое возрастает с увеличением осевой нагрузки на долото. При отрицательном дифференциальном перепаде, т.е. когда пластовое давление превышает давление циркулирующего на забое скважины бурового раствора, скорость проходки продолжает увеличиваться, часто в возрастающем темпе.

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. Чем большая часть давления затрачивается на долоте, чем выше скорость струи, лучше очистка забоя и больше гидромониторный эффект.

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 эти факторы резко сокращают долговечность долота.

При увеличении n уменьшается продолжительность т контакта зубцов шарошек с породой (n и т — 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 vм.

В.С. Федоров, В.Ф. Дудин и Ф.Д. Зенков, рассматривая погружение рабочих элементов долота в породу как движение твердого тела в сопротивляющейся среде, установили, что углубление долота за один оборот в зависимости от частоты вращения можно выразить в следующем виде:

5 = А(1 - е-B/n).(6.11)

Механическую скорость проходки можно выразить формулой

vм= А(1 - е-B/n)n,(6.12)

где А = 55-10-1 Рд; B = 0,09 (Рд - удельная нагрузка на долото, Н/м).

Графическое изображение зависимости vм = f(n) свидетельствует о наличии критического значения n, при котором vм = vм max. Для мрамора nкр = 100 об/мин. С увеличением твердости и хрупкости породы nкр возрастает.

Значение nпм выше при больших нагрузках на долото.

Далее критическую частоту вращения долота будем обозначать следующим образом: для механической скорости проходки - nv , рейсовой скорости - nv и проходки на долото - h.

Формула (6.12) соответствует бурению с объемным разрушением породы.

При бурении турбобуром в мягких глинистых породах частоты вращения должны быть понижены. В хрупких и пластично-хрупких породах скорость vм проходки - возрастающая функция даже при увеличении n > > 800 об/мин.

Уменьшение углубления за один оборот 5п с ростом n обусловливается тем, что с увеличением n уменьшается продолжительность т контакта зубцов шарошки с породой.

Связь между n и т выражается (в с) в виде

(6.13)(6.13)60 d / D т = —0,

(6.13)

(6.13)

nz

где dш/D - отношение диаметров шарошки и долота; n - число зубцов на наибольшем венце шарошки.

Из соотношения (6.13) следует, что т зависит не только от n, но и от диаметров долота и шарошек.

Очевидно, при прочих равных условиях, чем больше z (меньше шаг), тем меньше nv , и наоборот, чем меньше dш/D, тем выше nv . Следовательно, nv зависит и от размеров долота.

Описанная зависимость vм = f(n) (6.12) относится к случаям объемного разрушения породы. Если бурят при сравнительно малых осевых нагрузках на долото, то при взаимодействии долота с породой наблюдается разрушение последней истиранием (поверхностное разрушение). В этом случае 5п = 5о = const, а следовательно, vм = n5о.

А.А. Минин и А.А. Погарский проводили исследования по разбуриванию разных пород на специальном стенде при частоте вращения долота до 4500 об/мин. Максимальная механическая скорость проходки при этом не превышала 48 м/ч. Следовательно, среднее углубление долота за один оборот составляло не более 0,2 мм. При таком темпе углубления долота происходило разрушение породы истиранием.

Опыты показали, что при разбуривании цементного камня, известняка и мрамора с увеличением n трехшарошечных долот от 500 до 4500 об/мин механическая скорость проходки увеличивается пропорционально росту n. При бурении в граните прямолинейная зависимость сохраняется при изменении n от 500 до 2500 об/мин. С увеличением n выше 2000 — 2500 об/мин механическая скорость проходки возрастает несколько медленнее роста n. Следовательно, для тех пределов, в которых на практике изменяется n, зависимость (6.12) хорошо подтверждается опытами.

В процессе бурения механическая скорость проходки уменьшается при условии, что процесс ведется при p = const и n = const. В этом случае снижение механической скорости проходки обусловливается только износом зубцов.

Относительное уменьшение механической скорости проходки происходит пропорционально времени и обратно пропорционально коэффициенту износа, т.е.

dvм/vм = — dtв.б/ 6‘.

Интегрируя это уравнение, получаем

(6.14)

Проходка на долото за время 1б выражается формулой

1б

(6.15)(6.15)hP0 = I vмdt = vм61(1 - e-tб/61),

(6.15)

(6.15)

0

где 61 — коэффициент износа, представляющий собой логарифмический декремент убывания механической скорости проходки, равный времени, в течение которого vм уменьшается в е раз (е — основание натурального логарифма).

Опытные данные А.А. Минина и А.А. Погарского показали, что 1/61 изменяется приблизительно пропорционально изменению нагрузки на долото; с изменением частоты вращения величина 1/61 увеличивается быстрее, чем растет n, особенно при больших его значениях.

Данные свидетельствуют о том, что и для проходки на долото существует критическое значение для n, и притом оно будет меньше, чем для механической скорости проходки.

Рейсовая скорость проходки

(6.16)(6.16)vм0 61 (1-е-1 б/ 61 )

(6.16)

(6.16)

б

где 1б — время бурения; 1п — время, необходимое на проработку и расширение ствола скважины; 1сп — время на спуск и подъем бурильной колонны и смену долота.

Для vр также существует критическое значение n; численно оно меньше соответствующего значения для vм и больше, чем для h.

Итак, nv > nv > nh.

Осевая нагрузка на долото. При прочих равных условиях в зависимости от Pд может происходить разрушение породы либо поверхностное, либо объемное.

Объемное разрушение может наблюдаться после однократного воздействия на нее зубцов шарошек или после многих воздействий. Первые наиболее полные исследования и обобщения провел В.С. Федоров.

Влияние осевой нагрузки Pд на показатели бурения очень велико. Опытами установлено, что зависимость vм = f(Pд) весьма сложная.

Это обусловливается рядом обстоятельств, однако главнейшие из них — циклический характер разрушения породы, наличие шлама, покрывающего неровную поверхность забоя скважины, ограниченная высота рабочих элементов долот.

Наличие шлама ведет не только к снижению механической скорости проходки, но и к тому, что vм как функция Pд достигает максимума при меньших значениях Pд.

Итак, чем больше шлама на забое, тем раньше наступает максимум vм как функции Pд и тем меньше величина этого максимума.

При высокой частоте вращения долота максимум для vм = f(Pд) наступает при больших Рд, чем при более низком значении n. Отрицательное влияние шлама на vм при более высоком значении n больше, чем при более низком.

Осевая нагрузка, при которой vм достигает максимума, называется критической Pкр. 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 Pд бурили при Рд > Pкр.

Долговечность шарошечных долот изменяется обратно пропорционально Pд в некоторой степени Y ® 0,40+0,45. Вероятно, показатель степени зависит от погружения зубцов шарошки. Когда зубцы не погружены в породу, Pд больше влияет на разрушение долота, чем при погружении зубцов в породу.

С увеличением Pд растут vм и h. Следовательно, сокращается время собственно на бурение скважины и спускоподъемные операции (в результате уменьшения числа этих операций, числа смен долота). С ростом Pд увеличивается и рейсовая скорость проходки vр.

При увеличении n механическая скорость возрастает, но проходка на долото уменьшается. Следовательно, в этом случае общая продолжительность спускоподъемных операций растет.

Для проходки на долото и рейсовой скорости проходки vр также имеются критические значения осевой нагрузки Pд, которые обозначим соответственно Рдv и Pдh. Между этими критическими значениями существуют соотношения

Р„ > Р„ , Р„ > PA„ и Р„ > P.д.

д v м д vр , д v м А" д vр Ah

Соотношения между параметрами режима бурения, обусловливаемые особенностями разрушения пород при бурении (по В.С. Федорову). Экспериментально доказано, что как для частоты вращения долота, так и для осевой нагрузки Pд на него при использовании долот существуют критические значения, превышение которых ведет к снижению показателей бурения.

С ростом n критическое значение Рдvм также несколько увеличивается. На величину Рдvм особенно большое влияние оказывает степень очистки забоя. С повышением Q величина Рдvм возрастает. С увеличением плотности промывочной жидкости рп сопротивляемость горных пород возраста-

ет, вследствие чего осевую нагрузку на долото Рд необходимо увеличивать. С ростом n обязательно повышается Рд.

Если осевая нагрузка на долото выше той, при которой возможно только поверхностное разрушение породы, но не выше критической величины, частота вращения долота также не превышает критического значения, а количество промывочной жидкости достаточно для удовлетворительной очистки забоя от выбуренной породы, то, как показывают опытные данные, между средними механическими скоростями проходки vм1 и vм2, с одной стороны, и соответствующими им значениями Рд1, n 1 и Рд2, n2, с другой, существуют соотношения

(6.17)(6.17)v м1 ='

(6.17)

(6.17)

Vм2n^ ’

где x, у — показатели степени.

Между продолжительностью эффективной работы долота на забое 11 и 12 и теми же значениями Рд1, n 1 и Рд2, n2 установлены соотношения

1 t 21 t 2nx 1 Py12 д2n x 1 рУ 1 .n1 Рд1nx 1 Py12 д2n x 1 рУ 1 .n1 Рд1(6.18)(6.18)

1 t 2

1 t 2

nx 1 Py1

2 д2n x 1 рУ 1 .n1 Рд1

nx 1 Py1

2 д2n x 1 рУ 1 .n1 Рд1

(6.18)

(6.18)

Зависимость (6.17) дает вполне удовлетворительные результаты, когда n не превышает в глинистых породах 300 — 350 об/мин, в песках и рыхлых песчаниках 450 — 500 об/мин, в крепких скальных породах 750 — 800 об/мин. При бурении в крепких скальных породах при n > 840 об/мин механическая скорость проходки продолжает увеличиваться с ростом n, но при этом х ® 0,45.

Выражение (6.18) в основном проверено до n = 500 об/мин. В этом диапазоне х1 ® 0,5+0,8, а х = 0,7.

Значение показателей степени при Рд колеблется в пределах от 1,1 до 1,5; чаще у = 1,1, а у1 = 0,40+0,45.

Если диапазон изменения n и Рд сравнительно невелик, то можно пользоваться формулой

(6.19)(6.19)v м1 - n1 Рд1

(6.19)

(6.19)

.

v м2n 2 Рд2

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 района имеются параметры режима бурения, которые считаются наилучшими.

Большинство фирм, как тех, которые ведут бурение на промыслах, так и тех, которые выпускают долота, рекомендуют бурить при высоких нагрузках из расчета 1—3m на 1" диаметра долота, при больших количествах бурового раствора, обеспечивающих скорость восходящего потока в кольцевом пространстве 0,7—1,2 м/с, при относительно малых скоростях вращения ротора (долота) — в пределах от 150 до 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.

Рациональная отработка долот (по В.С. Федорову)

Долота рационально отрабатывают в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима бурения и равномерной подаче, т.е. бурят при минимальных значениях (Pд max - Pд min)/Pд ср и (nтах - nmin)/nср; продолжительность работы долот выбирают из расчета получения максимальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хоть 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 темп углубления скважины чаще всего снижается. А если и происходит некоторое увеличение показателей бурения, то сравнительно небольшое. При таких условиях отработка долот не может быть рациональной.

Параметры режима бурения n, Pд и Q по-разному влияют на механическую скорость проходки и износостойкость долота, следовательно, оптимальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсовой скорости проходки, т.е. наивыгоднейшие значения n, Pд и Q определяются из системы уравнений

дvp/дn = 0; дvp/дPд = 0; дvp/дQ = 0, (6.20) если при этом будут выполнены соответствующие требования ко вторым производным.

В турбинном бурении часто рациональное соотношение между Pд, n и Q не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов.

Было установлено, что 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 Q = const, частота вращения долота n = = ф(Рд), естественно, что при всяком изменении Pд обязательно будет изменяться и n, причем абсолютная величина колебания будет зависеть от коэффициента K (сброса на 0,01 мН нагрузки).

Опыты показали, что во всех случаях, когда долото подается неравномерно, происходят колебания n, в результате 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.

Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но из-за неровностей на забое скважин и некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно изменяются, а при этом изменяется и n. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием n, если даже при бурении Pд = const и Q = const.

Рациональная отработка долот невозможна, если нет критериев для определения времени, когда необходимо сменить долото.

Многолетний производственный опыт показывает, что у шарошечных долот наиболее изнашиваются два узла: опоры и рабочая поверхность.

Применяемые долота делят на две группы: у одних Tf << Tz, у других Tf > > Tz, где Tf и Tz — износостойкость соответственно опор и рабочей поверхности долот. Очевидно, в зависимости от соотношения между Tf и Tz метод определения продолжительности эффективной работы долота на забое должен быть различный.

Если Tf << Tz, то в процессе бурения еще задолго до наступления износа рабочей поверхности при высокой механической скорости проходки начинается расстройство опор долота: нарушается плавное качение роликов в большом подшипнике, наблюдается заклинивание роликов, прекращается качение шарошек, создаются значительные сопротивления вращению долота.

В роторном бурении периодами (в момент заклинивания шарошки) резко увеличивается мощность, требуемая на бурение.

В турбинном бурении при нарушении качения роликов в подшипнике долота приемистость турбобура к осевой нагрузке уменьшается. Турбобур начинает останавливаться при осевой нагрузке Pд, меньшей (иногда значительно) первоначальной Pд нач. Если бурят при параметрах режима бурения, соответствующих области тормозных режимов работы турбобура, то указанное явление проявляется в более резкой форме.

Если начинают нарушаться плавность качения опорных элементов долота, заклиниваться шарошки, то может произойти авария с долотом. Заметив это, бурильщик должен прекратить бурение и поднять долото для его смены.

Если для разбуривания нефтяного или газового месторождения длительное время применяют долота одного типа, то на основании статистических материалов для них можно установить время Т, в течение которого наступает расстройство опор; это будет рациональное время эффективной работы долота на забое Tр. После того как долото проработало на забое в течение времени Tр = T, его необходимо поднять, если даже при этом сохраняется еще сравнительно высокая механическая скорость проходки.

Итак, если Tf << Tz, то Tp = Tf.

Если рабочая поверхность изнашивается быстрее опор (Tz < Tf или Tz ® ® Tf), то время эффективной работы долота на забое следует определять из условия износа ее рабочей поверхности. Многочисленные исследования показали, что при этом наиболее правильно Tp определять из условия максимума рейсовой скорости проходки vр.

Для определения vр можно применять приближенное выражение

vpvphPtб + tп + tспhPtб + tп + tсп..(6.21)(6.21)

vp

vp

hP

tб + tп + tсп

hP

tб + tп + tсп

.

.

(6.21)

(6.21)

Исследуя функцию на максимум, получаем при dvр/dtб = 0 dhPд =hPд

dtб Tр + t п + t сп'

Так как dhPд/dtб = vм, то vм = vр.(6.22)

Следовательно, с технической точки зрения долото на забое следует держать до тех пор, пока механическая скорость проходки, уменьшаясь, не станет равной рейсовой скорости проходки. Это и будет рациональное время эффективной работы долота на забое Tр.

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 = к 0 vм ср,

где vи ср — средняя механическая скорость проходки, м/ч; к0 — коэффициент, определяемый опытным путем.

Значение к0 зависит от соотношения между tб и tсп + tп и удовлетворяет условию 0 < к0 < I.

После сработки долота (или по иным причинам) колонну бурильных труб приподнимают на несколько метров и промывают до тех пор, пока плотности бурового раствора, закачиваемого в скважину и из нее выходящего, не сравняются. В это время подготовляют для спуска в скважину новое долото и проверяют состояние оборудования и спускоподъемного инструмента. Затем поднимают инструмент из скважины.

Глава 7

ПРОМЫВКА СКВАЖИН

И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит эффективность буровых работ.

Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими.

С увеличением глубины скважин повышаются температуры и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами (газ, нефть, пластовая вода), минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физикохимическим процессом. Этот процесс протекает в среде бурового раствора и других специальных жидкостей.

Название «буровой промывочный раствор», или «буровой раствор», не отражает физико-химической сущности этих систем, и использование его в дальнейшем связано лишь с традициями в нефтяной и газовой промышленности. По составу эти системы должны быть отнесены к сложным по- лиминеральным дисперсиям, стабилизированным поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Различают физические и химические свойства бурового раствора. В свою очередь, физические свойства делятся на термодинамические, коллоидно-реологические, фильтрационные, теплофизические и электрические (рис. 7.1). Термины, характеризующие эти свойства, и их определения приведены в табл. 7.1.

Термины и определения, отражающие основные операции технологического процесса промывки скважин, приведены на рис. 7.2 и в табл. 7.2.

Основная технологическая операция промывки скважины — прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др.

Технологическое оборудование для промывки скважин (рис. 7.3) представляет собой ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем.

Рис. 7.1. Классификация основных свойств бурового раствора

Таблица 7.1

Термины и определения основных показателей бурового раствора

Термин

Размерность

Определение

Плотность

кг/м3 (г/см3)

Масса единицы объема бурового раствора

Условная вязкость

с

Величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку

Касательное напряжение сдвига

Па

Величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига

Пластическая вязкость

Па-с

Величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига в случае, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой

Динамическое напряжение сдвига

Па

Величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора

Термин

Размерность

Определение

Эффективная вязкость

Па-с

Величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига

Статическое напряжение сдвига

Па

Величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры

Показатель фильтрации

см3

Величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время

Толщина фильтрационной корки

мм

Величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время

Показатель коллоидальности

Величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы

Коэффициент коллоидальности

Величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора

Показатель минерализации

Величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия

Водородный показатель

Величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода

Напряжение электропробоя

В

Величина, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор

Электрическое сопротивление

Ом

Сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току

Показатель консистенции бурового раствора

Па

Коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора

Показатель неньютоновского поведения бурового раствора

Показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора

Показатель седиментации бурового раствора

Величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время

Удельная теплоемкость бурового раствора

Дж/(кг-°С)

Количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус

Рис. 7.2. Классификационная схема промывки скважин

Рис. 7.3. Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины

Термин

Размерность

Определение

Коэффициент теплопроводности бурового раствора

Термический коэффициент объемного расширения

Вт/(м-°С)

Величина, характеризующая способность бурового раствора проводить теплоту, определяемая количеством теплоты, проходящей в единицу времени через единицу изотермической поверхности при температурном градиенте, равном единице

Величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1 К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре

Таблица 7.2

Основные термины и определения для технологического процесса промывки скважины

Термин

Определение

Промывка ствола скважины

Приготовление бурового раствора

Смешивание компонентов бурового раствора

Диспергирование компонентов бурового раствора

Перемешивание бурового раствора

Дозированная подача компонентов бурового раствора

Обработка бурового раствора

Аэрация бурового раствора

Химическая обработка бурового раствора

Утяжеление бурового раствора

Прокачивание бурового раствора по стволу скважины

Подпор бурового раствора

Закачивание бурового раствора

Очистка бурового раствора

Технологический процесс при строительстве скважины с использованием бурового раствора Комплекс технологических операций по созданию бурового раствора определенного типа из исходных компонентов

Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в соединении его исходных компонентов

Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в измельчении его компонентов

Технологическая операция приготовления и обработки, заключающаяся в равномерном распределении компонентов в данном объеме бурового раствора и вовлечении объема бурового раствора в движение

Технологическая операция приготовления, обработки, утяжеления бурового раствора, заключающаяся в подаче компонентов в зону смешивания в определенном количестве во времени Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в регулировании свойств бурового раствора химическими или физико-механическими методами

Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него газообразных агентов для понижения плотности Комплекс технологических операций обработки бурового раствора химическими реагентами Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него утяжелителя для повышения плотности Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в прокачивании бурового раствора по схеме буровой насос — ствол скважины — буровой насос Технологическая операция прокачивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в принудительной подаче бурового раствора в приемную линию бурового насоса Технологическая операция прокачивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в приемке и нагнетании бурового раствора в скважину

Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении примесей из бурового раствора

Термин

Определение

Очистка бурового раствора от шлама

Очистка бурового раствора от шлама сетками

Очистка бурового раствора от шлама в отстойниках

Очистка бурового раствора от шлама в гидроциклонах

Дегазация бурового раствора

Регенерация компонентов бурового раствора

Замена бурового раствора

Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении шлама из бурового раствора

Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем пропускания его через вибрирующую сетку

Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем осаждения его в отстойниках

Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем отделения его под действием инерционных сил в гидроциклонах

Технологическая операция очистки бурового раствора по удалению из него газообразного агента Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в извлечении исходных компонентов из бурового раствора для последующего их использования

Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в замещении всего рабочего объема или его части другим буровым раствором

ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений, приведенных в табл. 7.3.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в раз-

Таблица 7.3

Функции и ограничения процесса промывки скважин

Функция

Ограничение

Разрушать забой

Не разрушать долото, бурильный инструмент

Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность

Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов

Предупреждать овалы стенок скважины

и оборудование

Не размывать ствол скважины

Не приводить к поглощениям раствора и не подвергать гидроразрыву пласты

Не ухудшать проницаемость продуктивных

Взвешивать компоненты раствора и шлам

горизонтов

Не приводить к высоким потерям гидравлической энергии

Сбрасывать шлам в отвал

Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора

Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование

Не вызывать осыпей и обвалов стенок скважины

рушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающими элементами долота.

С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основной функцией промывки скважин является очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают подачу раствора к забою через насадки долота. Этот метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет ка- вернозность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Обязательное требование к процессу промывки скважин — выполнение функций транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем интенсивней осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям. Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции необходимо ограничить сверху, чтобы избежать размыва ствола, боль-

ших потерь напора, значительного повышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом увеличиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, рас-

твор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

РЕАГЕНТЫ И ДОБАВКИ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ

СВОЙСТВ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ РАСТВОРОВ

Для обеспечения необходимых свойств буровые растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе проводки ствола скважины.

Обогащение бурового раствора твердой фазой происходит в основном при разбуривании глинистых пород, легко диспергирующихся и переходящих в раствор. Такое перенасыщение мелкодисперсными частицами приводит к росту вязкости и предельного статического напряжения сдвига.

Минерализация бурового раствора возникает как за счет проявлений пластовых вод, так и вследствие проходки каменных солей, ангидритов, гипсов. Она может вызвать изменение как структурно-механических, так и фильтрационных показателей.

В связи с ростом глубин бурения забойные температуры и давления достигли больших величин и в значительной степени стали влиять на качество буровых систем.

Высокие температуры и давления приводят к повышению водоотдачи и снижению вязкости раствора. Предельное статическое напряжение сдвига (СНС) при этом, как правило, повышается. Однако иногда с ростом температур СНС может и снижаться.

Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное ее назначение — стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Эти две задачи взаимосвязаны.

Под стабилизацией бурового раствора понимается приведение его в устойчивое состояние. Сущность процесса стабилизации — предотвращение укрупнения (агрегирования) твердой фазы за счет гидрофильности частиц, адсорбционной защитной пленки и соответствующего заряда оболочек.

Образование гидратных оболочек и увеличение их размеров при об-

работке бурового раствора химическими реагентами приводит к уменьшению содержания свободной воды и соответственно к увеличению количества связанной воды.

Адсорбционные защитные пленки на поверхности частиц являются структурно-механическим барьером, препятствующим их агрегированию. Как правило, они отличаются высокой гидрофильностью.

Процесс стабилизации обычно сопровождается пептизацией раствора, т.е. разъединением агрегатов частичек твердой фазы на более мелкие, что повышает плотность и прочность фильтрационной корки. Стабилизация и пептизация бурового раствора обеспечивают снижение водоотдачи.

Повышение количества связанной воды, увеличение числа дисперсных частиц в твердой фазе несколько повышают вязкость и СНС.

Регулирование структурно-механических свойств промывочных жидкостей может быть направлено как на повышение их вязкости и предельного статического напряжения сдвига, так и на уменьшение этих показателей.

При обработке химическими реагентами для стабилизации буровых растворов избыточное количество реагентов может быть причиной чрезмерного увеличения толщины гидратных оболочек, что вследствие резкого уменьшения сил взаимного притяжения приводит к падению прочности структуры и ее нарушению, т.е. к коагуляции.

Реагенты, применяемые для обработки буровых растворов, по характеру действия и назначению можно разделить на две группы: электролиты и защитные высокомолекулярные вещества. Кроме того, для регулирования свойств буровых растворов используются добавки, которые делятся на поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение на границе с газом и нефтью; пеногасители; утяжелители и смазочные добавки.

Электролиты

Действие электролитов на буровые растворы связано с состоянием ионных оболочек, окружающих частицы твердой фазы. Толщина этих оболочек и их заряд зависят от концентрации ионов в жидкой фазе и от свойств этих ионов.

Эффект обработки электролитами определяется концентрацией добавляемых в раствор ионов и их свойствами — в первую очередь, валентностью. Наибольшее значение имеют катионы, хотя свойства анионов также сказываются на показателях буровых растворов.

Рассмотрим на примере кальцинированной соды влияние концентрации электролита на свойства глинистой суспензии. При увеличении концентрации Na2CO3 до 3 — 5 кг/м3 предельное статическое напряжение сдвига и вязкость убывают до некоторого минимума. Это объясняется увеличением сил отталкивания, затрудняющих слипание частиц и способствующих дальнейшему их распаду на более мелкие частицы. Уменьшение размера частиц и увеличение толщины гидрационного слоя обеспечивают повышение плотности фильтрационной корки, значительное снижение водоотдачи и улучшение стабильности бурового раствора. Область, в которой повышение концентрации реагента приводит к уменьшению вязкости, предельного статического напряжения сдвига и водоотдачи, называют областью стабилизации.

При дальнейшем добавлении электролита заряд и гидратация частиц начинают уменьшаться, в результате чего возрастают возможности слипания частиц друг с другом. Вначале слипание происходит преимущественно по граням и углам частиц. При этом усиливаются тиксотропные свойства бурового раствора, повышаются вязкость и предельное статическое напряжение сдвига. Этот интервал изменения концентрации электролита называется областью структурообразования.

Наконец, при больших концентрациях электролита заряд ионного облака приближается к нулю, так как свободные отрицательные заряды поверхностей частиц глины полностью насыщаются катионами из раствора; соответственно уменьшается гидратация частиц. При этом частицы глины слипаются друг с другом в любых положениях и образуют крупные агрегаты, оседающие в растворе. Эта область высоких концентраций электролита называется областью коагуляции.

Для двух- и более валентных катионов область стабилизации отсутствует, и сравнительно небольшие концентрации электролитов вызывают коагуляцию системы.

При обработке буровых растворов электролитами происходит обмен катионов, находящихся на поверхности частиц глины и в дисперсионной среде.

Если при этом катионы, повышающие стабильность дисперсной системы промывочной жидкости (например, Na+, Li+), замещают у поверхности частиц глины катионы, ухудшающие стабильность системы (Н+, Са2+, Al3+), то происходит стабилизация раствора. В противном случае происходят структурообразование и коагуляция.

Влияние анионов на свойства буровых растворов проявляется следующим образом. Они могут связывать катионы Н+ и повышать рН раствора, способствуя его стабилизации. Они могут связывать ионы Са+ и удалять их из раствора. Так, анион CO3— с Са2+ образует труднорастворимое соединение — мел СаСО3.

На практике различное действие анионов легко заметить. Так, если NaOH и Na2CO3 дают ярко выраженную область стабилизации, то NaCl вызывает только структурообразование и коагуляцию.

Из электролитов для обработки буровых растворов чаще всего применяют кальцинированную и каустическую соду, жидкое стекло, поваренную соль, известь, цемент и фосфаты.

Кальцинированная сода (углекислый натрий) Na2CO3 — белый, мелкокристаллический порошок плотностью 2,5 г/см3, доставляется на буровые в бумажных многослойных мешках массой до 50 кг. Кальцинированная сода плохо растворяется в холодной воде. С повышением температуры ее растворимость увеличивается. Na2CO3 — один из наиболее употребляемых реагентов. Этот реагент дает возможность получить пригодные для бурения промывочные жидкости из глин, которые без химической обработки не могут быть использованы. Такие кальциевые глины при обработке кальцинированной содой переходят в хорошо набухаемые и легко диспергируемые натриевые.

Кальцинированная сода — одно из основных средств для смягчения жесткой воды (содержащей большое количество ионов кальция и магния). Она применяется для связывания ионов кальция в растворах, содержащих гипс, ангидрит, цемент.

Каустическая сода (едкий натр, каустик) NaOH поступает на буровые

в твердом виде в железных барабанах по 100 — 200 кг либо в виде тяжелой густой синеватого, иногда желтоватого цвета жидкости.

Как твердая, так и жидкая каустическая сода сильно впитывает пары воды, имеющиеся в воздухе. Поэтому ее всегда надо держать закрытой. Каустическая сода действует на показатели буровых растворов подобно кальцинированной. Однако она не обладает способностью удалять из растворов кальций.

Каустическая сода значительно дороже кальцинированной и как самостоятельный реагент применяется мало. При бурении на естественных карбонатных растворах она служит для диспергации карбонатного шлама и перевода его в твердую фазу бурового раствора. Каустическая сода широко применяется как составная часть многих реагентов — защитных коллоидов.

Плотность твердой каустической соды 2,02 г/см3. Поэтому при получении ее в жидком виде, определив плотность раствора, нетрудно подсчитать концентрацию.

Жидкое стекло (силикат натрия или калия). Общая химическая формула щелочных силикатов имеет вид R2O-nSiO2, где R2O может быть Na2O или К2О; п — число молекул кремнезема.

В бурении применяется силикат натрия, водный раствор которого представляет собой вязкую жидкость от светло-желтого до желто-коричневого и серого цвета. Плотность жидкого стекла составляет 1,3—1,8 г/см3. Жидкое стекло следует хранить в закрытых емкостях, так как на воздухе оно разлагается с выделением нерастворимого осадка — аморфного кремнезема.

При добавлении жидкого стекла к буровым растворам в количестве до 3 — 5 % по массовой доле от объема его вязкость и предельное статическое напряжение сдвига значительно повышаются.

Жидкое стекло способствует росту рН системы, добавки его могут привести к росту значения рН до 12 и выше. Силикат натрия применяют при борьбе с поглощениями как для повышения вязкости, так и в качестве составной части быстросхватывающихся паст для закупоривания трещин и каверн.

Кроме того, на основе жидкого стекла приготовляют специальные силикатные буровые растворы. Силикатные растворы из жидкого стекла, воды, соли и бентонитовой глины применяют для предупреждения набухания и гидратации склонных к обвалам глинистых сланцев.

Поваренная соль (хлористый натрий) NaCl может быть использована для повышения структурно-механических свойств буровых растворов, обработанных защитными коллоидами, в частности, углещелочным реагентом. Для повышения СНС поваренная соль применяется также при бурении на карбонатно-глинистых суспензиях.

Насыщенные растворы соли применяют при проходке пластов каменной соли, в которых вода или пресный буровой раствор, растворяя стенки скважины, образует каверны, а также в отложениях, представленных набухающими глинами.

Известь Са(ОН)2 используется для специальных целей обработки буровых растворов как реагент-структурообразователь.

Добавление извести в количестве 3 — 5 % к объему раствора значительно повышает его вязкость. Хорошие результаты получают при обработке известью буровых растворов, потерявших восприимчивость к химическим реагентам. Известь применяют также для получения кальциевых

растворов (совместно с каустической содой, танинами или лигносульфонатами).

Цемент. Действие цемента на буровые растворы подобно влиянию извести; оно также связано с образованием ионов кальция. Цемент можно применять для повышения показателей вязкости и предельного напряжения сдвига. Случайное, не регламентированное попадание цемента в буровые растворы, так же как и извести, приводит к нежелательным результатам: значительно увеличивается водоотдача, растет толщина фильтрационной корки. Поэтому указанные электролиты должны использоваться весьма осторожно и только после тщательной лабораторной проверки.

Углекислый барий ВаСО3 представляет собой белый или светло-серый тяжелый порошок. Применяется для удаления из буровых растворов ионов Са2+ и SO2-. С этими ионами он образует практически нерастворимый осадок ВаSO4 и СаСО3.

Фосфаты. Различные соли фосфатной кислоты — гексаметафосфат натрия (NaPO3)6, тетрафосфат натрия Na6P4O13, пирофосфат натрия Na4P2O7 — применяют для понижения вязкости и предельного направления сдвига. Эти реагенты используются и для удаления ионов кальция. Фосфаты не обеспечивают длительного воздействия, они не термостойки и при температурах 80—100 ° С теряют активность.

Защитные высокомолекулярные вещества (коллоиды)

Реагенты этой группы распадаются в воде на крупные молекулы, которые покрывают частички глины (адсорбируются на них) и создают вокруг последних защитные слои. При этом повышаются гидрофильность глинистых частиц и агрегативная устойчивость системы. Макромолекулы таких реагентов, а также слои, образуемые ими на элементарных кристалликах глины, способствуют увеличению плотности фильтрационных корок, в результате чего снижается водоотдача буровых растворов.

Адсорбируясь на гранях и ребрах глинистых частиц, высокомолекулярные соединения в большинстве случаев уменьшают их сцепление друг с другом, снижая вязкость и предельное статическое напряжение сдвига системы.

В качестве таких защитных высокомолекулярных веществ применяются углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), сульфитспиртовая барда (ССБ), конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), окисленный и замещенный лигносульфонат (окзил), окисленные гидролизные лигнины (нитролигнин и хлорлигнин), сульфированный нитролигнин (сунил), полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ), пековый реагент (пекор), сульфитно-корьевой реагент (сулькор), синтан-5, крахмал, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), сульфоэфирцеллюлоза (СЭЦ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан, К-4), метакриловый сополимер (метас), гидролизованный полиакриламид (РС-2) и др.

Углещелочной реагент (УЩР) является одним из самых эффективных, дешевых и доступных. УЩР, как и подобный ему реагент ТЩР, был разработан В.С. Барановым и нашел наиболее широкое распространение. Получают его воздействием каустической соды NaOH на бурый уголь. При этом содержащиеся в буром угле гуминовые кислоты, не растворимые в воде, растворяются в каустической соде.

Для получения качественного УЩР важно обеспечить максимальное

извлечение из бурого угля гуминовых кислот. Выработаны следующие оптимальные соотношения его компонентов: бурого угля 10—15 %, сухой каустической соды 2 — 5 % (по массе к объему реагента). Наиболее эффективным считается УЩР, содержащий 13 % бурого угля и 2 % каустической соды. Состав реагента записывают упрощенно, например УЩР-13-2.

Реагент хорошего качества должен содержать 4 — 5 % гуминовых веществ.

Адсорбируясь на поверхности твердой фазы, натриевые соли гуминовых кислот улучшают взаимосвязь глинистых частичек с дисперсионной средой — водой, создавая прочные гидратные оболочки, препятствующие сближению, слипанию частичек и предупреждающие коагуляцию. В то же время эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию более крупных частичек твердой фазы, т.е. являются пептизаторами.

При оптимальных добавках УЩР значительно снижается водоотдача и улучшаются структурно-механические свойства буровых растворов. При высоких концентрациях УЩР гидратные оболочки частичек твердой фазы могут намного увеличиваться, что приводит к относительно большому удалению частиц друг от друга и уменьшению сил притяжения между ними. При этом может произойти разрушение структуры, резкое падение СНС и значительное увеличение водоотдачи.

Чтобы повысить восприимчивость переобогащенных УЩР буровых растворов к дальнейшей обработке, в них вводят добавки высококачественных глин. В подобных случаях хорошие результаты дает известкование (обработка известью, NaOH и ССБ).

УЩР имеет и некоторые недостатки, основной из которых — значительная чувствительность обработанных им буровых растворов к действию агрессивных ионов. При повышенной минерализации среды может резко возрасти водоотдача и даже произойти выпадение твердой дисперсной фазы. Кроме того, как показали исследования, растворы, обработанные УЩР, способствуют повышению липкости корок на стенке скважины и частиц выбуренной породы.

В последние годы освоено приготовление сухого углещелочного реагента, который поступает к потребителю в виде порошка, упакованного в бумажные мешки.

Торфощелочной реагент (ТЩР) подобен УЩР. Главное отличие ТЩР в том, что он, а также обработанные им буровые растворы имеют большую вязкость. Оптимальное соотношение компонентов ТЩР следующее: 10 % торфа и 2 % каустической соды. Торфощелочной реагент менее активен, чем УЩР.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) — отход производства целлюлозы при сульфитном способе варки. По внешнему виду это густая темно-бурая жидкость. В зависимости от степени выпаривания ССБ может быть жидкой или твердой. Реагент должен иметь плотность 1,28 г/см3, что соответствует содержанию в нем 50 % сухих веществ. Действие ССБ на буровые растворы обусловлено наличием в ней лигносульфоновых кислот. Лигносульфоновые кислоты растворяются в воде и без добавления щелочи, но так как ССБ обычно имеет кислую реакцию (рН = 5+6), то при изготовлении реагентов на буровых в нее необходимо добавлять щелочь.

В состав щелочного реагента входит обычно от 20 до 40 % ССБ (в расчете на сухое вещество) и 3 — 5 % сухого едкого натра по массе от объема реагента. Приготовляя реагент из ССБ, можно применять не каустическую

соду, а кальцинированную, что не только экономично, но и улучшает качество реагента за счет уменьшения концентрации ионов кальция.

Сульфит-спиртовая барда на буровые растворы действует иначе, чем УЩР и ТЩР. При обработке ССБ буровых растворов, приготовленных на пресной воде, значительное снижение водоотдачи происходит только при добавлении больших количеств реагента.

С повышением минерализации эффективность ССБ возрастает, поэтому иногда специально готовят буровые растворы, обработанные ССБ (без щелочи), с добавлением 15 — 20 % поваренной соли по массе от объема (сульфит-солевые растворы). Для приготовления таких буровых растворов применяются некачественные, мало набухающие глины. Добавка ССБ, помимо снижения водоотдачи, уменьшает вязкость и статическое напряжение сдвига. Основной недостаток этого реагента — способность вспенивать буровые растворы.

Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ} — реагент, разработанный В.С. Барановым, является продуктом конденсации сульфитспиртовой барды (ССБ) с формальдегидом и фенолом в кислой среде, с последующей нейтрализацией каустиком до рН = 6+7. Она поступает на буровые в порошкообразном или жидком виде. КССБ активно снижает водоотдачу буровых растворов, приготовленных как на пресной, так и на минерализованной воде. Растворы, обработанные этим реагентом, устойчивы против воздействия цемента, электролитов, а также при высоких температурах (до 200 °С) и давлениях (до 80 МПа). Они имеют пониженную липкость, и при их фильтрации отлагаются тонкие плотные корки.

Реагент выпускается трех марок: КССБ-1 — для улучшения качества обычных буровых и известковых растворов, приготовленных на пресной воде, при содержании в них солей до 10 %; КССБ-2 для обработки растворов, содержащих более 10 % солей, а также известковых и высококальцие- вых; КССБ-4 — для улучшения качества буровых растворов как пресных, так и высокоминерализованных при температурах выше 130 °С.

Окисленный и замещенный лигносульфонат (окзил) представляет собой продукт окисления сульфит-спиртовой барды хромпиком в кислой среде. Буровым предприятиям окзил поставляется в виде темно-коричневой жидкости плотностью 1,12—1,14 г/см3 с содержанием сухого вещества 25 % (рН = 3+5) или в виде сыпучего однородного порошка зеленовато-коричневого цвета.

Окзил является высокоактивным понизителем вязкости и предельного статического напряжения сдвига, он устойчив в широком диапазоне температур (20 — 200 °С) и при бурении в глинах, гипсах, ангидритах, аргиллитах. Эффективно работает в ингибированных, известковых, гипсовых, хлоркальциевых растворах. Основное условие успешного применения указанного продукта — поддержание рН бурового раствора не ниже 8,5 — 9. При меньшей щелочности его действие проявляется недостаточно.

В пресных и слабоминерализованных буровых растворах окзил эффективно снижает водоотдачу. Он хорошо сочетается со всеми известными реагентами (УЩР, КМЦ, крахмалом, КССБ, гипаном, метасом и др.).

Для обработки буровых растворов окзил применяется в виде водных растворов 2,5-, 5- и 10%-ной концентрации. Соотношение окзила и каустика обычно колеблется от 1:0,1 до 1:0,3 (в расчете на воздушно-сухое вещество).

Окисленный лигнин — реагент, получаемый окислением гидролизного

лигнина азотной кислотой (нитролигнин) или хлором (хлорлигнин), который представляет собой сыпучую желтовато-коричневую массу (типа опилок), растворимую в щелочной среде. Используется в качестве понизителя вязкости и напряжения сдвига и применяется в виде 5%-ного раствора при соотношении с каустиком от 1:0,2 до 1:0,5.

Сульфидированный нитролигнин (сунил) получают путем сульфини- рования нитролигнина солями сернистой кислоты в нейтральной среде. Выпускают в жидком и пастообразном виде. Сунил хорошо растворим в воде, является эффективным понизителем вязкости и статического напряжения сдвига, применяется в виде 10%-ного водного раствора, рН которого составляет 7. Сунил используется без добавок каустической соды. Обработанные им буровые растворы могут иметь рН, близкий к 7.

Лесохимический полифеновый реагент (ПФЛХ) является продуктом формальдегидной конденсации полифенолов растворимых смол термолиза древесины. Готовый продукт представляет собой твердое вещество темнокоричневого цвета, полностью растворяющееся в воде и водных растворах щелочей. ПФЛХ используется в качестве понизителя вязкости и СНС. Для обработки буровых растворов он применяется в виде водных или воднощелочных растворов 5— 10%-ной концентрации. Соотношение ПФЛХ и щелочи варьируется от 1:0,1 до 1:0,5.

Пековый реагент (пекор) представляет собой фенолокислый продукт взаимодействия натриевых солей с раствором оксиметансульфоната натрия. В качестве исходного сырья для его производства применяются отходы смолопереработки — древесно-смоляные пеки. Поставляется в виде твердого продукта коричневого цвета влажностью 10 — 20 %. Реагент растворим в воде и растворах щелочей. Используется в качестве понизителя вязкости и напряжения сдвига растворов.

Сульфитно-корьевой реагент (сулькор) — сульфированный щелочной экстракт одубины или коры хвойных деревьев — представляет собой темно-коричневое твердое вещество, хорошо растворимое в воде и щелочных растворах. Применяется в виде 5—10%-ного раствора в соотношении со щелочью от 1:0,1 до 1:0,3. Из практических данных можно заключить, что этот реагент в большей степени, чем все вышеуказанные таниновые продукты, снижает водоотдачу. Он также весьма эффективно понижает вязкость и предельное статическое напряжение сдвига.

Синтан-5, получаемый в результате конденсации фенолов с формальдегидом, представляет собой твердое коричневое вещество, растворимое в воде. Его применяют в виде 5—10%-ных растворов. Синтан-5 используется в качестве понизителя вязкости и напряжения сдвига. Часто его добавляют в растворы вместе с каустической содой; оптимальное соотношение составляет от 1:0,1 до 1:0,3.

Квебрахо. Экстракт квебрахо широко применяется в зарубежной практике. Его приготовляют из древесины дерева квебрахо. Процесс получения экстракта состоит в экстрагировании танина горячей водой из дробленой древесины квебрахо. Полученный экстракт выпаривают и превращают в порошок темно-красного цвета, к которому во избежание слеживания на влажном воздухе в плотную массу добавляют порошок бентонита или мела. Общим признаком для всех танинсодержащих продуктов является наличие в их составе фенольного ароматического ядра. В воде они растворяются, образуя коллоидные частицы.

Крахмал — смесь полисахаридов, имеющих общую формулу

(С6Н10О5)п, содержится в большинстве растений. Для обработки промывочных жидкостей могут использоваться различные виды крахмала: картофельный, кукурузный, рисовый, пшеничный и др. Крахмал применяется в виде щелочного клейстера. Количество щелочи в нем определяется опытным путем. В среднем требуется 1 — 1,5 % каустической соды (на сухое вещество). В сильноминерализованных водах добавки щелочи повышаются до 2 — 4 %. Крахмальный реагент готовится с максимальной концентрацией в нем сухого продукта 8—10 %, позволяющей сохранить текучесть раствора.

Крахмальный реагент целесообразно применять для снижения водоотдачи при проходке сильнозасоленных пород (по существу при любой минерализации). Растворы крахмала подвергаются бактериальному разложению (ферментации), поэтому длительное хранение их до использования не рекомендуется. В последнее время начинает применяться модифицированный крахмал, химически и термически обработанный, хорошо растворимый в воде и не требующий добавок щелочи. Крахмал не термостоек. Его рекомендуется применять при забойных температурах выше 100 °С. Он хорошо совместим с другими реагентами. Особенно эффективно комбинирование его с КМЦ.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — растворяющееся в воде волокнистое вещество желтоватого цвета — представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты. КМЦ получают действием на щелочную целлюлозу монохлоруксусной кислоты или ее натриевой соли. Плотность сухой КМЦ 1,7 г/см3. Она растворяется в количестве до 10 %, затем растворимость ее ухудшается.

В качестве реагента-понизителя водоотдачи КМЦ весьма активна. В некоторых случаях она снижает и СНС. При введении КМЦ вязкость раствора не уменьшается; нередко при добавках КМЦ она даже возрастает. Применяется главным образом при повышенной минерализации (в количестве 0,5— 1 % сухого вещества) в тех случаях, когда УЩР уже может стабилизировать буровые растворы.

В зависимости от условий бурения для обработки буровых растворов используют различные марки КМЦ, отличающиеся друг от друга степенью полимеризации. С увеличением молярной массы реагента возрастает его эффективность как понизителя водоотдачи.

Из группы реагентов КМЦ наиболее эффективен КМЦ-600, который отличается более высокой степенью полимеризации (600±30) и вязкостью (16-17 мПа-с).

Сульфоэфирцеллюлоза (СЭЦ) — белый или желтоватый продукт, представляющий собой натриевую соль кислого сернокислого эфира целлюлозы. При нейтрализации избытка кислоты щелочью образуется сульфат натрия, количество которого в техническом продукте достигает 45 %. СЭЦ, как в форме кислоты, так и в форме солей различных металлов, хорошо растворима в холодной воде. Преимуществом СЭЦ по сравнению с КМЦ является высокая устойчивость к действию агрессивных солей двух- и трехвалентных металлов.

Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) — продукт гидролиза полиакрилонитрила, разработан Э.Г. Кистером и Д.Е. Злотником, выпускается в виде 10—15%-ного водного раствора и представляет собой вязкую жидкость желтого цвета. Гипан используется как понизитель водоотдачи. Он весьма эффективен (наибольшая эффективность отмечается в высоко-

температурных условиях — при 140 — 200 °C), обеспечивает устойчивую низкую водоотдачу при большой солености, особенно в сочетании с другими защитными реагентами (ССБ, КМЦ, крахмалом).

В слабоминерализованных средах при высоких забойных температурах скважин Ставрополья и Кубани гипан широко используется совместно с УЩР. В Пермской области при хлорнатриевой агрессии он применяется в сочетании с ССБ.

Расход этого реагента для обработки пресных буровых растворов невелик: 0,2 — 0,5 % (в пересчете на сухое вещество). В зависимости от забойной температуры оптимальные добавки гипана, необходимые для снижения водоотдачи минерализованных и слабоминерализованных буровых растворов, колеблются в пределах от 0,50 до 0,75 % (при 100— 140 °С) и от 0,75 до 2,0 % (при 140 — 200 °С). Различают две модификации реагента: гипан-1 и гипан 0,7.

Реагент К-4 — продукт неполного гидролиза полиакрилонитрила с едким натром при соотношении компонентов 2,5:1. Реагент выпускается в виде 10%-ного водного раствора.

Метакриловый сополимер (метас) является сополимером метакриловой кислоты и метакриламида. Выпускается в виде порошка или гранул белого или желтовато-серого цвета с влажностью до 40 %. Метас снижает водоотдачу буровых растворов, содержащих любое количество хлористого натрия. Этот реагент эффективен как при низких, так и при высоких температурах (до 250 °С). В зависимости от свойств глины и ее концентрации, содержания соли, величины рН, забойной температуры и других факторов добавки метаса для получения необходимой водоотдачи колеблются от 0,2 до 2 %.

Для обработки буровых растворов метас применяется в виде водощелочных растворов 7—10%-ной концентрации. Соотношение этого реагента и каустика должны быть 1:0,35; 1:0,45 (из расчета на сухое вещество).

Гидролизованный полиакриламид (РС-2) получают при гидролизе полиакриламида (ПАА) со щелочью в присутствии триполифосфата. ПАА представляет собой раствор 8%-ной концентрации. Гидролиз полиакриламида можно производить на буровой — в глиномешалке. К 600 г ПАА добавляют 60 кг щелочи, 60 кг триполифосфата натрия и доливают воду — до 4 м3. Смесь перемешивают до получения однородного раствора.

Реагент РС-2 содержит 1,5 — 2,0 % сухого вещества. Наиболее перспективно его применение для стабилизации буровых растворов с низким содержанием твердой фазы.

Поверхностно-активные вещества

Одним из методов интенсификации отдачи продуктивных пластов является вскрытие их с использованием буровых растворов с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), т.е. веществ, понижающих поверхностное натяжение на границах жидкость — газ, жидкость — жидкость. Поверхностно-активные вещества по химическому соединению разделяются на три группы:

неионогенные, к которым относятся спирты, слабодиссоциирующие карбоновые кислоты и амины, продукты конденсации полимеризованной окиси этилена, желатина, белковые вещества, полисахариды;

анионоактивные, диссоциирующие в водной среде на поверхностно-

активные анионы и инактивные катионы (ионы водорода или металлов). Это — мыла, сульфокислоты, эфиры серной кислоты и их соли;

катионоактивные, молекулы которых диссоциируют на ионы, из которых поверхностно-активным является катион. К таким ПАВ относятся органические азотсодержащие основания и их соли — соли алкил- и акри- ламинов четырехзамещенных аммониевых оснований.

В качестве добавок к буровым растворам для вскрытия продуктивных пластов наибольшее применение получили водорастворимые ПАВ ионогенного типа (анионоактивные) — сульфонол, сульфонатриевые соли (СНС) — и неионогенные — ОП-10, УФЭ8.

Некоторые исследователи указывают на более эффективное действие неионогенных поверхностно-активных веществ (ОП-10) по сравнению с анионоактивными (сульфонол, СНС), так как последние высаливаются в минерализованных средах.

Количество вводимых ПАВ определяется их способностью снижать поверхностное натяжение и адсорбцией на твердой фазе буровых растворов.

При обработках ПАВ меньше всего расходуется сульфонола (0,1 — 0,5 %); сульфонатриевые соли применяются в больших количествах (1 — 2 %); УФЭ8 и ОП-10 занимают промежуточное положение между ними. Добавки ПАВ могут привести к образованию пены, для гашения которой используются специальные вещества — пеногасители.

Пеногасители

Химическая обработка буровых растворов сульфит-спиртовой бардой, конденсированной сульфит-спиртовой бардой, окзилом, окисленным лигнином, пекором, сулькором и некоторыми другими подобными реагентами приводит к вспениванию системы. Интенсивность образования пены и ее стойкость зависят от свойств растворов, состава вводимых добавок и геолого-технических условий проводки скважины.

Для предупреждения и ликвидации вспенивания в буровой практике применяются специальные вещества — пеногасители. В некоторых случаях принимаются меры механического разрушения пены при помощи различных дегазаторов.

В настоящее время наиболее широко распространены следующие пеногасители: сивушное масло, соапсток, костный жир, флотомасло, кальциевый мылонафт, полиметилсилоксановые жидкости (ПМС), синтетические жирные кислоты (СЖК), окисленный петролатум, нейтрализованный черный контакт (НЧК), резиновая или полиэтиленовая крошка в соляровом масле (РС и ПЭС).

Высокоэффективен пеногаситель РС на основе резины СКС-30 АРМ 15. Хорошие результаты получены при использовании смеси окисленного петролатума с графитом в соляровом масле.

Утяжелители

Из обычных глин не удается получить буровые растворы плотностью выше 1,3 г/см3 из-за сильного повышения вязкости. Повысить плотность можно только путем добавления к этой системе утяжелителей — тонко размолотых порошков тяжелых минералов. В качестве утяжелителей чаще всего применяют барит, гематит и магнетит.

Барит BaSO4 представляет собой тонкий белый или сероватый порошок. Лучшим считается беловский барит, плотность которого равна 4,1 — 4,2 г/см3. Преимуществами барита являются малое содержание растворимых солей (электролитов), повышающих вязкость буровых растворов, и сравнительно небольшая твердость его зерен. Твердость зерен утяжелителя определяет износ деталей буровых насосов и турбобуров, а также бурильных труб и долот.

Гематит Fe2O3 представляет собой красно-бурый порошок плотностью 4,3 —4,6 г/см3. Преимуществом гематита является высокая плотность, позволяющая получать высокую плотность промывочных жидкостей; недостатком — значительная твердость зерен, обусловливающая сильный износ деталей бурового оборудования и инструмента.

Магнетит Fe3O4 применяется реже, чем барит и гематит. Он представляет собой черный порошок с металлическим блеском плотностью 4,2 — 4,4 г/см3, имеет те же достоинства и недостатки, что и гематит.

Концентрат колошниковой пыли начали применять сравнительно недавно в связи с недостатком барита и гематита. Его получают путем переработки отходов металлургических заводов. Состоит в основном из окислов железа Fe2O3 и Fe3O4 с примесью металлического железа. Плотность концентрата 4,00 — 4,50 г/см3.

Смазочные добавки

Для улучшения смазочных свойств буровых растворов с целью предупреждения прихватов бурового инструмента широко применяются добавки нефти и графита. В зависимости от геолого-технических условий могут вводиться различные количества указанных веществ. Добавки нефти для разных районов колеблются в пределах от 5 до 15 %, причем такая обработка проводится с расчетом получения стойких эмульсий. Графит вводится в количестве 1—2 % по массе к объему буровых растворов. Графит снижает вязкость и статическое напряжение сдвига раствора. Добавки нефти, наоборот, приводят к росту этих показателей, а также к уменьшению плотности.

Резкое улучшение смазочных свойств буровых растворов, главным образом для повышения стойкости опор долот, достигается применением специальных активных добавок, образующих на поверхностях трения смазочные слои, устойчивые к действию температур и давлений.

В последнее время широко применяется смазочная добавка к буровым растворам СМАД-1, которая представляет собой смесь окисленного петролатума (кислотное число не ниже 40) с дизельным топливом в соотношении 0,4:0,6.

БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

На рис. 7.4 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также

Водные буровые растворы

Растворы на нефтяной основе

Газообразные растворы

На пресной и морской воде

Полимерныенедисперги-рующие

Ингибирующие

Соленасы-щенные

Безводные

Инвертныеэмульсии

Газы

Пены

3

§

£

90

§

3

§

£

90 3

3

3

3

S

.3

i

§■

3

3

3 i §■

8

3

§

3 3 3

8 90

3

3

3 3

1

=3

3

3

3 i

3

1

3 £ § 3 i 3 i

Рис. 7.4. Классификация буровых растворов

к S

§

3

.§

Si

8

8 8

s

<§

8

3 3

^

8

5

&

3

£

<^§ § 3 5 5

з 3

3 3

3

f*> 3

3

-S 3

£

3

5

3

.3

з £ i I 3 i N .8

3

JS

з

I v§

з

3

§

I

3

§

О

>.

90 3

3

>3

§

3 3 3

‘8 Si

3 i

I з

3 3 3 £ 3 >3 3

£

3

3 3

Й

3

6

§■»

§H

3 3

3

3

3

3

3

5

3

5

м 3

>3

3 3 3

I

m s м

m

3

3 з

5

3

S

и со

3

W

3 3

3

5

3

5

3

8

3 3

3

1

CQ

3

"S

з

'З з S'

характер их действия. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают, исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

В результате использования в качестве бурового раствора технической и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15 — 20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %.

Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.

Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.

Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород представляют собой водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород.

Применяют их в основном при бурении с поверхности в устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05—1,24 г/см3, условную вязкость 25 — 50 с; показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируют, разбавляя их водой.

Гуматные растворы — это буровые глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120—140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.

В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приготовление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50 — 200, сухого УЩР 30 — 50, Na2CO3 3 — 5 (при необходимости), воды 955 — 905, утяжелитель добавляют до необходимой плотности раствора. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03 — 2,2 г/см3, условная вязкость 20 — 60 с, СНС1 = 18+60 дПа, СНС10 = 36+120 дПа, показатель фильтрации 4—10 см3/30 мин, рН = = 9+10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3 — 5 кг УЩР на 1 м3 раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрила-

тами, лигносульфонатами, КМЦ); для предотвращения загустевания при забойных температурах выше 100 °C раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5—1 кг на 1 м3 раствора).

Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР).

Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °C.

При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижается раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м3 лиг- носульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, ССБ 30 — 40, УЩР 10 — 20, NaOH 5—10, пеногасителя 5—10, воды 940 — 900, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получение растворов с показателями: плотность 1,06 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 40 с, показатель фильтрации 5—10 см3/30 мин, СНС1 = 5+45 дПа, СНС10 = 12+90 дПа, рН = 8+10.

Хромлигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигносульфо- натными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан). Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах. Они отличаются более высокой по сравнению с гуматными и лигносульфонатными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С).

Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9—10.

На приготовление 1 м3 раствора только на основе хромлигносульфо- натных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (или ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NaOH 2-5, Na2Cr2O7 (или K2Cr2O7) 0,5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелителя - до получения требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,06-2,2 г/см3, условная вязкость 1840 с, показатель фильтрации 4-10 см3/30 мин, СНС1 = 6+45 дПа, СНС10 = = 12+90 дПа, рН = 9+10.

Для приготовления 1 м3 хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо (в кг): глины 40-100, NaOH 3-5, полимерного реагента (КМЦ, М-14, метас и др.) 3-5, окзила 30-50, хроматов 0,5-1, воды 965-925, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,03-2,2 г/см3, условная вязкость 2560 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, СНС1 = 18+60 дПа, рН = = 8+9.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора могут быть использованы глинистая суспензия, приготовленная из предварительно

гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.

В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно перевести любой пресный раствор. Регулирование показателей хромлигносуль- фонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0,5—1 кг реагента на 1 м3 бурового раствора).

Полимерные недиспергирующие буровые растворы — водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита, или без него.

Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышению механической скорости проходки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы.

Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °C) имеют растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные недиспергирующие растворы предназначены для массового бурения эксплуатационных и разведочных скважин в отложениях, характеризующихся высоким содержанием глин, в том числе (до 80 %) высококоллоидальных и потенциально неустойчивых, и в крепких, устойчивых карбонатно-глинистых разрезах, а также для вскрытия продуктивных пластов.

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу.

Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40 — 50, полимера (КМЦ, М-14, ме- тас) 4 — 5, воды 810 — 850, ПАА 25 — 50 (0,5%-ного раствора), нефти 100 — 80, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,03 — 2 г/см3, условная вязкость 20 — 60 с, показатель фильтрации 5 — 8 см3/30 мин, CHC1 = 12+60 дПа, CHC10 = = 24+90 дПа, рН = 8+9. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора — низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5 — 2 %.

Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975 — 970 л воды и 25 — 30 кг ПАА (8%-ной концентрации).

Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА из расчета 10 — 20 л/м3.

Таблица 7.4

Полимерные недиспергирующие растворы на основе акриловых полимеров

Тип

Номер состава

1

2

3

Реагент

Содержание, %

Реагент

Содержание, %

Реагент

Содержание, %

Ингибитор глин

ПАА

0,025-0,03

РКП

0,1-0,2

ГКЖ-10, ГЖК-11

0,4

Понизитель фильтрации, загуститель

Сайпан, гипан, НР-5

0,125-0,15

«

0,1 -0,2

М-14

0,2

Разжижитель- дефлокулянт

НТФ

0,05-0,1

ПАК

0,05-0,1

НТФ

0,05-0,1

При разбуривании высококоллоидных глин регулирование реологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких случаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты.

При бурении в набухающих и неустойчивых глинистых сланцах используют полимерные недиспергирующие растворы, содержащие два (или более) акриловых полимера различной молекулярной массы, из которых один, обычно высокой (10+15)106 молекулярной массы (ПАА), выполняет функции флокулянта и ингибитора глин, другой — средней (2+6)105 молекулярной массы (сайпан, М-14, метас, гипан, НР-5) — обладает свойствами понизителя фильтрации и загустителя. Обычно их применяют в соотношении 1:5 — 1:10.

В случае повышения содержания глинистой фазы в растворе используются недиспергирующие разжижители-дефлокулянты (НТФ, ПАК).

Типичные рецептуры полимерных недиспергирующих растворов на основе акриловых полимеров приведены в табл. 7.4.

ИНГИБИРУЮЩИЕ РАСТВОРЫ

Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате:

ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция);

добавки солей поливалентных металлов, переводящих растворы в гидроокиси;

обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими гли- ноемкость буровых растворов;

использования модифицированных лигносульфонатов;

обработки раствора полимерными соединениями.

В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, саль- никообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = 11+13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие.

Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.

Алюминатные растворы — это буровые глинистые промывочные растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку — высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфона- тами.

Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пресные используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °C) забойных температур. В качестве реагента- стабилизатора используют только CCB, применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации.

Для приготовления алюминатного глинистого раствора используют черкасский немодифицированный бентонит или другую кальциевую глину. Преимущество АлГР, приготовленного из кальциевых глин, по сравнению с раствором из натриевых глин следующее: при равном расходе реагентов он имеет меньшие значения показателя фильтрации, вязкости и CHC.

Порядок приготовления АлГР следующий: в воду, содержащую необходимое количество CCB, добавляют глину и вводят алюминат натрия. В связи с недостаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алюминатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый (или гипсоглиноземистый) цемент.

На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500 — 700, воды 765 — 540, CCB (50%-ной концентрации) 30—150, NaAlO2 (30%-ной концентрации) 5 — 30. Плотность получаемого раствора 1,3—1,5 г/см3.

После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Однако приготовить алюминатный раствор плотностью 1,04—1,08 г/см3 невозможно.

Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и содержания глинистой фазы. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, PC, ПЭC, трибутилфосфат и др.).

Известковые растворы с высоким pH — это сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов.

В отличие от алюминатных известковые растворы — ограниченной со- лестойкости (до 5 % по NaCl).

Основной недостаток известковых растворов — невысокая термостойкость (100-120 °C).

На приготовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое

вещество) требуется (в кг): глины 80—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50 — 30, каустика 5 — 3, воды 913 — 915, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м3 КМЦ (или гипана) или 20 — 30 кг/м3 КССБ-4.

Значения показателей растворов могут изменяться в широких пределах: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, СНС1 = 6+24 дПа, рН = 11+12,5. Содержание извести в растворе должно составлять 3 — 5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100 — 300 мг/л.

Для приготовления известкового глинистого раствора глинопорошок необходимо предварительно продиспергировать в пресной воде с добавкой УЩР, влить воду, щелочной раствор лигносульфоната (ССБ, окзил или др.) и ввести известь в виде пушенки или известкового молока. Для приготовления известкового раствора можно использовать пресный раствор.

Для перевода раствора в известковый основное значение имеют концентрация глинистой фазы и ее коллоидность. Известкование осуществляется в следующем порядке: при наличии в растворе высококоллоидных глинистых минералов сначала вводят щелочной раствор лигносульфоната (2 — 5 %) и при необходимости — воду. После получения вязкости 25 — 30 с (по ПВ-5) раствор обрабатывают известью (0,5—1 %) в сочетании с щелочным раствором лигносульфоната (2 — 3 %). Если после известкования показатель фильтрации повышается, то вводят 0,1—0,3 % КМЦ, 1—3 % КССБ или другие добавки.

Известковые растворы применяют до температуры 100—120 °С.

Безглинистые солестойкие растворы (БСК) состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применяются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных температурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого раствора.

Крепящий эффект раствора БСК лучше проявляется при достаточно высокой концентрации каустической соды (не менее 0,2 %) и избытке в жидкости нерастворенного гидроксида двухвалентного металла — Са(ОН)2, Ва(ОН)2 и др.

Недостатки этих растворов — низкая термостойкость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Основные материалы для приготовления раствора БСК — бурый уголь или торф, каустическая сода и гидроксид двухвалентного металла. В начальной стадии приготовления необходимы повышенные концентрации каустической соды при насыщении системы гидроксидом кальция и некотором его избытке. Количество бурового угля при приготовлении жидкости может меняться в зависимости от того, заменяется ли система глинистого

раствора полностью или используется часть глинистого раствора, находящегося в скважине.

Для приготовления 1 м3 БСК требуется (в кг): бурового угля 300 — 400, каустической соды 15 — 20, известкового молока (плотностью 1,1 — 1,12 г/см3) 90—100, воды 750 — 700. При использовании части глинистого раствора на 1 м3 расходуется 50—150 кг бурового угля, 10—15 каустической соды, 15 — 45 л известкового молока.

Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Вследствие высокой щелочности (рН = 13+14) раствор термостоек до 100 °С.

Кальциевые растворы — ингибирующие глинистые промывочные растворы, содержащие кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов- понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества — носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Известковый раствор с низким рН — кальциевый буровой раствор, содержащий в качестве ингибитора-носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9 — 9,5), предназначен для разбуривания глинистых отложений; термостоек до 160 °С.

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате, содержание извести в растворе и рН раствора.

На приготовление 1 м3 известкового раствора с низким рН требуется (в кг): глины 80 — 200, лигносульфонатного реагента 20 — 30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915 — 867, известкового молока (плотностью 1,10—1,12 г/см3) 3 — 6, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких пределах: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4-8 см3/мин, СНС1 = 12+60 дПа, СНС10 = 30+90 дПа, рН = 8,5+9,5.

Основные характеристики раствора следующие: содержание извести должно поддерживаться в пределах от 0,5 до 1 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате — 500-600 мг/л.

Гипсоизвестковый раствор — ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Добавка гипса (алебастра) в раствор составляет 20 — 25 кг/м3. Содержание растворимого кальция зависит от качества гипса, используемых лигносульфонатов, рН бурового раствора и может быть в пределах от 700 до 3000 мг/л.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококоллоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °С).

На приготовление 1 м3 гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80 — 200, воды 950 — 900, окзила (или ФХЛС) 5—10, Са(ОН)2 (или КОН) — 2 — 3, КМЦ 3 — 5, Na2Cr2O7 (или K2Cr2O7) 0,5—1, гипса (или алебастра) 15 — 20, пеногасителя 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 3 — 6 см3/30 мин, СНС1 = 12+60 дПа, СНС10 = = 30+90 дПа, рН = 8,5+9,5.

Хлоркальциевый раствор (ХКР) - ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000 — 5000 мг/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений.

Из-за отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостойкость раствора ограничена (100 °C).

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и общую минерализацию.

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и KCCB. Одновременно с KCCB в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25 — 30 с, CHC1 = 12+24 дПа, CHC10 = 30+60 дПа, показатель фильтрации 35 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, KCCB 5-70, КМЦ (или крахмала) 10-20, CaCl2 10-20, Cа(ОH)2 3-5, NaOH 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9+10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Cуществует ряд разновидностей калиевых растворов, различающихся составом и некоторыми свойствами.

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности - гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава.

На приготовление 1 м3 хлоркалиевого раствора требуется (в кг): глины 50-100, KCl 30-50, полимера (КМЦ, М-14, метас, крахмал) 5-10, KCCB 30-50, КОН 5-10, пеногасителя 2-3, воды 940-920, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08-2 г/см3, условная вязкость 2540 с, показатель фильтрации 4-8 см3/30 мин, CHC1 = 12+60 дПа, CHC10 = = 36+120 дПа, рН = 9+9,5.

Основной показатель качества - содержание хлорида калия в фильтрате, которое в большинстве случаев должно иметь значения от 30 до 70 г/л, однако в зависимости от условий бурения может быть увеличено до 150 г/л.

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибирующих электролитов соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загустеванию, его ингибирующее действие сильнее.

Калиево-гипсовые растворы используют для разбуривания высококоллоидальных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эффективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реагента, но не превышает 160 °C.

На приготовление 1 м3 калиево-гипсового раствора требуется (в кг): глины 60-150, окзила (КССБ-4) 30-50, КМЦ (крахмала) 5-10, KCl 10-30, КОН 5-10, гипса (CaSO4) 10-15, пеногасителя 2-3, воды 930-890, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08-2,2 г/см3, условная вязкость 2030 с, показатель фильтрации 4-8 см3/30 мин, СНС1 = 6+36 дПа, СНС10 = = 12+72 дПа, рН = 8+9.

Основные показатели качества, определяющие назначение раствора, - содержание хлорида калия в фильтре (30-70 г/л) и ионов кальция (1000-1200 мг/л).

Растворы, обработанные солями трехвалентных металлов. С увеличением валентности обменных катионов снижаются гидратация и набухае- мость глинистых сланцев, повышается их устойчивость.

Ионы алюминия, хрома и железа адсорбируются на глинистых минералах более прочными связями, чем другие обменные катионы, при этом общая обменная емкость глинистых минералов снижается. Однако все названные выше катионы существуют только в кислой среде (рН < 4). При повышении щелочности соли алюминия, хрома и железа переходят в нерастворимые в воде гидроксиды соответствующих металлов.

Буровые растворы имеют рН = 7, поэтому добавляемые в раствор соли переходят в гидроксиды, а при высоких значениях рН - в растворимые соединения, в которых трехвалентные металлы находятся в виде анионов.

Алюминизированный раствор содержит в качестве ингибирующей добавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюминия. Термостойкость раствора достигает 200 °С и выше.

Для приготовления раствора используют высококоллоидальную и комовую глины, сернокислый или хлористый алюминий, гидроксид натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлигносульфонаты (окзил, ОССБ и др.). Снижение фильтрации достигается вводом полимерного реагента - КМЦ, метаса, М-14, гипана и др.

На приготовление 1 м3 такого раствора требуется (в кг): глины 60-150, соли алюминия 3-5, КМЦ (или метас, М-14, гипан) 3-5, NaOH 1-3, хромпика 0,5-1, воды 970-935, окзила 10-30, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Оптимальные значения рН бурового раствора, обработанного солями алюминия, находятся в пределах от 8,5 до 9,5.

Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия; рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использоваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений.

Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ингибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия, бихромат калия.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 60-150, KAl(SO4)2 3-5, KOH 1-3, K2Cr2O7 0,3-0,5, воды 960-920, окзила 20-30, метаса (или М-14) 3-5, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Принцип упрочнения

сланцев основан на легком проникновении жидкого стекла в трещины и поры стенок скважины и быстром выделении геля кремниевой кислоты, цементирующей поверхность ствола.

Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100, воды 935-900, УЩР 30 — 50, Na2SiO3 20 — 40, КМЦ (или М-14) 5 — 10, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,05 — 2 г/см3, условная вязкость 20 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин; СНС1 = 9+45 дПа, рН = = 8,5+9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в диапазоне 8,5 —9,5. Повышение структурномеханических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем- нийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой (водой).

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения (например, ГКЖ-10, ГКЖ-11).

В состав раствора кроме ГКЖ входят вода, глина и полимерный реагент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ; ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, полиакриламид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора. Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими.

Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуляции технической воды через скважину. При использовании ПАА предварительно, за 1—2 сут до начала бурения, готовят комплексный реагент, в котором ПАА и ГКЖ берут в соотношении 1:20 (в пересчете на 6%-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА:ГС — 1:10).

Состав реагента (в кг): ПАА (в пересчете на сухое вещество) 2 — 3, кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) 40 — 60, вода 958 — 937.

Для приготовления реагента в расчетное количество воды добавляют ГКЖ и полученную смесь перемешивают до однородного состояния.

При использовании ГКЖ в сочетании с КМЦ или КССБ раствор обрабатывают путем раздельного ввода реагентов. Вначале в воду добавляют 0,3 — 0,35 % ГКЖ, а затем по мере обогащения воды глинистой фазой раствор стабилизируют КМЦ или КССБ.

Свойства раствора: плотность 1 — 1,24 г/см3, вязкость 25 — 30 с, показатель фильтрации 5 — 8 см3/30 мин, СНС1 = 12+60 дПа, СНС10 = 27+90 дПа, рН = 8+9.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обес-

печивающих ингибирование и гидрофобизацию. При взаимодействии щелочных мыл с катионами трехвалентных металлов (железа, алюминия) образуются нерастворимые в воде, но химически активные мыла, которые в зависимости от рН среды могут быть одно-, двух- и трехзамещенные.

Готовят раствор из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка. Полученную суспензию обрабатывают полимерным реагентом, вводя смесь нафтената алюминия с нефтью.

Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): глины 30 — 80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3 — 5, ОП-10 10 — 7 (при необходимости утяжеления), воды 875 — 888, смеси СНАН (мылонафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100 — 70.

Свойства раствора: плотность 1,06—1,18 г/см3, вязкость 18 — 20 с, показатель фильтрации 3 — 5 см3/30 мин, СНС1 = 6+18 дПа, СНС10 = 12+24 дПа, рН = 8+9.

СОЛЕНАСЫЩЕННЫЕ РАСТВОРЫ

Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами- понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Раствор на основе гидрогеля магния состоит из воды и полимерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидроксидом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния.

Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями магния, используют для разбуривания соленосных пород — бишофита, карналлита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5 — 2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или «молока». Через 1—2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вязкость повысится до 30 — 40 с, а СНС1 — до 20 — 30 дПа, в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно добавить 5—10 % оксида или гидроксида магния.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): MgCl2 (или MgSO4) 300-280, NaOH 15-20, Mg(OH)2 (или MgO) 50-100, КМЦ 20-25, КССБ-4 30-50, воды 850-800.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин и более, СНС1 = 6+36 дПа, СНС10 = 12+42 дПа, рН = 7,5+8,5.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах в последние десятилетия были разработаны и стали применяться в промышленных масштабах буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы в растворе и косвенно ее оценивают по давлению водяных паров.

Как показывают результаты исследований ВолгоградНИПИнефти, процесс гидратации глин можно частично снизить или полностью приостановить, повысив концентрацию электролита в водной фазе инвертной эмульсии.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР) — раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор имеет высокую термостойкость (200 — 220 °С). Разработан в ГАНГ им. И.М. Губкина.

Содержание компонентов в 1 м3 ИБР различной степени утяжеления приведено в табл. 7.5.

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, указанный в табл. 7.10 компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. И.М. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявления сероводорода.

Составы ИБР-2 и ИБР-4 различной плотности приведены в табл. 7.5, а показатели их свойств — в табл. 7.6.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2 — 3 %.

Необходимое условие приготовления ИБР — возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) — инвертная

Таблица 7.5

Состав известково-битумных растворов (кг на 1 м3 раствора)

Компонент

Плотность, г/см3

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

Дизельное топливо марки ДЛ

563

546

529

512

495

И 478

бР

461

444

427

410

393

376

Битум с температурой размягчения 120 — 155 °С (по

155

145

135

125

115

105

95

85

75

65

55

45

методам К и Ш) Негашеная известь (СаО)

310

290

270

250

230

210

190

170

150

130

110

90

Вода

60

56

52

48

44

40

36

32

28

24

20

16

Сульфонол НП-3 или НП-1

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

Барит влажностью менее 2 %

100

250

400

550

700

850

1000

1150

1300

1450

1600

1750

Дизельное топливо

569

552

535

518

501

ИБ

484

Р-2

467

450

433

416

399

382

Битум

98

92

86

80

74

80

62

56

50

44

38

32

Известь (в расчете на ее активность, составляющую

147

138

129

120

111

102

93

84

75

66

57

48

60 % по СаО) Бентонит

64

60

56

52

48

44

40

36

32

28

24

20

Вода

32

30

28

26

24

22

20

18

16

14

12

11

Сульфонол

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

СМАД-1

10

10

10

10

10

10

15

15

15

15

15

15

Эмультал

1

1

1

1

1

1

2

2

2

2

2

2

Барит + ЖС-7

267

404

541

678

806

952

1083

1220

1357

1494

1630

1747

Дизельное топливо

597

580

583

546

527

ИБ

509

Р-4

493

474

456

438

421

403

Битум

98

92

86

80

74

68

62

56

50

44

38

32

Известь (в расчете на ее активность, составляющую

196

183

169

156

142

129

115

102

88

75

61

48

60 % по СаО) Вода

40

37

34

32

29

26

23

21

18

15

12

10

Бентонит

53

50

47

44

41

38

35

32

29

26

23

20

Кр1

12

13

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

Барит + ЖСК-7

204

345

487

626

796

910

1050

1191

1333

1474

1614

1755

1 Кр на 1 м3: 400 л сульфонола НП-3 (40%-ный раствор); 40 кг CaCl2; 195 л СМАД-1; 195 л ИКБ-4 «Н»;

195 л дизельного топлива.

Таблица 7.6

Показатели свойств ИБР-2 и ИБР-4

Показатели

Предел изменения

ИБР-2

ИБР-4

1

2

3

Плотность, г/см3

1,05-2,3

1,1-1,5

1,5-1,9

1,9-2,3

Условная вязкость, с, при истечении 100 см3 раствора из залитого 200 см3 (при 46 °C)

Отатическое напряжение сдвига (при 46 °C), дПа:

9-20

15-25

16-30

18-40

CHC1

0-50

6-20

24-40

30-50

CHCW

6-100

12-40

40-90

60-120

Пластическая вязкость (при 46 °C), мПа-с

< 100

50-70

60-80

70-90

Динамическое напряжение сдвига (при 46 °C), дПа

< 100

30-60

50-100

70-120

Фильтрация, см3/30 мин

0-1,5

0,5-1,5

0,5-1,5

0,5-2

Cодержание водной фазы (допустимое), %

<10

<20

<20

<20

Примечания: 1. Электростабильность 600 В. 2. Для ИБР-4 цифры 1, 2, 3 обозначают номера рецептур.

эмульсия (эмульсия II рода) на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180—190 °C).

Ниже приведены показатели качества ЭИБР (помимо технологических свойств, общепринятых для буровых растворов).

Электростабильность (напряжение электропробоя), В 250 — 300

Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, которая не приводит к снижению электростабильности), % 20

Показатель фильтрации, см3/30 мин 1

Наличие воды в фильтрате Нет

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР) разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °C. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав ВИЭР в расчете на 1 м3: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли MgCl2, CaCl2 или NaCl2 450 л, СМАД 30 — 40 л; эмульгатор (эмультал) 15 — 20 л; бентонит 10—15 кг, барит — до получения необходимой плотности раствора.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15 —20%-ного битумного концентрата.

При температуре до 100 °C концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м3), при 100— 120 °C — 2 % (20 кг на 1 м3), при более высокой температуре (140 — 150 °C) — 3 % (30 кг на 1 м3).

Помимо основных технологических свойств, характерных для буровых растворов и измеряемых общепринятыми методами, для ВИЭР характерны следующие показатели.

Электростабильность, В 100

Глиноемкость, % 20

Показатель фильтрации, см3/30 мин 0,5

Наличие воды в фильтрате Нет

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР} разработан совместно ВНИИБТ и СевКавНИПИнефтью. ТИЭР — инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного петролатума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. Применяют его при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Оптимальные составы базового ТИЭР с различным пределом термостойкости приведены в табл. 7.7, а составы утяжеленных эмульсий в зависимости от их плотности, водомасляного отношения и концентрации органоглины — в табл. 7.8.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах.

Электростабильность, В 250— 450

Показатель фильтрации при 150 °С, см3/30 мин2 — 3

Наличие воды в фильтрате Нет

Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость Щл = 60+90 мПа-с, СНС1 = = 12+85 дПа, СНС10 = 24+110 дПа. Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Таблица 7.7

Оптимальные составы термостойких эмульсий

Соотношение фаз (вода:масло)

Концентрация бентонитовой глины, %

Предел термостойкости, °С

черкасской

саригюхской

асканской

60:40

2

1,5

1

100

60:40

3

2

1,5

125

60:40

3

2

150

50:50

5

4

180

40:60

6

5

200

Примечание. Содержание мыльного эмульгатора: 4 % СМАД и 2 % СаО.

Т абли ца 7.8

Оптимальные составы утяжеленных ТИЭР

Соотношение фаз (вода:масло)

Концентрация органоглины, %

Плотность эмульсии, г/см3

Предел термостойкости, °С

60:40

3

1,25

150

50:50

3

1,5

150

40:60

3

2,6

180

30:70

4

2,25

200

20:80

5

2,5

200

Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркулирующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделяются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6 — 0,8 мм.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана в б. ВНИИКРнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °C) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

Содержание хлорида кальция в водной фазе инвертной эмульсии может быть увеличено до 20 — 25 %. Это обеспечивает повышенную устойчивость стенок скважины в глинистых разрезах.

Показатели свойств инвертной эмульсии могут изменяться в широких пределах.

Плотность, г/см3 1,03 — 2,1

Условная вязкость, с 150 — 200

СНС1/10, дПа 3-24/12-48

Показатель фильтрации, см3/30 мин 3-6

Электростабильность, В 250-500

Глиноемкость, г/л, не менее 225

Наличие воды в фильтрате Нет

ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Хотя вид агента не оказывает значительного влияния на технологический процесс бурения, тем не менее при выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Как в СНГ, так и за его рубежами наибольшее распространение получили бурение скважин и вскрытие продуктивного пласта по схеме прямой циркуляции с использованием сжатого воздуха или газа.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80-100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хотя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению суммарного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воздухом.

Наиболее распространенный и эффективный способ преодоления небольших и средних притоков пластовой воды - применение пенообразующих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше количестве использование ПАВ предотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений.

Таблица 7.9

Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости от минерализации пластовой воды

ПАВ

Оптимальная концентрация ПАВ, % к объему воды (в пересчете на активное вещество)

Характеристика пластовой воды

Отношение допустимой концентрации шлама к объему воды

Химический тип

Степень минерализации

Сульфонол НП-1

0,23

Гидрокарбонат- но-кальциевые, сульфатные и хлоридные

Пресные и слабоминерализованные (р = = 1,0015 г/см3, жесткость « 0,09 моль/кг)

1:2-1:1

«Прогресс»

0,1

То же

То же

1:2-1:1

ОП-10

0,1

«

«

4:1-1:1

ОП-7

0,1

«

«

4:1-1:1

КАУФЭ-14

0,12

«

«

1:2

Азолят А

0,1

«

«

1:2

«Прогресс»

0,2

Сульфатно- натриевые

Среднеминерализованные и минерализованные (р = 1,0015 т т 1,0283 г/см3, жесткость 0,09-1,43 моль/кг)

1:2

ОП-10

0,2

То же

То же

4:1-1:1

ОП-7

0,2

«

«

4:1-1:1

Сульфонол НП-1

0,42

«

«

1:2

«Прогресс»

1-1,2

«

Рассолы (р =1,19 г/см3)

1:2

Примечание. Рабочая температура 20 — 50 °C.

Некоторые из ПАВ, рекомендованные научно-исследовательскими институтами для бурения с использованием газообразных агентов, приведены в табл. 7.9.

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой.

Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3-0,8 гидростатического.

Для получения устойчивой пены в жидкой фазе кроме растворителя должен находиться хотя бы один поверхностно-активный компонент, адсорбирующийся на межфазной поверхности раствор — воздух.

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты- стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок.

Из неорганических анионов в наибольшей степени способствуют пе- нообразованию фосфаты. Влияние катионов существенно меньше.

Для получения устойчивой пены состав (в г/л) пенообразующего раствора должен быть следующим.

Пенообразующее ПАВ (в зависимости от молекулярной массы) 0,5 — 5

Полимер-стабилизатор пены (КМЦ, ПАА, ПВС) 0,2 — 0,75

Электролиты (тринатрийфосфат, NaCl) 0,1—0,5

Вода Остальное

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5—10 г/л пенообразующего ПАВ, остальное вода.

Всесторонне пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

пенообразующей способностью (вспениваемостью) — объемом пены (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из постоянного объема раствора при соблюдении определенных условий в течение данного времени;

кратностью пены в — отношением объема пены Vп к объему раствора Vж, который требуется для ее образования:

в = Vп/ Vж;

стабильностью (устойчивостью) пены, временем существования определенного объема пены;

дисперсностью — средним размером пузырьков или распределением пузырьков по размерам;

механическими свойствами — относительной плотностью, зависящей от соотношения жидкой и газовой фаз, которая может колебаться от 0,5 р (где р — плотность жидкости) до 0, и прочностью структуры (СНС).

Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате интенсивного совместного диспергирования пенообразующего раствора и воздуха.

Технологически это осуществляется действием движущихся устройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эжектировани- ем воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в барботажных или аэрационных установках).

При приготовлении и применении пен необходимо учитывать следующие факторы:

мыла жирных кислот имеют максимальную пенообразующую способность при рН = 8+9;

алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразующей способностью при любых значениях рН, кроме рН > 12;

пенообразующая способность ПАВ не изменяется при рН = 3+9;

пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышением температуры до 90 °С;

чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразующая способность;

соли-жидкости подавляют пенообразование;

полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-механические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, воды и шлама.

ТЯЖЕЛЫЕ ЖИДКОСТИ

Тяжелые жидкости — растворы (или рассолы) солей (преимущественно галогенидов щелочных или щелочно-земельных металлов) или их смесей, не содержащие твердых частиц, с добавкой или без добавки полимеров, ограничивающих фильтрацию.

Основное назначение тяжелых жидкостей — вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с давлениями в продуктив-

ных пластах, превышающими гидростатическое, с целью предотвращения кольматации продуктивного пласта. При этом (по зарубежным данным) в 2 — 5 раз увеличивается его нефтеотдача.

В качестве тяжелых жидкостей в зависимости от требуемой плотности могут использоваться хлориды натрия и кальция, а также бромид кальция. Некоторые свойства этих солей и их насыщенных растворов приведены ниже.

NaCl

CaCl

CaBr;

2,16

2,51

3,35

1,2

1,4

1,82

26,4

39,86

58,84

Соль

Плотность сухого вещества, г/см3

Свойства раствора при температуре 20 °С: плотность, г/см3 содержание соли, %

Основные показатели свойств тяжелых жидкостей в соответствии с их назначением — плотность (в зависимости от пластового давления) и показатель фильтрации (9—15 см3/30 мин).

Применение тяжелых жидкостей для бурения скважин вследствие их малой вязкости и отсутствия твердой фазы обеспечивает существенное повышение скоростей бурения. При использовании тяжелой жидкости сокращается и расход долот на 15 — 20 %.

ПРИГОТОВЛЕНИЕ, ОЧИСТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ

БАЗОВЫХ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ РАСТВОРОВ

Глина

Одним из основных компонентов большинства буровых растворов является глина. Для бурения скважин используют бентонитовые, суббентонитовые, палыгорскитовые и каолинит-гидрослюдистые глины.

Бентониты состоят в основном из минералов монтмориллонитовой группы. Кристаллическая решетка — трехслойная (2:1). Пакеты образованы из алюмокислородного слоя октаэдрического (монтмориллонит, нонтронит, бейделлит) или триоктаэдрического (сапонит, гекторит) строения, заключенного между тетраэдрическими кремнекислородными слоями, вершины которых повернуты к внутреннему слою.

Верхние и нижние плоскости элементарных пакетов покрыты атомами кислорода, поэтому при их соприкосновении возникают лишь слабые Ван- дер-Ваальсовы силы. В связи с этим при смачивании глины молекулы воды или другой полярной жидкости легко проникают в межпакетное пространство, вызывая его увеличение с 0,96 до 2,14 нм. При этом происходит значительный рост объема глины (набухание) и диспергирование ее до элементарных частиц.

Частицы бентонитовой глины имеют чешуйчатое, пластинчатое строение. Линейные размеры их находятся в пределах 0,01 —0,4 мкм и примерно в 10—100 раз превышают их толщину. Удельная поверхность 1 г бентонита очень высока (табл. 7.10). Способность к набуханию обратима. Толщина водных слоев между пакетами зависит от природы обменных катионов.

Величина обменного комплекса у монтмориллонита составляет (80+150)10-3 моль на 100 г сухой глины. Состав обменных катионов, адсор-

Таблица 7.10

Физико-химические характеристики глинистых минералов

Глинистые минералы

Объемная емкость, 10-3 моль/100 г

S1O2/R2O3

Эффективная удельная поверхность, м2/г

Теплота смачива ния, кДж/г

Каолинит

3-15

2-3

20-80

2-13

Галлуазит

5-10

2-3

100-170

Иллит

10-40

3-4

400 - 500

42-55

Сепиолит, атта-

20-30

2,1 -2,5

800-1000

46-122

пульгит, палыгор-

скит

Монтмориллонит

80-150

4-7

450 - 900

46-122

Вермикулит

100-150

4-7

105-126

бированных на плоскостях и гранях пакетов, может быть преимущественно представлен как Na+, K+, так и Са2+ и Mg2+. Двухвалентные катионы увеличивают силу притяжения между пакетами, поэтому Са-бентонит хуже диспергируется и набухает. Наиболее целесообразно использовать бентониты с высокой емкостью обмена с преимущественным содержанием Na+. Такие бентониты образуют суспензии с требуемыми структурнореологическими свойствами при относительно низкой концентрации твердой фазы.

Палыгорскит (аттапульгит) - водный алюмосиликат магния, имеющий слоисто-ленточное строение. Кристаллическая структура палыгорскита напоминает структуру амфибола и образует цеолитоподобные каналы размером 0,64 — 0,37 нм. Обменная емкость палыгорскита невысока — (20т30)10-3 моль на 100 г глины, что объясняется трудностью обмена ионов, прочно связанных с элементами структуры внутри цеолитоподобных каналов, на долю которых приходится значительная часть поверхности минерала. Частицы палыгорскита имеют игловидную форму: 1,1—0,6, ширина 0,015 — 0,035, толщина 0,005 — 0,015 мкм. Межчастичное взаимодействие обусловлено механическим зацеплением игольчатых частиц. В связи с этим при производстве порошков необходимо стремиться сохранить игольчатую форму частиц.

Гидрослюды (гидромусковит или иллит) имеют структуру, подобную структуре монтмориллонита. Отличие состоит в большом числе изоморфных замещений. В иллите, например, два иона Al3 + в октаэдрах могут замещаться двумя ионами Mg2+. Дефицит заряда, локализованный в кремнекислородном слое вблизи поверхности элементарных пакетов, компенсируется необменными катионами К+, размещенными в гексагональных ячейках межпакетного пространства. Большая фиксированность пакетов обусловливает невозможность внедрения между ними полярных жидкостей, а следовательно, и набухания. Обменными являются только катионы, расположенные на краях. Гидрослюдистые минералы преобладают во многих минеральных глинах, применяющихся в качестве местных материалов для буровых растворов.

Каолиниты имеют кристаллическую двухслойную (1:1) решетку без зарядов на поверхности. Элементарные пакеты состоят из слоя кремнекислородных тетраэдров и связанного с ним через общие атомы кислорода алюмокислородного слоя диоктаэдрического строения. Атомы кислорода и гидроксиды смежных кремне- и алюмокислородного слоев двух соприкасающихся пакетов находятся друг против друга и по всей площади довольно прочно связаны водородной связью. Поэтому каолинит трудно диспер-

гируется, имеет малую емкость обмена и плохо набухает, так как катионы и вода не могут проникнуть в межпакетное пространство. Частицы каолинита — шестиугольные, несколько вытянутые пластинки. Максимальный поперечный размер их 0,3 — 4, толщина 0,05 — 2 мкм.

Широко распространены глины смешанных типов, например гидрослюды с монтмориллонитом и каолинитом. Коллоидно-химическая активность таких глин (емкость обмена, набухание и др.) зависит от содержания в них монтмориллонита. Основной показатель качества (сортности) глин — выход раствора — количество кубических метров глинистой суспензии с заданной вязкостью и содержанием песка, полученное из 1 т глины. Технические требования к глинам для приготовления глинопорошков и буровых растворов регламентируются ТУ 39-044 — 74 (табл. 7.11).

Недостаток существующих технических условий — отсутствие ограничений снизу на показатели выхода раствора (4-й сорт), что в принципе позволяет использовать любую низкосортную глину. Техническими условиями определяются также методы контроля, правила приемки, транспортирования и хранения глин и гарантийные обязательства поставщика.

Технологические свойства различных глин СНГ и США приведены соответственно в табл. 7.12 и 7.13.

Все глины по коллоидным свойствам делятся на три группы.

Высококоллоидные бентонитовые глины: саригюхский и черкасский бентониты 1-го сорта. Эти глины создают хорошие структурированные суспензии при объемной концентрации 3 — 4 %, что соответствует выходу раствора более 10 м3/т.

Глины средней коллоидности — огланлинский, черкасский (2-й сорт), саригюхский (2-й и 3-й сорта) бентониты, обеспечивающие выход раствора 10 — 4 м3/т.

Низкоколлоидные глины (дружковская, куганакская, нефтеабадская, биклянская), дающие выход раствора менее 4 м3/т. Они характеризуются высоким объемным содержанием твердой фазы в суспензии (14 — 22 %) и высокой плотностью (1,22—1,35 г/см3).

Для ускорения приготовления буровых растворов используют глины в виде порошков.

Глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную природную (или с добавкой химических реагентов) глину. Для приготовления буровых растворов применяют глинопорошки из бентонитовых, палыгорскитовых и гидрослюдистых глин. В процессе производства возможно повышение качества глинопорошков путем обработки глин различными реагентами во время помола. Лучшие качества бентонитовых глинопорошков,

Таблица 7.11

Показатели качества глин по техническим условиям

Показатели

Норма при вязкости 25 с по ПВ-5

Сорт

1

2

3

4

Выход раствора, м3/т, не менее

10

8

6

>6

Плотность раствора, 103 кг/м3, не более

1,06

1,08

1,10

>1,11

Содержание песка, %, не более

6

7

7

8

Примечание. Сырье для получения палыгорскитового порошка должно удовлетворять требованиям 1-го сорта.

Таблица 7.12

Технологические свойства глин (СНГ)

Глина

Общая обменная емкость, 10-3 моль/100 г

Состав обменных катионов, 10-3 моль/100 г

Коэффициент коллоидальности K

Выход раствора из 1 т глины, м3

Показатели растворов при вязкости 25 с по ПВ-5

Ca + Mg

Na + K

р, г/см3

Ф, см3/30 мин

СНС1, дПа

СНС10, дПа

ППё, мПа-с

Т0, дПа

Объемное содержание твердой фазы в суспензии, %

Саригюхский бентонит:

1-й сорт

85,49

32,89

43,88

0,85

14,0

1,04

11

24,50

56,80

10,0

40,60

3,00

2-й сорт

73,20

10,5

1,06

12

16,23

45,52

12,0

48,0

4,60

3-й сорт

69,80

7,9

1,08

13

18,32

12,6

24,90

5,50

Черкасский бентонит:

1-й сорт

71,54

68,50

3,04

0,89

11,7

1,05

15

94,67

112,94

9,5

42,20

3,41

2-й сорт

68,16

9,8

1,07

14

51,92

85,51

11,5

51,48

4,08

Огланлинский

76,43

10,6

1,05

24

33,38

38,70

17,5

23,40

3,85

бентонит

Дружковская

29,30

9,30

19,90

0,2

3,4

1,22

53

31,54

33,77

9,5

79,56

12,87

Куганакская (та-

31,80

13,73

18,35

0,39

2,9

1,23

30

131,37

137,43

7,0

86,92

15,50

лалаевская) Нефтеабадская

24,08

18,80

5,84

0,20

2,0

1,35

33

48,87

54,97

12,0

118,56

23,3

Палыгорскит

29,80

3,48

1,18

19

155,75

161,86

9,0

358,8

12,87

Биклянская

26,82

2,24

1,28

58

33,59

36,65

6,0

122,60

20,80

*K — отношение величины адсорбции метиленовой сини 1 г глины к величине адсорбции 1 г коллоидных частей бентонита.

Таблица 7.13

Технологические свойства различных глин США, испытанных по методике АНИ

Глины

Выход раствора, м3/т

Показатель фильтрации, см3 при вязкости 15-10-3 Па-с

рН

Гекторит (Калифорния)

25,4

7,0

8,6

Na-монтмориллонит (Вайоминг)

19,9

11,0

8,2

Са-монтмориллонит (Калифорния)

11,3

15,0

8,7

Са-монтмориллонит (Техас)

2,9

11,0

7,5

Иллит (Иллинойс)

2,1

57,0

7,4

Каолинит (Джорджия)

2,2

190,0

7,0

Аттапульгит (Джорджия)

16,7

105,0

7,1

Галлуазит (Колорадо)

2,7

35,0

7,7

например, получают при введении Na2CO3 и акриловых полимеров (М-14, метас).

Эффект модификации выражается в повышении вязкости глинистой суспензии за счет дополнительного диспергирования глины, увеличения объема связанной воды и вязкости дисперсионной среды и усиления гелеобразования. Добавки Na2CO3 необходимы для перевода бентонита в Na- форму, которая лучше диспергируется в воде, вследствие чего увеличиваются активная поверхность бентонита и количество адсорбированного полимера, качественно изменяющее характер взаимодействия между контактирующими частицами. Такая обработка позволяет повысить выход раствора из бентонита с 10 до 18 — 20 м3/т и более.

В соответствии с техническими условиями основным показателем качества (сортности) глинопорошка так же, как и глин, является выход раствора (табл. 7.14).

Основной показатель качества палыгорскитового порошка — способность его образовывать в насыщенном растворе NaCl устойчивую суспензию. Устойчивость суспензии характеризуется величиной отстоя. Показатели качества палыгорскитовых порошков приведены ниже.

Влажность, %, не более 25

Тонкость помола — остаток на сите № 020К, %, не более 10

Отстой 7%-ной суспензии, содержащей 25 % соли (NaCl) на жидкую фазу, за 2 ч, %, не более 2

Содержание песка через 1 мин, %, не более 1

Таблица 7.14

Показатели качества глинопорошков

Показатели

Норма при вязкости 25 с по ПВ-5

Сорт

Высший

1

2

3

4

Плотность раствора, 103 кг/м3,

1,043

1,053

1,073

1,100

>1,100

не более

Выход раствора, м3/т, не менее

15

12

9

6

< 6

Содержание песка, %, не более

6

6

7

7

8

Примечения: 1. Высший и частично первый сорт получают модифицированием глин Na2CO3 и метасом (или М-14) при помоле. 2. Влажность 6—10 %. 3. Остаток на сите по результатам ситового анализа суспензии с сеткой № 0,5 отсутствует, с сеткой № 0075 не более 10 %.

Требования к качеству бентонитовых порошков, регламентируемые стандартом АНИ, соответствуют получению 17,5 м3 суспензии (21 г бентонита в 350 см3 дистиллированной воды) с эффективной вязкостью 15-10 — 3 Па-с (при градиенте скорости 1022 с-1) из 1 т глинопорошка. Эти требования представлены ниже.

Предельное динамическое сопротивление сдвигу, Па 1,47

Показатель фильтрации, см3 14

Остаток на сите № 200 (74,36-74,36 мкм), % 2,5

Содержание влаги после отправки с места изготовления, % 12

Глины и глинопорошки применяют при бурении в качестве: коркообразующей и структурообразующей основы для приготовления буровых растворов различных типов; одного из компонентов для приготовления бы- стросхватывающихся смесей (БСС) и гельцементных паст для борьбы с поглощениями бурового раствора; для приготовления облегченных цементных растворов. В настоящее время комовые местные глины для приготовления буровых растворов используются ограниченно. Каолинитовые глины в чистом виде для этих целей вообще не применяются.

Глинопорошки имеют следующие преимущества по сравнению с комовыми глинами:

диспергирование (набухание) мелких частиц происходит быстрее и полнее, чем крупных, в связи с чем на приготовление бурового раствора из глинопорошка требуется меньше времени и раствор получается более высокого качества;

транспортировка глинопорошков, особенно на большие расстояния, обходится дешевле;

применение глинопорошков позволяет механизировать и автоматизировать процесс приготовления раствора.

Технически и экономически более выгодно использовать бентонитовые глинопорошки, дающие большой выход раствора из 1 т, так как они позволяют облегчить и ускорить приготовление бурового раствора, снизить затраты на транспортировку, приготовление и регулирование свойств раствора и получить растворы высокого качества с низким содержанием твердой фазы, обеспечивающие более высокие технико-экономические показатели бурения.

Глинопорошки с низким выходом раствора обычно требуются, когда необходимо получить большую плотность и пренебречь вязкостью и коркообразующими свойствами раствора. Однако использование низкоколлоидных глинопорошков связано с высоким расходом как глинопорошка, так и химических реагентов и большими затратами времени на приготовление растворов. Из низкоколлоидных глинопорошков получаются растворы с недопустимо высоким содержанием твердой фазы. Область применения палыгорскитового порошка обусловлена способностью его одинаково хорошо диспергироваться как в пресной, так и в соленой (до насыщения) воде. Основное его назначение — структурообразующий компонент для соленасыщенных буровых растворов.

Для палыгорскитовой глины характерна замедленная пептизация. Форсирование ее механическим диспергированием приводит к повреждению волокон. Поэтому более целесообразна предварительная гидратация палыгорскита в емкости с последующим диспергированием в воде путем предварительного перемешивания.

Нефть и нефтепродукты

Природные нефти и нефтепродукты из них определенного состава используются преимущественно в качестве дисперсионной среды растворов на нефтяной основе и гидрофобных (инвертных) эмульсионных растворов. Наиболее широко для этих целей применяют дизельное топливо. Состояние асфальтенов (основного коллоидного компонента раствора на нефтяной основе), степень их ассоциации зависят от содержания в дисперсионной среде ароматических и парафиновых углеводородов. Первые пептизируют асфальтены, вторые вызывают их коагуляцию. Поэтому оптимальным для дизельного топлива считают содержание 10 — 20 % ароматических углеводородов и 30 — 50 % парафиновых. Этим требованиям отвечает дизельное топливо марок ДЛ и ДЗ.

Сырая нефть также используется для приготовления растворов на нефтяной основе. Наиболее пригодны для этого нефти с содержанием 3 — 5 % асфальтенов и 8—12 % смол. С целью повышения температуры вспышки нефти ее рекомендуется предварительно выветрить или прогреть до 80—100 °С, чтобы удалить растворенный газ и легкие нефтяные фракции.

Битум нефтяной используется в растворах на нефтяной основе в качестве дисперсной фазы и является регулятором его структурно-механических и фильтрационных свойств. Состав и коллоидная активность битума зависят от природы сырья и условий его окисления. Битумы, получаемые окислением гудронов прямой гонки при температуре 270 — 290 °С, обладают хорошей структурообразующей способностью, если отношение содержания асфальтенов к смолам не менее 2,5:1. Битумы, получаемые из остатков парафиновых нефтей бескомпрессорным методом при температуре 250 °С, обладают структурообразующей способностью, если отношение содержания асфальтенов и смол к маслам более 1:4. Битум выпускается и поставляется в виде порошка в композиции с активным наполнителем — известью, затаренный в крафтмешки. В таком виде битум не слеживается при длительном хранении.

Реагенты общего назначения

Реагенты общего назначения используют для приготовления базовых растворов с целью достижения необходимых структурно-реологических и фильтрационных свойств, показателя рН. К ним относятся:

основания (каустическая сода, известь) и соли (карбонат и бикарбонат натрия), способные изменять концентрацию водородных ионов в растворе;

структурообразующие полимеры (полисахариды, биополимеры, синтетические полимеры), усиливающие прочность структуры раствора;

понизители фильтрации — природные и синтетические высокомолекулярные полимеры (гуматы, лигносульфонаты, эфиры целлюлозы, акриловые полимеры);

разжижители — химические реагенты органической и неорганической природы, способные дефлокулировать, разрушать ассоциации коллоидных частиц (гуматы, лигносульфонаты, конденсированная сульфитспиртовая барда, танины, комплексные фосфаты).

ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов.

Приготовление раствора с использованием наиболее простой технологической схемы (рис. 7.5) осуществляется следующим образом. В емкость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20 — 30 м3) и с помощью центробежного или поршневого насоса 2 (обычно один из подпорных насосов) по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную перемещают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происходит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируют шиберной заслонкой (затвором) 8, а величину вакуума в камере — сменными твердосплавными насадками.

Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к расчетным. Если раствор приготавливают впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают либо в другие емкости циркуляционной системы, либо в специальные запасные.

Утяжеление бурового раствора порошкообразным баритом и обработку порошкообразными химическими реагентами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной коллоидной системы (например, водоглинистой).

Основной недостаток описанной технологии — слабая механизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смешения, слабый кон-

Рис. 7.5. Простейшая схема приготовления бурового раствора

троль за процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м3/ч.

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления и утяжеления буровых растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, различающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Наиболее широко применяется БПР-70, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой (рис. 7.6) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом.

Бункера предназначены для приема, хранения и подачи порошкообразных материалов в камеру гидроэжекторного смесителя. Они представляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме 5 стойках 6. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

К коническому днищу прикреплено разгрузочное устройство, включающее аэратор, поворотную шиберную заслонку и воздушный эжектор. На крыше бункера установлен воздушный фильтр.

Выносной гидроэжекторный смеситель состоит из корпуса с тремя патрубками. К верхнему патрубку крепится прием для поступающего из

Рис. 7.6. Схема блока приготовления раствора

бункера или через воронку порошкообразного материала. В левом патрубке установлены сменный твердосплавный штуцер и труба для подачи жидкости от насоса. К правому патрубку прикреплены диффузор и сливная труба.

При прохождении подаваемой насосом жидкости через штуцер в камере гидроэжекторного смесителя создается вакуум. В результате этого порошкообразный материал из бункера поступает по резинотканевому гофрированному рукаву в камеру.

Принцип действия блока БПР состоит в следующем (рис. 7.7). Порошкообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину автоцементовозом, загружается в силосы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора. Поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении силоса, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированный шланг.

Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как в силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой.

Блок БПР-70 оборудован гидравлическим измерителем массы порошкообразного материала ГИВ-М.

Рис. 7.7. Схема работы блока БПР:1 — силос; 2 — фильтр;3 — загрузочная труба; 4 — разгрузочное устройство;5 — система аэрирования; 6 — аэродорожка; 7 — подводящий шланг; 8 — гидросмесительРис. 7.7. Схема работы блока БПР:1 — силос; 2 — фильтр;3 — загрузочная труба; 4 — разгрузочное устройство;5 — система аэрирования; 6 — аэродорожка; 7 — подводящий шланг; 8 — гидросмеситель

Рис. 7.7. Схема работы блока БПР:

1 — силос; 2 — фильтр;

3 — загрузочная труба; 4 — разгрузочное устройство;

5 — система аэрирования; 6 — аэродорожка; 7 — подводящий шланг; 8 — гидросмеситель

Рис. 7.7. Схема работы блока БПР:

1 — силос; 2 — фильтр;

3 — загрузочная труба; 4 — разгрузочное устройство;

5 — система аэрирования; 6 — аэродорожка; 7 — подводящий шланг; 8 — гидросмеситель

Техническая характеристика БПР-70

Число силосов в одном блоке 2

Объем каждого силоса, м3 35

Способ загрузки силосов Пневматический

Смесительное устройство Гидравлическое

эжекторного типа

Производительность блока при подаче порошкообразных материалов в гидросмесители одновременно из двух силосов, кг/с 10

Габариты, мм 6200x3300x8000

На неподвижной части силоса смонтировано разгрузочное устройство, включающее тарельчатый питатель, пневматический эжектор и гидравлический смеситель, который можно устанавливать как на площадке блока, так и на емкости циркуляционной системы буровой установки. В последнем случае вместо тарельчатого питателя применяется шиберный затвор с аэратором в верхней его части. Привод тарельчатого питателя осуществляется при помощи электродвигателя с редуктором. Так как тарелка питателя вращается с постоянной частотой, то подачу порошкообразного материала в зону смешивания регулируют, изменяя положение специального ножа, входящего в комплект питателя.

Для равномерного распределения компонентов по всему объему бурового раствора применяют перемешивающие устройства. Отечественная промышленность выпускает гидравлические и механические перемешива- тели.

ОЧИСТКА БУРОВОГО РАСТВОРА ОТ ШЛАМА

Для очистки бурового раствора от шлама используют комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращения расходов на регулирование свойств бурового раствора, уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

При выборе оборудования для очистки буровых растворов учитывают многообразие конкретных условий. В противном случае возможны дополнительные затраты средств и времени.

Каждый аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную производительность промывки скважины (исключая центрифугу).

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться по следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) — дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного

бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), т.е. каждое оборудование предназначено для выполнения определенных функций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения.

Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров (рис. 7.8). Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы до десятков микрометров, порошкообразного барита — от 5—10 до 75 мкм, шлама — от 10 мкм до 25 мм. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.

При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппаратов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит (ВС-1, В-21, двухсеточное одноярусное сито фирмы «Сва- ко», двухъярусное вибросито фирмы «Бароид» и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 150 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %.

Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70 — 80 %; удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм — илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90 % и более.

Более глубокая очистка от шлама сопряжена с применением очень сложных аппаратов — высокопроизводительных центрифуг и поэтому обычно экономически невыгодна. Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц.

Рис. 7.8. Дисперсный состав бурового раствора и предельные возможности аппаратов для очистки раствора от шлама:

1, 2 — дисперсный состав глинопорошка и барита; 3, 4 — дисперсный состав шлама соответственно через один и два цикла циркуляции

Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь более 74 мкм. Частицы шлама размером от 5—10 до 75 — 90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более глубокодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.

Вибросита

Очистка бурового раствора от шлама с помощью вибрационных сит является механическим процессом, в котором происходит отделение частиц определенного размера с помощью просеивающего устройства.

Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита следующие (рис. 7.9): основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

Оптимальное соотношение между длиной и шириной просеивающих устройств составляет 2:1, а размеры сетки не должны превышать следующих: длина 2,6 м, ширина 1,3 м. Наибольшую производительность вибросито имеет в том случае, когда шлам состоит из песка, наименьшую — когда шлам представлен вязкими глинами. В зависимости от типа и дисперсного состава шлама производительность вибросита может существенно изменяться. Эффективность очистки возрастает по мере увеличения времени нахождения частиц на сетке. Этого можно достичь увеличением длины сетки, снижением скорости потока, уменьшением угла наклона сетки, изменением направления перемещения частиц, уменьшением амплитуды ко-

Рис. 7.9. Схема виброситаРис. 7.9. Схема вибросита

Рис. 7.9. Схема вибросита

Рис. 7.9. Схема вибросита

лебаний сетки, одновременным использованием двух последовательных или параллельных сеток.

Эффективность работы вибросита (пропускная способность, глубина и степень очистки) зависит прежде всего от типа и рабочего состояния вибрирующей сетки. В отечественном бурении для очистки бурового раствора используют нержавеющую сетку с размером ячейки 0,7x2,3; 1x2,3; 1x5; 0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4; 0,9x0,9; 1,6x1,6; 2x2 и 4x4 мм.

Все сетки для очистки бурового раствора в настоящее время изготовляют, как правило, в виде кассет с боковым обрамлением.

На средства грубой очистки, т.е. вибросита, приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому именно им следует уделять наибольшее внимание. Для утяжеленных буровых растворов это, в сущности, единственный высокоэффективный аппарат. В практике отечественного бурения широко используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, а также одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1.

Вибрационное сдвоенное вибросито СВ-2 состоит (рис. 7.10) из рамы 1, распределительного желоба 2, двух электродвигателей 3, ограждения 4, вибрирующей рамы 5, амортизаторов 6 и барабанов для натяжения сетки 7. Боковые стенки, приваренные к полозьям опорной рамы, образуют ванну, в которую поступает очищенный буровой раствор. На опорной раме установлены распределительный желоб и две вибрирующие рамы. Распределительный желоб устроен таким образом, что обеспечивает прием бурового раствора с трех сторон и подачу его на сетку вибрирующей рамы через два сливных лотка. Выравниватели сливных лотков обеспечивают равномерное распределение раствора по ширине сетки.

В центре распределительного желоба выполнено окно, с помощью ко-

Рис. 7.10. Вибрационное сито СВ-2

торого желоб соединяется с ванной вибросита. Поэтому при закрытых выравнивателями лотках и поднятом вверх угловом шибере раствор будет поступать непосредственно в ванну, минуя сетку.

Колебательные движения сеткам сообщают вибраторы, приводимые в движение двумя электродвигателями. Каждая вибрирующая рама опирается на четыре резиновых амортизатора и имеет вибратор с эксцентриковым валом. На концах вибрирующей рамы установлены два барабана с храповыми механизмами. Между барабанами натягивается рабочая часть сетки, и ее запасная часть, которая в 2 раза больше рабочей, наматывается на верхний барабан вибрирующей рамы. По мере износа сетки перематывают на нижний барабан до полного износа по всей длине.

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1x5 мм. Длина рабочей части сетки 1,2 м, ширина 0,9 м. Общая длина устанавливаемой на вибросито сетки 4,5 м. Сетка колеблется с частотой 1600 или 2000 колебаний в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12—18°. Масса вибросита 1380 кг.

Вибрационное сито СВ-2Б представляет собой модернизированный вариант сита СВ-2. Оно рассчитано для установки непосредственно над емкостью ЦС и поэтому не имеет ванны для приема очищенного раствора. Кроме того, к корпусной стенке распределительной коробки приварены патрубки диаметрами 325 и 60 мм. К 325-мм патрубку присоединяют рас- творопровод, идущий от устья скважины; 60-мм патрубок с фланцем через задвижку соединяется с вспомогательным нагнетательным трубопроводом блока очистки.

Технологические характеристики этих вибросит одинаковые.

Вибрационное сито ВС-1 значительно сложнее описанных выше, но более эффективно, особенно при очистке утяжеленных буровых растворов. Оно состоит (рис. 7.11) из станины 1 для крепления вибросита на блоке очистки ЦС (станина является также сборником и распределителем очищенного раствора) и вибрирующей рамы 2, предназначенной для непосредственной очистки бурового раствора путем процеживания его через сменные вибрирующие сетки и сброса шлама в отвал.

Станина представляет собой пространственную конструкцию, выполненную из профильного проката. Полозья-сани соединены между собой двумя трубами 3 и листом-поддоном. На полозьях устанавливается приемная емкость 4 для поступающего из скважины бурового раствора. В верхней части приемной емкости смонтированы поворотные распределители потока 5, с помощью которых обеспечивается равномерная подача раствора на сетку. Распределители могут фиксироваться под любым углом к потоку. Для подачи раствора, при необходимости минуя сетку, приемная емкость имеет клиновой шибер 6, степень открытия которого регулируется вручную и фиксируется цепью. По бокам полозьев-саней имеются отверстия, позволяющие выпускать очищенный раствор. Отверстия закрываются плоскими шиберами 7.

На полозьях установлены четыре тумбы 8 для монтажа вибрирующей рамы. Связь между станиной и вибрирующей рамой осуществляется при помощи четырех витых цилиндрических пружин 9.

Под козырьком приемной емкости расположена ручная станция для периодической смазки подшипников вибратора.

Вибрирующая рама по конструкции представляют собой закрепленное между боковинами основание для крепления сетки. Кроме основания сетки

Рис. 7.11. Вибрационное сито СВ-1

боковины скрепляются стяжной трубой, корпусом вибратора и рамой привода. В корпусе вибратора 10 размещен вал, на обоих концах которого установлены дисбалансы, создающие необходимую амплитуду колебаний. На раме привода установлен электродвигатель 11, обеспечивающий нужную частоту колебаний, а на противоположном конце расположены грузы, уравновешивающие привод. Движение от двигателя к вибратору передается двумя клиновыми ремнями.

Вибросито ВС-1 оснащается двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16x0,16; 0,2x0,25; 0,4x0,4 и 0,9х х0,9 мм. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая — с наклоном около 5° к горизонту. Поперечное натяжение каждой сетки осуществляется подпружиненными болтами с усилием до 50 кН. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наибольшая двойная амплитуда 8 мм, частота колебаний 1130 и 1040 в 1 мин. Рабочая поверхность сетки 2,7 м2.

Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16х х0,16 мм 40 л/с воды и не менее 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9x0,9 мм пропускная способность вибросита превышает 100 л/с. Масса вибросита 1800 кг, длина 3 м, ширина 1,85 м, высота 1,64 м.

Гидроциклонные шламоотделители

Гидроциклоны представляют собой инерционно-гравитационные классификаторы твердых частиц и широко применяются в промышленности для разделения суспензии на жидкую и твердую фазы. В бурении гидроциклоны используют для отделения грубодисперсного шлама от бурового раствора. В качестве шламоотделителей гидроциклоны часто могут конкурировать даже с виброситами. Так, при удалении частиц шлама размером менее 0,5 мм экономическая эффективность гидроциклонов и вибросит одинакова, если обрабатывается неутяжеленный буровой раствор. С уменьшением размера частиц шлама эффективность гидроциклонов повышается, а преимущества их при удалении шлама с размером частиц менее 74 мкм становятся абсолютно бесспорными.

К сожалению, гидроциклонные шламоотделители, как правило, неприменимы для очистки утяжеленного бурового раствора вследствие больших потерь утяжелителя со шламом.

Гидроциклон представляет собой цилиндр, соединенный с усеченным перевернутым конусом (рис. 7.12). Нижняя часть конуса заканчивается насадкой для слива песков, а цилиндрическая часть оборудуется входной насадкой, через которую нагнетается буровой раствор, и сливным патрубком, через который отводится очищенный раствор.

Буровой раствор насосом подается через входную насадку в цилиндрическую часть гидроциклона по касательной к внутренней поверхности. Обладая сравнительно большой скоростью на входе, частицы шлама под действием инерционных сил отбрасываются к стенке гидроциклона и движутся к песковой насадке в

Рис. 7.12. Схема гидроциклона для очистки бурового раствора от шлама

соответствии с законом Стокса. Тонкодисперсные частицы шлама вместе с компонентами бурового раствора сосредоточиваются в спиралевидном потоке, движущемся снизу вверх. Попадая в сливной патрубок, очищенный раствор выводится из циклона, а шлам (пески) перемещается внешним, движущимся вниз спиралевидным потоком к песковой насадке и выгружается через нее вместе с некоторой частью бурового раствора.

Технологические показатели работы циклона при разделении суспензии на жидкую и твердую фазы ухудшаются при уменьшении напора подающего насоса, увеличении вязкости или плотности подаваемой жидкости, повышении концентрации твердых частиц в суспензии, понижении плотности твердой фазы, уменьшении размера отделяемых частиц, резком отличии формы частиц от сферической, сокращении размера отверстия песковой насадки.

Гидроциклонные шламоотд елители делят на песко- и илоотделители условно. Пескоотделители — это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в батареях песко- и илоотделителя разное.

Как и вибросита, эти аппараты должны обрабатывать весь циркулирующий буровой раствор при любой подаче буровых насосов. Считается, что производительность пескоотделителя должна составлять 125 %, а илоотделителя 150 % от максимальной подачи насоса. Это позволяет гарантировать обработку всего потока бурового раствора на гидроциклонных шламо- отделителях, а иногда использовать часть очищенного раствора для разбавления неочищенного и таким образом существенно повышать эффективность работы гидроциклонов.

Гидроциклонные шламоотделители обычно включают в работу с момента забуривания скважины. Уже при бурении под кондуктор системы очистки бурового раствора должна работать на полную мощность. Шлам необходимо удалить из бурового раствора раньше, чем он будет подвергнут многократному истиранию и диспергированию в циркуляционной системе и стволе скважины. Только в этом случае удается сохранить стабильными параметры бурового раствора, избежать перерасхода запасных деталей к гидравлическому оборудованию, сохранить стабильный ствол и достичь высоких показателей работы долот.

В отечественной практике широко распространен гидроциклонный шламоотделитель 1ПГК, называемый пескоотделителем. Он представляет собой батарею из четырех параллельно работающих гидроциклонов диаметром 150 мм. Буровой раствор в гидроциклоны подается вертикальным шламовым насосом.

Батарея гидроциклонов (рис. 7.13) состоит из сварной рамы 1, четырех гидроциклонов 2, крестовины 3 и четырех отводов 4 с резиновыми рукавами. Внутренняя часть рамы выполнена в виде лотка с наклонным дном и люком. В передней торцовой стенке установлен шибер. При открытом шибере песковые насадки погружаются в раствор со шламом, вытекающим через верхнюю кромку передней торцовой стенки. При открытом шибере шлам свободно вытекает через люк.

Гидроциклон (рис. 7.14) состоит из металлического корпуса 1, внутри которого установлен цельнолитой полый резиновый или пластмассовый конус 3, питающей резиновой насадки 5 и металлической сливной насадки.

В нижнюю часть гидроциклона вставляется резиновая песковая насадка 4 с отверстием 15 или 25 мм. Раствор из гидроциклона сливается по патрубку 2.

Вертикальный шламовый насос (рис. 7.15) представляет собой центробежный насос погружного типа с открытым рабочим колесом 5, установленным в полости 8. Колесо защищено дисками 7. Вместо сальника в нем используется разъемная резиновая втулка 4, которая служит не только уплотнителем, но и одновременно является опорой нижнего конца вала 6 насоса.

Два шарикоподшипника играют роль основных опор вала колеса. Они расположены в верхней части корпуса 3 насоса выше уровня перекачиваемого раствора и надежно защищены от его воздействия.

Привод насоса осуществляется от вертикального фланцевого электродвигателя 1 через упругую пальцевую муфту 2. Электродвигатель крепится к корпусу насоса, который имеет два опорных кронштейна с приваренными цапфами для установки в емкости ЦС. Такое устройство позволяет переводить насос из рабочего вертикального положения в горизонтальное для ремонта.

Рис. 7.14. ГидроциклонРис. 7.14. ГидроциклонПескоотделитель 1ПГК способен обрабатывать до 60 л/с бурового раствора и удалять из него частицы шлама размером 60 мкм при наименьшем допустимом давлении около 0,2 МПа. Общая масса установки составляет 1310 кг.

Рис. 7.14. Гидроциклон

Рис. 7.14. Гидроциклон

В настоящее время применяют более надежные модели пескоотделителей ПГ-50 и ПГ-90: число обозначает производительность (в л/с). Они отличаются более стойкими и совершенными по форме резиновыми элементами.

Кроме того, во многих районах России внедрены шламоотделители с гидроциклонами диаметрами 75 и 100 мм, так называемые илоотделители. Они представляют собой блок из 12—16 гидроциклонов, установленных на общей раме и имеющих общий ввод раствора и поддон для сбора ила (шлама с раствором). Для подачи раствора используется вертикальный шламовый насос.

Опыт работы с буровыми растворами показывает, что оптимальное значение давления на входе в гидроциклон для пескоот- делителей составляет 0,25 МПа, а для ило-

отделителейотделителей0,32 МПа. Такие условия0,32 МПа. Такие условиядостигаются при давлении в нагнетательной линии насоса 0,4 — 0,5 МПа.

отделителей

отделителей

0,32 МПа. Такие условия

0,32 МПа. Такие условия

Основной контролируемой рабочей характеристикой гидроциклонов является плотность песков (илов). Плотность нижне

го продукта слива должна быть на 0,30 — 0,42 г/см3 выше плотности очи-

щенного раствора.

Потери в гидроциклонах части бурового раствора со шламом всегда меньше потерь, которые связаны с необходимостью разбавления загущенного шламом раствора и его откачки в амбары.

В связи с высокой эффективной вязкостью растворов на углеводородной основе (РУО) эффективность работы гидроциклонных аппаратов снижается. Для этих растворов в качестве пескоотделителей используются илоотделители. Плотность сгущенного продукта при очистке неутяжелен- ных буровых растворов на углеводородной основе при одном и том же количестве удаляемого песка будет меньше, чем при очистке раствора на водной основе. Например, сгущенный продукт, содержащий 25 % твердой фазы, при плотности раствора 1,14 г/см3 имеет плотность 1,48 г/см3, в то время как в РУО плотностью 1,02 г/см3 сгущенный продукт имеет плотность 1,39 г/см3.

Обычные илоотделители не применяют для очистки утяжеленных бу-

Рис. 7.15. Вертикальный шламовый насос ВШН-150

ровых растворов, так как, удаляя частицы шлама размером 25 мкм, они также удаляют из раствора практически весь барит с частицами размером более 16 мкм и часть барита с частицами меньшего размера. При очистке илоотделителем тяжелых растворов 95 % шлама будут составлять крупные частицы и одновременно будет теряться до 50 % барита.

В последние годы для очистки утяжеленных буровых растворов применяются так называемые сепараторы (рис. 7.16), которые состоят из гид- роциклонного илоотделителя 1, установленного над вибрирующей мелкоячеистой просеивающей сеткой 2. Утяжеленный буровой раствор, очищенный с помощью вибросита, подается центробежным насосом в батарею гидроциклонов, где он разделяется на утяжеленный и неутяжеленный. Не- утяжеленный поток возвращается в циркуляционную систему, а утяжелен-

Рис. 7.16. Гидроциклонный сепаратор

ный через песковые насадки попадает на тонкоячеистое вибросито, где частицы шлама, которые крупнее частиц утяжелителя, сбрасываются в отвал, а остальная часть утяжеленного раствора просеивается через вибросито и, возвратившись в циркуляционную систему, соединяется с неутяже- ленной частью раствора.

В связи с тем, что поток утяжеленного раствора значительно меньше потока неутяжеленного, можно использовать в сепараторах мелкоячеистые вибрирующие сетки.

ОЧИСТКА БУРОВОГО РАСТВОРА ОТ ГАЗА

Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (а следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).

Попадающий в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства — по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система. Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию.

Снижение гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения. Оптими-

зированные программы бурения требуют, чтобы на долоте срабатывалось до 65 — 70 % гидравлической мощности. Но снижение объемного коэффициента полезного действия насоса в результате газирования бурового раствора влечет за собой существенное уменьшение подачи насосов.

Газ из пласта попадает в буровой раствор в результате отрицательного дифференциального давления между скважиной и пластом либо вследствие высокой скорости бурения, когда пластовый газ не успевает оттесниться фильтратом от забоя и стенок скважины и попадает в поток раствора вместе с выбуренной породой.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора.

Пузырьки газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор, и для их удаления требуется дополнительная энергия.

Полнота дегазации бурового раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.

В связи с высоким поверхностным натяжением трудно поддаются дегазации буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал. Некоторые углеводороды, проникая из пласта в буровой раствор при повышенных температуре и давлении, остаются в жидком состоянии. Попадая в другие термодинамические условия, например в поверхностную циркуляционную систему, они превращаются в газ и заметно изменяют технологические свойства бурового раствора.

Некоторые газы при повышенных температуре и давлении проникают в межмолекулярную структуру бурового раствора и вызывают едва заметное увеличение его объема. Наиболее опасны в этом отношении растворы на углеводородной основе, в которые может проникать большое количество пластового газа. Обнаружить вовлеченный таким способом в буровой раствор природный газ очень трудно.

Растворы, газированные сероводородом, создают особенные трудности при дегазации:

система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,1 % сероводород — опасный яд;

сероводород взрывоопасен даже при объемной концентрации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);

сероводород растворим в буровых растворах, его растворимость в воде приблизительно пропорциональна давлению;

сероводород обладает высокой корродирующей способностью.

Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепара-

тор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора.

Газ, проникший в молекулярную структуру раствора, извлечь значительно труднее. Для этого требуется не только затратить некоторую энергию, но и часто необходимо применять понизители вязкости и поверхностного натяжения, если используется недостаточно совершенная система дегазации.

Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 7.17. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор 5, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито 6 и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора 7. Окончательная дегазация происходит в промежуточных емкостях 1 циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей.

Газовый сепаратор, используемый в качестве первой ступени очистки бурового раствора от газа (рис. 7.18), представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов.

Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней

Рис. 7.17. Схема дегазации бурового раствора

Шлам с водойШлам с водойРис. 7.18. Схема газового сепаратора

Шлам с водой

Шлам с водой

части газосепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито.

Современные газовые сепараторы, имеющие вместимость 1—4 м3, рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой емкостью циркуляционной системы. Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплав- кого типа 3 и эжекторным устройством 11 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.

Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар, пропускают через штуцер эжектора 11, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 10 скопившийся на дне газового сепаратора шлам 9 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 10 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4.

В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.

Регулятор уровня раствора 3 в полости сепаратора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок 2 очищенного раствора, так как создаются условия для его постоянного затопленного состояния с помощью поплавка 8.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подает-

ся на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама.

В качестве второй, а иногда и единственной ступени очистки раствора от газа обычно применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по величине давления в камере — на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру — на гравитационные, эжекционные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродувающиеся центробежные насосы. В вакуумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы.

Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной практике получили вакуумные дегазаторы с эжекционной и центробежной подачей газированного бурового раствора. Разрежение в полости таких дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычно центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности «запираться» газовыми пробками.

Степень вакуума в камере дегазаторов — наиболее важный технологический фактор дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насоса, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа.

Другим важным фактором, влияющим на глубину дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппаратах вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с — около 12 с. Практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10 — 20 с.

Обычно с помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. В результате на вторую ступень дегазации — в дегазатор — поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1—0,25 м3/мин, пропуская буровой раствор объемом 1—3 м3/мин. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %.

Типичным представителем дегазаторов вакуумного типа, используемых в отечественном бурении, является дегазатор типа ДВС.

Вакуумный дегазатор представляет собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора по раствору достигает 45 л/с, остаточное газосодержание в растворе после обработки не превышает 2 %. Привод вакуумного насоса осуществляется от электродвигателя мощностью 22 кВт.

Центробежно-вакуумный дегазатор ЦВА (рис. 7.19) состоит из цилиндрического вертикально установленного корпуса 1, 2, внутри которого с высокой частотой вращается вал 4 с ротором 10, подобным рабочему колесу

Рис. 7.19. Центробежно-вакуумный дегазатор ЦВА:

1, 2 — части корпуса; 3 — труба; 4 — вал; 5 — осевая турбина; 6 — клапан; 7 — пластинчатый деструктор; 8 — вентилятор; 9 — патрубки для отвода газа; 10 — ротор; 11, 12 — подшипники

центробежного насоса с загнутыми назад лопатками. Поступающий в ЦВА газированный буровой раствор интенсивно разбрызгивается ротором тонким слоем внутри корпуса и дегазируется. Дегазированный раствор перекачивается обратно в ЦС с помощью осевого насоса, а выделившийся из раствора газ отводится вентилятором 8 по отводным каналам наружу.

Центробежно-вакуумный аппарат типа ЦВА обеспечивает не только эффективную дегазацию буровых растворов, но и интенсивное перемешивание входящих в него жидких и твердых компонентов (табл. 7.15).

В используемых в зарубежной практике атмосферных аппаратах дегазация бурового раствора происходит в результате турбулизации тонкого плоского потока. Обычно раствор в дегазатор такого типа поступает при подаче насоса примерно 35 л/с, чтобы скорость течения на входе в дегазатор составляла примерно 1 м/с. В камере дегазатора имеется система наклонных плоских перегородок, по которым стекает, периодически завихря- ясь, буровой раствор (рис. 7.15). Толщина слоя раствора на перегородках 10—15 мм, а длина пути раствора 3,5 м.

Дегазаторы такого типа недостаточно эффективны при использовании растворов с повышенными значениями плотности, вязкости и СНС. Иссле-

Таблица 7.15

Техническая характеристика ЦВА

Плотность раствора, г/см3

Условная вязкость раствора, с

Содержание газа в растворе, %

до ЦВА

после ЦВА

до ЦВА

после ЦВА

до ЦВА

после ЦВА

1,38

1,42

105

63

9

0

1,36

1,40

100

55

8

0

1,34

1,43

108

59

12

0

1,38

1,40

102

60

5

0

1,39

1,42

97

52

7

0

Рис. 7.20. Схема атмосферного дегазатора

дования показали, что даже при многократной дегазации таких растворов полного удаления газа из раствора достичь не удается.

Отечественной промышленностью широко используется вакуумный дегазатор ДВС.

РЕГУЛИРОВАНИЕ СОДЕРЖАНИЯ И СОСТАВА ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

Твердые частицы в буровом растворе, как правило, необходимы, но они всегда существенно затрудняют процесс бурения скважины. Твердые частицы в растворе приводят к повышению его вязкости, увеличению гидравлических сопротивлений, к усиленному износу деталей гидравлического оборудования, в первую очередь буровых насосов, элементов подземного оборудования, бурильных труб и циркуляционной системы, к возрастанию расхода топлива или электроэнергии.

Как показано на рис. 7.21, все это влечет за собой ухудшение показателей бурения. Так, при изменении содержания твердых частиц от 0 до 14 % время, затрачиваемое на бурение, возрастает в 3 раза.

В этом диапазоне концентраций твердой фазы каждый 1 % удаленных частиц в среднем эквивалентен увеличению механической скорости бурения на 5 %.

Содержание и состав твердой фазы в буровом растворе являются определяющими факторами при регулировании технологических свойств бурового раствора и оказывают первостепенное влияние на скорость бурения и экономические показатели проходки скважины. Поэтому в мировой практике регулированию твердой фазы в буровом растворе, особенно в последние годы, уделяют большое внимание. Для этой цели используют разнообразные приемы, методы, оборудование, даже дорогостоящее и требующее специального обслуживания.

В течение многих лет в нефтяной промышленности для регулирования содержания и состава твердой фазы применяли лишь следующие методы:

замену части объема глинистого раствора водой, баритом и химическими реагентами; это дорогой и малоэффективный метод, так как он позволяет нормализовать состав твердой фазы лишь на некоторое время;

Рис. 7.21. Зависимость показателей бурения от содержания твердой фазы в буровом растворе:

1 — затраты энергии на работу долота; 2 — время бурения; 3 — суточная проходка

использование различных ингибиторов, позволяющих уменьшить диспергируемость шлама (известь, кальциевые глины и полимеры); период времени между частичными заменами объемов бурового раствора за счет ингибирования удавалось несколько увеличить;

применение понизителей вязкости.

Наиболее заметный прогресс в регулировании содержания и состава твердой фазы в буровых растворах был достигнут, начиная с 50-х годов прошлого века, в результате применения центрифуг-отстойников. Это оборудование, претерпев значительную модернизацию, используется до настоящего времени. Основным современным аппаратом для выполнения этой технологической операции является центробежный сепаратор, представляющий собой разновидность центрифуг.

Рис. 7.22. Схема центробежного сепаратора буровых растворовРис. 7.22. Схема центробежного сепаратора буровых растворовЦентробежный сепаратор для буровых растворов (рис. 7.22) представляет собой перфорированный ротор 2, вращающийся внутри корпуса 1. Буровой раствор, поступая в корпус 1, попадает в центробежное поле ротора. Поток раствора приобретает поступательно-вращательное движение,

Рис. 7.22. Схема центробежного сепаратора буровых растворов

Рис. 7.22. Схема центробежного сепаратора буровых растворов

Рис. 7.23. Схема шнековой центрифуги для регенерации утяжелителя:

I — подача раствора; II — выход утяжеленной пульпы; III — слив раствора

в результате чего происходит разделение твердой фазы по массе. Наиболее массивные частицы раствора (барит, крупный шлам) оттесняются к стенкам корпуса сепаратора и перемещаются периферийной частью потока к сливному отверстию 4 корпуса. Жидкая фаза бурового раствора с тонкодисперсными частицами движется внутри ротора и выходит из аппарата через полый вал 3 ротора.

Разделив буровой раствор на облегченный и утяжеленную пульпу, оператор получает возможность регулировать их возврат в циркуляционную систему и подачу в запасные емкости, таким образом осуществляя первичное регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе. Окончательно доводят раствор до кондиции, добавляя в него (при необходимости) свежие порции компонентов.

Поступающий через ввод 5 на обработку в центробежный сепаратор буровой раствор обычно разбавляют водой для того, чтобы уменьшить вязкость и таким образом улучшить условия разделения твердой фазы по массе.

В зарубежной практике бурения скважин для регулирования содержания и состава твердой фазы широко используются шнековые центрифуги (рис. 7.23). Шнек вращается с определенной скоростью и транспортирует скапливающуюся у стенок корпуса сгущенную пульпу к разгрузочному устройству. Такой тип центрифуги позволяет почти полностью отделять от барита жидкую фазу и поэтому чаще всего используется для регенерации утяжелителя из бурового раствора. Режим работы этих центрифуг регулируют подачей раствора на обработку, степенью его разбавления водой, частотой вращения ротора.

Таким образом, для достижения высоких технико-экономических показателей бурения и оптимальных показателей технологических свойств бурового раствора первостепенное внимание необходимо уделять чистоте раствора, содержанию и составу его твердой фазы. Только при такой постановке работы можно получить максимальную эффективность от используемого оборудования, бурильного инструмента и долот.

Глава 8

ОСЛОЖНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ

УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Геологические условия современного бурения на нефть и газ, сравнительно большая глубина скважин, наличие в разрезе проницаемых пластов с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями диктуют необходимость постоянного совершенствования технологии и техники бурения скважин.

К сожалению, даже при использовании современных достижений в области конструирования и технологии сооружения скважин, зачастую не удается избежать осложнений, препятствующих скоростному и эффективному бурению.

Наиболее часто возникают такие осложнения, как поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов, нефте-, водо- и газопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, затяжки и посадки бурового инструмента при спускоподъемных операциях.

Мировой опыт последних лет показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Именно поэтому в большинстве случаев используют многоколонные конструкции скважин и разнообразные по технологическим свойствам буровые растворы.

К осложнениям при бурении скважин относят нарушения непрерывности технологического процесса сооружения скважины при соблюдении технического проекта и правил безаварийного ведения буровых работ, вызванные горно-геологическими условиями проходимых пород.

Однако, несмотря на то что осложнения считаются в сущности ожидаемой ситуацией и для их преодоления предусмотрены технологические приемы, иногда они переходят в категорию аварий.

Аварией считают нарушение непрерывности технологического процесса сооружения скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных техническим проектом.

Затяжки и посадки бурового инструмента могут привести к его неосвобождаемому прихвату; пластовые флюидопроявления и поглощения бурового раствора могут перерасти в открытый аварийный фонтан и т.д.

Обычно такие ситуации возникают из-за халатного отношения к осложнениям производителей буровых работ или из-за их низкой квалификации.

ПОГЛОЩЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНАХ

Поглощение в скважинах буровых растворов и других жидкостей является одним из основных видов осложнений. Ежегодные затраты времени на их ликвидацию по предприятиям нефтегазовой промышленности огромные. Однако эти затраты существенно больше, если учесть, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота подъема цементного раствора, что приводит к необходимости проводить ремонтные работы; при освоении скважин (первичном и после капитального ремонта) происходит снижение проницаемости продуктивных пластов и т.д. Поэтому одним из путей сокращения цикла строительства скважин является совершенствование способов и средств борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах.

Методика выбора мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями жидкостей основана на количественных критериях, отражающих геологическое строение и гидродинамическую характеристику пластов.

ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЙ

Поглощение бурового раствора в скважинах обусловливается проницаемостью, пористостью, прочностью коллектора, пластовым давлением, объемом закачиваемого бурового раствора и его качеством.

При превышении давления в стволе скважины над давлением в пласте, вскрытом при бурении, раствор из скважины, преодолевая местные гидравлические сопротивления, будет проникать в поры, каналы и трещины пород. Снижение давления в скважине по сравнению с пластовым приводит к движению жидкости из пласта в скважину, т.е. к водонефтегазопро- явлениям. Поэтому один и тот же пласт может быть поглощающим или проявляющим.

Возникновение поглощения также зависит от способа и технологии бурения. Механическое воздействие (удары, вибрации) бурильного инструмента на стенки скважины или большие избыточные давления могут вызвать поглощение бурового раствора в ранее изолированные или не проявившие себя во время вскрытия горизонты.

В зависимости от толщины и прочности плотного участка породы или цементного камня, значения и цикличности нагрузок, воздействующих на него, разрушение может произойти в различные моменты: при спуске или подъеме бурильного инструмента, восстановлении циркуляции, бурении, спуске или цементировании эксплуатационной колонны и т.п.

Другими технико-технологическими причинами, способствующими возникновению поглощения бурового раствора, являются все факторы, вызывающие увеличение давления в затрубном пространстве при промывке скважины.

Явление поглощения связано с вскрытием проницаемых или (и) слабых пластов при бурении скважины и представляет собой движение бурового раствора или цементного раствора из ствола скважины в пласт под действием избыточного (по сравнению с пластовым) гидростатического (гидродинамического) давления, возникающего в скважине в процессе ее проводки.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора

и определяющие направление дальнейших работ, можно разделить на две группы.

Геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, значение пластового давления и характеристика пластового флюида.

Технологические факторы — количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спус- коподьемных операций и др.

Поглощения начинаются при условии, что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.

В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв.

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ

Данные о строении поглощающего пласта, его толщине и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены гидродинамическими, геофизическими методами исследований и с помощью отбора керна или шлама (рис. 8.1).

В зависимости от степени изученности разбуриваемой площади применяется один из двух комплексов исследований: оперативный или детальный.

Оперативный комплекс глубинных исследований включает: определение границ поглощающих пластов, их относительной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта в другой; определение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта с помощью каверномера и замер пластового давления глубинным манометром.

Детальные исследования включают оперативный комплекс и промыслово-геофизические методы; гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и акустический каротаж. При наличии скважинного фотоаппарата или забойного телевизора их следует использовать при детальных исследованиях.

Основные цели гидродинамических исследований — получение индикаторной диаграммы поглощающего пласта, которая позволяет определить коэффициент приемистости поглощающего пласта, оценить размеры поглощающих каналов.

Гидродинамические исследования поглощающих пластов проводятся при установившихся и неустановившихся режимах фильтраций (течении) жидкости.

Метод установившихся закачек (статический уровень в скважине Нст > 30 м, рис. 8.2, a). Жидкость с заданным минимальным расходом закачивается в скважину до установления определенного уровня. Фиксируются значение расхода и положение уровня, затем меняется расход, и жидкость закачивается до установления нового положения уровня. Меняя режимы закачки жидкости, получают соответствующие им значения уровней (перепадов давления), по которым строится индикаторная линия.

Рис. 8.1. Классификация методов изучения поглощающих пластов (по В.И. Крылову)

Метод установившихся нагнетаний (Нст < 30 м, рис. 8.2, б). Устье скважины герметизируется, и в нее закачивается жидкость с постоянным расходом до установления определенного давления. Режим считается установившимся, если давление и расход остаются постоянными в течение 10 — 15 мин. Затем изменяют расход и добиваются постоянства нового значения давления. При положении статического уровня на глубине 20 — 30 м первые точки индикаторной линии получают путем регистрации установившихся уровней при герметизированном устье с помощью глубинного манометра или путем экстраполяции индикаторной линии до начала координат.

Метод установившихся отборов (при переливе жидкости из скважины, рис. 8.2, в). Устье скважины герметизируется и определяется давление, под действием которого жидкость переливается из скважины. Затем жидкость отбирают из скважины при различных установившихся давлениях. Полученные значения установившихся давлений и соответствующие им значения расходов жидкости используются для построения индикаторной линии.

Во время проведения исследований при установившихся режимах течения жидкости необходимо учитывать следующие особенности. До начала исследования необходимо убедиться в установившемся состоянии системы пласт — скважина. При наличии перетоков или поступлении в скважину минерализованных пластовых вод исследование рекомендуется проводить после заполнения ствола скважины однородной по плотности жидкостью (например, после очередного рейса и подъема инструмента).

Исследование скважины должно проводиться не менее чем при трех

Рис. 8.2. Графики методов исследования поглощающих пластов

режимах. Создаваемые при этом перепады давления в скважине должны отличаться один от другого в 1,5 — 2 раза.

Для каждого режима жидкость закачивается с постоянной производительностью. Закачка или отбор производится до получения постоянных значений перепада давления в скважине. При этом плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкости должны быть одинаковыми.

По полученной индикаторной линии (Ар — Q) определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости поглощающего пласта.

Исследование поглощающих пластов с помощью пакера и установленного под ним манометра проводят в скважинах, в которых будет осуществляться переход с бурения с промывкой забоя водой на промывку буровым раствором, перед цементированием обсадных колонн с большой высотой подъема цементного раствора, а также во всех случаях перед проведением изоляционных работ с помощью пакера. Исследования проводятся при любом положении статического уровня в скважине или при наличии водопроявлений.

Пакер в скважину спускают плавно, с включенным гидравлическим тормозом. Обычно пакер устанавливают на 20 — 50 м выше кровли поглощающего пласта. При наличии каверн или низкой механической прочности горных пород в этом интервале пакер устанавливают в вышележащих устойчивых породах.

Приемистость поглощающего пласта определяется нагнетанием в скважину жидкости до установившегося режима при работе цементировочного агрегата на 2, 3 и 4-й скоростях. Закачку жидкости начинают с максимальной — 4-й скорости, причем давление на устье скважины не должно превышать давления гидравлического разрыва пласта.

По результатам исследования строят индикаторную линию поглощающего пласта и определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости.

В скважинах, где возможен недоподъем цементного раствора за обсадной колонной из-за поглощения его в процессе цементирования, необходимо перед спуском обсадной колонны произвести исследование всех поглощающих пластов с помощью пакера на давление, которое ожидается на эти пласты при цементировании. По результатам исследования определяется необходимость проведения изоляционных работ перед спуском обсадной колонны.

Прослеживание за снижением уровня (давления) жидкости в скважине (Нст > 30 м, рис. 8.2, г). Скважина заполняется жидкостью до устья, затем долив жидкости прекращается и замеряется время падения уровня через каждые 5 или 10 м. Измерения продолжаются до наступления равновесия в скважине, т.е. до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет статического положения.

Снижение уровня в скважине во времени замеряется с помощью уровнемера или может быть зафиксировано с помощью глубинного манометра в виде кривой изменения давления во времени.

Прослеживание за подъемом уровня в бурильных трубах после «мгновенного» его снижения (Нст < 30 м, рис. 8.2, г). «Мгновенное» снижение уровня в скважине достигается за счет спуска в скважину бурильных труб с заглушкой-диафрагмой и последующего ее разрушения, после которого жидкость из затрубного пространства устремляется в бурильные трубы. В результате этого происходит быстрое выравнивание жидкости в тру-

бах и затрубном пространстве, и в целом уровень жидкости в скважине понижается на значение, соответствующее объему жидкости, вытесняемой бурильными трубами с закрытым концом (неустановившийся режим).

Восстановление давления за счет притока жидкости из поглощающего горизонта регистрируется путем прослеживания за подъемом уровня в бурильных трубах с помощью уровнемера или записи кривой изменения давления с помощью глубинного манометра. Этот метод исследования имеет большие погрешности.

Прослеживание за подъемом уровня в бурильных трубах после «мгновенного» его снижения при герметизированном устье (при переливе жидкости из скважины, рис. 8.2, е). Этот метод осуществляется аналогично предыдущему с той разницей, что для предотвращения перелива жидкости устье скважины герметизируется превентором или пакерующим устройством. Поскольку повышение уровня жидкости в трубах может быть прослежено только до устья, то начальный участок индикаторной линии получают путем экстраполяции. Этому методу присущи недостатки предыдущего метода.

Наибольшее распространение при исследовании поглощающих пластов получили: метод прослеживания за изменением уровня (давления) в скважине, метод установившихся нагнетаний и метод установившихся отборов. Метод исследования при неустановившемся режиме течения жидкости рекомендуется использовать, если время восстановления давления превышает 30 мин. В этом случае ошибка при определении коэффициента приемистости по формулам установившегося режима не превышает точности прибора (7—10 %). При меньших значениях времени восстановления давления следует применять методы исследования скважин при установившихся режимах или должны быть введены соответствующие поправочные коэффициенты.

Приборы, применяемые для исследования поглощающих пластов. Приборы для исследования поглощающих (водопроявляющих) пластов в бурящихся скважинах делятся на две основные группы.

Приборы, предназначенные для проведения кратковременных гидродинамических исследований с целью выявления зависимости объемной скорости фильтрации жидкости по пласту от перепада давления. При использовании этих приборов оказывается активное воздействие на пласт путем нагнетания или отбора жидкости и восстановления пластового давления. В процессе исследования прослеживается изменение уровня жидкости в скважине во времени или регистрируется изменение давления на пласт. К этой группе приборов относятся: электрический уровнемер Тат- НИИ, лебедки ВНИИБТ и ТатНИИ (ИП-1), манометры МГЭ-1, ГМИП-1, МГГ-20, а также уровнемеры и манометры различных зарубежных фирм.

Приборы, предназначенные для определения толщины и местоположения поглощающих пластов, направления перетоков жидкости по стволу скважины и расхода жидкости. К этой группе приборов относятся расходомеры РЭИ-УфНИИ и ВНИИНГП, прибор «Разведчик Р-8», термоэлектрический дебитомер, индикатор толщины и местоположения пласта ИМП-2 и аналогичные приборы зарубежных фирм.

В случае вскрытия горизонта с высокой интенсивностью поглощения часто выход промывочной жидкости из скважины на поверхность прекращается, уровень ее в скважине снижается и устанавливается на глубине в несколько десятков и даже сотен метров от устья. Интенсивность поглоще-

ния при этом можно определить только при помощи специальных исследований. Поглощения такой большой интенсивности обычно называют полными, или катастрофическими.

Для ликвидации поглощений требуется знать местоположение зоны осложнения и интенсивность поглощения. Положение зоны можно уточнить несколькими способами. Наиболее точно это позволяет сделать индикатор скорости потока «Разведчик». Прибор «Разведчик Р-8» состоит из глубинного снаряда, спускаемого в скважину на трехжильном каротажном кабеле, и наземного блока питания и регистрации.

Глубинный снаряд (рис. 8.3) представляет собой цилиндрический корпус 1, внутри которого размещены индуктивный датчик 2 и подвижный сердечник 3; к корпусу снизу присоединена камера 4 с резиновым разделителем 5, резиновым компенсатором 6 и узкими проточными каналами 7. Внутри камеры расположена коробчатая мембрана 8, к центральной части которой прижат сердечник 3. Внутренняя полость глубинного снаряда заполнена кремнийорганической жидкостью.

Для определения местоположения зон поглощения глубинный снаряд предварительно спускают на забой скважины; при этом под влиянием разности давлений промывочного раствора, действующих на резиновый разделитель 5 и компенсатор 6, кремнийорганическая жидкость будет перетекать через каналы 7 из области повышенного в область пониженного давления до тех пор, пока давления не выравняются. Возникающий при движении жидкости скоростной напор вызывает деформацию коробчатой мембраны 8, и соответствующее перемещение сердечника фиксируется на поверхности фоторегистратором автоматической каротажной станции АКСЛ-64.

Закачивая в скважину с постоянным расходом промывочную жидкость, снаряд поднимают с постоянной скоростью. Пока он перемещается на участке ствола, сложенном непроницаемыми породами, действующая на него разность давлений остается постоянной, положение сердечника не меняется и регистратор на поверхности фиксирует неизменность поступающего сигнала. Когда же снаряд проходит через зону поглощения, скоростной напор потока промывочной жидкости, действующий на резиновый разделитель 5, возрастает все более и более по мере перемещения прибора от подошвы зоны к кровле, так как все меньшее количество промывочной жидкости успевает уйти в пласт на участке от кровли

Рис. 8.3. Индикатор скорости потока «Разведчик Р-8»

его до места нахождения снаряда. Поэтому при перемещении снаряда через поглощающую зону регистратор на поверхности фиксирует все возрастающий сигнал.

Таким образом, по характерным точкам излома кривой, записываемой регистратором прибора, легко определить глубины подошвы и кровли поглощающего горизонта. Если таких горизонтов несколько, по кривой достаточно точно определяют положение каждого из них. Аналогично можно определить положение горизонтов с более высокими коэффициентами аномальности, если из них при снижении уровня жидкости в скважине происходит приток пластовых жидкостей и газа.

О степени поглощения судят по интенсивности его, понимая под этим объем поглощенной жидкости в единицу времени под действием определенного избыточного давления, обычно 0,1 МПа. Для этого скважину исследуют и строят экспериментальную зависимость объемной скорости поглощения от избыточного давления. Предварительно исследуемый поглощающий горизонт разобщают от расположенных выше проницаемых объектов с помощью гидромеханического пакера, спускаемого на бурильных трубах. В бурильной колонне вблизи нижнего открытого конца устанавливают специальный глубинный манометр, с помощью которого регистрируют установившееся давление при разных темпах нагнетания промывочной жидкости в колонну, а также установившееся статическое (пластовое) давление после прекращения подачи жидкости. При отсутствии специальных глубинных манометров давления вычисляют по известной плотности закачиваемой жидкости и измеренной с помощью электрического уровнемера глубине ее уровня.

Геофизические методы исследования для изучения поглощающих пластов. К промыслово-геофизическим методам относятся замеры электроуровнемером, резистивиметром, каверномером, а также микрокаротаж, электрический каротаж, радиоактивный и акустический каротаж, глубинная фотосъемка и глубинное (забойное) телевидение.

Диаграммы радиоактивного и акустического каротажа используют в качестве вспомогательных для уточнения границ поглощающих пластов. По материалам промыслово-геофизических исследований изучают изменения характеристики поглощающих пластов по площади. Диаграммы радиоактивных методов каротажа используют для расчленения разреза, корреляции пластов, прослеживания за изменением литологии и пористости пород поглощающего горизонта. Диаграммы акустического каротажа позволяют четко локализовать кавернозные и трещиноватые разности пород по резкому уменьшению скорости и увеличению поглощения энергии упругих колебаний.

А.Н. Кукин для наглядного представления результатов исследования предложил строить сводную схему поглощений по каждой площади. Это нашло применение при бурении скважин в Саратовском и Волгоградском Заволжье. Каждый поглощающий пласт отмечают на диаграммах ГК и НГК, зарегистрированных в этой же скважине. Затем, проведя корреляцию, эти же пласты определяют на типовом разрезе данной площади и ставят против них в отдельной колонке условные обозначения. Одновременно указывают вид пласта по классификации, статический уровень жидкости в скважине по данным замера и в пересчете на чистую воду, а также любые другие сведения, отражающие особенности поглощающего пласта.

Границы зоны ухода, определенные с помощью расходомера, будут

выделять наиболее проницаемую часть ее, для которой характерно наличие больших трещин и крупных сообщающихся каверн. Это в целом согласуется с результатами сопоставления значений зон поглощения, определенных с помощью расходомера и геофизических исследований.

В большинстве случаев на диаграммах НГК и КС интервалы поглощения выделяются понижениями интенсивности вторичного гамма-излучения и кажущихся сопротивлений.

При этом необходимо обращать внимание на изучение шлама, результаты анализа которого являются порой незаменимым материалом для характеристики поглощающих пластов.

Определение интенсивности поглощения. Для определения интенсивности поглощения бурового раствора существует несколько способов; один из них — по разности количества закачиваемого и выходящего из скважины бурового раствора. Однако судить об интенсивности поглощения по степени выхода бурового раствора на поверхность можно лишь приближенно, поскольку количество бурового раствора, выходящего из скважины, не дает полного представления о поглощающем пласте. Способ определения потери бурового раствора в процессе бурения более точен, так как при этом учитывается, кроме изменения объема жидкости в циркуляционной системе, избыточное давление на поглощающий пласт, что дает количественное значение интенсивности поглощения бурового раствора при определенном избыточном давлении.

На основе большого объема промысловых исследований было установлено, что зависимость количества поглощающей жидкости от избыточного давления можно определить, пользуясь формулой Смрекера

Q = с A pn,

где с — коэффициент интенсивности поглощения м3/(ч-м); Aр — перепад давления на поглощающий пласт, МПа; п — показатель степени, характеризующий режим фильтрации жидкости и являющийся переменной величиной.

М.С. Винарский предложил способ обработки результатов исследования скважин, который заключается в нахождении зависимости между временем снижения уровня на равные единицы длины и избыточным давлением на поглощающий пласт.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважины при выполнении в ней различных операций.

На рис. 8.4 указаны факторы, обусловливающие снижение гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины с целью предупредить поглощения. Мероприятия сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Кроме того, в целях своевременного предупреждения поглощения бурового раствора необходимо определить интервалы возможного поглощения. При подходе забоя к ин-

Рис. 8.4. Схема факторов, обусловливающих снижение гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины

тервалам ожидаемого поглощения выполняют ряд профилактических мероприятий: добавляют наполнители в буровые растворы, регулируют их плотности и структурные параметры, скорость спуска инструмента с целью максимально возможного снижения гидростатического давления. К определениям места поглощения статического уровня и подсчетам максимально допустимого давления на поглощающий пласт приступают чаще всего после неудачных попыток ликвидации осложнения наиболее простыми методами.

Б.К. Грин (США) предложил комплекс и последовательность мероприятий по ликвидации поглощений, которые состоят из восьми этапов.

Подъем инструмента и ожидание. При появлении первых признаков поглощения (за исключением внезапных полных потерь циркуляции) бурение и циркуляцию растворов следует приостановить. Долото поднять на безопасную высоту инструмента и оставить скважину в покое на 4 — 8 ч. После этого возвратить долото на забой с соблюдением мер предосторожности, обеспечивающих минимальное гидродинамическое давление на породу.

Уменьшение давления и улучшение качества бурового раствора. Если после остановки бурения и ожидания поглощение не ликвидировано, следует установить, можно ли восстановить циркуляцию путем снижения общего давления на пласт и добавления в раствор закупоривающих материалов. При этом необходимо свести к минимуму повышение давления, создаваемое механическим способом, а также за счет снижения плотности,

вязкости и статического напряжения сдвига раствора. Рекомендуется, кроме того, добавление в буровой раствор до 15 % ореховой скорлупы или мелкой слюды. Раствор, содержащий указанные наполнители, медленно прокачивают в скважину в течение одного-двух циклов его обращения.

Периодическая закачка под давлением раствора заданной плотности с закупоривающими материалами. В тех случаях, когда работы, предусмотренные 1-м и 2-м этапами, не дают эффекта, рекомендуется тщательно проанализировать обстановку, по возможности установить глубину поглощающего интервала, тип поглощающей породы, высоту столба жидкости в скважине и скорость поглощения. Затем приступить к заготовке кашеобразной глинистой массы, замешиваемой на соленой воде (при бурении с соленым раствором) или на пресной (при бурении с раствором, приготовленным на пресной воде).

В приготовленную смесь необходимой плотности добавляют закупоривающие материалы, обязательно содержащие тяжелые, крупные, угловатые агрегаты для образования перемычки и хорошо калиброванные мелкие частицы для ее запечатывания. В связи с тем, что такая смесь обладает высокой водоотдачей, после фильтрации из нее воды в пласте остается тяжелая масса, заклинивающая трещины и укрепляющая пласт.

Для успешной изоляции поглощающего пласта в каждом случае необходимо определить вероятный размер трещин, чтобы образовать перемычку и перейти к проведению следующих мероприятий. При необходимости повторения заливок каждую последующую заливку следует производить с применением более крупных закупоривающих материалов. Оптимальный набор наполнителей должен включать частицы различных размеров для создания непроницаемых перемычек.

Доставив порцию такого раствора в поглощающий интервал, закрывают плашки превентора и осторожно задавливают материал в пласт, после чего выдерживают скважину 4 — 8 ч или до установления постоянного давления.

Определение места поглощения и вторичная задавка закупоривающих материалов. Значительное число поглощений наблюдается выше башмака колонны. Поэтому после первой или второй неудачной попытки ликвидации поглощения целесообразно определить место ухода раствора.

Выбор метода зависит от конкретных условий и результатов исследования скважины. После установления глубины залегания поглощающего интервала повторяют мероприятия, предусмотренные 3-м этапом (закачка под давлением вязких растворов, содержащих закупоривающие материалы).

Закачка в поглощающий интервал материалов, включающих крупные частицы. Если закачка в зону поглощения смесей, содержащих закупоривающие материалы, не дает положительных результатов, не следует продолжать попытки ликвидировать поглощение этими смесями. Необходимо применить более крупный наполнитель. Кроме того, рекомендуется проводить мероприятия, предусмотренные 4-м этапом.

Применение закупоривающих материалов, включающих специально подобранные по форме и размерам частицы. Если мероприятия, предусмотренные предыдущими этапами, не дали положительных результатов, следует попробовать поднять из скважины буровой инструмент и затем вновь спустить в нее бурильные трубы с открытым концом. Затем приготовить смесь, содержащую крупные, угловатые материалы и специально об-

работанные крепкие частицы максимальных размеров, какие могут быть прокачаны насосами. Следует поддерживать однородность смеси, чтобы избежать закупорки бурильных труб (в особенности малого диаметра).

В районах, где в разрезе встречаются кавернозные пласты, для создания первичной перемычки, которую затем можно было бы закупорить с помощью обычных закупоривающих материалов (бентонита или шлама), применяли крепкие мешки или картонные коробки с необкатанным камнем.

Так, в скважине на месторождении Квиндино (Техас) потеря циркуляции произошла на глубине 233 м при бурении в кавернозном известняке. После того как для ликвидации поглощения безуспешно израсходовали 1940 м3 глинистого раствора и 9072 кг наполнителя, в скважину бросили 23 мешка длиной 1,5 м и диаметром 13,3 см, а затем залили жидкую смесь, содержащую кусочки кедра, камышовое волокно и смолу. В результате циркуляция была восстановлена окончательно.

Использование быстросхватывающейся смеси (БСС). Если мероприятия, предусмотренные 1—6-м этапами, не дали ожидаемого результата, то для закрытия пор и трещин поглощающего пласта следует применить БСС, которые часто в таких случаях являются эффективными как в сочетании с закупоривающими материалами, так и без них.

Успешно применяются для изоляции поглощающих пластов следующие БСС: смесь дизельного топлива с бентонитом, соответствующим образом задавливаемая в зону поглощения водой или буровым раствором, бы- стросхватывающая глинистая масса и раствор модифицированного цемента.

Спуск промежуточной обсадной колонны. В некоторых районах с помощью мероприятий, описанных выше, ликвидировать поглощение оказывается невозможным. В таких случаях останавливают бурение ниже зоны поглощения и спускают промежуточную колонну. Так, например, в штате Флорида зона катастрофических поглощений, сложенная кораллами, бурится без выхода циркуляции с забором морской воды, для чего приемные шланги насосов опускают в море.

В Западном Техасе при прохождении зоны поглощения использовали буровой раствор. При этом бурение велось без выхода циркуляции, что, естественно, создавало опасность прихвата. Поэтому после выхода из поглощающего пласта спускали промежуточную колонну.

Б.К. Грин также рассмотрел мероприятия по предупреждению поглощений, причиной которых является уменьшение эквивалентного гидростатического давления (ЭГД) до значения пластового давления. Там, где заранее ожидаются поглощения, рекомендуется добавлять от 8,5 до 15 кг мелкой слюды и ореховой скорлупы на 1 м3 бурового раствора для закупорки микротрещин и предупреждения их развития. Помимо перечисленных рекомендаций по профилактике поглощений предлагаются следующие.

Регулирование плотности бурового раствора путем совершенствования очистки его от песка и частиц выбуренной породы с помощью химреагентов, тщательного соблюдения правил химической обработки раствора и его разбавления. Добавление в раствор нефти и при необходимости аэрация его. Бурение с промывкой чистой водой.

Регулирование реологических параметров бурового раствора (снижение его вязкости и статического напряжения сдвига (СНС)). Однако необходимо учитывать, что высоковязкие и высококоллоидные растворы спо-

собствуют ликвидации поглощений в маломощных пластах, сложенных несцементированным материалом.

Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущение расхаживания инструмента.

Улучшение конструкции скважин для избежания воздействия утяжеленных растворов, применяемых при проходке нижележащих пород, на вышележащие породы.

Указанные мероприятия на практике разрешили многие вопросы, связанные с предупреждением и ликвидацией поглощений, сократив их число на 50 — 90 %. Однако, по мнению Б.К. Грина, хотя рекомендуемые мероприятия, безусловно, полезны, поглощение бурового раствора все еще является одним из наиболее тяжелых осложнений при бурении скважин.

К.Д. Фримен описывает комплекс мероприятий, разработанных для предупреждения потери циркуляции при бурении скважин в конкретном районе — бассейне Анадарко (штат Оклахома). В этот комплекс мероприятий входят: обеспечение низкого содержания твердой фазы и низкой вязкости бурового раствора; осторожный, медленный спуск колонны или бурового инструмента; наличие достаточного зазора между бурильными трубами и стенкой скважины.

На месторождении Постл в результате проведения этих мероприятий время бурения каждой скважины сократилось в среднем на 5 сут, а стоимость бурового раствора — на 75 %. Такие же удовлетворительные результаты были получены и при бурении скважин на соседнем месторождении.

К материалам и технологии проводимых работ предъявляют следующие требования:

для удобства обращения и обработки строго определенного интервала изолирующий агент должен представлять собой жидкость;

обработка объекта изоляции должна сводиться к единому процессу нагнетания, благодаря чему процесс изоляции упрощается, а вероятность успеха увеличивается;

образование пробки в интервале изолируемого пласта должно происходить не сразу, чтобы не появилась преждевременно непроницаемая перемычка, которая не позволит изолирующему объекту внедриться в изолируемый пласт;

изоляция должна быть устойчивой и долговременной;

продолжительность остановки бурения после нагнетания агента в пласт должна быть достаточно короткой;

при реакции, влекущей за собой образование изолирующей перемычки, не должно образовываться кислых побочных продуктов, способствующих растворению карбонатных пород (известняков или доломитов), которое может уменьшить эффективность изоляционных работ;

химические реагенты, используемые при изоляционных работах, должны быть безопасными;

возможность прихвата инструмента используемыми материалами должна быть исключена;

стоимость материалов и метода в целом не должна быть слишком высокой.

Эти требования можно применить и к методам, и к материалам для ликвидации поглощений буровых растворов, добавив следующее.

В пункте 1 необходимо предусмотреть возможность использования за-

купоривающих материалов (наполнителей), взвешенных в жидкости, размеры которых не препятствуют закачке смесей буровыми насосами и не вызывают опасности закупорки бурильных труб.

Соответственно в пункте 3 следует сделать оговорку о том, что время образования тампонирующей пробки должно быть достаточно коротким, чтобы материал не мог уйти в пласт на значительное расстояние, что может резко снизить эффект обработки.

Применительно к изоляционным материалам и технологиям «Пан Америкен» добавила:

изоляционный материал должен изолировать поглощающие пласты при низких и высоких пластовых давлениях, при низких и высоких температурах;

необходимо надежно закупоривать жесткие трещины, гравийные отложения и высокопроницаемые объекты;

эффект изоляции пласта не должен зависеть от степени и характера минерализации пластовых вод.

Эти требования следует иметь в виду при разработке соответствующих методов и материалов и их сравнительной оценке. Следует также отметить, что эти требования не применимы в тех случаях, когда поглощения связаны с карстовыми пустотами больших объемов, наиболее эффективная изоляция которых может быть проведена с помощью спуска промежуточной колонны или хвостовика.

Рекомендации по предупреждению поглощений, разработанные многими отечественными и зарубежными исследователями, сводятся к следующему:

Регулирование свойств буровых растворов. Регулирование плотности бурового раствора за счет применения совершенной очистки его от песка и частиц выбуренной породы. Использование буровых растворов с низким содержанием твердой фазы, с низким предельным статическим напряжением сдвига и с низкой вязкостью приводит к снижению давления при спуске и подъеме труб.

Давление в раствор нефти и наполнителей с целью снижения его плотности и увеличения закупоривающей способности. Аэрация бурового раствора. Бурение с промывкой забоя технической водой, где позволяют геологические условия.

Регулирование скорости спускоподъемных операций и других технологических операций, проводимых в скважине (скорость проработки, промежуточные промывки и восстановление циркуляции и др.).

Определение оптимального зазора между бурильными трубами и стенкой скважины. За счет этого уменьшаются перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

Изменение конструкций скважин с целью избежать воздействия утяжеленных растворов на необсаженную часть горных пород, склонных к гидроразрыву.

Таким образом, профилактические меры по предупреждению поглощений сводятся в основном к регулированию свойств буровых растворов и соблюдению технологических правил проводки скважин, направленных на снижение давления на стенку скважины.

Установлено, что трещины широко распространены в земной коре. В результате тектонических движений земной коры в горных породах образуются трещины разрыва, скалывания и сжатия. Особо опасными в отно-

шении возникновения поглощений являются трещины разрыва, образующие каналы значительных сечений.

Наиболее трудно ликвидируемые поглощения возникают при разбуривании сильно трещиноватых, иногда с наличием карстовых пустот, известняков и доломитов, карбонатных пород. Большинство карбонатных пород обладают так называемой «вторичной пористостью», которая возникает при циркуляции по первичным трещинам пластовых вод, обогащенных углекислым газом. Карбонатные породы при этом растворяются, сечение трещин возрастает. Это связано также с процессом доломитизации известняков, который заключается в частичном или полном замещении в известняках кальция магнием. Образование вместо известняка СаСО3 доломита MgCO3 сопровождается сокращением объема вещества приблизительно на 12 %, что приводит к возникновению многочисленных трещин, облегчающих циркуляцию воды по пласту.

Учитывая, что вскрытые скважиной горные породы поглощают буровой раствор только при условии превышения давления столба раствора над пластовым давлением и наличия достаточно высокой проницаемости пород, ликвидировать начавшееся поглощение можно двумя путями: первый заключается в снижении плотности бурового раствора, т.е. в уменьшении давления его столба, второй — в искусственном снижении проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что затрудняет или вообще исключает проникновение бурового раствора в пласт.

Первый способ обычно применяют в районах, где для бурения скважин используют глинистый раствор различной плотности, а второй — в районах, где промывку скважин при бурении производят технической водой.

Снижение проницаемости ПЗП достигается за счет ввода в буровой раствор инертных наполнителей, которые проникают в трещины и каналы и блокируют пути ухода раствора в пласт, а также путем закачки в каналы ухода раствора тампонирующих смесей. Выбор способа снижения проницаемости ПЗП зависит от интенсивности поглощения бурового раствора пластом. Обычно интенсивность поглощения оценивают объемом (в м3) бурового раствора, уходящего в пласт в течение 1 ч, т.е. в м3/ч.

В настоящее время различают три категории интенсивности поглощений проницаемыми пластами: 1 — малой интенсивности (до 10—15 м3/ч), 2 — средней интенсивности (до 40 — 60 м3/ч) и 3 — высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

Среди высокоинтенсивных поглощений выделяют так называемые «катастрофические поглощения», к которым в настоящее время относят поглощения, не ликвидируемые обычными способами. Интервалы с такими поглощениями, как правило, перекрывают обсадными колоннами.

Ликвидируют поглощения малой интенсивности при помощи ввода в буровой раствор наполнителей: слюды-чешуйки, мелкой резиновой крошки (размеры частиц 1—5 мм), водной дисперсной резины (ВДР) и др. Из указанных наполнителей наименее известна ВДР, являющаяся продуктом диспергирования отходов резины в водной среде. Применяют ВДР как наполнитель в количестве 5—10 % к объему бурового раствора для предупреждения прихватов колонны труб.

Поглощения средней интенсивности устраняют путем закачки в поглощающий пласт быстросхватывающихся смесей (БСС) с наполнителями. БСС цементные состоят из смеси двух цементов различного минерального

и химического составов, например тампонажного, глиноземистого и портландцементов. Следует подчеркнуть, что обязательной составной частью БСС любого состава является глиноземистый цемент, изменением количества которого регулируют сроки схватывания смеси цементов (табл. 8.1).

В качестве наполнителя используют кордное волокно (наиболее распространенный наполнитель), резиновую крошку с частицами до 5 — 8 мм и ряд других материалов.

Объем БСС выбирают на основе анализа промысловых данных по ликвидации поглощений закачкой в пласты БСС по каждой конкретной площади. Все виды тампонажных смесей после их приготовления закачивают в поглощающий пласт при помощи цементировочного агрегата (одного или нескольких) через спущенные в скважину до кровли пласта бурильные трубы с открытым концом и установленным пакером. При помощи пакера перекрывают затрубное пространство и продавливают БСС в пласт. Затем освобождают пакер и поднимают колонну бурильных труб до такого положения, при котором ее нижний конец будет выше места установки пакера, чтобы исключить прихват труб схватывающейся БСС. Скважину выдерживают в покое в течение времени, необходимого для схватывания смеси. Затем скважину опрессовывают, разбуривают цементный стакан, вновь опрессовывают ствол на определенное давление и, если скважина не поглощает раствор, возобновляют бурение.

Высокоинтенсивное поглощение при наличии одного поглощающего пласта устраняют путем закачки в пласт «мягкой пробки» из наполнителей, с последующей задавкой в пласт тампонажной пасты. Объем «мягкой пробки» обычно составляет 20 — 40 м3. Получают эту пробку путем смешивания глинистого раствора или густого эмульсионного раствора (90 — 94 % воды, 5 — 9 % дизельного топлива, 1 % эмульгатора) с возможно большим количеством наполнителя.

В качестве наполнителя используют: НДР (наполнитель дробленая резина); ВОЛ (вулканизированные отходы латекса); ПУН (пластинчатый упругий наполнитель); НТП (наполнитель текстиль прорезиненный).

НДР выпускают трех марок: НДР-10, НДР-15, НДР-25 (размер частиц соответственно 10, 15 и 25 мм). Предназначены НДР для изоляции поглощения в крупнотрещинной породе.

ПУН служат для изоляции крупных трещин и представляют собой пластинки из отходов резино-технических изделий, максимальный размер которых может достигать 75 — 80 мм.

ВОЛ и НТП предназначены для изоляции трещин среднего размера (размер частиц до 30 мм).

Для перевода «катастрофического» поглощения в обычное высокоин-

Таблица 8.1

Сроки схватывания различных смесей цемента

Содержание цемента в смеси, %

Сроки схватывания, мин

Продолжительность, мин

тампонажного

глиноземистого

начало

конец

100

0

160

320

160

90

10

20

40

20

80

20

9

10

1

70

30

7,5

8,5

1

60

40

4

4,8

0,8

50

50

3

3,6

0,6

тенсивное применяют тампонажные смеси, обладающие высокой закупоривающей способностью.

В Татарии, например, используют разработанный во ВНИИБТ тампонажный раствор с высокой водоотдачей (ТРВВ). Высокая закупоривающая способность ТРВВ достигается за счет осаждения из раствора с помощью флокулянтов твердой фазы, включая наполнитель. Приготовляют ТРВВ смешиванием цементного раствора пониженной плотности (1,4—1,5 г/см3) с утяжеленным буровым раствором или глинистым раствором, содержащим наполнитель. Глинистые и цементные растворы смешивают в следующих соотношениях по объему: 0,5+2,0 к 1,0. Добавки флокулянтов ничтожны, например, добавка ПАА «Пушер» составляет всего 50 г на 1 м3 смеси растворов. Использование флокулянтов — весьма перспективное направление в изоляции поглощений. Флокулянты необходимо применять во всех случаях, когда используют смеси цемента и глины для борьбы с поглощением.

БСС могут быть получены на основе специальных цементов — глиноземистого, гипсоглиноземистого и пуццоланового.

Глиноземистый цемент используют как добавку к тампонажному цементу в количестве не более 10 — 20 % от массы смеси. При этом начало схватывания при В/Ц = 0,5 может быть снижено до 20 мин. Предел прочности при твердении в пластовой воде через 2 сут составляет 1,4—1,7 МПа. При вводе в глиноземистый цемент до 4 % фтористого натрия начало схватывания составляет до 35 мин, при этом растекаемость, плотность смеси и прочность камня изменяются незначительно. Гипсоглиноземистый цемент из-за высокой стоимости чаще применяют в смеси с другими цементами. Так, быстросхватывающуюся расширяющуюся смесь можно получить при добавлении 20 — 30 % гипсоглиноземистого цемента в тампонажный, при этом расширение камня составляет до 5 %. Для облегчения такой смеси в нее добавляют до 30 % диатомита с влажностью не более 6 %, при В/Ц = = 0,8 плотность 1,55 г/см3, а начало схватывания находится в пределах от 50 мин до 1 ч 25 мин. Расширяющийся быстросхватывающийся цемент с началом схватывания до 20 мин можно получить введением в глиноземистый цемент до 25 % строительного гипса.

Пуццолановый цемент получают добавлением к тампонажному цементу активных минеральных добавок (опока, трепел, диатомит) в количестве 30 — 50 % от массы цемента. Для регулирования сроков схватывания используют ускорители схватывания (хлорид кальция, кальцинированная сода и др.) в количестве 4 — 6 % от массы сухой цементной смеси. Пуццолановые смеси отличаются более интенсивным загустеванием и меньшей плотностью (1,65—1,7 г/см3) по сравнению с цементными растворами без активных минеральных добавок.

Гипсовые растворы. Для изоляции пластов с температурой 25 — 30 °С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавлением замедлителей схватывания. Так как свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных работ сделать экспресс-анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В качестве замедлителей схватывания применяют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др. В табл. 8.2 приведены показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях.

Особенность гипсовых растворов — высокая скорость структурообра-

Таблица 8.2

Показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях

Тип гипса

В/Г

Добавка

ТПФН, %

Плотность, г/см3

Растекае- мость, см

Сроки схватывания, ч-мин

Прочность на сжатие через 4 ч, МПа

начало

конец

Высокопроч-

0,5

0,01

1,72

19,5

0-15

0-20

4,2

ный

0,5

0,03

1,72

20,5

0-25

0-30

4,5

0,5

0,075

1,72

20,5

0-35

0-45

4,5

0,6

1,66

24

0-17

0-20

3,9

1

1,46

25

0-26

0-30

1

Строитель-

0,7

0,1

1,68

20

0-10

0-20

3,9

ный

0,6

0,5

1,68

18,5

0-40

1-00

3,7

0,6

1

1,67

19

1-50

2-10

1,1

Водостойкий

0,6

0,1

1,65

22

0-15

0-25

3,8

0,6

0,3

1,65

22

0-30

0-35

1,9

0,6

0,5

1,64

22

0-40

0-50

1,3

0,6

0,7

1,64

21

0-50

1-00

0,6

зования, причем они сохраняют это свойство при значительном содержании воды. Снижение скорости структурообразования и нарушение прочности структуры происходят только при содержании воды более 160 % от массы сухого гипса. Цементные растворы более восприимчивы к повышенному содержанию воды, поэтому разбавление их в процессе тампонирования отрицательно влияет на качество изоляционных работ. Хорошими физико-механическими свойствами обладают гипсовые растворы с добавками полимеров.

Гипсоцементные смеси. Положительными качествами цементного и гипсового растворов обладают гипсоцементные смеси, имеющие короткие сроки схватывания и твердения и дающие высокопрочный камень через 34 ч после затворения смеси.

Наличие минералов цементного клинкера способствует наращиванию прочности гипсоцементного камня при твердении в водных условиях, что выгодно отличает гипсоцементные смеси от гипсовых растворов. Проницаемость гипсоцементного камня через 4 ч после затворения не превышает (5^9)-10 — 3 мкм2, а через 24 ч — 0,5-10-3 мкм2.

Гипсоцементные растворы приготавливают смешением гипса и тампонажного цемента в сухом виде с последующим затворением полученной смеси на растворе замедлителя или смешением раствора гипса, затворенного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента. В табл. 8.3 представлены свойства гипсоцементных смесей, полученных сме-

Таблица 8.3

Свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением сухого гипса и цемента

В/С

Замедлитель

Плотность, г/см3

Растекае- мость, см

Сроки схватывания, ч-мин

Прочность на сжатие через 4 ч, МПа

наименование

содержание, %

начало

конец

0,6

1,72

24

0-10

0-15

1,4

0,6

ТПФН

0,2

1,72

24

0-20

0-30

1,1

0,6

ТПФН

0,3

1,72

24

0-25

0-35

1

0,6

ТПФН

0,4

1,72

24

0-40

0-50

0,8

0,6

ТПФН

0,5

1,72

25

0-40

0-50

0,7

0,5

ССБ

1

1,76

25

0-40

0-55

1,1

0,5

ГМФН

0,7

1,89

21

0-30

0-40

0,8

Табли ца 8.4

Свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением раствора цемента и гипса

Замедлитель

Плотность, г/см3

Растекае- мость, см

Сроки схватывания, ч- мин

Прочность на сжатие через 4 ч, МПа

наименование

количество, % (от массы гипса)

начало

конец

1,76

20

0-06

0-10

1,6

ССБ

2

1,71

25

0-32

0-42

1,7

ТПФН

0,2

1,72

24

0-20

0-35

1,6

ТПФН

0,3

1,79

26

0-25

0-30

1

ТПФН + Ыа2СОз

0,2 + 1

1,73

24