Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Глубокие скважины на нефть и газ бурят вра­щательным способом с передачей вращения долоту от ротора через колонну бурильных труб или непосредственно от бу­рильного вала гидравлического забойного двигателя (турбобу­ра или винтового двигателя) или электробура.

Для конкретных условий следует выбирать способ буре­ния, при котором можно:

использовать такие виды промывочных растворов и такую технологию проводки ствола, которые в наибольшей мере отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ли­квидации, высокого качества вскрытия продуктивного пласта;

достигнуть высоких механических скоростей и проходок на долото, применять долота различных типов в соответствии с прочностными и абразивными свойствами пород и глубиной их залегания.

Очень важно передавать на забой достаточную мощность при любой глубине бурения с наименьшими потерями и та­кой крутящий момент, который был бы достаточен для созда­ния необходимой нагрузки на долото.

Крутящий момент Мкр при передаче мощности на забой (N3 = Мкрп) всегда должен быть как можно больший. При этом необходимо учитывать тип, размеры и степень изно­шенности долота и свойства пород, регулировать частоту вра­щения п в целях более полного и целесообразного использо­вания переданной на забой мощности. Привод должен иметь мягкую характеристику.

Целесообразность применения того или иного способа бу­рения (турбинно-роторное, ударно-вращательное и др.) опре­деляется горно-геологическими условиями. При бурении раз­личных интервалов одной и той же скважины возможно со­четание нескольких способов бурения.

Роторное бурение впервые было применено в США на месторождении Спиндлтоп в 1901 г., а в России в 1902 г. близ г. Грозного, а затем в СССР в 1922 г. и быстро заменило при бурении на нефть и газ ударное бурение.

При роторном бурении вращение передается долоту от ро­тора, установленного на устье, через колонну бурильных труб, выполняющую функцию полого вала (рис. 22.5).

Ротор используется также для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при спускоподъемных операциях. Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал или цепную передачу либо от индивидуального привода (ПИР). Использование ПИРа позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения (от 20 до 200 об/мин и более), снижать нагрузку на привод лебедки при подъеме колонны с вращением, уменьшать изнашивание лебедки и ее привода. Для конкретных условий бурения ротор выбирается по до­пустимой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру про­ходного отверстия для пропуска долота, максимальное про­ходное отверстие составляет 760 мм. Основные достоинства роторного бурения заключаются в следующем:

возможность бурения скважин на глубину до 10 км и бо­лее с начальным диаметром 700 мм и конечным 150 мм и ме­нее;

5 6 7 8 9 10 11 12 13 П 15 1Б Рис. 22.5. Схема ротора: 1 — станина; 2, 4 — вспомогательная и главная опоры соответственно; 3 — мас­ло; 5, 11 — зубчатое коническое колесо; 6 — втулка; 7 — вкладыш ротора; 8 — зажимы; 9 — стол ротора; 10 — ограждение стола ротора; 12 — радиальный подшипник; 13 — стопорное устройство; 14 — ведущий вал; 15 — подшипник, воспринимающий радиальные и осевые нагрузки; 16 — крестовина карданно­го вала или зубчатое колесо (звездочка)

обеспечение больших проходок на долото (без подъема керна), особенно в мягких породах, с коммерческой скоро­стью до 10 тыс. м и более в месяц.

Для бурения глубоких скважин в б. СССР применялись роторы Р560-Ш8 (завод им. лейт. Шмидта, г. Баку) и У-520-2 (б. Свердловский завод УЗТМ). В настоящее время применя­ются роторы Р-460 и Р-560 (табл. 22.1).

Таблица 22.1 Технические характеристики роторов Серия, тип Параметры Старая, У7-560-2 Новая, Р460 Старая, Р560-Ш8 Новая, Р-560 Наибольшая нагрузка на стол ротора, МН 1,3 1,0 1,5 3,2 Передаваемая мощ­ность, кВт 260 220 260 367,5 Диаметр проходного отверстия, мм 520 460 560 560 Максимальная частота вращения, об/мин Габариты, мм: 300 244 320 250 длина 2250 1850 2290 2310 ширина 1400 2280 1350 1625 высота 750 700 770 750 Масса, т 4,9 3,19 4,3 5,8

Особенность роторного бурения состоит в том, что частота вращения долота четко устанавливается бурильщиком с пуль­та управления. Крутящий момент на долоте зависит непо­средственно не от частоты вращения, а от изменения осевой нагрузки, свойств пород, изнашивания зубьев и опор шаро­шек. Его значение изменяется от минимального Мт1п, опреде­ляемого трением долота о стенки ствола, трением в опорах, до максимального, ограничиваемого подведенной на забой мощностью, Ммах = А/д/п. Достаточный момент на долоте можно иметь и при небольшом диаметре. Поэтому при ро­торном бурении относительно проще подбирать оптимальный режим бурения, методику отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с поста бурильщика. В зависи­мости от вида привода (электрический с асинхронными дви­гателями, от двигателя внутреннего сгорания) и передач (механические редукторы, турботрансформаторы и т. д.) воз­можности изменения крутящего момента и частоты враще­ния, смягчения характеристики привода и улучшения показа­телей роторного бурения различны. В перспективе следует использовать в бурении постоянный ток.

При вращении бурильной колонны меньше опасность ее прилипания, зависания, прихвата. Осевая нагрузка определя­ется по индикатору веса, а вынос разбуренной породы обес­печивается при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче буровых насосов. В то же время каверны, уширения и искривление ствола скважины увеличивают про­гиб вращающейся колонны и повышают опасность ее слома.

Мощность привода буровых насосов Л/н современных ус­тановок глубинного бурения (600 кВт и более) кратно превы­шает мощность ПИР, больше мощности лебедки Мл и мощно­сти, необходимой для очистки забоя и промывки ствола при нормальных условиях бурения. Поэтому целесообразно ис­пользовать значительную часть этой мощности для повыше­ния эффективности разрушения горных пород применением гидромониторных долот, гидроударников и др.:

N. = + ли (22.22)

где ЛГ„ = ряО; к. и — мощность затрачиваемая на преодоление механических и гидравлических сопротивлений в трансмис­сии, приводной и гидравлической частях насосов; ЛГг.„ — гид­равлическая мощность насосов, рн — давление в нагнетатель­ной линии насосов; О — расход жидкости (подача насосов).

На долото может быть передана часть мощности 7УГН за вычетом мощности К. п на преодоление гидравлических со­противлений в циркуляционной системе (гидравлические по­тери):

Л/Г. д -^г. н ^1,.1 -^г. п (^1 С^2-^) РСГ’

где а! — коэффициент гидравлических сопротивлений в ма-

нифольде, некоторых элементах бурильной колонны, не зави­сящих от глубины скважины; а2 — коэффициент гидравличе­ских сопротивлений в бурильных трубах, кольцевом канале, зависящих от длины колонны I; р — плотность бурового рас­твора, кг/м3; д — ускорение свободного падения, д = 9,81 м/с2.

Таким образом, гидравлическая мощность, подводимая к насадкам долота, выражается зависимостью

ЛГГ. Д = АрО = р„0 — (а] + а2ЦС? рд. (22.23)

Из этого выражения видно, что чем выше расход бурового

раствора, тем больше ЛГГЛ1 и меньше ]УГД. Для увеличения ДГг д необходимо повышать коэффициент передачи мощности на забой

К = ЛГА/ЛГН = (ДГ. — АГП)/АГН = 1 — Ып/Ыи.

Одним из путей достижения высоких значений км и Л? гд является поддержание О на минимально необходимом уровне, а рн — на максимально возможном уровне.

Предельно допустимое давление в нагнетательной линии буровых насосов определяется прочностью на разрыв гидрав­лической коробки и цилиндровых втулок. Оно устанавливает­ся по суммарному гидравлическому сопротивлению в цирку­ляционной системе. Подача жидкости поршневых двухцилин­дровых насосов двойного действия в широких пределах регу­лируется сменой цилиндровых втулок, изменением их диа­метра, а в узких пределах — изменением числа ходов в зави­симости от вида привода.

При роторном бурении можно использовать все виды очи­стных агентов — это большое преимущество.

Мощность привода ротора определяется по формуле

Л/р = К + А7„ + ДГд, (22.24)

где Л/т — мощность, затраченная на преодоление сопротивле­ний в трансмиссии; Л/Х. в — мощность, затраченная на холостое вращение бурильной колонны в растворе с трением о стенки ствола скважины; Л/д — мощность, затраченная на вращение долота (разрушение породы, трение о стенки скважины и в опорах шарошек).

При использовании ПИР мощность Л/* определяется по формуле Б. М. Плюща:

К = ал1’5, (22.25)

где а = 0,003 кВт/об; п — частота вращения ротора, об/мин.

Мощность Л/*.,, зависит от частоты вращения, длины и диа­метра бурильной колонны, диаметра и кривизны скважины, свойств породы, раствора и фильтрационной корки, характе­ра вращения бурильной колонны, осевой нагрузки, материала труб.

По В. С. Федорову

^х. в = ардЬс^п1’1, (22.26)

где а — коэффициент, увеличивающийся от 1,9-10~2 до 4,7-10~2 при росте зенитного угла от 0 до 25°; I и <2Н — длина и наруж­ный диаметр бурильных труб соответственно, м;

ЛГА = % — Ыт — (22.27)

А^р — максимальная мощность по паспорту.

Наиболее надежно значения ЛГД и А/Хв определяются экспе­риментально по измерению крутящего момента с помощью глубинных и поверхностных моментомеров. Анализ этих фор­мул и фактические данные измерений показывают очень боль­шое отрицательное влияние повышенных значений частоты вращения, диаметра труб, длины колонны на коэффициент пе­редачи мощности на забой и на величину мощности на долоте.

Так, при глубине 3000 м и установочной мощности на поверхности 300 кВт на забой передается лишь 60 кВт, при 5000 м — менее 30 кВт (при частоте вращения 60 об/мин, диа­метрах бурильных труб 127 и 114 мм и долота 215,9 мм). При более высокой частоте вращения (120 об/мин) передается на забой еще меньшая мощность (соответственно 40 и 25 кВт). В этом случае существенно меньшими будут крутящий момент и допустимые осевые нагрузки, а горные породы будут раз­рушаться истиранием и вследствие усталостных напряжений. Поэтому необходимо снижать скорость вращения от 200- 100 об/мин при глубинах 500-2000 м до 60-20 об/мин при бурении на больших глубинах. При роторном бурении ус­пешно используются долота со стойкими герметизированны­ми опорами. В этом случае благодаря высокому крутящему моменту передается достаточно большая нагрузка на долото и бурение ведется часто в объемной зоне разрушения. Умень­шается скорость изнашивания опор и зубьев и увеличивается проходка на долото.

При бурении неглубоких скважин в породах с невысокой пластичностью наблюдается снижение механической скоро­сти, что приводит к более низким коммерческим скоростям роторного бурения по сравнению с турбинным.

Роторное бурение с низкими частотами вращения (20-80 об/мин) и большими крутящими моментами (150-500 кН-м) обеспечивает возможность эффективного разрушения многих пород осадочного комплекса с применением энергоемких ло­пастных долот. Эти преимущества, а также создание шаро­шечных долот с маслонаполненными опорами, высокопроч­ных бурильных труб и УБТ с новыми типами резьбы, проч­ных вертлюгов обусловили более широкое применение ро­торного бурения в последние годы.

Комментарии запрещены.