close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Шпоры

код для вставкиСкачать
1. Буровые скважины, их назначение, конструкция, классификация.
Скважина - цилиндрическая горная выработка, сооруженная в недрах земли с помощью приспособлений и механизмов без доступа человека.
Начало скважины у дневной поверхности называется устьем, а дно скважины - забоем. Конструкция скважины - это информация о кол-ве обсадных колонн, глубине спуска и диаметрах, диаметрах долот для бурения под эти колонны и интервалы цементирования.
Назначение:
1) направление служит для укрепления устья скважины, формирования потока промывной жидкости выходящего из скважины, отделения промывочной жидкости от воды в морском бурении (кондуктор при этом исполняет роль водоотделительной колонны и называется райзер). Как правило, направление бывает одно, реже 2 (n=1,2), глубина спуска направления 5-50 м. 2) кондуктор, который предназначен для изоляции зон осложнений и укрепления ствола скважины в верхних неустойчивых горизонтах, изоляции пресноводных горизонтов и др. (n=1,2; L=50-800 м.)
3) промежуточные колонны (n=0-3; L=400-9000), предназначенные для ликвидации и предупреждение осложнений, возникающих при углублении скважины. Промежуточные колонны могут быть сплошными (доходящими до устья) и потайными (не доходящими до устья). Последние, в свою очередь делятся на хвостовики (входящие верхней частью внутрь предыдущей колонны) и летучки (не входящие внутрь предыдущей колонны и закрепляемые на стенках скважины цементным камнем). К потайным промежуточным колоннам могут быть отнесены и широко применяемые в последнее время профильные перекрыватели.
4) эксплуатационная колонна. Она предназначена: для добычи флюидов; изоляции пластов; для работы скважины и установки насосного оборудования. Эксплуатационная колонна, обычно одна (n=1), а глубина ее спуска (L), как правило, соответствует глубине скважины или кровле продуктивного горизонта.
Классификация :
По диаметру: -нормальные - уменьшенные -большого - шпуры(сейсмологи)
По глубине: Нормальные 2000- 2500 м Глубокие до5000 м сверхглубокие
По назначению:
-Опорные бурятся в регионах с целью установления наличия благоприятных геологических структур для нефтегазонакоплений. Сплошной отбор керна, отбор проб пластовой жидкости.
-Структурно-поисковая (параметрическая) толщина пласта. В результате строится геологический разрез. В итоге может быть открыто месторождение.
-Разведочное бурение на открытых месторождениях. Цели: контуривание месторождения; оценка промышленной ценности.
-Эксплуатационное бурение (самый большой класс скважин) производится для непосредственного извлечения нефти- газа Отбор керна в продуктивном пласте в каждой десятой
-Нагнетательные закачка воды , газа.
-Наблюдательные скважины не изменяется пластовое давление. t.
-Разгрузочные скважины для снижения уровня воды. 2. Цикл строительства скважин, содержание цикла.
1.1. Землеустроительные работы; 1.2. Сооружение оснований и фундаментов, монтаж буровой установки; 1.3. Строительство вспомогательных сооружений и монтаж инженерных коммуникаций; 1.4. Подготовительные работы к бурению скважины
2. Бурение скважины; 2.1. Углубление скважины; 2.2. Промывка скважины; 2.3. Крепление скважины обсадной колонной; 2.4. Цементирование скважины (разобщение пластов)
3. Закачивание скважины; 3.1. Первичное вскрытие продуктивного пласта; 3.2. Оборудование призабойной зоны пласта; 3.3. Вторичное вскрытие продуктивного пласта; 3.4. Испытание и освоение скважины; 3.5. Специальные работы в скважине
4. Заключительные работы по окончании бурения и заканчивания скважи; 4.1. Демонтаж буровой установки, вспомогательных сооружений и инженерных коммуникаций; 4.2. Утилизация и захоронение производственных отходов, рекультивация земельного участка
3. История возникновения и развития бурения. Ударный способ бурения, его сущность и разновидности.
В нашей стране датой становления нефтяной промышленности считается 1864г, когда неподалеку от Анапы, в урочище Кудако, русские мастера под руководством полковника А.Н.Носильцева впервые пробурили скважину с применением механического привода. Глубина этой скважины достигала всего 198 м. В США основание нефтяной промышленности отнесено к 1859 г. (полковник Драйк). В 1985 г. Средняя глубина на нефть и газ составляла: в разведочном бурении - 2813 м, в эксплуатационном бурении 2100 м. Глубочайшая в мире скважина, расположенная на территории России, достигла 12250 м. При механическом разрушениии горных пород применяется следующие методы бурения : ударный, вращательный и комбинированный, ударно-вращательный. Ударный способ бурения нефтяных и газовых скважин в СССР не применяется с 1929 г.
Сущность ударного бурения заключается в том, что породы забоя разрушают ударами долота, регулярно совершающего возвратно- поступательное движение. Эффективность режима бурения скважин ударным способом определяется весом долота и ударной штанги, числом ударов, наносимых по забою в единицу времени, длиной хода головки балансира, углом поворота долота после каждого удара и степенью очистки забоя от выбуренной породы. При ударном бурении без промывки забой скважины очищают с помощью поршневых желонок, спускаемых в скважину на стальном канате. При ударном бурении с промывкой выбуренная порода удаляется с забоя скважины циркулирующей промывочной жидкостью.
Различают несколько способов ударного бурения: ударно-штанговое бурение без промывки ; ударно-штанговое бурение с промывкой, ударно- канатное бурение с промывкой, ударно- канатное бурение без промывки. При канатном способе бурения бурильные штанги заменяются стальным канатом. 4. Вращательный способ бурения, его сущность и разновидности.
При вращательном способе бурения породы на забое скважины разрушаются долотом благодаря одновременному воздействию на него осевой нагрузки, направленной вдоль оси долота, и вращающего момента, обеспечивающего вращение долота. Под воздействием осевой нагрузки долото внедряется в породу забоя. Под влиянием окружного усилия, в зависимости от характера пород и типа породоразрушающего инструмента происходит скалывание, дробление или истирание породы забоя. Забой очищается от выбуренной породы с помощью промывочной жидкости. Исключением является шнековый способ бурения скважин.
В зависимости от места нахождения двигателя, обеспечивающего вращение долота, существуют два способа вращательного бурения: роторный и с забойным двигателем.
Роторный. Вращение долоту от вращающего механизма при роторном бурении передается через колонну бурильных труб, выполняющих функцию вала. Механизмом вращения колонны бурильных труб при бурении является ротор. Привод ротора может осуществляться от лебедки с помощью цепной передачи или от индивидуального привода с помощью карданного вала.
Турбинный. При турбинном бурении для вращения долота используется энергия потока промывочной жидкости, подаваемой буровыми насосами по бурильным трубам с поверхности на забой скважины.
Винтовой. Для вращения долота используется энергия винтового двигателя, представляющего собой обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. ВЗД состоит из ротора и статора. Ротор и статор расположены не соосно, а с эксцентриситетом. За счет этого внутри двигателя возникает давление жидкости, которое создает вращающий момент, который передается долоту. 8. Влияние подводимой к долоту мощности на процесс и показатели бурения.
Объем разрушенной гп в единице времени непосредственно связан с мощностью подводимой к забою скв.: V=N/AV, где АV- энергоемкость разрушения гп
Применительно к скв. можно записать: V=VM*F, где F- площадь забоя.
Из 2-х уравнений: VM=N/(AV*F), где N/F=Nуд - удельная забойная мощность, тогда: VM=Nуд/AV, т.е. мех.скорость бурения прямо пропорциональна уд.забойной мощности и обратно пропорциональна энергоемкости разрушения гп.
Подводимая к забою мощность ограничена прочностью бур-го инстр-та. Наиболее эффективно эта мощность будет реализована таким ПИ и при таком режиме его работы, кот-е обеспечат min величину AV. При рассмотрении разрушения гп динамическим вдавливанием штампа было показано, что AV тем меньше, чем больше номер достигнутого скачка разрушения.
Также мощность обеспечивающая работу долота на забое, складывается из мощности на вращение долота Nд и гидравлической мощности NГ, расходуемый в системе промывки долота. NД=2*3,14*M*n, где M- вращающий момент на долото, n- частота вращения долота
Вращающий момент зависит от осевой нагрузки, св-в разбуриваемых пород и типа долота. M=Mуд*G, Муд- удельный момент на долоте. С увеличением мощности подводимой к долоту увеличивается износ и долговечность долота, соответственно уменьшается время работы долота и интенсивней снижается механическая скорость. С другой стороны с увеличением мощности подводимой к долоту увеличивается проходка.
5. Современные способы бурения, их краткая характеристика. Функциональная схема буровой установки.
Способы бур. классифицируются по разным признакам: способу разрушения горных пород, типу ПРИ, виду передачи энергии долоту, взаимному положению устьев скважин, составу и свойствам бур растворов, способам промывки, целям бурения. Наиболее распространена классификация по способам разрушения горных пород : мех, струйн, взрывн, огневое, электрогидродинамическое и др. При бурении скважин в наст время применяется механическое разрушение гор пород, сочетающееся с физико-химическими и гидродинамическими воздействиями бур раствора. Другие способы находятся в разработке. Ударное бурение подразделяется по типу инструмента на ударно-штанговое и ударно-канатное, а вращательное по способу привода долота во вращение на роторное и бурение заб двигателями (турбинное, электробурение на трубах и на кабель-канате, бурение объемными двигателями).
Роторный. Вращение долоту от вращающего механизма при роторном бурении передается через колонну бурильных труб, выполняющих функцию вала. Механизмом вращения колонны бурильных труб при бурении является ротор. Привод ротора может осуществляться от лебедки с помощью цепной передачи или от индивидуального привода с помощью карданного вала.
Турбинный. При турбинном бурении для вращения долота используется энергия потока промывочной жидкости, подаваемой буровыми насосами по бурильным трубам с поверхности на забой скважины.
Винтовой. Для вращения долота используется энергия винтового двигателя , представляющего собой обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. ВЗД состоит из ротора и статора . Ротор и статор расположены не соосно, а с эксцентриситетом. За счет этого внутри двигателя возникает давление жидкости , которое создает вращающий момент , который передается долоту. Электробур. Для вращения долота используется энергия асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя. Электрический кабель устанавливают внутри бурильных труб. Долото вращается с валом электродвигателя, а корпус и бурильная колонна неподвижны.
Верхний привод Бурение с применением гибких труб. Применение вместо обычных насосно-компрессорных труб с резьбовыми муфтовыми соединениями длинной, гладкой, гибкой непрерывной стальной трубы диаметром 30-40 мм, наматываемой на барабан. Эта труба подается в скважину и извлекается из нее с помощью инжектора с гидроприводом, выполняющего роль талевой системы и лебедки обычной канатной подъемной установки. Функциональная схема БУ
Основные исполнительные функции БУ (разрушение забоя, очистка, СПО):
Вспомогательные: монтаж, перевозка, механизация работ
Энергетические: привод основных и вспом функций
Органы информации: контроль за исполнением основ вспом и энерг систем
Современные буровые установки включают следующие составные части:
-буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.);
-буровые сооружения (вышка, основания, сборно-расборные каркасно-панельные укрытия. приемные мостки и стеллажи);
-оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);
-оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора);
-манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);
-устройства для обогрева блоков буровой установки( телогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).
6. Показатели бурения.
Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.
Проходка на долото Hд (в м) - очень важный показатель, определяющий расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и УБР в целом, число СПО, изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость бурения, возможность некоторых осложнений. Проходка на долото в большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности их подбора, режимов бурения и критериев отработки долот.
Механическая скорость:Vм = Hд / Тм, где Нд - проходка на долото, м; Тм - продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.
Таким образом, Vм - средняя скорость углубления забоя. Она может быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине Lс: Vм = Lс / Тм по УБР и т.д.
Выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость: Vм = dh / dt
При известных свойствах горных пород механическая скорость характеризует эффективность разрушения их, правильность подбора и отработки долот, способа бурения и режимных параметров, величину подведенной на забой мощности и ее использование. Если в одинаковых породах и интервалах одной скважины скорость ниже, чем в другой, надо улучшать режим. Изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота, свидетельствует о целесообразности подъема долота.
Рейсовая скорость: Vр = Hд / ( Тм + Тсп ), где Нд - проходка на долото, м; Тм - продолжительность работы долота на забое, ч; Тсп - продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ,ч.
Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины, она показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки долота, но и от объема и скорости выполнения СПО. Если долго работать изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то Vр снижается. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.
Средняя рейсовая скорость по скважине выражается через: Vр = Lс / ( Тм + Тсп )
Техническая скорость Vт = Н/ Тпр, где Н - проектная глубина Тпр - время производственное. Она показывает уровень техники и технологии. Коммерческая скорость Vком = Н/Ткал, где Н - проектная глубина, Ткал- время календарное (м / ст мес.)
Скорость цикла Vцикл= Н/Тц, где Н - проектная глубина, Тц - время цикла.
7. Понятие о режиме бурения. Классификация режимов бурения.
Сочетание некоторых параметров, существенно влияющих на показатели бурения и которые можно регулируемых с устья называется режимом бурения. Для роторного (осевая нагрузка, частота вращения ротора , расход )
Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.
Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются управляемыми. Определённое сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения. Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи - проводка скважины через поглощающие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. Режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. Каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов.
Основными факторами определяющими режим бурения, являются: 1 тип и класс породоразрушающего инструмента; 2 режим работы породоразрушающего инструмента (Поверхностное истирание, усталостное разрушение, объемное разрушение); 3 способ вращения породоразрушающего инструмента (роторный, бурение с ЗД, верхний привод).
Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи - проводка скважины через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. Режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. Каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов
9. Влияние осевой нагрузки па долото на процесс и показатели бурения.
Разрушение горной породы на забое механическим способом невозможна без создания осевой нагрузки на долото. На Рис показана зависимость механической скорости бурения Vм от осевой нагрузки G на трёхшарошечное долото при проходке мягких (кривая 1), средней твёрдости (кривая 2), твёрдых (кривая 3) и крепких (кривая 4) пород при неизменной низкой (до 60 об/мин) частоте вращения и достаточной промывке за такой короткий промежуток времени, когда изнашиванием долота можно пренебречь. Как видно из рисунка, механическая скорость непрерывно возрастает с увеличением осевой нагрузки, но темп её роста для мягких пород более быстрый, так как больше глубина погружения зубьев при одинаковой нагрузке. И на стенде, и в промысловых условиях наблюдается изменение темпа роста Vм от G при переходе от разрушения пород истиранием при небольшой осевой нагрузке к разрушению пород в усталостной и объёмной областях при больших нагрузках. где А, В - эмперические коэффиценты, где Gуд - относительное контактное давление
Рш- твердость по штампу
Вид I. Скорость разрушения горной породы прямо пропорциональна С и весьма мала. Скважина образуется вследствие истирания горной породы. Такой вид разрушения горной породы называется поверхностным истиранием.
Вид II. Прямая пропорциональность между скоростью разрушения горной породы и осевой нагрузкой на долото нарушается. Это связано с развитием усталостных явлений при многократных воздействиях породоразрушающего инструмента. Такой вид разрушения горной породы называется усталостным.
Вид III. Напряженное состояние в горной породе достигает такой величины, что обеспечивается выкол породы при каждом воздействии элементов вооружения инструмента. Скорость разрушения горной породы и соответственно механическая скорость бурения вначале быстро возрастают, а затем темп роста снижается. Такой вид разрушения горной породы называется объемным.
Если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот у возрастает с увеличением удельной осевой нагрузки Руд так, как это показано на рис. 2 (кривая ОАВС). При весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта зуба шарошки с породой меньше предела усталости последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация породы (участок ОА). Разрушение же породы в этой зоне, которую обычно называют областью поверхностного разрушения, может происходить путём истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при проскальзывании зубка. Если нагрузка более высокая (участок АВ), то давление на площадки контакта зубка с забоем превышает предел усталости, но меньше предела прочности породы. Поэтому при первом ударе зубка по данной площадке происходит деформация породы, возможно , образуются начальные микротрещины, но разрушения ещё не происходит. При повторных ударах зубков по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до тех пор, пока при очередном ударе не произойдёт выкол. Чем больше действующая на зубок сила, тем меньше ударов требуется для разрушения. Эту зону называют областью объёмно - усталостного разрушения
10. Влияние частоты вращения долота на процесс и показатели бурения.
С изменением частоты вращения долота меняется число поражений забоя зубками шарошечного долота. При малой частоте вращения долота промежуток времени, в течение которого остаётся раскрытой трещина в породе, образующаяся при вдавливании зубка, достаточен для того, чтобы в эту трещину проник фильтрат бурового раствора (или сам раствор). Давления на частицу сверху и снизу практически сравниваются, и трещина не может сомкнуться после отрыва зубка от породы. В этом случае отрыв сколотой частицы от забоя и её удаление облегчаются. При увеличении же частоты вращения уменьшается промежуток времени, в течение которого трещина раскрыта, и фильтрат может заполнять её. Если же этот промежуток станет весьма малым, фильтрат в трещину не успеет проникнуть, трещина после отрыва зубка шарошки от породы сомкнётся, а прижимающая сила и фильтрационная корка будут удерживать частицу, препятствовать её удалению с забоя. Поэтому на забое сохраниться слой сколотых, но не удалённых частиц, которые будут повторно размалываться зубцами долота.
Поскольку из-за неполноты очистки забоя величина углубления за один оборот долота у с увеличением частоты вращения (угловой скорости )уменьшается, то механическая скорость Vом будет возрастать пропорционально частоте вращения долота в степени меньшей единицы .
11. Влияние расхода бурового раствора на процесс и показатели бурения.
При увеличении расхода :
- увеличивается стойкость долота растеранию
-Увеличивается проходка -Рейсовая скорость увеличивается
Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения. Влияние расхода раствора на механическую скорость бурения показано на . Как видно из рисунка, при неизменной осевой нагрузке и частоте вращения долота с увеличением секундного расхода бурового раствора улучшается очистка забоя и возрастает механическая скорость проходки. Однако увеличение секундного раствора эффективно лишь пока он не достигнет некоторой величины Qд , при Qмах механическая скорость проходки стабилизируется. Величина Qд зависит от конструкции долота, схемы очистки забоя, удельной осевой нагрузки, частоты вращения, твёрдости породы и свойств бурового раствора. При дальнейшем возрастании расхода начнёт преобладать повышение потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, общее давление на забой начнёт расти и механическая скорость будет снижаться.
12. Влияние структуры потока БР на процесс и показатели бурения.
Под структурой подразделяется величина и вектор скорости и давления в каждой точке пространства .
Средняя скорость механическая скорость проходки зависит от режима течения бурого раствора у поверхности забоя. Режим течения характеризовался числом Рейнольдса Re. При Re = 100-1000 механическая скорость не зависит от числа Рейнольдса. При дальнейшем увеличении Rе механическая скорость существенно возрастет, а при повышении числа Re более 105 темп роста мех скорости начнет снижаться. При Re=106 достигается совершенная очистка забоя и при дальнейшем его увеличении мехскорость проходки практически не измениться
Совершенная очистка забоя: Шлам сразу уносится, Q оптимальный, Структура оптимальная Структура зависит от S сечения бур насадок. 13. Промывочные системы буровых долот и их влияние на процесс и показатели бурения.
Промыв системы шарош долот - центральная и гидромониторная системы. Центральная - включает внутр полость долота, сужающийся подводящ клапан и центральная промывочное отверстие круглого сечения. Диаметр этого отверстия явл основной геом характер сист промывки. Выполняется в долотах для разбур твёрд и оч твёрд пород с опорами типа B. Имеет расход от 0,90-0,95. Достоинства: хорошо очищ и охлажд вооружение. Недостатки: слабое гидродинам воздейств струи жидк на забой.
Гидромониторная - выполн во всех долотах для разбур м и сред твёрд гор пород, а также в долотах всех типов для низких и средних частот вращ (АУ, НУ и Н). Скорость течения жидкости 80-120 м\с. Достоинства: высок энергия струи.
При использовании гидромонит долот в сочетании с гидравл забойными двигателями повышается расход при установленной гидравл мощности насосов приводит к снижению перепада давления в насадках и заб двигателях и уменьшению их мощности и ск-ти истечения из насадок
14. Гидромониторный эффект и его полезное использование.
Гидромониторная система промывки выполняется в долотах, предназначенных для разбуривания мягких и средней твердости горных пород, а также в долотах всех типов для низких и средних частот вращения, т.е. в долотах с опорами АУ, НУ и Н. При бурении скорость истечения жидкости из промывочных отверстий составляет 80-120 м/с. Для предупреждения износа долота промывочные отверстия оборудуются гидромониторными узлами (ГМУ), а струи жидкости направляются непосредственно на забой. Очистка шарошек от шлама осуществляется отраженными от забоя потоками жидкости.
Долото с гидромониторной системой промывки и схема движения жидкости в призабойной зоне приведены на рис. 4.26, а. Гидромониторные струи жидкости направляются на периферийную часть забоя между периферийными конусами шарошек. Основным элементом ГМУ является насадка 3, выполненная или из твердого сплава, или из минералокерамики. Преимущество гидромониторной системы - высокая энергия струи, позволяющая реализовать отрыв шлама на периферийной части забоя по первой схеме. В средней части забоя шлам отрывается под действием радиальных потоков жидкости.
Из схемы на рис , а видно, что струя жидкости из насадки после воздействия на забой образует радиальный поток, который движется к центру забоя, очищая его от шлама. Там он встречается с радиальными потоками, создаваемыми двумя другими насадками, что заставляет жидкость двигаться вверх. Но движение вверх ограничено корпусом долота, а поэтому поток жидкости отклоняется к периферии и выходит в кольцевой зазор между корпусом долота и стенкой скважины рядом с движущейся вниз гидромониторной струей жидкости. Струя увлекает часть жидкости со шламом вниз к забою, который попадает под вооружение долота и вновь измельчается. Это свидетельствует о том, что движение жидкости в призабойной зоне гидромониторного долота организовано значительно хуже, чем у долота с обычной системой промывки. Улучшению организации потока способствуют приближение насадок к забою, а также выполнение системы промывки асимметричной.
Гидромониторный узел с креплением пружинным кольцом показан также на рис. 4.26, а. Он включает насадку 3, уплотнение насадки относительно корпуса 4 (резиновое кольцо) и крепление 5. Конструкция простая, но неудобная для смены насадок в условиях буровой.
На рис. 4.26, б показан гидромониторный узел конструкции ОАО "Волгабурмаш", в котором крепление насадки 3 выполнено в виде резьбовой втулки 5, имеющей шлиц для ввинчивания и вывинчивания. Уплотнение ГМУ осуществлено прокладкой 4, размещенной между торцами втулки и гнезда. Нетрудно видеть, что такая конструкция ГМУ обеспечивает приближение насадки к забою и несколько улучшает организацию потоков жидкости в призабойной зоне. Рис. 4.26. Гидромониторное долото и конструкции гидромониторных узлов
15. Влияние очистки забоя на процесс и показатели бурения. Понятие о совершенной очистке забоя. Пути улучшения очистки забоя. Новые типы насадков, их конструкция, создаваемые ими эффекты, влияние па очистку.
Чем лучше очистка забоя тем выше показатели бурения (механическая скорость , рейсовая скорость, проходка на долото), т.к частицы сразу уносятся с забоя .
Совершенная очистка забоя : -шлам сразу уносится - Q -оптимальный - Структура оптимальная .
Пульсационные насадки Пульсационное давление положительно влияет на разгрузку забоя
Также применяют вихревые насадки, которые создают вихрь вращающее поле давления . Воздействие струи перпендикулярно стенки забоя неприемлимо поэтому вихревые струи отклоняют , так чтобы угол между ними составлял 140-150 градусов .
Рыскающие насадки -это сочетание гидромониторной с центральной промывки.
Симметричная (3-х шарошечное долото и 3 насадки ) и ассиметричная(3-х шарошечное долото и 2 насадка) промывка.
16. Влияние плотности БР на процесс и показатели бурения.
На механическую скорость бурения влияют плотность, вязкость, фильтрация ,содержание песка и ряд других параметров бурового раствора. Наиболее существенно оказывает влияние плотность бурового раствора (рис. 5 ). Это влияние объясняется в основном повышением гидростатического давления на забой и ростом перепада давления между скважиной и разбуриваемым пластом, в результате чего ухудшаются условия образования трещин, выкалываемые частицы прижимаются к массиву. Поэтому наиболее значительно влияние  в области объёмного разрушения породы, а при бурении в области поверхностного разрушения и истирания оно незначительно.
С понижением плотности в большей мере проявляется эффект неравномерного всестороннего сжатия
Рис. 5. Влияние плотности бурового раствора на Vм
Благодаря изменению плотности изменяется угентающее давление , т.е. если снизить плотность раствора , то повышаются показатели бурения (Vмех, Vрейс, проходка на долото .)
17. Влияние вязкости бурового раствора на процесс и показатели бурения.
Вязкость характеризует прокачиваемость буров. р-ов и обусловлена внутреннием трением в них. При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость р-ра. При излишне высокой вязкости вследствии больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах (гидроразрыв) и поглощения, хуже очищается раствор от шлама и газа, увеличивается дифференциальное давление на забой, снижаются подача бурового насоса и мощность турбобура, хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока. Обычно измеряют динамическую. пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость опред-ся для р-ов, не образующих структуры (пресная и соленая вода), пластическая-для вязкопластичных (структурированных) ж-тей (глинистые р-ры), условная вязкость -для любых растворов, главным образом, в полевых условиях.
18. Влияние фильтратоотдачи бурового раствора па процесс и показатели бурения.
Фильтрац-ые свойства, т.е. свойства, связанные с проникновением компонентов раствора в контактирующие с ним горные породы и пласты с образованием фильтрационной корки. Для характеристики этих свойств измеряют показатель фильтрации и толщину корки. Фильтрация характеризует спос-ть буров-го раствора выделять жидкую фазу., проникающую в горные породы в скважине. С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразований в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Для снижения фильтрации растворы обрабатывают дорогостоящими химическими реагентами. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнений. С увеличением фильтрации уменьшается отрицательное влияние дифференциального давления на процесс разрушения горных пород. Показатель фильтрации измеряется при обычной температуре с помощью приборов ВМ-6,ВГ-1М. Фильтрация измеряется при статическом или динамическом состояниях раствора. При повышенных температурах и перепадах давления фильтрацию определяют на фильтр-прессах различной конструкции.
19. Влияние дифференциального и угнетающего давления на процесс и показатели бурения.
Диф.давление- основной фактор определяющий показатели работ долот. Интенсивное снижение мех.скорости проходки происходит в начальный момент роста диф.давления до 1,4-5,6 МПа. Дальнейшее повышение диф.давление сопровождается стабилизацией мех.скорости. С увел-ем отрицательного диф.давления мех.скорость возрастает. С ростом осевой нагрузки на долото повышается чувствительность мех.скорости к изменению диф.давления.
Таким образом считается что при существующих режимах бурения диф.давления, как правило яв-ся основным фактором определяющим ТЭП бурения. При увел-нии диф.давления до 1,4-7 МПа в зависимости от условий бурения мех.скорость может уменьшиться в 2-5 раз.
Влияние диф.давления на мех.скорость заключается в ухудшении буримости гп вследствие роста их прочности на сжатие и возникновения усилий, принимающих частицы породы (шлам) к забою. Прижимающие силы имеют статическую идинамическую природу, и их значение представляет собой сложную функцию почти всех известных показателей, характеризующих процесс бурения.
Статическое давление обуславливает наличие стат-х сил кот-е удерживают шлам на забое, независимо от фильтрационных св-в разрушаемых пород, принимаем равным разности м/у гидростатическим Р на забое скв. и поровым (пластовым) Р.
В процессе развития магистральной трещины нач-ное Р в ее полости практически равен 0. Т.к гидрост-е Р > порового Р то над частицей по длине возникает динамический перепад Р, кот-й прижимает частицу к массиву породы, т.е. угнетает ее- угнетающее Р. В общем случае под угнетающем Р в отличии от представлений о динам-ком перепаде Р понимают разность м/у суммарным Р на забой и Р в трещине. Угнетающее Р в зависимости от условий разрушения проницаемых пород может изменяться в диапазоне значений от диф.давления до Р на забое скв.
При разрушении непроницаемых пород диапазон изменения угнет-го Р несколько меньше. - ↓pбр=↑Vм
- ↑вязкость=↓Vм
- способствует несущей спопобности бур. р-ра; ↓Vм
- фильтрационная способность
- чем ↑, тем ↑Vм
с точки зрения разр. г/п, целесообразно ↓вязкость и ↑водоотдачу бур. р-ра
Vм=f(ΔPдиф) ; ΔPдиф= Pзаб-Pпл ; Pзаб=pбрgh+ΔPкп ; ΔPкп= kpQ2
k - коэф. гидродин. сопрот. в кольц. пр-ве
ΔPдиф= pбр(gh+ kQ2)-Pпл
эффект бурения при равновесном давлении может быть достигнут только при бурении проницаемых г/п
↓ ΔPдиф тем ↑, чем ↑проницаемость г/п, время фильтрации бур. р-ра и фильтрационных способностей промыв. ж-ти
Влияние угнетающего давления на процесс и показатели бурения.
Давл на долоте Рд зависит от максимально допустимого давления нагнетания на устье.
Большинсто БУ имеют ограничения мак давл нагнет на устье.
Потеря давления в долоте представляет собой разность между давлением на стояке и Рр. Для данного расхода жидкости оптимальная гидравл программа достигается в случае, когда гидравл мощность долота составл некоторую часть мощности на пов-ти.
Различ 3 вида:
-прямой - связан с быстрой остановкой потока и с быстрым переходом Ек потока в Уп давл жидкости.
-обратный - связан с быстрым переходом Еп давления жидк в Ек.
-непрямой - связан с переходом Ек в Еп за время большее фазы гидроудара.
20. Понятие об изнашивании и износе долот. Причины и последствия изнашивания. Виды износа При достижении износа вооружения, подшипников опор и системы промывки долото становится непригодным.
Для долот 1-го класса:
Существует 3 основных профиля изнашивания зубьев: 1-с плоской вершиной, 2-со округлением вершины, 3- с приострением вершины. Поломки элементов вооружения обусловлены цикличностью работы и весьма высокой неравномерной нагрузкой, приводящими к существенному усталостному снижению сопротивления разрушения материала зубьев. Характерные поломки: слом под корень, поломка в среднем сечении, выкрашивание частиц вершин зубьев, смятие зубьев.
Для долот 2-го класса:
Принципиально отличается от изнашивания долот 1-го кл. скорость абразивного изнашивания твердого сплава весьма мала и не определяет долговечность вооружения. Основные причины выхода из строя: поломки и выпадение зубков. Основные виды поломок: усталостный скол вершин зубков и их слом.
Основным признаком изнашивания вооружения явл. снижение мех скорости бурения или интенсивности разрушения г.п. Виды износа: нормальное изнашивание (из-за трения); усталостный износ; осповидный износ; окислительный износ (ржавчина). 21. Зависимость износа долот от удельной мощности при бурении обломочных и крн- сталлических пород.
С увеличением удельной мощности увеличивается механическая скорость. Соответственно износ долота увеличивается.
22. Зависимость износа долот от осевой нагрузки, частоты вращения при бурении различных по твердости и абразивности пород.
Для высокообразивных пород скорость взаимодействия играет важную роль износ сильно зависит от скорости вращения, а следовательно и частоты вращения.
Чем выше величина осевой нагрузки и частота вращения долота, тем быстрее происходит изнашивание вооружения и опор долот.
Формула Федорова Т = A(GX nY), x=0.3-0.8, y=0,02-0,5
С увеличением частоты вращения долота увеличивается число касаний зубьев долото с забоем. Также увеличивается вибрация долота, что приводит к дополнительному износу опор шарошек. С ростом частоты увеличивается скорость удара зубьев долота и о г.п. 23. Зависимость износа долот от расхода и качества бурового раствора при бурении различных пород.
Необходимо своевременно отводить образовавшееся тепло от забоя, для этого необходимо либо использовать раствор с высокой охлаждающей способностью, либо увеличивать расход.
С точки зрения охлаждающей способности:
1) тех вода 2 ) растворы на водной основе 3 ) р-ры на у.в основе , эмульсии 4) газы.
Качество бурового раствора характеризуется наличием тв фазы: глинистая наиболее распространенная, карбонаты, известняки, сульфиты, гип. Наименее абразивная глина. Также важна смазывающая способность раствора. В основном из-за низкого качества раствора обычно выходят из строя открытые опоры.
С увеличением расхода увеличивается износ гидромониторного узла. Но если расход будет не достаточным для поднятия с забоя выбуренного шлама, то увеличивается износ шарошек и вооружения. Кроме того теряется мощность. Под качеством бурового раствора понимают наличие твердой фазы. Понятно, что с увеличением твердой фазы увеличивается износ долота особенно узла промывки
24. Особенности изнашивания твердосплавных и алмазных долот
Алмазы изнашиваются в основном вследствие перегрева (окисление, графитизация), усталостного и термоусталостного микровыкрашивания. Кроме того выход долота из строя связан с выкрашиванием алмазов при их взаимодействии с оголенными и выпавшими алмазами, с окремнением, трещинами, кусками металла и породы на забое. Распределение износа по поверхности долота как правило неравномерно. Наиболее характерен локальный, кольцевой износ. Природа кольцевого износа до конца не выяснена. На развитие кольцевого износа влияет неравномерное теплоэнергетическая загрузка резцов по радиусу долота, попаданию на забой инородных предметов и выпавших резцов.
25. Предельные нормы износа долот. Краткая форма записи износа.
Фрезерованный износ: по высоте зубьев 1/4 по высоте В1 и 1/2 по высоте В2
Твердосплавные долота : скол % от общего числа зубков , по краям зубков Происходит закругление.
Износ по опоре.
Долото износ по диаметру (мм) определяется путем замеров.
Краткая форма записи износа В3С(20)Ш //2 У(1) Г(2).
В3 - вооружение износилось до 3 степени.
С(20) -скол 20 % зубьев Р- закругление Ш- шарошки цепляют //2 -качка 2 мм
У(1) заклинила 1 опора.
Г(2) 2 гидромонитора.
26. Закономерности изменения механической скорости бурения лопастными долотами во времени.
В случае долот первого класса снижение мех. скорости обусловлено увеличением площади контакта зубьев с ГП в результате их абразивного изнашивания. А так как по мере увеличения притупления снижается удельная мощность трения, то снижается и скорость изнашивания зубьев.
27. Зависимость изменения механической скорости бурения различных по твердости абразивности пород шарошечными долотами от времени бурения.
V=V0e-1 cкачки обусловлены переходои из одного типа долот в пропласток с др. механическими свойствами; износом и сломом вооружения (колебрующией поверхности). Рассмотрим зависимость Федорова V=aGxNy , влияние объемной скорости на мех скорость бурения. V=Qp(M+BQp)-1 - влияние долговечности. Т=A(Gx1Ny1)-1. определяем величину проходки: Н=VT=aAGx-x1Ny-y1. H=BGzNm. Влияние на проходу большее влияние оказывает осевая нагрузка z=4u
28. Комплексное влияние различных факторов на процесс и показатели бурения. Многофакторные зависимости и их получение.
Процесс бурения скважин зависит от большего числа факторов. При проектировании оптимального режима бурения желательно иметь уравнение, которые с достаточной степенью приближения описывали бы зависимости показателей работы долота во всех факторах. Геологический фактор характеризуется показателями прочностных, упругих пластических и абразивных свойств ГП, наличием твердых включения сплошностью, пластовым давлением глубиной и характером залегания и температурой. Технологические факторы - параметры режима работы долота, компоновкой бур инструмента и свойствами бур раствора к основным, из которых относится плотность, вязкость, фильтрационные свойства, содержание твердой фазы и смазочно-охлаждающая способность. Субъективные факторы - квалификации бурильщиков и членов бур бригады, наличием опыта работы на рассматриваемом месторождении, состоянием технологич дисциплины.
29. Влияние различных элементов компоновки низа бурильного инструмента на процесс и показатели бурения, качество ствола.
В состав компоновки низа бурильной колонны могут входить:
Центраторы применяются для центрирования бур. колонны в стволе скважины и предупреждения самопроизвольного искривления скважины.
Калибратор - снижает амплитуду, увеличивает длину волны, снижает поперечные колебания. Калибрует ствол и стабилизирует направление ствола скважины.
Маховики -предназначены для увеличения массы вращающихся частей турбобура. Представляет собой толстостенные трубы длиной 5-6 м Амортизатор - предназначены для уменьшения ударных нагрузок и вибрации при бурении. Разработчики резонаторов существенных результатов пока не дали.
30. Характер и причины изменения момента и мощности на шарошечном долоте во времени.
Мощность, обеспеч работу долота на забое: Na=2*(пи)*M*n, М-вращ момент на долоте, n-частота вращения дол
Момент измеряют и используют при расчётах в области раб нагрузок на долото
Вращ момент на долоте зависит от осев нагрузки G, свойств разбур пород и типа долота.
M=Mуд*G.
Наибольшее влияние на m°- среднее значение момента, оказывает смещение осей шарошек в плане.
31. Колонковое бурение, колонковый инструмент, применяемый при различных способах бурения.
Колонковое бурение проводят в разведочном бурении и оно необходимо для оконтуривания месторождения , показатели фильтрации , проницаемости , оценка промышленных запасов.
Колонковый инструмент: Колонковое долото, Бурильная головка, Буровая коронка (отрезок трубы с режущим инструментом на торце). Фрезеруется не только стенки, но и поверхность керна Выше колонкового долота расположена колонковая труба. Керн входит в колонковую трубу. Существуют колонковые наборы со съемной и несъемной колонковой трубой (грунтоноской). При использовании несъемной колонковой трубы, чтобы извлечь керн необходимо поднимать всю КНБК. Со съемной : спускается ловитель (овершот) на канате и поднимает трубу.
Сохранность обеспечивается наличием внутри колонковой трубы кернодержателя из резины.
Также есть колонковые наборы с вращающейся грунтоноской относительно керна.
Важное условие : чтобы керн не омывался и не контактировал с буровым раствором .
При бурении с керном нельзя бурить на углеводородном растворе
При бурении бур. коронками в тв. породах используют метод заклинки, в мягких породах метод затирки. При бурении коронками применяют кернорватели (в тв. г.п. пружинные (цанговые ) рватели, в мягких используются лепестковые рватели).
При бурении разведочных скважин для извлечения керна на поверхность используется колонк бурение. Керн служит основным материалом для изучения состава профиля горн пород (геол строение разреза, механич, абразивных, коллекторских свойств, состава и строения гор пород. Бурение осуществляется кольцевым забоем.
Колонковый инструмент, применяемый при роторном бурении.
Колонковое долото (бур головка, присоединённое к ней керноприёмное устройство)
Корпусные керноприемные устройства со стационарной колонковой трубой, со съёмной колонковой трубой
Бур головки, оснащ алмазными резцами и резцами из славутича.
Кернорватели цангового, рычажкового и пружинного типов.
Колонк инстр, прим при турбин бурении.
Корпусные керноприемные устройства со съёмной колонковой трубой
32. Показатели, определяющие качество колонкового инструмента и керна особенности и технологии колонкового бурения.
Параметры керна :
Диаметр Дк > 60 мм
Факт Д- 80,100 мм
Целостность керна на керн действует осевая сила .
Особенность : следует применять такой режим бурения , чтобы колебания были минимальными . Специально ограничивают режим бурения .
Коэфф керноприема где h- расстояние от нижнего торца колонковой трубы до забоя, Дд -диаметр долота.
Коэфф. отбора керна где Дк - диаметр керна .
Коэффициент выноса керна где - длина керна. - интервал отбора.
Чем выше K1=Dк/Dг(наруж диам бурильн головки)-коэффициент керноотбора, тем лучше колонковое долото удовлетворяет требованию отбора керна максимально возможного диаметра. Чем больше K2=Dk/hk(расстояние от забоя до входа в керноприёмное устройство), тем меньше керн подвергается прямому воздействию потока промывочной жидкости и вращающегося инструмента, тем меньше керн разруш и размывается и отбирают с помощью колонковых турбодолот со съёмной грунтоноской КТД3 и КТД4.
33. Технология роторного бурения и его особенности. определение момент и мощности.
роторным способом бурят ~20-25% метража скв.
ротор - коническая зубчатая муфта, предн. для передачи вращения от гориз. расп. вала тарнсмиссии на верт. расп. БК
функции:
- передача вращения на БК с одновр. подачей ее на забой
- восприятие разл. нагр. в процессе бурения и СПО
- воспр. реакт. момента корпуса ЗД, доходящего до устья скв.
скорость вращения ротора регул. с помощью передаточного мех-ма или коробки передач. n~40-320[об/мин]
ПРК - ротор с пневм. клиновым захватом
выбор ротора:
- d прох. сечения; мощность; max осевая нагрузка
особенности
- передача мощности к долоту осущ. по гидр. и мех. каналу
достоинства:
- большая проходка на долото
- незав. регулирование нагр. на долото и частота его вращения
- ротор снабжается моментометром
- возрастает точность измерения осевой нагрузки
- меньшая вероятность затяжек и прихватов БК
недостатки:
- ↑Fтр о стенки скв., что приводит к износу
рациональная обл. применения:
- геологические/технологические/экономические факторы
- Lскв>3500м; tзаб>140'C; Dдол<190,5мм;
- наличие осложнений (затяжки/прихваты)
- использование аэрированного БР, либо продувка воздухом/газом
- применение долот с гермет. опорой
- бурение интервалов интенсивного искривления ствола скв.
- нехватка УБТС (необходимо использовать БТ достаточной прочности)
Определение необходимого момента и мощности на устье при роторном бурении.
Nд=(π*Mд*n)/30 - мощность на долоте.
Желание подводить к долоту как можно большую мощность вынуждает поддерживать высокие частоты вращения. Снижение n должно сопровождаться гораздо большим повышением Mд, чтобы подводить к долоту ещё большую мощность. При этом условии бурение будет вестись в наиболее выгодном низкооборотном режиме при повышенных осевых нагрузках на долото, т.е при больших значениях Mд/n. С увеличением Mд/n существенно снижается энергоёмкость разрушения пород.
34. Принципы нормирования расхода бурового раствора при роторном бурении. НС номограмма и ее построение.
Меньшая потребность в расходе бур раств позволяет создавать гораздо больший перепад давл и более высокую скорость его истечения из насадок. При снижении частоты вращения долота уменьш вращат-вихревой эффект потока раствора, ослаб взвешивание шлама по сравнению с высокооборотным бурением. Поэтому промывка забоя должна быть более совершенной. Требования к смазывающей и противоизносной способности выше.
Построение НТС И НС номограммы
По мере углубления скважины гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой растут. Это может вызвать необходимость изменения режима работы насоса - частоты ходов, диаметра втулок, или изменения гидравлических характеристик циркуляционной системы путем изменения диаметров гидромониторных насадок или типоразмера забойного двигателя. Определение режима работы насоса по мере углубления скважины удобно производить с помощью НТС (НС)-номограмм. НТС-номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, турбобура (гидравлического забойного двигателя - ГЗД) и скважины. При роторном бурении строится НДС-номограмма (насос-долото-скважина), при электробурении -НС-номограмма. Гидравлической характеристикой бурового насоса является зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от частоты ходов и диаметра поршней, построенная в координатах Р-Q и N-Q . Характеристика насоса У8-6М с регулируемым и нерегулируемым приводом. Гидравлической характеристикой турбобура является зависимость перепада давления и срабатываемой гидравлической мощности от расхода. Строится в тех же координатах. Для построения характеристики ГЗД используются зависимости, приведенные в табл.9.4.Гидравлической характеристикой скважины является зависимость потерь давления и гидравлической мощности, срабатываемых в циркуляционной системе, без учета потерь давления и мощности в ГЗД (при построении НТС-номограмм) или в долоте (при построении НДС-номограмм) в зависимости от глубины скважины и расхода промывочной жидкости. Потери давления и мощности в циркуляционной системе Pc, и Nc откладываются на графиках Р - Q и N - Q влево от линии давления и мощности насоса. Совмещая все эти характеристики на одном графике, получаем НТС-номограмму. На НТС-номограмме можно построить характеристики нескольких ГЗД с тем, чтобы выбрать оптимальный вариант. НДС-номограмма строится аналогично: только вместо характеристики ГЗД в координатах Р-Q, , N - Q строится гидравлическая характеристика долота. На НДС-номограмме также можно изобразить гидравлические характеристики нескольких долот с различной площадью промывочных отверстий.
35. Общие затраты мощности при роторном бурении. Коэффициенты передачи мощности на забой и пути его повышения.
N=Nт+Nхв+Nд 1. Мощн транс N=an1.5 a=0.003вт/об мин 2. Холост ход N=gρD2n1.7Lc с=0,017-0,019 k=Nд/Nт+Nхх+Nд 36. Приборы контроля параметров режима роторного бурения. Требования к буровому оборудованию и инструменту при роторном бурении и ограничения на режимные параметры.
1. Вес на крюке определяется индикатором веса, 2. при роторном бурении частота вращения долота равна частоте вращения ротора и может быть измерена тахометром или определена по кинематике привода. 3. Расход измеряется при помощи индукционных расходомеров или оценивается по давлению бурового раствора на стояке.
37. Принцип оптимизации режима роторного бурения. Достоинства и недостатки роторного бурения.
Режимн параметры - осевая нагрузка, частота вращения долота, расход бур раствора (можно в определённых прделах повышать и понижать один из них на одном уровне и изменять другие).
Это позволяет подбир лучшие сочетания параметров для конкрет усл бурения.
достоинства:
- большая проходка на долото
- незав. регулирование нагр. на долото и частота его вращения
- ротор снабжается моментометром
- возрастает точность измерения осевой нагрузки
- меньшая вероятность затяжек и прихватов БК
недостатки:
- ↑Fтр о стенки скв., что приводит к износу
рациональная обл. применения:
- геологические/технологические/экономические факторы
- Lскв>3500м; tзаб>140'C; Dдол<190,5мм;
- наличие осложнений (затяжки/прихваты)
- использование аэрированного БР, либо продувка воздухом/газом
- применение долот с гермет. опорой
- бурение интервалов интенсивного искривления ствола скв.
- нехватка УБТС (необходимо использовать БТ достаточной прочности)
38. Особенности турбинного способа бурения. Конструктивные особенности современных турбобуров.
В РФ основные объемы бурения осуществляются турбинным способом бурения (80-85%).
Т/б- это ЗД (гидравлический) предназначенный для бурения скв. в различных геологических условиях. В турбинах т/б гидравлическая энергия бур.р-ра, движется под давлением превращается в мех.энергию вращающегося вала, связанного с долотом.
Основная часть т/б- турбина, состоящая из большого числя (>100) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень состоит из вращающегося соединенного с валом ротора и неподвижного закрепленного в корпусе т/б статора.
Особенности турбинного бурения:
1) улучшается в отличие от роторного способа условия работы БК, что позволяет облегчить и удешевить ее. Длина УБТ может быть уменьшена- сжатый участок колонны не испытывает таких сложных напряжений, как при роторном способе. Во избежание зависания и прилипания колонны к стенке скв. целесообразно периодическое ее проворачивание ротором. Срок службы БК обычно в 2 раза больше, чем при роторном бурении. Однако повышенные Р в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб.
2) возрастает мех.скорость=>возрастает коммерческая скорость. Однако снижается проходка на долото (повышенный износ опор и вооружения). Недостаточно длителен межремонтный срок службы опор т/б => снижение эффективности применения износостойких алмазных долот, долот ИСМ (в ряде случаев недостаточно Мкр).
3) могут использоваться все виды бур.р-ров, кроме продувки воздухом. Низкие показатели при использовании очень вязких и утяжеленных р-ров. Турбины и опоры быстро изнашиваются при высоком содержании в р-ре тв.фазы, шлама и песка.
4) облегчается отклонение ствола скв. в требуемом направлении
5) улучшаются условия работы обслуживающего персонала, т.к. отсутствует непрерывный шум ротора и умен-ся вибрация на буровой. 39. Классификация современных турбобуров.
1. По числу секций: одно, двух, трехсекционные.
2. По циркулятивности турбин: нормальные, высокоциркулятивные.
3. По констр опор: шаровая, резинометаллическая.
4. По степени подвижности ротора и статора: жесткозакрепленные, с подвижными ротором и статором.
5. По способу снижения частоты вращения: с решетками торможения, с редукторной вставкой.
6. По материалу турбин: стальные пластмассовые.
7. По типу опор: скольжения, качения Классификация по схеме расположения осевых опор: верхняя осевая опора, нижняя осевая опора (ТС герметиз узел), средняя осевая опора.
Осевая опора ТСШ на всех одна и расположена на шпинделе.
- с комбинированным расположением опор в каждом секции есть опоры 3ТСШ
Турбобуры ГТШ решетки гидротормажением
ТОР Турбобура с обращенным ротором
Турбобуры с плавающим статором.
40. Энергетические характеристики турбин турбобуров их определение и перерасчет при изменении свойств бурового раствора.
С изменением количества и качества борового раствора, прокачиваемого через турбину, изменяются ее энергетические параметры согласно соотношениям из теории турбин:
Здесь 1 и 2 - перепады давления в турбине при расходах Q1 и Q2 и плотностях бурового раствора 1 и2. Отношение М/п при роторном бурении значительно больше, чем при турбинном. Особенно сильно это различие для турбобуров малого диаметра, поскольку велико влияние диаметра турбобура на его мощность и крутящий момент (при других неизменных параметрах):
(d1 и d2-диаметры турбобура).
Зная энергетические параметры при одном режиме промывки из стендовых исследований и пользуясь этими соотношениями, можно определить параметры турбины при другом качестве и количестве бурового раствора
41. Понятие о рабочих характеристиках турбобуров. Рабочие характеристики турбобуров с опорами скольжения.
В отличие от турбины рабочая харак-а ТБ учитывает затраты мощности на трение в опорах ТБ и дает, таким образом, возможность определить крутящий момент, мощность на долоте в зависимости от расхода, частоты вращения, осевой нагрузки на долото. Она зависит также от типа и состояния опор турбобура, свойств бурового раствора. Поскольку не учитывается потеря мощности в подшипниках, при отсутствии нагрузки на валу турбина будет вращаться с максимальной частотой. При создании на валу сопротивления вращению частота вращения снижается пропорционально приложенному крутящему моменту. При полной остановке вала (n=0), момент достигает максимального значения, называемого тормозным моментом Mт. M = Mт (1 - n/nх)
При этом мощность на валу турбины M = MT * π η / 30 * (1 - n/nх);
Исследование этой функции показывает, что N максимальна при n0 = nх / 2 (в режиме максимальной мощности турбины). Профиль лопаток турбины выбирается так, чтобы перепад давления на турбине мало изменялся при увеличении или при уменьшении частоты вращения и максимум к.п.д. достигался при n0 = nх / 2. однако в настоящее время выпускаются турбобуры с так называемой падающей линией давления. У них перепад давления зависит от частоты вращения вала и при уменьшении ее от nх до нуля перепад давления снижается приблизительно в 2 раза. Это позволяет улучшить в целом рабочую характеристику турбины - повысить устойчивость ее работы при n < nх / 2.
42. Рабочие характеристики турбобуров с опорами качения, с маховой массой, секционных турбобуров.
43. Расчет рабочих характеристик турбобуров. Порядок и последовательности расчета рабочих характеристика и их построение.
В зависимости от св-в раствора . м - коэффициент в осевой опоре в зависимости от св-в опоры , твердости , режима скорости скольжения. Рисунки ьььььь
Это зависимость Мт.б.=f1(n), Nт.б.=f2(n), ηт.б.=f3(n), и n=φ1(Gд), Мд= φ2(Gд),Nд= φ3(Gд), ηт.б.= φ4(Gд). Цель расчета яв-ся определение: 1) нагрузка на долото, соответствующий мах мощности на валу турбобура; 2) области устойчивой работы ЗД; 3) зоны повышенных вибраций вала турбобура. Другая группа характеристик строится в зависимости от Gд. Для этого для различных значений Gд откладываются значения ni, Mдi, Nдi. При этом надо иметь в виду, что зависимость n и М от Gд линейная, то достаточно нанести на график их значения в характерных точках: n=0, nr и ny и соединить полученные точки линиями. И лишь для построения графика Nдi= φ3(Gдi) необходимо вычислить значения Nдi и в промежуточных точках Gд. Порядок расчета: 1) на основе исх данных по ф-лам подобия вычисл-т значения n0, MT0, ∆PT, NT. 2) nx=2n0, Mторм=2M0. 3) ∆PTБ, ∆PЛ 4) GГ- нагрузка при режиме гидр разгруженной пяты. 5) GВРАЩ ЧАСТЕЙ=0,5GТБ средн радиус вращения Rср, коэф трения μ, уд момент в опоре Муд.оп. 6) ∆МОП 7) Мхх - холостого хода. 8) Мр- разгонный. 9) nр - разгон, nу - устойч. 10) Муд 11) [Gд] 12) последовательно через определенные интервалы задаются Gдi и находят МВi и Мдi.
На рисунке : Мт, Nт - момент и мощность турбины;
Мр, Мт- разгонный и тормозной момент;
nх, nр, nу, nг -nо - частота вращения "холостого", разгонная , устойчивого, гидравлически разгруженной пяты и максимальной мощности турбины;
nз- "запретная" область;
nр,о - рабочая область;
Мв и Nв.- момент и мощность на валу турбобура. Другая группа характеристик строится в зависимости от Gд. Для этого для различных значений Gдi откладываются значения ni, Мдi и Nдi. При этом полезно иметь в виду, что поскольку зависимость n и М от Gд линейная, то достаточно нанести на график их значения в характерных точках : n=0, nг и nу и соединить полученные точки прямыми линиями. И лишь для построения графика Nдi=3(Gдi) необходимо вычислить значения Nдi и в промежуточных точках Gдi.
44. Регулирование и стабилизация частоты вращения вала турбобуров.
Для снижения частоты вращения вала турбобура используются три конструктивных решения.
1. Применение высокоциркулятивных турбин в сочетании с перепускным клапаном. Эти турбины отличаются тем, что перепад давления в них при постоянном расходе уменьшается от режима холостого хода к тормозному. Эта особенность позволяет осуществить переменный поток через турбину с помощью перепускного клапана. Сбрасывание части жидкости через перепускной клапан при повышении давления сверх некоторого предела позволяет ограничить частоту вращения вала турбобура. Снижение перепада давления на турбине с уменьшением частоты вращения вала позволяет увеличить расход через турбины и таким образом повысить крутящий момент на валу. По этому принципу созданы высокомоментные турбобуры серии А (А6Ш, А7Ш, А9Ш и др.)
2. Создание турбобуров серии АГТ с гидродинамическим торможением. Снижение частоты вращения вала достигается использованием решеток гидроторможения. Они поглощают некоторую часть крутящего момента, развиваемого турбиной, причем эта величина тем больше, чем выше частота вращения вала турбобура. Таким образом, можно снизить частоту вращения вала на разгонном режиме, т.е. при холостом вращении. Турбобуры с решетками гидроторможения имеют следующие шифры.
Шифр..............А6ГТ А7ГТ А9ГТ
Диаметр, мм...164 195 240
Частота вращения вала турбобура при максимальной мощности снижена до 250 - 300 об/мин.
3. Использование редуктора, снижающего частоту вращения. Существует два принципиально различных исполнения редукторов: маслонаполненный редуктор в герметизированном корпусе и редуктор открытого типа, где передачи работают в среде промывочной жидкости. Наиболее приемлемая схема редуктора - многорядная планетарная передача. Редуктор-вставка РТ-195 конструкции ВНИИБТ и СКТБЭ, представляющий собой двухрядную планетарную передачу в маслозаполненном корпусе, позволил снизить частоту вращения вала турбобура при его устойчивой работе до 130-170 об/мин.
45. Особенности конструкции и работы турбобуров с системой гидроторможения.
Снижение частоты вращения вала достигается использованием решеток гидроторможения. Они поглощают некоторую часть мощности, развиваемой турбиной, причем эта величина тем больше, чем больше частота вращения вала турбобура. Торможение происходит только при достаточно высокой частоте вращения вала ТБ. Частота снижается на 25-30 %.
M/n - момент на частоту - чем этот показатель больше, тем лучше. Создание турбобуров серии АГТ с гидродинамическим торможением. Снижение частоты вращения вала достигается использованием решеток гидроторможения. Они поглощают некоторую часть крутящего момента, развиваемого турбиной, причем эта величина тем больше, чем выше частота вращения вала турбобура. Таким образом, можно снизить частоту вращения вала на разгонном режиме, т.е. при холостом вращении. Турбобуры с решетками гидроторможения имеют следующие шифры.
Шифр..............А6ГТ А7ГТ А9ГТ
Диаметр, мм...164 195 240
Частота вращения вала турбобура при максимальной мощности снижена до 250 - 300 об/мин.
46. Принципы выбора типо - размеров турбобуров по интервалам бурения.
Типоразмер турбобура выбирается исходя из таких параметров как диаметр скважины, угол искривления, мощность и пр.
47. Расчет и построение НТС номограммы. Работа с НТС номограммой и решаемые с ее помощью задачи.
НТС номограммой наз-ся график совмещенных гидравлич характеристик насоса турбобура и скважины. Гидравлической характеристикой бур насоса яв-ся зависимость его производ-ти, допустимого давления и мощности от частоты ходов и диаметра поршня, построенных в координатах P-Q. Гидравлической характеристикой турбобура яв-ся зависимость перепада давления и срабатываемой гидравлич мощности от расхода. Строится в тех же координатах. Гидравлич характеристикой скважины яв-ся зависимость потерь давления и гидравлич мощности, срабатываемых в циркуляционной системе, без учета потерь давления в долоте в зависимости от глубины скважина и расхода промывочной жидкости. Потери давления и мщности откладываются нга графиках P-Q влево от линии давления и мощности насоса. Совмещают все эти характеристики на одном графике получаем НТС(НС) номограмму. На номограмме моно построить несколько характеристик долот с различной площадью промывочных отверстий, а для НТС - давлений ГЗД с тем, чтоб выбрать оптимальный вариант. 48. Общие затраты мощности при турбинном бурении. Коэффициент передачи мощности на забой при турбинном бурении и пуги его повышения.
Объемные потери вызваны тем, что не вся промывочная жидкость, поступающая в турбобур, проходит через лопатки турбин; часть ее не участвует в преобразовании энергии. Объемные потери оцениваются объемным КПД:
(4.8)
где Q - полный расход промывочной жидкости, подаваемой в турбобур; ∆Q - переток (потери) промывочной жидкости вне лопаточного аппарата турбины.
Гидравлические потери связаны с несовершенством аппарата самой турбины и характеризуются гидравлическим КПД:
(4.9)
где Nr - гидравлическая энергия, преобразованная в механическую мощность; Nn - гидравлическая энергия потока, поступающая на лопатки турбин.
Как было показано выше, часть механической мощности, развиваемой многоступенчатой турбиной, расходуется на преодоление внутренних сопротивлений (трение в пяте, радиальных опорах и т.п.). Эти потери мощности учитываются механическим КПД:
(4.10)
где Nt - выходная мощность на валу турбобура; NM - мощность, развиваемая лопаточным аппаратом турбины.
В целом эффективность преобразования турбобуром гидравлической энергии в мощность на валу характеризуется коэффициентом полезного действия турбобура
(4.11)
Коэффициент полезного действия турбобура зависит от его конструкции и режима работы и в наиболее благоприятных условиях достигает 0,5 - 0,6.
49. Принципы оптимизации режима турбинного бурения.
50. Бурение ВЗД. Конструкция и принцип работы ВЗД.
Забойный винтовой двигатель состоит из резинового статора, неподвижно закрепленного в корпусе и стального ротора. Ротор и статор расположены не соосно, а с эксцентриситетом. За счет этого внутри двигателя возникает давление жидкости, которое создает вращающий момент, который передается долоту. Ротор и статор представл. Собой пару зубчатых колес внутреннего зацепления. Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно рассматривать как многозаходный винт, а статор- как многозаходную гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев статора на один больше, чем у ротора. Ротор располагается в статоре наклонно и полностью разделяет входную выходную полости двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем, давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя, который по назначению и устройству аналогичен шпинделю турбобура.
1) при выборе породоразрушающего инструмента целесообразно использовать долото типа ДАУ, РДС, ГНУ (моментоёмкость двигателя большая, что позволяет бурить при более интенсивной нагрузке);
2) ВЗД имеют жёсткие хар-ки М-n (приёмистость двигателя большая, что позволяет бурить при более интенсивной нагрузке) Как подобрать хар-ку двигателя? Падение частоты вращения в диапазоне от 0 до max должно быть 15-20 %.Нужно выбирать более крутую хар-ку. Пульсация давления. При износе некоторых типов долот начинается пульсация давления (хар-на для типов PDC).
3) в компоновку включается сифонный клапан
- если бурят на воде клапан устанавл на 2-3 свечи выше ЗД
- если структурированная система - на 1 свечу выше ЗД.
При начале работы ЗД вначале проверяют запуск двигателя и работу сифонных клапанов.
4) порядок запуска ВЗД на забой
:- нагружение инструмента плавное;- не доходя до забоя 10-15м запускают двигатель;
Остановка ЗД осуществляется сл образом:
- перед завершением бурения 10 минут промывают без нагрузки;
- поднимают на 10-15м и только потом выключают;
5) по мере работы двигателя увеличивается коэффициент утечек, отсюда уменьшается работа ЗД (можно увеличить расход на 20%).
6) подача инструмента плавная;
7) если перегрузим ЗД возможно изменение Мреакт, может произойти отворот инструмента;
8) при использовании ВЗД обязательно вращают колонну (методика западных компаний);
9) возможность использования бур р-ров различных типов (в основном используют РУО).
51. Рабочие характеристики ВЗД. Особенности технологии бурения ВЗД.
Теоретически частота вращения винтового двигателя пропорциональна расходу бурового раствора и не зависит от вращающего момента. По мере роста крутящего момента на долоте увеличивается перепад давления: М=qη/2π, где q-объем полостей винтового двигателя. Практически вследствие значительного трения в двигателе и утечек раствора вращающий момент не прямо пропорционален перепаду давления, а частота вращения несколько уменьшается по мере роста вращающего момента, но гораздо меньше, чем у турбобура. Перепад давления в турбобуре почти не изменяется с увеличением или уменьшением момента при повышении крутящего момента на долоте и в опорах турбобура до М=Мт, вал турбобура останавливается, раствор продолжает поступать на забой. В объемном двигателе при повышении крутящего момента давление продолжает расти, пока или не сработает предохранительный клапан, или раствор, отгибая резиновые элементы статора, не начнет проходить частично на забой. При этом снизится и частота вращения. При дальнейшем увеличении момента вал двигателя остановится, раствор, отгибая резиновые винтовые поверхности статора, будет проходить через объемный двигатель на забой.
Теоретически частота вращения : ni=60Qi/q, где Qi-подача бурового насоса, дм3/с.В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гидравлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора. Общий начальный к.п.д. в режиме максимальной мощности винтовых двигателей составляет 48-55% в зависимости от усилия предварительного натяга м/у ротором и статором, смазывающих способностей бурового раствора, диаметра ротора.Мощность винтового двигателя зависит от расхода и перепада давления в немN=Δр0бQηПрактически мощность м.б. повышена путем увеличения объема полостей двигателя, диаметра ротора, удлинением шага винтовой линии и изменением числа заходов.
52. Принцип выбора ВЗД. Общие затраты мощности при бурении ВЗД. Коэффициент передачи N на забой при бурении ВЗД и пути его повышения.
Мощность винтового двигателя зависит от расхода и перепада давления в нем N=Δр0бQη. Практически мощность м.б. повышена путем увеличения объема полостей двигателя, диаметра ротора, удлинением шага винтовой линии и изменением числа заходов.
В винтовом двигателе энергия теряется на преодоление гидравлических сопротивлений, трение ротора о статор, трение в шпинделе, деформирование резины статора. Общий начальный к.п.д. в режиме максимальной мощности винтовых двигателей составляет 48-55% в зависимости от усилия предварительного натяга м/у ротором и статором, смазывающих способностей бурового раствора, диаметра ротор
η=ηг(0,8),ηм(0,9),ηо = 0,48-0,54.
53. Особенности требований к бурильному инструменту при бурении с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД). Приборы контроля режимов бурения с ГЗД.
Min потери на трении в трубах,
Использовать высокочастотные долота, низкий Износ бурильных труб, использование ЛБТ, использование колтубинг.
Приборы: 1.Вес на крюке определяется индикатором веса (ГИВ) 2. при роторном бурении частота вращения долота равна частоте вращения ротора и может быть измерена тахометром или определена по кинематике привода. 3. Расход измеряется при помощи индукционных расходомеров или оценивается по давлению бурового раствора на стояке.4. Параметры скважины измеряются УГИ (устр-во глубинного измерения), компас, отвес, инклинометры.
54. Бурение с электробурами и его особенности.
ЭБ представляет собой высоковольтную трехфазную асинхронную маслонаполненную машину с короткозамкнутым секционированным ротором. монтируется в трубных секциях
основные узлы:
-..электродвигатель/система герметизации/шпиндель
особенности:
-мощность и частота практически не зависят от кол-ва и св-в бур р-ра и глубины погружения электробура Характеристики э-бура неизменны в течение всего срока его службы (т.к. отсутствует воздействие абразивных частиц на рабочие органы э-бура высокий КПД ~ 70%
- N<300kВт; I<150A; U<2000В; n~(400-700[об/мин]); ↑Mкр
- наличие проводной нити связи забой-устье, позвол. получать
доп инф. при доп обор.
- хорошие возможности оптимизации режима бурения
- то же что и у ВЗД
обл. применения:
- бурение Т/ОТ г/п различной абразивности
Вследствии ограничения диаметра размешается 6 пар полюсов, при частоте 50 Гц частота вращения вала 660-750 об/мин, Для разбуривания мягких и средней твердости пластичных абразивных пород особенно на большой глубине нужны меньшие частоты для чего снижают частоту тока питания электробура и применяют редуктор. При бурении электробуром возможно использование забойной телеметрии
55. Конструкция современных электробуров.
Электробур состоит из 3-х фазного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя. Шпиндель служит для восприятия реакции забоя при создании нагрузки на долото. Для получения необходимого вращаемого момента при небольшом диаметре двигателя увеличивают его длину. Чтобы длинный ротор не искривляется при вращении, он разделен на ряд секций центрируемых в статоре радиальными шариковыми подшипниками. Статор также состоит на отдельных пакетов, раздельных немагнитопроводным материалом. Вращающий момент с вала двигателя передается валу шпинделя зубчатой муфтой. Буровой раствор проходит через электробур к долоту по центральному каналу валах двигателя и шпинделя. Для предупреждения попадания его в рабочие полости электродвигатель заполняется изоляционным маслом, а шпиндель - смазочным маслом. С помощью лубрикатора поддерживается давлением масла на 0,1-0,3 МПа большое давления раствора в скважине.
56. Система токоподвода электробура, наземное оборудование.
Электрический ток напряжением 1100-1300 В подводится от трансформатора буровой по наружному трехжильному кабелю к токоприемнику, укрепленному ниже вертлюга. Кабель внутри бурильной колонны смонтирован отрезками-секциями, длина которых равна длине применяемых бурильных труб. при свинчивании и развинчивании бурильных труб, чтобы раствор не попадал в контактную муфту, ее размещают в нижней части трубы при спуске в скважину, а ниппель бурильных замков, в котором укреплен контактный стержень, помещают вверху. Поэтому расположение элементов замков при бурении электробурами обратное, принятому в роторном бурении. Электроэнергия к электробуру, находящемуся в скважине, подводится от сети по кабелю через кольцевой токоприемник к секциям кабеля, расположенным внутри колонны труб. Секции кабеля, находящиеся внутри вращающегося ствола токоприемника, снабжены автоматической контактной муфтой.
- понижающий трансформатор; кабель; коллектор;
корпус с контактными щетками; вал с вращающимися
щетками; труб с кабельной секцией.
Наземное оборудование: токоприемник, пульт управления
57. Выходная характеристика двигателя э/б и факторы, ее определяющие.
Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты вращения довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора относительно поля статора: n = .
где n - частота вращения ротора двигателя; f- частота тока; р - число пар полюсов (двигатели выпускают 10-, 8- и 6-полюсными); S - скольжение, при нормальной нагрузке скольжение S = 8-12 %. вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на вводе двигателя. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на вводе двигателя на 5-10% от номинального. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000-1200 В в зависимости от типа двигателя.
Коэффициент полезного действия двигателя при номинальной нагрузке составляет 66 - 68%. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя.
58. Особенности технологии бурения электробурами. Peгулирование частоты вращения вала электробура.
Вследствие ограниченности диаметра скв. и соответственно диаметра элек/бура в нем удается разместить лишь 4-6 пар полюсов Р. При частоте переменного тока f=50Гц частота вращения вала э/бура изменяется от 660-750 об/мин, если Р=4, до 440-500 об/мин, если Р=6, при изменении скольжения ротора s относительно поля статора 0≤ s12%, т.к. частота вращения вала асинхронно двигателя n=60f/P*(1-s).Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости пластичных абразивных пород, особенно залегающих на значительной глубине, эти частоты вращения велики. Поэтому на практике частоты вращения э/бура снижается путем уменьшения частоты тока питания электробура до f=20-35 Гц и применение редукторов. Снижение частоты вращения путем уменьшения частоты тока недостаточно эффективно, т.к. не сопровождается соответствующим повышением крутящего момента. 59. Коэффициент передачи мощности на забой при бурении с электробурами и его повышения.
Использование одной или двух редукторных вставок с передаточным отношением 1:2 между электродвигателем и шпинделем удается повысить вращающий момент и снизить частоту вращения вала шпинделя в 2-4 раза при уменьшении мощности лишь на величину Nдэ=(Nп-ΔNТ)ηηР-NХШ-Gμd; где Nп- мощность,забираемая э/буром от сети, включая потери в токоподводе., ΔNТ-потери мощности в токоподводе,η=0,55-0,75-к.п.д. электродвигателя, NХШ-мощность на холостое вращение шпинделя, -осевая нагрузка на долото, μ-условный коэффициент трения в упорном подшипнике, d-внутренний диаметр упорного подшипника, n- частота вращения вала шпинделя.
Таким образом, коэффициент передачи мощности на забой: Км= Nдэ / Nп
Мощность реализуемая на долоте, м.б. выражена через осевую нагрузку и удельный момент:
Nд=N0+ Муд Gn, где N0- мощность на вращение долота при отсутствии осевой нагрузки. Момент на долоте Мi=M1+ Муд Gi, где M1-момент на долоте при отсутствии нагрузки.
При выборе режима бурения добиваются более полного использования мощности э/бура. При этом NудNд и их отношение д.б. близко к единице: К=Nд /Nдэ≈1
60. Контроль параметров режима бурения при бурении с электробурами. Достоинства и недостатки электробурения.
Индикатор веса: Определяется осевая нагрузка на долото, нагрузка на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлич. индикаторы веса(ГИВ) .Регист. часть ГИВ - индикаторная диаграмма. Вследствии ограниченности диаметра скв и соответственно диаметра э/бура в нем удается разместить лишь 4-6 пар полюсов Р. При частоте переменного тока f=50Гц частота вращения вала э/бура изменяется от660-750 об/мин, если Р=4, до 440-500об/мин, если Р=6, при изменении скольжения ротора s относительно поля статора 0≤s≤12%, т.к. частота вращения вала асинхронного двигателя: n=60f/P*(1-s)
Для разбуривания большой группы мягких и средней твердости пластичных абразивных пород, особенно залегающих на значительной глубине, эти частоты вращения велики. Поэтому на практике частоты вращения электробура снижаются путем уменьшения частоты тока питания э/бура до f=20-35 Гц и применением редукторов. Снижение частоты вращения путем уменьшения частоты тока недостаточно эффективно, т.к. не сопровождается соответствующим повышением крутящего момента.
Двигатель э/бурения имеет ряд преимуществ перед турбобуром: более высокий КПД может обеспечить передачу на долото достаточно большие мощность и крутящий момент при приемлемых отношениях М/n, где n-частота вращения, М-момент на долоте. Э/бур легче управляется с поверхности обеспечивает применение систем телеконтроля при направленном бурении, бурения горизонтальных многозабойных скважин, упрощаются автоматизация и оптимизация процесса бурения. Достигнуты уровень показателей мех бурения электробуром несколько выше показателей турбинного бурения: большая проходка на долото и рейсовая скорость. В ограниченном объеме э/бурение используется для проводки неглубоких скважин. Основные затруднения при проводке скважин э/буром связаны с усложнениями наземного и забойного оборудования бур колонны, недостаточно высокой надежностью токопровода, созданием ремонтных служб, более высокими требованиями к квалификации обслуживающего персонала.
61. Контроль параметров ствола скважины при бурении с электробурами. Специальные требования при электробурении.
При бурении электробурами для контроля параметров скважины используется инклинометрия. С помощью датчика, помещенного в герметичный контейнер путем частотной модуляции можно получить данные о таких параметрах как азимут, зенитный угол, данные об осевой нагрузке, крутящем моменте, частоте и пр. Также для контроля параметров используется УГИ (устройство глубинного измерения.
Электробур, спущенный в скважину, включают только при циркуляции промывочной жидкости и без осевой нагрузки на долото. Пуск электробура под нагрузкой запрещается. 62. Комбинированные способы бурения, их достоинства и недостатки.
К комбинированным способам бурения можно отнести способы, при которых вертикальный участок бурится роторным способом, а участок набора зенитного угла, стабилизации и спада зенитного угла бурятся турбобуром, реже электробуром либо ВЗД. Достоинства комбинированного способа заключаются в Недостатки: увеличение количества спуско-подъемных операций и потеря времени на замену двигателя. Иногда при бурении забойным двигателем прибегают к помощи ротора.
63. Наклонно-направленное бурение, сущность и область применения.
Направленное бурение используется при строительстве одиночных скважин, структурно-поисковых, разведочных. В основном для добычи нефти и газа. Типы профилей ННС и их выбор:
1) Плоские профили (плоскостного типа)
2) Пространственного типа (сложные конструктивные расчеты)
Бурятся в трудных геологических условиях (перемятые пласты, большие углы падения) Южные районы 4000-5000 м. Плоскостного типа: рисунок
1) вертик. Участок
2) набор зенитного угла
3) участок стабилизации
В начале набор зенитного угла наибольший, в конце - наименьший. Поверхность фильтрации будет равна длине окружности скважины на кажущуюся толщину пласта. Направленным бурением скважин (НБ) следует считать такое бурение, при котором с помощью определенных средств ствол углубляется в нужном направлении по заданной наиболее рациональной траектории, а забой приводится в заданную проектом точку с допустимыми для данных условий отклонениями. Следует отметить, что в геологоразведочном бурении и во многих других случаях скважины всегда проектируются направленными в определенную точку. Но практически направлением бурящихся скважин не управляют, в связи с чем они часто отклоняются от проектного направления, интенсивно искривляясь. Бурение в этом случае не может считаться направленным.
Учитывая, что естественное искривление скважин подчиняется определенным закономерностям, последние можно использовать при НБ. В случае отклонения траектории скважины от проектного положения в пространстве прибегают к специальным средствам, что наиболее характерно для НБ. С применением НБ можно сооружать одно- и многоствольные скважины.
При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс называется искривлением. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным.
Вообще искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спуско-подъемных операций, обрушение стенок скважины и др. Однако в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.
64. Понятие об искривлении скважин и параметры искривления.
Кривизна - предел отношения угла поворота касательной по дуге к длине этой дуги (рис.8.2), , где: С - кривизна, М и М1 - точки на оси скважины, - угол поворота между касательными - длина дуги между М и М1.
Зенитное искривление - изменение величины зенитного угла между двумя точками замера.
Азимутальное искривление - изменение величины азимутального угла между двумя точками замера.
Пространственный или общий угол искривления - угол между двумя касательными, проведенными к оси скважины в точках замера, лежащих в плоскости искривления скважины. В этом случае принято допущение, что ось скважины на участке между двумя замерами представляет собою плоскую кривую. Интенсивность искривления - приращение величины угла на единице длины ствола скважины. За единицу длины принято 10 м. Различают интенсивность зенитного, азимутального и общего искривления .
Практически при бурении происходит пространственное искривление скважины, меняются величины зенитного и азимутального углов, т.е. имеет место общее пространственное искривление под некоторым углом ; Общее искривление выражается уравнение ;
Стволы скважин при бурении любым способом не остаются прямолинейными, а приобретают изогнутую в одной плоскости или в пространстве форму, отклоняясь от первоначально заданного направления. Процесс, в результате которого изменяется направление скважины или ее траектория в пространстве, называется искривлением скважины
Интенсивностью (степенью) искривления i или кривизной оси I скважины К называется количественное изменение значений того или иного угла
Если скважина искривляется с постоянной интенсивностью и только в апсидальной плоскости, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом R, величина которого может быть определена по формуле
R = 57,3/i.
Следует отметить, что интенсивность азимутального искривления существенно зависит от зенитного угла скважины и при малых зенитных углах может достигать весьма значительных величин, а это не дает полного представления о положении скважины. Для оценки общего искривления служит угол пространственного искривления , показанный на рис. 2. В случае, если бы скважина, имеющая в точке А зенитный угол н и азимут н, не искривлялась, то забой ее оказался бы в точке В, но за счет искривления фактически забой оказался в точке С, зенитный угол стал равным к, а азимут к. Угол ВАС и является углом пространственного искривления. Величина его аналитически определяется по формуле
 = arccos [cos н . cos к + sin н. sin к . cos(к - н)].
Кроме указанных величин направленные скважины характеризуются величиной отхода (смещения) S и глубиной по вертикали h. Отход - длина горизонтальной проекции прямой, соединяющей устье и забой скважины. Глубина по вертикали - длина вертикали, соединяющей устье с горизонтальной плоскостью, проходящей через забой скважины
65. Самопроизвольное искривление скважин и его причины и закономерность.
При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс называется искривлением. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным.
Изучение причин искривления скважин показывает, что оно происходит в результате действия большого числа факторов, которые можно объединить в три группы: геологические, технические и технологические. Анализ искривления скважин показывает, что оно подчиняется определенным закономерностям, но для разных месторождений они различны и могут существенно отличаться. Однако можно сформулировать следующие общие закономерности искривления. 1. В большинстве случаев скважины стремятся занять направление, перпендикулярное слоистости горных пород. По мере приближения к этому направлению интенсивность искривления снижается.
2. Уменьшение зазора между стенками скважины и инструментом приводит к уменьшению искривления.
3. Места установки центрирующих элементов и их диаметр весьма существенно влияют на направление и интенсивность зенитного искривления.
4. Увеличение жесткости инструмента уменьшает искривление скважины, поэтому скважины большего диаметра искривляются менее интенсивно, чем скважины малого диаметра.
5. Увеличение осевой нагрузки приводит к увеличению интенсивности искривления, а повышение частоты вращения колонны бурильных труб - к снижению искривления.
6. Направление и интенсивность азимутального искривления зависят от геологических факторов.
7. Абсолютная величина интенсивности азимутального искривления зависит от зенитного угла скважины. С его увеличением интенсивность азимутального искривления снижается.
Влияние геологических условий на искривление скважины
К геологическим условиям, вызывающим искривление ствола скважины, относятся; наклонное залегание пластов, анизотропность горных порол, чередование пород, существенно отличающихся твердостью, трещиноватость, кавернозность, наличие тектонических нарушений, напряженное состояние пород.
Влияние технических причин на искривление скважины
К основным техническим причинам искривления скважин относятся применение породоразрушающих инструментов и элементов КНБК, не предусмотренных режимно-технологической картой, эксцентричное или с перекосами мнение отдельных элементов компоновки между собой и с долотом, что обычно обусловливает несоосное со скважиной расположение низа колонны и образование увеличенных и неравномерных зазоров между стенками скважины и КНБК, приводит к усиленной, часто односторонней разработке стенок скважины, асимметричному разрушению забоя и в конечном счете к необоснованному искривлению ствола скважины Влияние технологических факторов на искривление скважин
К технологическим причинам, вызывающим искривление скважины, следует отнести причины, связанные с технологией бурения, включающей способ бурения, типоразмер долота и забойной компоновки, которые выбирают исходя из до достигнутого уровня техники, технологии и опыта бурения, а также режима бурения. 66. Предупреждение самопроизвольного искривления скважин.
Причина искривления скважин - изгиб нижней части бурильной колонны, сопровождаемый перекосом долота по отношению к забою и прижатием его к стенке скважины.
Сущность способов предупреждения искривления скважин заключается либо в недопущении (сведение к минимуму) изгиба нижней части бурильной колонны путем центрирования долота ее нижней части, а также увеличением жесткости колонны, либо в намеренном изгибе нижнего направляющего участка колонны в заданном азимуте с помощью методов и средств наклонно-направленного бурения.
Первый способ применяется при бурении в сравнительно однородных породах, спокойно залегающих пластах, а второй - с целью компенсации естественного искривления в наклонно залегающих анизотропных породах или для исправления уже искривленного ствола.
К числу наиболее распространенных способов предупреждения искривления относятся:
а) центрирование нижней части бурильной колонны в скважине;
б) создание отклоняющих сил применением техники и технологии наклонно-направленного бурения;
в) увеличение жесткости и веса нижней части бурильной колонны;
г) создание в нижней части бурильной колонны растягивающих усилий;
д) использование эффекта отвеса;
е) регулирование осевой нагрузки на долото;
ж) использование способов разрушения горных пород, при которых осевая нагрузка не обусловливает разрушение породы (эрозионное, огневое, взрывное бурение).
з) периодически вращать бурильную колонну.
При центрировании нижняя часть бурильной колонны выполняет роль направляющего участка и препятствует отклонению его от оси скважины. Чем меньше (лучше полное отсутствие) радиальный зазор между центрирующим устройством и стенками скважины, тем эффективнее нижняя часть колонны и долото центрируются в скважине.
Установка центраторов на бурильной колонне в расчетных точках при бурении в породах, склонных вызывать искривление, позволяет повышать осевую нагрузку на долото, уменьшать трение и износ труб.
Применение техники и технологии наклонно-направленного бурения для недопущения или исправления искривлений скважин основано на создании отклоняющих сил на долоте в нужном направлении и с заданной величиной. Это достигается с помощью специальных компоновок низа бурильной колонны, включающих отклонители, центраторы, УБТ различных диаметров и длины. Увеличение жесткости и веса единицы длины нижней части бурильной колонны способствует сокращению длины сжатой ее части.
Растягивающие усилия в нижней части бурильной колонны можно создать путем применения наддолотных утяжелителей (трубчатых, дисковых, стержневых), а также бурением с
последовательным расширением ствола и использованием компоновок, в которых нагрузка на долото-расширитель создается за счет веса УБТ, находящихся под расширителем в пилотном стволе.
Известны двойные (коаксиальные) УБТ (разной длины, причем наружная труба короче внутренней и соединяется с последней с помощью резьбового соединения. Двойные УБТ обладают повышенной устойчивостью к продольному изгибу, так как одна из труб испытывает растягивающие усилия.
Способ использования эффекта отвеса заключается в следующем: нормалышя составляющая веса части бурильной колонны, расположенной между долотом и точкой ее соприкосновения со стенкой скважины в наклонном стволе, действует на долото перпендикулярно к оси этой колонны и уменьшает отклоняющую силу на долоте.
Технические и технологические причины приводят к самопроизвольному искривлению скважины вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны, перекос оси долота относительно оси скважины. Это происходит от чрезмерной нагрузки на долото, недостаточной жесткости низа бурильной колонны, зазоров между центраторами и стенкой скважины. За счет изгиба долото прижимается к стенке скважины и периферийным вооружением фрезерует её, несовпадение осей долота и низа бурильного инструмента приводит к процессу асимметричного разрушения забоя. Оба процесса (фрезерование и асимметричное разрушение) проходят одновременно, но влияние каждого на процесс искривления зависит от КНБК, тина долота, горной породы, режима бурения.
67. Направленное искривление скважин, принципы искривления.
Все технические средства предназначенные для принудительного искривления скважин основываются на создания отклоняющей силы на долоте (процесс фрезерования стенки скважин) и перекоса оси долота относительно оси скважины (процесс асимметричного разрушения забоя). Для создания этих сил на долоте применяют отклоняющие компоновки.
Сущность бурения наклонных скважин с помощью турбобура или электробура заключается в том, что для набора кривизны используется неподвижность колонны бурильных труб. При этом в нижней части бурильной колонны установкой над забойным двигателем или на корпусе двигателя простых отклоняющих приспособлений создают постоянно действующую на долото отклоняющую силу, перпендикулярную оси, что позволяет искривить ствол скважины по заданному азимуту при соответствующем ориентировании отклоняющего устройства.
Одним из таких способов является компоновка с кривым переводником.
Компоновка с кривым переходником применяется, когда необходимо обеспечить высокую интенсивность искривления при бурении скважин с углом искривления до 30° и более. Так как при использовании короткого кривого переводника не образуется достаточная упругая сила, над ним устанавливают утяжеленные бурильные трубы. Кривой переводник представляет собой толстостенный патрубок, ось нижней резьбы которого составляет угол 1-3° с корпусом. Длина кривого переводника колеблется в пределах 0,3-1 м. Интенсивность набора угла зависит от длинны забойного двигателя, над которым устанавливается кр. переводник.
Компоновка 1: Односекционный турбобур с установленным над ним кривым переводником. Эта компоновка характеризуется достаточно большим плечом отклонителя , 8-11 м и большим углом перекоса резьб КП - 2÷3,50. При использовании данной компоновки интенсивность искривления постепенно падает, а радиус кривизны возрастает.
Компоновка 2: Турбинные отклонители (ТО) или турбобуры со шпиндельным отклонителем (ШО), они должны иметь спец. муфту, соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать крутящий момент и осевое усилие. Эта компоновка имеют сравнительно небольшую длину нижнего плеча (1,5-2,5 м) и меньший угол в узле искривления (1-2°, чаще 1,5°), что обеспечивает, при прочих равных условиях, больший темп искривления и лучшую проходимость по прямолинейному стволу. Кроме того, при использовании двух турбинных секций данные отклонители позволяют создавать на долоте больший крутящий момент и, тем самым, большие нагрузки на долото. Эта компоновка обеспечивает более равномерное искривление ствола скважины.
68. Необходимые условия для направленного искривления скважин.
Вышка, талевый канат, лебедка (ее тормозная система), контрольно-измерительные приборы (манометры, ГИВ и пр.) бурильная колонна должны быть предметом постоянного контроля и исправного состояния.
Наличие отклоняющих устройств (компоновок) , инклинометрия (контроль за параметрами скважины в процессе бурения. Роторы, используемые для бурения наклонных и горизонтальных скважин, должны иметь четкую систему фиксации (стопорения) и минимальный угол фиксации. Люфт по отношению к ведущей трубе должен быть минимальным, чтобы свести к минимуму ошибки при ориентированном бурении. 69. Отклонители и отклоняющие устройства и их классификация.
Все технические средства управления искривлением скважин предназначены для создания отклоняющей силы на долоте (процесс фрезерования стенки скважин) и перекоса оси долота относительно оси скважины (процесс асимметричного разрушения забоя). Для создания этих сил на долоте применяют отклоняющие компоновки, главным элементом которых является кривой переводник (КП) КП - отрезок толстостенной трубы длиной 0,4-0,6 м, на обоих концах которого нарезаны специальные резьбы.
Причем резьбы нарезаны под углом друг к другу. Угол перекоса резьб: 1;1,5;2;2,5;3;3,5;4°
КП устанавливаются в различных местах между шпинделем и нижней секцией турбобура; реже нижней и верхней секциями; над одно секционным турбобуром; в нижней части объемного (винтового) двигателя, при бурении электробуром механизм искривления (МИ)
Необходимо отметить, что место установки КП значительно влияет на результаты работы отклоняющей компоновки (КНБК). Чем ближе к долоту находится КП, тем выше интенсивность набора параметров кривизны меньше радиус и наоборот.
При роторном способе бурения и качестве отклонителей применяются отклоняющие клинья (съемные и стационарные) и шарнирные отклонители.
Как правило, все отклонители, устанавливаемые на забойных двигателях требуют ориентирования по заданному азимуту.
В России широкое применение в качестве отклонителей находят винтовые забойные двигатели. При меньших габаритах (по сравнению с турбобурами) они обладают достаточной мощностью крутящим моментом и меньшей частотой вращения, что выгодно их отличает от турбобуров. Винтовые двигатели являются основными забойными двигателями отклонителями и за рубежом.
Современные забойные двигатели- отклонители
1) турбинные - ОТС ОТ ШО - специально сконструированные
2) турбобуры с кривыми переводниками
3) винтовые типа Д1 Д2; для горизонтального бурения ДГ,
4) электробуры с МИ типа Э 170-8: 3185-8; Э215-8; Э240-8; Э250-16
70. Отклоняющие клинья, тины клиньев и порядок работы с ними.
Отклоняющие клинья рекомендуется применять главным образом для забуривания дополнительных стволов скважин, когда другие средства не могут быть использованы по тем или иным причинам.
Используется также при роторном способе бурения для начала набора зенитного угла, такие как Whipstock (Санников).
По условиям применения отклоняющие клинья могут быть неизвлекаемые (стационарные или постоянные) и извлекаемые (временные). В первом случае клин после отклонения скважины остается в ней до окончания углубления и часто служит причиной осложнений, а во втором случае - после цикла отклонения поднимается на поверхность.
По конструкции различают клинья следующих типов: открытые (рис. 1 а, в) и закрытые (рис. 1 б, г), неполного 192(рис.1 a, б) и полного забоя (рис. 1 в, г). Клинья закрытого типа после искривления скважины могут быть извлечены на
поверхность. Эта же возможность имеется и для некоторых конструкций клиньев открытого типа. При использовании неизвлекаемых клиньев закрытого типа происходит разработка ствола скважины, поэтому они и не нашли широкого распространения.
Клинья закрытого типа на верхнем конце имеют обычно левую резьбу, что позволяет спускать их на любых трубах, отсоединяемых при правом вращении. Открытые клинья при спуске обычно присоединяются к трубам с помощью заклепок, срезаемых под действием осевой нагрузки.
В скважине клин раскрепляется по-разному: цементированием, заклиниванием дробью, расклиниванием с помощью деревянных или металлических клиньев или конусов с плашками и др. Для уменьшения действия вибраций используют демпфирующие устройства. Неизвлекаемый клин открытого типа спускают в скважину на бурильных трубах, к которым он присоединяется специальным переходником с помощью заклепок; заклепки после установки клина срезаются под действием осевой нагрузки.
Рис. 2 Схемы установки отклоняющих клиньев
71. Шарнирные отклонители и порядок работы с ними.
Шарнирные отклонители используются при роторном способе бурения для донабора зенитного угла за счет изгиба. Принцип действия его заключается в том, что создается угол между осью бурильной колонны и нижним направляющим участком колонны.
72. Неориентируемые отклонители, принцип их работы.
Если с помощью отклоняющих устройств произведено забуривание в нужном направлении (азимуте), но зенитный угол недостаточен, дальнейшее увеличение зенитного угла можно обеспечить с помощью прямой компоновки, включающей полноразмерный центратор (калибратор) над долотом и турбобур (электробур, УБТ) над центратором. За счет сил тяжести создается момент, способствующий фрезерованию долотом верхней стенки скважины. Центратор в данном случае действует как опора рычага. 73. Кривой переводник, его характеристики и работа с ним. Отклонитель Р 1 его характеристики и работа с ним.
К наиболее распространенным отклонителям относится кривой переводник, показанный на рис. 12. Он представляет собой обычный переводник, присоединительные резьбы которого выполнены под углом друг к другу. Этот угол составляет от 1 до 4°.
Кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и УБТ. В результате большой жесткости УБТ в забойном двигателе возникает изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила. Величина ее существенно зависит от длины и жесткости забойного двигателя, поэтому кривые переводники используются с односекционными или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями.
Интенсивность искривления скважины при применении кривых переводников зависит от угла перекоса резьб, геометрических, жесткостных и весовых характеристик компоновки, режима бурения, фрезерующей способности долота, физико-механических свойств горных пород, зенитного угла скважины. Поэтому она колеблется в широких пределах от 1 до 6 град/10 м.
Максимальный зенитный угол, который может быть достигнут при применении кривого переводника с односекционным турбобуром, составляет 40-45°. При необходимости достижения больших зенитных углов следует использовать укороченные или короткие забойные двигатели.
К бесспорным преимуществам кривого переводника относится его простота, однако при его использовании ухудшаются условия работы забойного двигателя за счет упругой деформации, интенсивность искривления из-за указанных выше факторов колеблется в широких пределах, породоразрушающий инструмент из-за наличия отклоняющей силы работает в более тяжелых условиях.
Отклонитель Р-1 выполняется в виде УБТ с искривлениями резьб в одной плоскости. Темп набора кривизны таким отклонителем можно определить по формуле
град/10м,
где - длина турбобура, м;
- длина удлинителя, м;
n - угол перекоса нижней резьбы, град.;
1 - угол перекоса турбобура в скважине;
2 - угол перекоса удлинителя в скважине.
В упругих компоновках длину отклонителя принимают 6 - 8 м, а жестких 3 - 4 м.
В 50х - 60х годах нашего столетия в качестве отклонителей применялись
отклонители типа Р-1 и некоторые другие. В настоящее время все они практически не используются. 74. Отклонитель ТО, принцип его работы, достоинства и недостатки.
Турбинные отклонители серии ТО (рис. 13) состоят из турбинной 1 и шпиндельной 2 секций. Корпуса секций соединяются между собой кривым переводником 3, позволяющим передавать осевую нагрузку. Крутящий момент от вала турбинной секции к валу шпинделя, располагающихся под углом друг к другу, передается кулачковым шарниром 4. Максимальный угол перекоса осей присоединительных резьб кривого переводника  может быть определен по формуле [1]
Преимуществами турбинных отклонителей являются приближение кривого переводника к забою скважины, в результате чего искривление ствола имеет более стабильный характер, мало зависящее от физико-механических свойств пород и технологии бурения. Использование нескольких турбинных секций (отклонители серии ОТС) позволяет увеличивать мощность и крутящий момент на долоте и применять такие отклонители в скважинах малого диаметра, т. е. там, где обычные кривые переводники не дают желаемых результатов.
Существенным недостатком турбинных отклонителей является малый моторесурс кулачкового шарнира, соединяющего валы шпиндельной и турбинной секций. 75. Отклонитель ШО, принцип его работы. их достоинства.
Этого недостатка (малый моторесурс кулачкового шарнира, соединяющего валы шпиндельной и турбинной секций) в некоторой степени лишены шпиндель-отклонители (рис. 14), у которых кривой переводник 1 включен в разъемный корпус 2 шпинделя, а вал изготавливается составным, соединенным кулачковыми полумуфтами 3. Такая конструкция отклонителя позволяет разгрузить полумуфты от гидравлических нагрузок и увеличить долговечность узлов по сравнению с турбинными отклонителями. Шпинтель-отклонители можно эксплуатировать вместо обычного шпинделя с любым секционным турбобуром.
Угол перекоса кривого переводника серийно выпускаемых шпиндель-отклонителей составляет 1°30', а наружный диаметр - 195 и 240 мм. За счет приближения кривого переводника к забою повышается отклоняющая способность и стабильность искривления скважины.
76. Турбобуры с накладкой и с эксцентричным ниппелем как отклоняющие устройства.
Отклонитель с накладкой состоит из турбобура с накладкой и кривого переводника.
Высота накладки hmax не должна выдаваться за габариты долота и может быть определена по формуле
,
где D - диаметр долота,
dт - диаметр турбобура.
Темп набора кривизны можно определить по формуле
град/10м,
Здесь - длина турбобура с долотом, м;
- расстояние от рабочей кромки долота до наибольшего сечения накладки, м;
- расстояние от накладки до верхнего переводника турбобура, м.
Такие компоновки дают возможность получить большие углы наклона скважины при применении односекционного турбобура и применяются тогда, когда необходимо устанавливать легкосплавные или обычные бурильные трубы непосредственно над кривым переводником. 77. Отклоняющее устройство, применяемое при электробурении.
При электробурении применяется механизм искривления. Он имеет в своей конструкции специальную муфту, соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать крутящий момент и осевое усилие, обусловленное перепадом давления в двигателе, от вала двигателя к валу шпинделя. К тому же он позволяет вращаться валу под некоторым углом (Санников).
Проводной канал связи обеспечивает постоянный контроль параметров режима бурения и пространственных координат скважины.
К сожалению, производство электробуров в России не налажено.
78. Ориентирование отклонителей, общее понятие, способы, классификация.
Для проводки скважин по заданному профилю необходимо ориентировать отклоняющие компоновки в нужном направлении, производить корректировки по азимуту.
прямые: - снос меток на ротор (бумажная лента); - визирные трубки.
забойные: - отклоняющая компоновка спускается неориентированно на забой. Затем находят положение отклонителя и приводят его к углу установки.
уст=пр+р
Первые методы применяется при небольшой глубине скважин (100 - 300м) и малых значениях зенитных углов (4 -5°). Второй метод может использоваться при любых значениях глубин и зенитных углов.
79. Устьевое ориентирование отклонителя. Спуск бурильного инструмента методом сноса меток на станину ротора.
На отклонитель навинчивают бурильную трубу (свечу), закрепляют ее машинными ключами, совмещают метку отклонителя с меткой ротора. С помощью шаблона переносят направление метки с нижнего замка трубы на неподвижную часть ротора, а метку ротора стирают. Спускают трубу (свечу) в скважину. Навинчивают следующую трубу. Совмещают (путем вращения бурильной колонны по часовой стрелке) направление метки на спущенной трубе с меткой на неподвижной части ротора. Переносят на ротор направление метки нижнего замка навинченной трубы а предыдущую метку на роторе стирают. Вновь спускают в скважину свечу. Эти операции повторяют до спуска последней трубы (свечи). Навинчивают ведущую трубу. Совмещают метку на замке последней трубы с меткой на роторе. Выбирают одно из ребер ведущей трубы (квадрата) в качестве репера (его отмечают мелом). С помощью шаблона переносят это положение ребра на неподвижную часть ротора, а предыдущую метку стирают. Стопорят неподвижную часть ротора и начинают процесс бурения.
Наращивание инструмента при ориентированном бурении осуществляется следующим образом. Извлекают ведущую трубу из скважины. Устанавливают инструмент на элеватор (клинья). Совмещают направление репера-ребра с меткой на роторе. Переносят метку с верхнего замка на ротор, а метку с ребра ведущей трубы на роторе стирают. Отвинчивают ведущую трубу и опускают ее в шурф. Навинчивают и закрепляют машинными ключами наращиваемую трубу. Совмещают метку на роторе с меткой на верхнем замке спущенной трубы. Метку с нижнего замка наращенной трубы переносят на ротор, предыдущую метку стирают. Из шурфа берут ведущую трубу и навинчивают ее на колонну труб. Инструмент спускают на длину наращенной трубы и ставят на ротор (клинья). Далее проводят вес операции, как было показано выше.
80. Спуск бур-ного инструмента методом сноса меток на бумажную ленту.
Готовится полоска плотной бумаги шириной 3-4 см и длиной чуть больше длины окружности замка бурильной трубы. В середине полоски (поперек) наносится черта и ставится цифра "О". После навинчивания и закрепления машинными ключами бурильной трубы (свечи) с отклонителем, бумажная лента прикладывается к замку отклонителя так, чтобы "О" на ленте совпал с меткой на замке отклонителя.Метка с замка навернутой трубы (свечи) переносится на бумажную ленту и возле нее ставится цифра 1. Труба с отклонителем спускается в скважину. Навинчивается и закрепляется следующая, вторая по счету труба (свеча). Бумажная лента прикладывается к верхнему замку спущенной трубы (свечи) метка 1 совмещается с меткой на замке. На бумажную ленту переносится метка с навинченной трубы. У отметки ставится цифра 2. И так далее. После этого инструмент проворачивают так, чтобы "О" метка на ленте совпала с проектным положением отклонителя отмеченным заранее на неподвижной части ротора. Дальнейшие операции как и в предыдущем случае.
81. Забойное ориентирование отклонителей и принципы забойного ориентирования.
Забойное ориентирование можно проводить как в условно вертикальных так и в наклонных. Забойное ориентирование отклонителей в вертикальной СКВ. С помощью инклинометров затруднено. В связи с этим в верт.стволах искусственно создают наклон инклинометра. В таких условиях инклинометр уверенно показывает азимут. Ориентирование отклонителей в стволах где зенит 5-7 град. Производится как правило с помощью магнитного переводника. При этом магнитная стрелка буссоли укажет азимут установки отклонителя относительно апсидальной плоскости. Забойное ориентирование можно проводить с помощью ножей, установленных в кривом переводнике в плоскости его действия. В этом случае днище корпуса инклинометра оснащается свинцовой печатью на которой остается след от ножей. Зная азимут апсидальной плоскости определяют азимут установки отклонителя. С помощью приборов Амбарцумова можно определить угол м/у установкой отклонителя и апсидальной плоскостью, однако азимут и зенит не известны. Измерить величину зенита позволяет прибор Петросяна. С целью определения пространственных координат ствола скважины и ориентирование разработаны и применяются телеметрические системы.
82. Забойное ориентирование отклонигелей с помощью одноточечных инклинометров, достоинства и недостатки метода.
83. Забойное ориентирование отклониелеелей с помощью многоточеч-ных ГФ инклинометров в наклонном стволе, достоинства и недостатки метода.
Отклннтели ориентируют с целью совмещении направления их действия с направлением желаемого отклонения ствола скважины. Ориентирование или установка отклонителей делается относительно ориентированной в каком-го определенном положении плоскости / (рис. У.30). Для наклонных скважин такой плоскостью является апевдальная или вертикальная, проходящая через ось скважины (V, //), а для вертикальных скважин может служить плоскость магнитного меридиана земного шара.
Положение плоскости, в котором отклоняется ствол скважины (назовем ее плоскостью отклонения ///), определяется углом <р между этой плоскостью и ориентированной плоскостью /, называемым углом установки отклонителя (<р'-проекция этого угла на1 горизонтальную плоскость). Величина этого угла может меняться в пределах 360° при отсчете от начального направления оси скважины, лежащего в плоскости /, по часовой стрелке (ft - угол отклонения оси скважины в плоскости III).
Ствол скважины может отклоняться при изменении только зенитного угла в большую ( + ) или меньшую (-) сторону; при изменении только азимутального направления также в сторону увеличения ( + ) или уменьшения (-) и при изменении обоих параметров -зенитного и азимутального углов (рис. V.31).
Вертикальная скважина может быть отклонена в любом направлении в пределах 360° в зависимости от положения плоскости отклонения, определяемого углом <р (рис. V.31, 1, II). Азимутальный угол отклоненной скважины зависит от угла поворота отклонителя, так как в этом случае Да = ф, а зенитный угол - от угла отклонения б или угла набора кривизны.
84. Принципы забойного ориентирования отклопителей с помощью многоточечных геофизических инклинометров в вертикальном стволе.
Забойное ориентирование отклонителей можно проводить как в условно вертикальных стволах (а<4 -5°), так и в наклонных, причем на значительных глубинах (иногда более 3000 м).
Забойное ориентирование отклонителей в вертикальной скважине с помощью скважинных инклинометров затруднено, т. к. у обычно применяемых приборов подвижная рамка при близком к вертикали положении корпуса инклинометра устанавливается произвольно, и измерение азимута теряет смысл из-за больших ошибок в замерах (±45°)
В связи с этим для замеров в "вертикальных" стволах искусственно создают ориентированный наклон инклинометра или затормаживают рамку прибора.
Ориентирование отклонителя в стволах, где зенитный угол более 5 -7°, производится, как правило, с помощью магнитного переводника и магнитометрического инклинометра.
В плоскости действия отклонителя устанавливается постоянный магнит напряженность магнитного поля которого превышает напряженность магнитного поля Земли в этом месте. Стрелка магнитной буссоли инклинометра устанавливается в плоскости действия этого искусственного магнитного поля. Линия 0 -180° (рамка с эксцентричным грузом) устанавливается в апсидальной плоскости. Можно забойное ориентирование проводить и с помощью "ножей", установленных в кривом переводнике в плоскости действия отклонителя. В этом случае днище корпуса инклинометра оснащается свинцовой печатью, на которой остается след от "ножей" во время установки инклинометра на них. Зная азимут апсидальной плоскости и угол, образованный между линией 0 -180° шкалы компаса инклинометра и отпечатком "ножей", определяют азимут установки отклонителя.
С целью определения пространственных координат ствола скважины и ориентирование разработаны и применяются телеметрические системы.
85. Компоновка низа бурильной колонны при работе с многоточечными геофизическими инклинометрами.
86. Забойное ориентирование отклонителей в вертикальном стволе.
Забойное ориентирование отклонителей можно проводить как в условно вертикальных стволах (а<4 -5°), так и в наклонных, причем на значительных глубинах (иногда более 3000 м).
Забойное ориентирование отклонителей в вертикальной скважине с помощью скважинных инклинометров затруднено, т. к. у обычно применяемых приборов подвижная рамка при близком к вертикали положении корпуса инклинометра устанавливается произвольно, и измерение азимута теряет смысл из-за больших ошибок в замерах (±45°)
В связи с этим для замеров в "вертикальных" стволах искусственно создают ориентированный наклон инклинометра или затормаживают рамку прибора.
Ориентирование отклонителя в стволах, где зенитный угол более 5 -7°, производится, как правило, с помощью магнитного переводника и магнитометрического инклинометра.
В плоскости действия отклонителя устанавливается постоянный магнит напряженность магнитного поля которого превышает напряженность магнитного поля Земли в этом месте. Стрелка магнитной буссоли инклинометра устанавливается в плоскости действия этого искусственного магнитного поля. Линия 0 -180° (рамка с эксцентричным грузом) устанавливается в апсидальной плоскости. Можно забойное ориентирование проводить и с помощью "ножей", установленных в кривом переводнике в плоскости действия отклонителя. В этом случае днище корпуса инклинометра оснащается свинцовой печатью, на которой остается след от "ножей" во время установки инклинометра на них. Зная азимут апсидальной плоскости и угол, образованный между линией 0 -180° шкалы компаса инклинометра и отпечатком "ножей", определяют азимут установки отклонителя.
87. Скважинная телеметрическая система при электробурении и решаемые с ее помощью задачи
Телеметрическая система СТЭ применяется в электробурении, включает в себя:
- блок турбинный телеметрической системы БГТС, основным узлом которого является устройство глубинное измерительное УГИ;
- пульт наземной телеметрической системы ПНТС;
- устройство наземное измерительное УНИ;
- кабель;
- фильтр присоеденительный;
Отклонитель в электробурении создают установкой между электодвигателем и шпинделем электробура или между редуктором-вставкой и шпинделем механизма искривления МИ, представляющего собой (рис. 20) кривой переводник со встроенными в него зубчатыми муфтами и коротким промежуточным валом, плавающими в масляной среде.
УГИ (рис. 21) состоит из корпуса и блока датчиков, включающего датчик положения отклонителя (ДПО) относительно аспидальной плоскости, датчика угла наклона (ДН).
Метку "0" УГИ наносят на верхней образующей корпуса горизонтально расположенного УГИ при нулевом показании прибора "отклонитель". Перпендикуляр к оси УГИ, проходящий через метку "0", называется реперной осью УГИ.
УГИ устанавливают над электробуром. Угол между плоскостью действия отклонителя (механизма искривления - МИ) и реперной осью УГИ называют углом смещения γ, который отсчитывают по часовой стрелке от метки МИ до метки "0" УГИ. 88. Скважинная телеметрическая система при турбинном бурении и решаемые с ее помощью задачи.
Телеметрическая система СТЭ применяется в турбинном бурении, включает в себя:
- блок турбинный телеметрической системы БГТС, основным узлом которого является устройство глубинное измерительное УГИ;
- пульт наземной телеметрической системы ПНТС;
- устройство наземное измерительное УНИ;
- кабель;
- фильтр присоеденительный;
Отклонитель в турбинном бурении создают установкой между турбобуром и шпинделем турбобура.
УГИ (рис. 21) состоит из корпуса и блока датчиков, включающего датчик положения отклонителя (ДПО) относительно аспидальной плоскости, датчика угла наклона (ДН).
Метку "0" УГИ наносят на верхней образующей корпуса горизонтально расположенного УГИ при нулевом показании прибора "отклонитель". Перпендикуляр к оси УГИ, проходящий через метку "0", называется реперной осью УГИ.
УГИ устанавливают над электробуром. Угол между плоскостью действия отклонителя и реперной осью УГИ называют углом смещения γ, который отсчитывают по часовой стрелке от метки МИ до метки "0" УГИ.
89. Профиль наклонно - направленной скважины, типы профилей.
Наклонно-направленные скважины рекомендуется бурить, когда технически или экономически нецелесообразно строить вертикальные скважины независимо от способа бурения.
Профиль скважины должен также позволять эксплуатировать скважину глубинными насосами, штанговыми насосами, исключая протирание обсадных труб штангами и их обрыв.
Практически всем требованиям отвечают применяемые пять типов профилей:
Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора кривизны (до необходимого зенитного угла) 2 и наклонно-прямолинейного участка 3. Этот профиль позволяет сократить до минимума число рейсов с отклонителем и получить максимальное отклонение от вертикали при таком же зенитном угле.
Профиль типа Б . Этот профиль отличается от профиля типа А тем, что вместо наклонно-прямолинейного участка (участка стабилизации кривизны) имеется участок естественного снижения зенитного угла -3. При бурении по этому профилю набирается значительно больший зенитный угол -  в конце участка 2 . Длина участка -2 значительно больше, чем профиля А.
Такой профиль применяется там, где естественный темп снижения зенитного угла невелик, а искусственная стабилизация его затруднена.
Профиль типа В состоит из пяти участков: вертикального - 1, набора зенитного угла - 2, наклонно-прямолинейного - 3, естественного или искусственного снижения зенитного угла - 4 и вертикального - 5. Этот профиль позволяет вертикально войти в несколько продуктивных горизонтов.
Профиль типа Г. По этому профилю бурят скважину в том случае, когда не удается стабилизировать зенитный угол. От профиля В этот профиль отличается тем, что вместо участков 3 и 4 имеется один участок - 3 естественного снижения зенитного угла.
Профиль типа Д состоит из вертикального участка - 1 и участка набора зенитного угла - 2. Этот профиль применяется редко - в тех случаях, когда можно использовать естественное направление искривления
90. Принцип выбора типа профиля скважины.
При бурении наклонно-направленных скважин очень важным моментом является правильный выбор профиля скважины. Это позволит сократить до минимума работу с отклонителями на возможно меньшей глубине при обеспечении необходимого смещения забоя и допустимой интенсивности искривления со свободным прохождением компоновки низа бурильной колонны по стволу скважины.
Профиль скважины должен также позволять эксплуатировать скважину глубинными насосами, штанговыми насосами, исключая протирание обсадных труб штангами и их обрыв.
91. Понятие о допустимой интенсивности искривления скважин и факторы ее определяющие. Выбор интенсивности искривления
Интенсивность искривления i (как зенитного, так и азимутального) характеризуется изменением измеряемого угла на единицу длины ствола скважины L. Обычно изменение угла относят к 10 м.
Позиции:
1)Все опускаемое оборудование не должно подвергаться искривлению (глуб. насосы, пакерные устройства и др. оборудование связанное с эксплуатацией)
2)Оборудование, которое допускает изгиб при прохождении искривления участка (забойные двигатели, колонны)
Ограничения:
1) Спускаемое оборудование деформируется без остаточной деформации
2) Когда обеспечивается безопасность оборудования
92. Порядок расчета профиля наклонно - направленной скважины.
По ранее пробуренным скважинам определяются закономерности искривления и влияние на него различных факторов.
По схеме кустования или структурной карте и геологическим разрезам определяются проектный азимут скважины, глубина скважины по вертикали и проектный отход (смещение).
Определяется конечная глубина верхнего вертикального участка.
Выбирается КНБК, обеспечивающая необходимую интенсивность искусственного искривления.
Производится расчет профиля, т.е. определяются зенитные углы в начале и в конце каждого интервала и величины проекций каждого интервала на горизонтальную и вертикальную плоскости, а также длина каждого интервала по оси скважины
93. Кустовое бурение скважин, понятие, определение, область применения.
Кустом бурения называют такой способ, при котором устья скважины группируются на общей площадке, а забои находятся на точках, соответствующих геологической сетке разработки месторождения. Кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные и демонтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопровода, линий электропередач и т.д.
Куст скв.- расположение скв., когда устья находятся вблизи друг от друга на одной технологической площадке, а забои - в узлах сетки разработки залежи.
Сокращение размеров площадей занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скв., дорогами, ЛЭП, трубопроводами. Кустовое бурение позволяет вскрыть залежи н. и г. под промышленными и гражданскими сооружениями под дном рек и озер, под шельфовой зоной с берега и т.д. Вспомогательные службы (котельные, склады ГСМ и т.д.) располагаются на расстоянии 50м от скв. Буровое оборудование монтируется таким образом, чтобы при движении бур.станка бур.насосы, приемные амбары, оборудование для очистки, приготовление и обработки БПЖ оставались стационарными. Для бурения первой скважины куста строят стандартную буровую. Причем, насосный блок монтируют в центре куста с тем, чтобы при передвижке вышки на крайние точки манифольд был бы минимальной длины.
94. Кусты скважин и принципы кустования.
Рис.33 Схема расположения 30 скважин при кустовом бурении
Расстояние между скважинами в кусте может колебаться в пределах 1,58 м. Для нефтяных и газовых скважин минимальное расстояние между устьями соответственно 2 и 3 м. На рис.33 изображен куст на 30 скважин. Бурение ведется 4 буровыми установками
Рис.34 Схема расположения 20 скважин при кустовом бурении
Куст на 20 скважин (рис.34).
Бурение ведется 3 буровыми установками.
Куст на 10 скважин (рис.35). Бурение ведется 2 буровыми установками
Рис.35 Схема расположения 10 скважин при кустовом бурении
Технологический процесс проводки скважин в кусте не отличается от бурения обычных вертикальных скважин или н/н скважин.
95. Принципы выбора кустовой площадки. Основные схемы размещения скважин в кусте.
При бурении скважин с кустовых площадок в связи с тем, что устья скважин располагаются близко друг к другу, возможны тяжелые аварии, связанные с пересечением стволов двух скважин. Для предотвращения этого явления при проектировании необходимо учитывать ряд дополнительных факторов. Основной принцип проектирования состоит в том, что в процессе бурения стволы скважин должны отдаляться друг от друга. Это достигается, во-первых, оптимальным направлением движения станка (НДС) на кустовой площадке, во-вторых, соответствующей очередностью разбуривания скважин и, в-третьих, безопасной глубиной зарезки наклонного ствола.
Наиболее оптимальным вариантом бурения с кустовой площадки является такой, при котором направления на проектные забои скважин близки к перпендикулярным по отношению к НДС, а совпадение НДС и направлений на проектные забои нежелательно и должно быть минимальным (рис. 24).
После определения НДС производится проектирование очередности бурения скважин. Она зависит от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки. В первую очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 120-240О (I сектор), причем сначала скважины с большими зенитными углами (рис. 25).
Рис. Очередность разбуривания скважин с кустовых площадок
Во вторую очередь - скважины, горизонтальные проекции которых образуют с НДС угол, равный 60-120О и 240-300О (II сектор), и вертикальные скважины. В последнюю очередь бурятся скважины, для которых указанный угол ограничен секторами 0-60О и 300-360О (III сектор), причем сначала скважины с меньшими зенитными углами.
Глубина зарезки наклонного ствола при бурении скважин I и II секторов для первой скважины принимается минимальной, а для последующих - увеличивается. Во II секторе допускается для последующих скважин глубину зарезки наклонного ствола уменьшать только в том случае, если разность в азимутах забуривания соседних скважин составляет 90О и более. Для скважин III сектора глубина зарезки наклонного ствола для очередной скважины принимается меньшей, чем для предыдущей.
Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола для двух соседних скважин, согласно действующей инструкции [4], должно быть не менее 30 м, если разность в проектных азимутах стволов составляет менее 10О; не менее 20 м, если разность азимутов 10-20О; и не менее 10 м во всех остальных случаях.
Непосредственно в процессе бурения для предотвращения пересечения стволов необходимо обеспечить вертикальность верхней части ствола. Даже небольшое искривление в 1-2О на этом участке, особенно в направлении движения станка, может привести к пересечению стволов. Для предотвращения искривления необходимо проверить центровку буровой вышки, горизонтальность стола ротора, прямолинейность всех элементов КНБК, соосность резьб.
В процессе бурения на план куста необходимо наносить горизонтальные проекции всех скважин. Однако истинное положение ствола может отличаться от расчетного. Это объясняется погрешностями при измерениях параметров искривления и ошибками графических построений. Поэтому зона вокруг ствола скважины с некоторым радиусом r, равным среднеквадратической ошибке в определении положения забоя, считается опасной с точки зрения пересечения стволов. Величина этого радиуса с достаточной степенью точности может быть принята равной 1,5 % текущей глубины скважины за вычетом вертикального участка, но не менее 1,5 м. Если в процессе бурения соприкасаются опасные зоны двух скважин, то необходимо замеры параметров искривления производить через 25 м проходки двумя инклинометрами и применять лопастные долота, что снижает вероятность повреждения обсадной колонны в ранее пробуренной скважине. Чаще же, как показывает практика, пересечение стволов возникает из-за неточностей в ориентировании и несвоевременных замерах параметров искривления.
96. Оптимальное число скважин в кусте и его определение.
Число скв. в кусте может колебаться от 2-30. Чем больше скв. в кусте тем больше отклонение забоев от устьев, увел-ся длинна стволов => рост затрат на проводку скв., возникает опасность встречи стволов. Для обеспечения экон-кой эффективности кустового бурения необходимо определить рац-ное число скв. в кусте.
N<=3,14*a2/t, а-предельное отношение от вертикали
t =d*h, - плотность сетки разработки залежи
d- расстояние м/у рядами сетки
h- расстояние м/у скв. в ряду
Оптимальное число скв.: Nопт<=Kc+(C1+C2)/(Сп+См )
Кс- отношение стоимости подготовительных и монтажных работ для куста из N скв. к стоимости таких же работ для 1-й вертикальной скв.
С1- суммарная стоимость "лишней" проходки наклонных скв. в кусте
С2- доп. стоимость наклонного бурения
Сп,См- стоимость подготовительных и монтажных работ при строительстве верт-ной скв.
Зная примерное число скв. переходят к построению плана куста. План куста - схематическое изображение горизонтальной проекции стволов скв. куста. План куста включает схему расположения устьев скв., очередность их бурения, НДС, проектные азимуты и смещение забоев.
Разбиваем план куста на 4 сектора. Сначала бурят скв. 1-го сектора (1-ми бурятся скв. с большим отходом затем с меньшим), потом сектора 2а и 2б (поочередно), в 3 секторе 1-ми бурят скв. с меньшим отходом, затем с большим. Длина вертикального участка 1 сектора увел-ся по правилу: расстояние по вертикали м/у точками зарезки наклонных участков 2-х скв. одного сектора должна быть меньше 30м, если разница азимутов 100; 20м - если 10-200; 10м - если более 200. Для 2а и 2б глубины зарезки должны увел-ся. Для 3 сектора глубина вертикального участка для каждой последующей скв. выбирается меньшей
97. Меры по недопущению пересечения стволов скважин в кусте.
Почти все скважины бурящиеся в мире осуществляются кустовым способом, и проблема попадания в ранее пробуренный ствол очень велика.
Основные мероприятия по недопущению попадания ствола скважины в ранее пробуренный ствол осуществляются на этапе проектирования разбуривания месторождения. Существуют различные правила и норму по предотвращению этой аварии. Требования по минимальному расстоянию между устьями скважин, так минимальное расстояние между устьями скважин 4-5 метров, возможно и большее расстояние между устьями скважин. Существует также очерёдность разбуривания скважин. Вся сетка скважин разбивается на 4 сектора. І сектор: В первую очередь бурятся скважины с большими зенитными углами, т. е. с наибольшими отходами, а затем бурятся скважины с меньшими зенитными углами. Начало зарезки наклонных участков двух скважин одного сектора должна различаться на 30 метров, если разница в азимутах забуривания скважин менее 100, если разница азимутов составляет 10-200, то разница должна составлять 20 метров, а если =200, то разница должна составлять не менее 10 метров.
ІІ-а и ІІ-б секторы: В принципе глубина зарезки должна увеличиваться, но на практике этого не всегда можно достичь, поэтому если разность азимутов составляет 200 и более, то допускается зарезка последующей скважины с меньшей глубины. ІІІ сектор: Последовательность обратная первому сектору, т. е. бурятся сначала скважины с меньшим отходом с максимальным вертикальным участком, в последнюю очередь бурятся скважины с максимальным отходом, глубину каждой последующей скважины выбирают меньше, чем для предыдущей.
На практика профиль проектного ствола в большинстве случаев не совпадает с фактическим, поэтому после каждой пробуренной скважины строят её фактический профиль, по данным инклинограммы, сравнивают, чтобы он не пересекался с проектным профилем последующей скважинs/ При бурении последующей скважины, также строится её фактический профиль в процессе бурения и препятствуется её попадание в предыдущую скважину
98. Бурение многозабойных скважин, понятие, область применения достоинства, недостатки.
1) МЗС - это скважины, в нижней части основного ствола которых имеются ответвления в виде 2-х и более горизонтальных пологонаклонных стволов, вскрывающих продуктив пласт. Стволы могут ответвляться от основного на различной высоте от подошвы прод пласта, иметь различные радиусы искривл. Выбор формы разветвления скв зависит от толщины прод пласта и его литологической хар-ки, наличия подстилающей воды. Проектирование МЗС начинают с нижней её части: определяется тип профиля, число ответвлений, их конфигурация. Исходя из технических возможностей определяется конструкция основного ствола, конструкции дополнительных пластов; по заданной интенсивности набора определяют их радиусы, КНБК, их проходимость. Обычно МЗС бурятся для разработки нефт месторождений с АНПД, для доразработки старых, выработанных залежей, слоистых прод пластов, при глушении откр фонтанов и др.
99. Принципы выбора конструкции многозабойных скважин, последовательность решаемых при этом задач.
Выбор и обоснование профиля МЗС
Проектирование профиля МЗС начинают с нижней ее части: определяется тип профиля, число ответвлений, их конфигурация. Исходя из технических возможностей определяется конструкция основного (маточного) ствола, конструкции дополнительных стволов; по заданной интенсивности набора определяют их радиусы, КНБК, их проходимость по стволам; по допустимой величине изгиба труб выбирают диаметры бурильных и обсадных колонн.
Конструкция МЗС должна отвечать следующим требованиям: ствол основной скважины должен обеспечивать прохождение КНБК в любом из дополнительных стволов; во всех интервалах стволов должна быть возможность искривления их с максимальной интенсивностью; при необходимости должна быть возможность крепления стволов фильтрами и потайными колоннами стандартных размеров, должны быть проведены в стволах геофизические и инклинометрические исследования.
Для бурения МЗС применяются стандартные БУ с серийным буровым оборудованием.
Опыт показал, что обсадные трубы  146; 168; 219 мм можно спускать в скважины радиусом R=50...60 м, а трубы  273; 324 и 377 мм спускались успешно в скважины R=140...150 м при интенсивности i =40 на 10 м.
При этом коэффициент запаса прочности на изгиб обсадных труб Кз1.25 для дополнительных стволов, оборудованных ЭЦН и Кз1,5 для труб, в которых планируется работа ШГН. Практика строительства МЗС показывает, что входы в дополнительные стволы, забуренные в устойчивых породах, сохраняются в течении всего срока эксплуатации и обеспечивают хорошее попадание труб для ремонта или других целей. Имеется опыт крепления дополнительных стволов перфорированными потайными колоннами (хвостовиками) с воронками на верхнем конце.
Обычно МЗС бурятся для разработки нефтяных месторождений с низким пластовым давлением (АНПД), для доразработки старых, выработанных залежей, в случае высоковязких нефтей, слоистых продуктивных пластов, дегазации угольных пластов, увеличения приемистости поглотительных скважин, при глушении открытых фонтанов, тушении пожаров, понижения уровня грунтовых вод в шахте и др. Количество стволов может быть от двух и более. Известны МЗС с 11 стволами.
100. Бурение боковых стволов скважин, находившихся в эксплуатации.
Забуривание в колонне проводят в три этапа: установливают клиновой отклонитель, фрезеруют вырез в колонне и забуривют доп. ствол.
Наибольшее распрост-е получили стационарные клиновые устр-ва. Они устан-ся на расчетной глубине на цементированный мост и фиксируются с помощью плашек (для предотвращения проворота). За рубежом применяют плашечное закреление в месте стыка обсадных труб. Отклоняющий клин- толстостенная о.т. , разрезанная по диаганали. По месту разреза, приваривается желоб. Орентировать клинья м/о путем виз-го спуска или на забое, в компановку для спуска надо устан-ть МП, магнитная метка ,которая совпадает с направлением действия отклонителя.
В качестве режущего инструмента используют райберы различных типов. Райбер состоит из 2-х частей. Нижняя рабочая часть имеет форму усеченного конуса, необходимая для прорезания колонны, а верхняя, имеющая цилиндрическую форму, калибрует вырез. Режущие эл-ты армируются пластинами из тв. сплава.
Имеются компановки позволяющие произвести вырез в ОК за один спуск. Она состоит из клина отклонителя соединенного с райбером посредством срезных болтов. При спуске инстр-та, когда клин-отклонитель зафиксировали, болты срезаются под действием веса инстр-та и начинаю фрезерование.
Используют также "мокрые" клинья, нижняя часть к-х цементир-ся при установке цем-го моста для его фиксации.
101. Бурение скважин с горизонтальным и горизонтально разветвленным окончанием. Область применения, достоинства и недостатки способа.
По радиусу кривизны ствола различают 3 типа профиля горизонт-й скв.: с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусом.
Горизонт. скв. с большим радиусом (>190 м ) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море. Со средним рад. кривизны (60-190 м) применяются при бурении как одиночных так и для востановления эксплуатационной хар-ки действующих скв. С малым рад-ом (10-60 м ) обеспечивает наиб-ую точность попадания в глубинную цель.
Проводка скв. с коротким и ультракоротким (< 10 м) рад-ом кривизны невозможна без спец. труб и инструмента.
Проектирование гориз-ой скв. целесообразно начинать с опр-ия протяженности , формы и направления гориз-го участка ствола. Эти хар-ки скв. зависят от степени неоднородности п/п, его мощности и литологии , прочности пород и устойчивости разреза. Если п/п имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.
В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до подошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех п/п и пропластков.
Эксплуатационная хар-ка пласта должна включать запасы нефти, добыча которых вертикальными и наклонными скв. затруднена или невозможна, пластовое давление, режим работы пласта, способы экспл-ии, предпологаемую частоту и обьемы ремонта, эффективность др. методов интенсификации добычи и методов увелич. нефтеотдачи.
Оптимальная протяженность гор-го участка нефтедоб-их скв. по критерию минимума затрат на бурение составляет 400-500 м и при глубинах 1200-2600 м , а по критерию общих затрат на разработку месторождения - 700-800 м.
Геометрия направляющей части профиля гор-ой скв. зависит от след. факторов: горно-геологических условий, структуры и литологии пород; конструкции скв.; протяженность гор-го участка ; стат. уровня жидкости в пласте; толщина пласта (продуктивного); технико-экономических возможностей гор-го бурения на данном этапе и в данном регионе.
102. Основные проблемы бурения скважин горизонтальным и горизонтально разветвленным окончанием и пути их решения.
103. Бурильная колонна, ее назначение и состав.
Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).
БК предназначена для следующих целей:
- передачи вращения от ротора к долоту;
- восприятия реактивного момента забойного двигателя;
- подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;
- создания нагрузки на долото;
- подъема и спуска долота;
- проведения вспомогательных работ (проработка , расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).
БК состоит (Рис. 2 ) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.
Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.
104. Основные виды нагрузок, действующих на бурильную колонну, при роторном способе бурения. Эпюра их распределения по длине колонны.
При всех способах бурения бур колонна находится в условиях сложного напряжённого состояния. Различные участки бур колонны подвергаются действию различных, в большей степени динамических нагрузок: растяжению, сжатию, изгибу, кручению, внутреннему и наружному давлению и избыточным давлениям. Все нагрузки можно привести к силам и моментам, вызывающим:
1) нормальные напряжения, направленные вдоль оси колонны, - растяжения, сжатия, поперечного и продольно-поперечного изгиба; изгиб под действием поперечных сил, продольно-поперечный изгиб.
Эти напряжения обусловлены: а) действием собственного веса бур колонны, течением и давлением ж-ти; б) силами сопротивления перемещению;
в) инерционными силами;
г) поперечными силами (реакция стенок скважины);
2) окружные нормальные напряжения от сил давления ж-ти;
3) радиальные нормальные напряжения от давления ж-ти;
4) касательные напряжения, обусловленные крутящим моментом;
5) радиально-окружные напряжения в клиновых захватах.
Условия работы БК зависят от многих факторов:
1) величина и характер действующих нагрузок, их сочетание определяет сложное напряжённое состояние материала труб;
2) наличие мест концентраций напряжений (резьбовое соединение и др.);
3) коррозионное воздействие среды;
4) абразивное воздействие на бур колонну стенок скважины и тв частиц, находящихся в бур р-ре;
5) Возникновение колебательных процессов и резонансных явлений в БК.
При роторном способе бурения на БК дейст след виды нагрузок:
1) осевая нагрузка растяжения от собственного веса БК и перепада давления на долоте;
2) продольное усилие сжатия в нижней части БК, разгруженной на забой;
3) осевые динамические (инерционные) нагрузки, возникающие при СПО;
4) дополнительные осевые нагрузки, необходимые для преодоления местных сопротивлений при подъёме БК и для освобождения прихваченного инструмента;
5) дополнительные переменные нагрузки (изгибающие), возникающие при вращении БК;
6) крутящий момент, необходимый для вращения инструмента в скважине и подвода мощности к долоту;
7) изгибающий знакопеременный момент при вращении БК в искривлённом стволе скважины. Н.С. - условно нейтральное сечение;
I - схема компоновки;
II - эпюра осевых усилий при ненагруж долоте;
III - эпюра осевых усилий при бурении;
Эпюра распределения.
Условия работы бурильной колонны зависят от весьма разнообразных факторов, наиболее существенные из которых следующие:
Величина и характер действующих нагрузок; их сочетание определяет сложное напряженное состояние материала труб (некоторые из действующих нагрузок не поддаются определению с достаточной точностью); наличие мест концентрации напряжений (резьбовое соединение; сочленение элементов бурильной колонны различной жесткости, например замка с бурильной трубой, бурильной трубы с УБТ и т.п.); коррозионное воздействие среды, в которой находится бурильная колонна (рН среды, электрический потенциал, вредные примеси в буровом растворе, температура); коррозионное воздействие влечет ухудшение показателей прочности материала труб и других элементов бурильной колонны; абразивное воздействие на бурильную колонну стенок скважины и твердых частиц, находящихся в циркулирующем буровом растворе; оно приводит к износу элементов бурильной колонны и соответственно к изменению их конструктивных размеров, что, в свою очередь, обусловливает рост напряжений при неизменной действующей нагрузке; возникновение колебательных процессов и резонансных явлений в бурильной колонне.
Величины и характер нагрузок, действующих на колонну, зависят от способа бурения, траектории и состояния скважины, применяемых режимов бурения, технического состояния наземного оборудования, оснащенности его средствами механизации, автоматизации и контроля, а также от квалификации бурового персонала.
В процессе бурения бурильная колонна подвергается действию статических, динамических и переменных (в том числе циклических) нагрузок. Характер действующих нагрузок и их распределение по колонне в значительной степени определяются способом бурения.
При любом способе бурения на колонну действуют:
Осевая нагрузка растяжения от собственного веса бурильной колонны, подвешенной в скважине, и перепада давления в долоте. Продольное усилие сжатия в нижней части бурильной колонны, разгруженной на забой. Осевые динамические (инерционные) нагрузки, возникающие при проведении CПO. Дополнительные осевые нагрузки, необходимые для преодоления местных сопротивлений и сил трения при подъеме бурильной колонны и для освобождения прихваченного инструмента.
Роторное бурение: Дополнительные переменные изгибающие нагрузки, возникающие при вращении бурильной колонны. Крутящий момент, необходимый для вращения инструмента в скважине и подвода мощности к долоту. Изгибающий знакопеременный момент при вращении бурильной колонны в искривленном стволе скважины
Бурение с ЗД: Дополнительная осевая нагрузка растяжения в подвешенной колонне от перепада давления в турбобуре. Реактивный момент, воспринимаемый бурильной колонной при работе забойного двигателя Статический изгибающий момент при размещении бурильной колонны в искривленном стволе скважин.
Кроме того, в процессе бурения возникают крутильные колебания бурильной колонны и по ней проходят упругие волны
Колебательные процессы в бурильной колонне могут быть установившимися или неустановившимися в зависимости от характера возмущающей силы (периодический или случайный). На амплитуду и частоту колебаний существенно влияют материал, из которого изготовлены бурильные трубы, демпфирующее воздействие жидкости, заполняющей скважину, и сила трения колонны о стенки скважины.
105. Основные виды нагрузок, действующих на бурильную колонну при бурении с гидравлическими забойными двигателями эпюра их распределения по длине колонны.
При всех способах бурения бур колонна находится в условиях сложного напряжённого состояния. Особенность работы в том, что различные её участки в один и тот же момент времени подвергаются действию различных динамических нагрузок: растяжению, сжатию, изгибу, кручению, внутреннему и наружному давлениям и избыточным давлениям. Всё многообразие нагрузок можно привести к силам и моментам, вызывающим:
1) нормальные напряжения, направленные вдоль оси колонны, - растяжения, сжатия, поперечного и продольно-поперечного изгиба; изгиб под действием поперечных сил, продольно-поперечный изгиб.
Эти напряжения обусловлены: а) действием собственного веса бур колонны, течением и давлением ж-ти; б) силами сопротивления перемещению;
в) инерционными силами;
г) поперечными силами (реакция стенок скважины);
2) окружные нормальные напряжения от сил давления ж-ти;
3) радиальные нормальные напряжения от давления ж-ти;
4) касательные напряжения, обусловленные крутящим моментом;
5) радиально-окружные напряжения в клиновых захватах.
I - схема компоновки;
II - эпюра осевых усилий при ненагруж долоте;
III - эпюра осевых усилий при бурении;
IV - эпюра крутящего момента при бурении:
При любом способе бурения на колонну действуют:
Осевая нагрузка растяжения от собственного веса бурильной колонны, подвешенной в скважине, и перепада давления в долоте. Продольное усилие сжатия в нижней части бурильной колонны, разгруженной на забой. Осевые динамические (инерционные) нагрузки, возникающие при проведении CПO. Дополнительные осевые нагрузки, необходимые для преодоления местных сопротивлений и сил трения при подъеме бурильной колонны и для освобождения прихваченного инструмента.
Роторное бурение: Дополнительные переменные изгибающие нагрузки, возникающие при вращении бурильной колонны. Крутящий момент, необходимый для вращения инструмента в скважине и подвода мощности к долоту. Изгибающий знакопеременный момент при вращении бурильной колонны в искривленном стволе скважины
Бурение с ЗД: Дополнительная осевая нагрузка растяжения в подвешенной колонне от перепада давления в турбобуре. Реактивный момент, воспринимаемый бурильной колонной при работе забойного двигателя Статический изгибающий момент при размещении бурильной колонны в искривленном стволе скважин.
Кроме того, в процессе бурения возникают крутильные колебания бурильной колонны и по ней проходят упругие волны
Колебательные процессы в бурильной колонне могут быть установившимися или неустановившимися в зависимости от характера возмущающей силы (периодический или случайный). На амплитуду и частоту колебаний существенно влияют материал, из которого изготовлены бурильные трубы, демпфирующее воздействие жидкости, заполняющей скважину, и сила трения колонны о стенки скважины.
106. Влияние давления и циркуляции жидкости на напряженное состояние колонны.
На колонну труб, погруженную в жидкость, действует архимедова сила, уменьшающая ее вес на величину, равную весу вытесненного объема жидкости. Величину облегчения колонны можно учесть через коэффициент облегчения , который равен
(1)
В любом сечении z, равном расстоянию от устья до этого сечения, одноразмерной (диаметр и толщина стенок труб одинаковы) колонны, подвешенной за верхний конец в вертикальной скважине, растягивающая сила Fz от действия собственного веса с учетом ее облегчения в жидкости будет равна
(2) где m - приведенная масса 1 м труб с учетом высадок, муфт и замков (которая приводится в справочниках по трубам); g - ускорение сил тяжести; q = m g - приведенный вес 1 м труб; L - полная длина колонны;Из (2) видно, что растягивающее усилие линейно уменьшается с увеличением z (рис.6.17, ІІ), причем в интервале расположения УБТ более интенсивно
допускаемую (предельную) глубину спуска данных труб Lдоп =/ (3)
Выражение (3) показывает, что допускаемая глубина спуска одноразмерной колонны (при данных и ) определяется лишь прочностной характеристикой (пределом текучести) материала труб и не зависит от их площади сечения..
При циркуляции жидкости появляются дополнительные силы и напряжения, действующие на бурильную колонну. Нисходящий поток жидкости внутри трубы увеличивает растягивающую нагрузку на колонну из-за потерь и перепадов давления в трубах, УБТ, забойном двигателе и долоте, а восходящий поток за трубами снижает ее. Однако при существующем соотношениях размеров указанных элементов колонны снижением нагрузки кратно меньше по сравнению с увеличением ее. Следовательно, циркуляция жидкости создает дополнительную нагрузку и напряжение на трубы. Осевая растягивающая сила Fр и напряжения растяжения σр вн вызванные перепадом давления по длине колонны ∆р, определяются по формуле: Fр = ∆р*S0; σр вн=∆р*S0/S1, где S0 - площадь сечения проточного канала труб. Осевую силу Fр называют также гидравлической нагрузкой на трубы.
107. Наиболее вероятные виды вращения бурильной колонны в стволе скважины сложного профиля.
В виду того, что большая длина объекта, и сложности профиля необходимо учесть х/р изгиба по следующим расчетам :
1) продольный изгиб 2) поперечно-продольный изгиб
Продольный изгиб может вызвать плоский изгиб, или в виде крутящегомомента приобретает спиральный изгиб.
Б.К. может вращаться в следующих режимах:
1) вращение вокруг собственной оси(прямолинейный либо изогнутый)
2) вращение вокруг оси скважины со скольжением вокруг по образующей стенки скважины.
3) вращение вокруг оси скважины с обратным перекатыванием по образующей стенки скважины.
4) вращение в режиме беспорядочного биения.
Кроме того, колонна может вращаться также в режиме беспорядочного биения отдельных участков или всей колонны труб. Если исходить из принципа минимума энергии на вращение колонны, то она будет вращаться в том режиме, на поддержание которого затрачивается минимальная мощность. Поэтому различные участки колонны в один и тот же момент времени могут вращаться в разных режимах. При вращении колоны в режиме 1 напряжение поперечного изгиба будут знакопеременные (усталостные), а износ труб по всей поверхности будет равномерный. Если трубы вращаются в режиме 2, то напряжение изгиба будут постоянные, а износ односторонний. Наиболее неблагоприятный. Толщина стенки и жесткость труб в этой плоскости будут уменьшаться, а в последующем будут изгибаться именно в этой плоскости и быстро выйдут из строя. При вращении труб в режиме 3 трубы будут подвергаться усталостным напряжениям, как и в режиме 1. Износ будет равномерный и минимальный. Однако не все эти режимы вращения равновероятны. Имеется целый ряд ограниченный для режимов 2 и 3. Так, они маловероятны на искривленных и наклонных участках и если зенитный угол превышает 8 - 100. Поэтому наиболее вероятен режим вращения 1
Исходя из сути задачи в данный момент времени б.к. будет вращаться в таком режиме, на которую потребуются минимальная мощность.
Где L- длина б.к.
fпр- прижимающая к стенке скв. Сила
R-радиус вращения
Nmin- минимальная мощность
108. Продольно-поперечный изгиб БК и ее устойчивость. Основное уравнение, описывающее состояние бурильной колонны, ее решение и результат.
Различные участки бурильной колонны подвергаются изгибу, при котором она теряет прямолинейную форму. Самым простым видом изгиба является поперечный. Изгиб, происходящий под действием только поперечных сил, называется поперечным изгибом.
Наиболее характерным примером поперечного изгиба бурильной колонны является
изгиб ее в искривленных интервалах (набора и/или снижения зенитного угла) наклонно направленной скважины. Изгиб происходит под действием поперечных сил на контакте колонны со стенкой скважины. Вынужденная повторять конфигурацию ствола скважины, бурильная колонна на искривленном участке изгибается независимо от того, движется она или находится в состоянии покоя. Поскольку абсолютно прямолинейных интервалов не бывает даже в вертикальной скважине, то вся бурильная колонна всегда в той или иной мере подвержена поперечному изгибу. Действие поперечных сил на стенки скважины ничем не отличается от действия ранее рассмотренных сил прижатия, и все негативные последствия последних в полной мере относятся и к поперечным силам.
При поперечном изгибе в теле трубы возникают напряжения, растягивающие с выпуклой стороны и сжимающие - с вогнутой, которые можно найти с помощью простой формулы где Е - модуль Юнга; Dн - наружный диаметр труб.
Напряжения поперечного изгиба в невращающейся колонне в данном искривленном интервале будут неизменны и по величине, и по знаку. Во вращающейся колонне величина их сохранится, а знак будет зависеть от характера вращения колонны. Установлено, что бурильная колонна в общем случае может вращаться вокруг:
1) собственной прямолинейной, плоско- или спирально-изогнутой оси;
2) оси скважины со скольжением по ее стенке;
3) оси скважины с обратным перекатыванием по ее стенке;
Кроме того, колонна может вращаться также в режиме беспорядочного биения отдельных участков или всей колонны труб. Если исходить из принципа минимума энергии на вращение колонны, то она будет вращаться в том режиме, на поддержание которого затрачивается минимальная мощность. Поэтому различные участки колонны в один и тот же момент времени могут вращаться в разных режимах.
Однако не все эти режимы вращения равновероятны. Имеется целый ряд ограничений для 2 и 3 режимов. Так, они маловероятны на искривленных и наклонных участках и если зенитный угол превышает 80...100. Поэтому наиболее вероятен 1 режим вращения
При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны нижняя ее часть сжата, а верхняя растянута. Наибольшая сжимающая нагрузка приходится на самое нижнее сечении и может достигать больших величин (0,20...0,25 МН). Но напряжения сжатия в трубах при этом сравнительно невелики и обычно ниже предела текучести материла труб. Однако определяющую роль при этом играет продольный или продольно-поперечный изгиб сжатого низа колонны.
Под продольным изгибом понимают изгиб длинномерного (далее - гибкого) тела, происходящий только под действием осевых сжимающих сил. Если кроме осевых сил на тело действуют также и поперечные силы, то изгиб называют продольно-поперечным. В вертикальной скважине изгиб может быть и продольный, но чаще он продольно-поперечный. В наклонной скважине изгиб может быть только продольно-поперечный.
109. Определение длины стесненной полуволны или полувитка вращающейся колонны в наклонной скважине.
В скважине над сжатым участком обычно имеется растянутая часть колонны /р, которая смещает верхний конец полуволны от оси скважины (6.19). На изогнутом участке имеются и сжатая, и растянутая части. В действительности лишь в первом приближении можно считать верхний конец сжатого участка защемленным, а нижний - шарнирно опертым. Более правильно закрепление и верхнего, и нижнего концов считать несовершенной заделкой. Одна из концепций дальнейшего поведения изогнутого низа колонны представляется следующим образом. При дальнейшем увеличении нагрузки форма оси полуволны меняется, точка контакта ее со стенкой скважины смещается ниже. Когда осевая нагрузка достигнет значения, называемого критической нагрузкой второго порядка OFD2(OOTH ~ 4,22), вершина второй полуволны коснется противоположной стенки скважины. При дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки полуволна продолжает касаться стенки скважины, точка касания превращается в линию, длина которой увеличивается. Когда она станет достаточно большой, может произойти потеря устойчивости, и вместо одной полуволны образуются три. Это произойдет при достижении критической нагрузки 3-го порядка.
При нагрузки такие же процессы будут продолжаться с вновь образующимися полуволнами при все возрастающих критических нагрузках.
Интересен теоретически устаяовленный и экспериментально подтвержденный факт, что уже при осевых нагрузках порядка (3 - 4) QOTH обычно теряется плоская форма изгиба, и колонна изгибается по винтовой спирали, направление которой может быть как правое, так и левое, Спиральный изгиб здесь обусловлен исключительно лишь несовершенством колонны (начальная кривизна и разностенность труб, несоосность резьбовых соединений, эксцентричность замков, переводников и т,д.) и трансформацией из-за этого части изгибающего момента в крутящий. В действительности в процессе бурения на колонну всегда действует крутящий момент, обусловленный работой долота. При роторном бурении (также в способе с комбинированным верхним приводом) бурильная колонна постоянно, а при бурении с забойными двигателями эпизодически вращается, что вызывает появление центробежных сил, дополнительно изгибающих колонну труб. Колонна может потерять устойчивость и в растянутой части. Следовательно, рассмотренная выше картина изгиба справедлива лишь для некоторых отдельных операций, связанных с бурением (например, пакеровка затрубнога пространства с упором о забой, расхаживание прихваченной колонны без отбивки ротором.
110. Определение длины стесненной полуволны или полувитка невращающейся колонны в наклонной скважине.
В скважине над сжатым участком обычно имеется растянутая часть колонны /р, которая смещает верхний конец полуволны от оси скважины (6.19). На изогнутом участке имеются и сжатая, и растянутая части. В действительности лишь в первом приближении можно считать верхний конец сжатого участка защемленным, а нижний - шарнирно опертым. Более правильно закрепление и верхнего, и нижнего концов считать несовершенной заделкой. Одна из концепций дальнейшего поведения изогнутого низа колонны представляется следующим образом. При дальнейшем увеличении нагрузки форма оси полуволны меняется, точка контакта ее со стенкой скважины смещается ниже. Когда осевая нагрузка достигнет значения, называемого критической нагрузкой второго порядка OFD2(OOTH ~ 4,22), вершина второй полуволны коснется противоположной стенки скважины. При дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки полуволна продолжает касаться стенки скважины, точка касания превращается в линию, длина которой увеличивается. Когда она станет достаточно большой, может произойти потеря устойчивости, и вместо одной полуволны образуются три. Это произойдет при достижении критической нагрузки 3-го порядка
При нагрузки такие же процессы будут продолжаться с вновь образующимися полуволнами при все возрастающих критических нагрузках 111. Силы сопротивления движению бурильной колонны в скважине сложного профиля.
Вызывают дополнительные нагрузки на бурильную колонну и ее износ, увеличивают расход энергии при СПО. Трение элементов бурильной колонны о стенки скважины приводит к образованию продольных борозд (нередко довольно глубоких) на их поверхности при бурении с забойными двигателями и продоль-но - поперечных - при роторном бурении. При работе в обсаженном стволе трение
вызывает износ (иногда протирание) обсадных труб.
Силы трения значительно возрастают в местах сужений, частых изгибов, в желобах и нередко являются причиной затяжек инструмента, когда к колонне приходится прикладывать усилие, значительно превышающее ее собственный вес (колонна при этом еще сохраняет подвижность). Желоба (односторонние выработки в стенке скважины) являются следствием сил прижатия труб к стенке скважины, образуются в мягких породах. Особенно большую растягивающую нагрузку приходится прикладывать к бурильной колонне при освобождении ее от прихвата (когда колонна теряет подвижность), которые являются обычно следствием обвалов стенок скважин, образования шламовых пробок, дифференциального давления -.перепада давления между скважиной и пластом. Если трубы прижаты на участке толстой и рыхлой фильтрационной корки, которая образуется на стенке скважины из-за поглощений в высокопроницаемых пластах, то может произойти прихват колонны из-за дифференциального давления. .Дополнительные силы сопротивления Fc в этом случае составят Fc = f Sк, где Sк,- площадь контактирующей поверхности труб.
Силы трения имеют различную природу:
1) если б.к. прилегает к скважине, возникает силы, противоположные направлению
2) силы, обусловленные взаимодействием выступающихся частей,
3) силы, обусловленные молекулярным взаимодействием тел
4) силы, обусловленные буровым раствором
112. Принцип расчета осевых усилий в произвольном сечении бурильной колонны в скважине сложного профиля.
113. Уравнение равновесия участка бурильной колонны на наклонно прямолинейном участке ствола скважины и его решение.
114. Уравнение равновесия участка бурильной колонны на участке набора зенитного угла и его решение.
115. Уравнение равновесия участка бурильной колонны на участке снижения зенитного угла и его решение.
116. Расчет осевых усилий, возникающих в произвольном сечении бурильной колонны, в процессе ее подъема.
117. Расчет осевых усилий, возникающих в произвольном сечении бурильной колонны, в процессе ее спуска.
118. Определение сил сопротивления движению бурильной колонны в скважине сложного профиля.
119. Определение нагрузки, доходящей до забоя, в скважине сложного профиля и с горизонтальным окончанием.
120. Колебания бурильной колонны, причины, виды, параметры колебаний. Параметры колебаний как механических перемещений и как силовых факторов. Особенности возмущающих факторов, действующих на бурильную колонну при работе долота.
Колебания-механическое перемещение при изменение аргумента(время, угол поворота), т.е. колебательные изменение функции в зависимости от времени.Причем аргументы могут только возрастать и повторяться,а функция не изменяется. Период колебания - минимальное время,через которое аргумент возвращается на прежнее место.
Колебания бывают затухающие( амплитуда снижается за счет диссипации энергии) и незатухающие.(гармонические).
Колебания бывают:
1)свободные
2)собственно т-сопровождающие- за счет повторяющийся энергии
3)колебания вынужденные- под действием каких- либо факторов.
По виду:
1)продольные колебания- движется поступательно
2)крутильные колебания-угловые колебания
3)поперечные колебания
4) автоколебания
В процессе буреня имеют места:
1)колебания бур. Колонны
2)колебания низа б.к.
3)колебания ЗД,его опор
121. Продольные колебания бурильной колонны, их причины, влияние на процесс и моторесурс работы бурового долота, забойного двигателя, долговечность бурильных труб и показатели бурения.
122. Крутильные колебания бурильной колонны, их причины, влияние на процесс и показатели бурения.
123. Поперечные колебания бурильной колонны и их влияние на процесс и показат- ел и бурения.
124. Автоколебания бурильной колонны, их причины. Продольные и крутильные автоколебания.
125. Амортизация и демпфирование колебаний. Принцип работы амортизаторов и демпферов колебаний. Амортизаторы и демпферы колебаний, их классификация, конструкция.
При использовании амортизаторов:
1. повышается стойкость долота, средняя задолбление, механическая скорость увеличивается на 5-10%, а проходка на долото но 10-50%.
2. снижается амплитуда вибраций, перегрузочные и усталостные поломки бурильной колонны и долота, количество повреждений элементов наземного оборудования, реагирующих на колебание бурильных труб;
3. расширяется диапазон устойчивой работы, повышается приемистость к осевой нагрузке, снижается степень неравномерности вращения вала, сокращаются усталостные поломки деталей ЗД.
Отмеченные положительные эффекты являются результатом снижения динамических нагрузок, особенно их пиковых значений, на долото, на ЗД, бур колонну и др элементы бур оборудования.
Принцип амортизации заключается в следующем. Любой амортизатор имеет упругое и диссипативное (рассеивающую энергию) звено. Жесткость упругого звена ζзв значительно ниже жесткости бур колонны ζк . при установки амортизатора в колонне последняя делится на 2 части с различными кинематическими, динамическими и энергетическими параметрами. Часть колонны ниже амортизатора приобретает значительно большую подвижность. Действительно под действием одной и той же динамической силы Рд перемещение колонны δк и части ее ниже амортизатора δа обратно пропорционально своим жесткостям: δк= Рд / ζзв и δа= Рд/ ζа. Отсюда δк/ δа= ζа/ ζк; δк=кп δа , где кп - коэффициент гашения перемещений (колебаний). Обычно жесткость упругого звена выбирается в кратное число раз меньше жесткости колонны, так что Кn<< 1. δк<< δа, т.е. колонна выше амортизатора подвержена во много раз меньшем колебательным перемещениям чем буровое долото. Амортизаторы рекомендуется устанавливать над ударным участком, чтобы наиболее эффективно снижать величину Рд. При наличии в колонне амортизатора только часть колебательной энергии проходит выше амортизатора, небольшая часть отражается и возвращается к долоту (в виде кратно ослабленной волны), а основная часть поглощается в диссипативном звене амортизатора и рассевается в виде тепла. Амортизатор измеряет не только амплитуду колебаний, но и частоту, форму волны, фазу
126. Динамические осевые нагрузки, возникающие при спуско-подьемных операциях и их определение.
Динамические нагрузки на колонну возникают также при СПО, запуске буровых насосов, ликвидации аварий, особенно с использованием ударных механизмов, взрывов, создании гидравлических импульсов и т.д. Динамические нагрузки, возникающие при подъеме бурильной колонны, обычно невелики и не представляют опасности для прочности бурильной колонны из-за ограниченности мощности грузоподъемного оборудования (ГПО). Поэтому ускорения α и, следовательно, инерционные нагрузки Fи при большом весе колонны ограничены этой мощностью, а при малом весе колонны - ее массой и инерционностью передаточных механизмов ГПО.
Несколько иначе обстоит дело при спуске колонны, когда α и Fи могут достигать значительных величин при неудачном выборе режима торможения колонны. Основным условием предупреждения больших Fи при спуске является ограничение максимальной скорости спуска перед торможением vос и правильный выбор пути торможения lТ. При постоянном тормозном усилии на барабане лебедки а можно принять постоянным (что допустимо). Тогда . Из этой формулы видно, что с увеличением скорости спуска и уменьшением пути торможения ускорение и инерционные силы резко возрастают. Особенно опасна наблюдающаяся иногда на практике ударная посадка колонны на элеватор или клиновые захваты. При захвате труб клиньями даже при безударной посадке в трубах возникают сложные сминающие напряжения, обусловленные радиальными и окружными нормальными напряжениями. При роторном бурении могут возникать значительные инерционные моментные нагрузки, обусловленные крутильным ударом при заклиниваниях долота. При запуске буровых насосов возможны гидравлические удары в нагнетательной линии при быстром закрытии пусковых задвижек. Т.о., бурильная колонна подвергается разнообразным по характеру и величине динамическим нагрузкам.
127. Динамические моментые нагрузки, возникающие в процессе бурения и их определение.
Динамические нагрузки на долото, вал забойного двигателя и низ колонны обусловлены, главным образом, непосредственным динамическим взаимодействием долота с забоем. Удаленные участки колонны испытывают динамические нагрузки, обусловленные большей частью колебательными процессами, возникающими при работе долота, забойного двигателя, пульсацией давления промывочной жидкости и т.д. Указанные причины порождают одновременно продольные, крутильные, поперечные колебания и в ряде случаев - автоколебания различных частот и амплитуд.
Низкочастотные продольные колебания большой амплитуды (до 5-10 мм) возникают из-за ухабистости забоя, колебаний давления в нагнетательной системе при работе поршневых буровых насосов, разновысокости шарошек и др., а высокочастотные колебания малой амплитуды (0,1-2 мм) обусловливаются скачкообразным хрупким разрушением забоя, перекатыванием шарошек долота по забою и т.д.
Продольные колебания, особенно колебания большой амплитуды, приводят к резкому изменению осевой нагрузки на долото и связанного с ней крутящего момента, что в свою очередь, вызывает крутильные колебания. Последние возникают также при заклиниваниях долота, из-за биений шарошек, переменного по радиусу и углу поворота шарошек сопротивления вращению долота, а также при подклиниваниях опор шарошек и т.д.
Неодинаковые сопротивления породы разрушению различными зубьями, шарошками, различное их проскальзывание по забою приводит к появлению поперечных сил, уводящих долото в сторону. Возникает косой удар, вызывающий поперечные колебания. Причиной возникновения поперечных колебаний при роторном бурении является также динамическая неуравновешанность элементов вращающейся колонны (из-за разностенности труб, эксцентричности замковых деталей, переводников и д.т.), вызывающая возникновение центробежных сил.
Переменный момент сопротивления вращению долота обусловливает неравномерное вращение бурильной колонны (вала забойного двигателя, что приводит при нелинейном (зависящем от частоты вращения, контактного давления) коэффициенте трения труб о стенки скважины (в опорах забойного двигателя) возникновению крутильных автоколебаний.
Дополнительным источником колебаний колонны при бурении с плавучих средств являются вертикальные перемещения, бортовая и килевая качка судна, вызывающие соответственно продольные и поперечные колебания.
128. Влияние среды на износ бурильного инструмента.
Интенсивность абразивного изнашивания возрастает с увеличением прижимающей силы и коэффициента сопротивления движению. Следовательно, при прочих равных условиях с увеличением веса бурильной колонны, глубины скважины, усложнением профиля скважины, абразивности горных пород она будет увеличиваться. С ростом глубины бурения износ усиливается как из-за увеличения веса колонны, так и объема СПО. Если при бурении с забойными двигателями колонна изнашивается главным образом при СПО, то при роторном бурении при глубинах до 2500 - 3000 м трубы изнашиваются в основном в процессе механического бурения, а при больших глубинах - преимущественно при СПО. Абсолютная величина износа пропорциональна 2й-3й (а иногда и 4й) степени глубины бурения.
Практика бурения показывает, что наибольшему износу при СПО подвержены наружные поверхности замков, муфт и др. При трении о твердые и абразивные породы на поверхности труб, особенно у замков, часто образуются глубокие борозды, надрезы, риски. Аналогичные повреждения на поверхности замков образуются от сухарей буровых ключей, которые могут являться центрами коррозии.
При недостаточной герметичности резьбовых соединений через них возможны утечки жидкости, которые могут явиться причиной эрозионного износа колонны. Вероятность утечек возрастает с увеличением перепада давления в трубах и за ними, т.е. в верхней части колонны. Однако герметичность может нарушиться и при раскрытии резьбовых соединении из-за продольного или поперечного изгиба, на участках каверн нижней сжатой части. Утечки абразивной жидкости, вначале незначительные, за короткое время могут перейти в мощную струю и привести к размыву резьбового соединения, а иногда образовать промоину в теле трубы - при наличии в нем трещины.
Эрозионный износ колонны в большей мере характерен для бурения с ГЗД.
Нарушение целостности поверхности труб ускоряет и процесс их коррозионно-усталостного изнашивания, обусловливаемого присутствием в промывочной жидкости атомарного кислорода, водорода, двуокиси углерода, сероводорода, растворенных солей и кислот, которые могут поступать в промывочную жидкость либо вместе с пластовой жидкостью, газами, шламом, либо образуются в результате химических реакций.
Водородное охрупчивание и сульфидное растрескивание в ряде случаев являются самым опасным видом коррозии. Интенсивность водородного охрупчивания сталей повышается с ростом концентрации атомарного водорода, прочности сталей, величины напряжений, продолжительности их действия, температуры и т.д. Наличие окалины, мелких трещин, механических надрезов, неоднородность химического состава и микроструктуры металла и других дефектов, концентрация напряжений также усиливают коррозию.
Все перечисленные виды износа в сочетании с ударными и вибрационными осевыми и моментными нагрузками могут постепенно привести к снижению прочности и герметичности, а иногда и к полному выходу из строя (поломке, промыву др.) первоначально прочных и герметичных труб.
129. Бурильные трубы и их классификация.
1) По категории скважин, для бурения которых они преимущественно предназначены: - бурильные трубы для структурно-поискового бурения (как правило, меньших размеров) и капитального ремонта скважин;
- бурильные трубы для эксплуатационного и геологоразведочного бурения.
2) По способу бурения: бурильные трубы для роторного бурения; бурильные трубы для бурения с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД); бурильные трубы для электробурения.
3) По назначению: бурильные трубы; ведущие бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; бурильные трубы для ликвидации аварий.
4) По материалу: стальные бурильные трубы; легкосплавные бурильные трубы.
5) По магнитным свойствам: бурильные трубы из магнитных материалов; бурильные трубы из немагнитных материалов (дюрали, немагнитной стали)
6) По прочности материала труб: обычной прочности (для стальных труб - из сталей различных групп прочности); повышенной прочности.
7) По способу соединения между собой: бурильные трубы сборной конструкции; бурильные трубы цельной конструкции (беззамковые бурильные трубы).
В связи с появлением в последнее время длинномерных гибких труб бурильные трубы можно классифицировать также по следующему признаку.
8) По способу составления колонны бурильных труб: бурильные трубы стандартной длины; непрерывные бурильные трубы.
9) По фактическому состоянию труб в процессе их эксплуатации:
бурильные трубы 1-го класса;
бурильные трубы 2-го класса;
бурильные трубы 3-го класса.
130. Бурильные трубы с высаженными концами и навинченными замками, их разновидности, конструкция, достоинства, недостатки.
Для увеличения толщины стенок к прочности бурильных труб в нарезанной части концы их высаживаются внутрь или наружу. Бурильные трубы соединяются в колонну с помощью замков. На конец трубы навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно ТБВК и ТБНК.
Две трубы длиной 6м соединяются м/у собой соединительной муфтой в колено (двухтрубка). Труба имеет на концах мелкую(трубную) резьбу, а соединительная муфта - внутреннюю мелкую резьбу. Трубная резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60 град.Впадины и вершины профиля закруглены.Конусность составляет 1:16.Трубная резьба недостаточно износостойка, непригодна для частого свинчивания и развинчивания, соединение осуществляется с помощью бурильных замков(состоят из ниппля и муфты).Резьбовые соединения имеют недостаточную усталостную прочность и герметичность. В связи с этим разработаны трубы со стабилизирующими поясками с высадкой наружу типа НК с замками ЗУК и высадкой внутрь с замками ЗШК. Отличие конструкции в наличие наружного конического стабилизирующего пояска за резьбовой частью трубы, внутренних упорных уступов и внутренних кольцевых выточек в деталях замка и применение конической трапецеидальной резьбы.
Для соединения труб с высаженными концами применяют замки трех типов: ЗН, ЗШ и ЗУ - соответственно с нормальным, широким и увеличенным проходным отверстием.ЗН предназначены для труб с высадкой внутрь, а ЗШ и ЗУ - и с высадкой внутрь, и с высадкой наружу в зависимости от диаметра труб. Сужение проходного отверстия в буровых замках ЗН значительно увеличивают потери давления при циркуляции промывочной жидкости и мало используются при роторном бурении и не используются при турбинном. Замки ЗУ в сочетании с трубами с высадкой наружу обеспечивают примерно равное проходное сечение и минимальные гидравлические потери в колонне, и поэтому пригодны для бурения с гидравлическими забойными двигателями. Для них справедливо соотношение dH ≈dM ≈dT.
"+"Применение замков для соединения бурильных труб ускоряет СПО, предотвращает бурильные трубы от преждевременного износа, так как при наличии замкового соединения ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка.
" - " 1.Высадка внутрь приводит к нежелательному уменьшению dв на конце труб, что значительно увеличивает гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости, ухудшает условия эксплуатации насосов, долот, турбобуров. 2. Для свинчивания двух труб применяется не одно, а три резьбовых соединения, из за этого уменьшается прочность БК и, несмотря на использование высококачественной графитной смазки для резьб, снижается герметичность каждого соединения.
131. Бурильные трубы повышенной герметичности, их разновидности, конструкция, достоинства, недостатки.
132. Бурильные замки, их назначение, классификация, конструкция. Сопоставительные геометрические и гидравлические характеристики бурильных замков различных типов.
Бурильные замки состоят из замкового ниппеля и замковой муфты. На одном конце замковых деятелей нарезается трубная резьба для присоединения их к трубе, а на другом - крупная резьба, называемая замковой для соединения замковых деталей между собой. Форма и размеры трубной резьбы для соединения замковых деталей с бурильной трубой соответствуют резьбе соединительных муфт. Замковая резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°, биссектриса угла перпендикулярна оси замка. Вершины витков резьбы срезаны, а впадины закруглены.
В зависимости от типа замка и диаметра трубы, для которой предназначен замок, конусность замковой резьбы составляет 1:4 или 1:6, а число ниток на длине 25,4 равно 5 (шаг 5,06 мм) или 4 (шаг 6,35 мм). Все нитки замковой резьбы имеют одинаковый профиль.Для соединения труб с высаженными концами применяют замки трех типов: ЗН, ЗШ и ЗУ - соответственно с нормальным, широким и увеличенным проходным отверстием.ЗН предназначены для труб с высадкой внутрь, а ЗШ и ЗУ - и с высадкой внутрь, и с высадкой наружу в зависимости от диаметра труб. Сужение проходного отверстия в буровых замках ЗН значительно увеличивают потери давления при циркуляции промывочной жидкости и мало используются при роторном бурении и не используются при турбинном. Замки ЗУ в сочетании с трубами с высадкой наружу обеспечивают примерно равное проходное сечение и минимальные гидравлические потери в колонне, и поэтому пригодны для бурения с гидравлическими забойными двигателями. Для них справедливо соотношение dH ≈dM ≈dT.
"+"Применение замков для соединения бурильных труб ускоряет СПО, предотвращает бурильные трубы от преждевременного износа, так как при наличии замкового соединения ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка.
" - " 1.Высадка внутрь приводит к нежелательному уменьшению dв на конце труб, что значительно увеличивает гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости, ухудшает условия эксплуатации насосов, долот, турбобуров. 2. Для свинчивания двух труб применяется не одно, а три резьбовых соединения, из за этого уменьшается прочность БК и, несмотря на использование высококачественной графитной смазки для резьб, снижается герметичность каждого соединения.
Бурильные замки изготовляют в соответствии с ГОСТ 5286-75 следующих типоразмеров: ЗН-80, 95, 108, 113, 140, 172 и 197; ЗШ-108, 118, 133, 146, 178 и 203; ЗУ-86, 120, 146, 155 и 185. Цифры означают наружный диаметр замка в миллиметрах.
133. Резьбы на бурильных трубах, бурильных замках и других элементах компоновки бурильной колонны.
Трубная резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60 град.Впадины и вершины профиля закруглен.Биссектриса угла профиля перпендикулярна оси трубы, шаг резьбы составляет 3,175мм, на длине 25,4 мм размещаются 8 ниток. Конусность составляет 1:16(определяется как удвоенный тангенс угла φм/у образующей конуса резьбы и осью трубы).Натяг определяется как расстояние между трубным торцом соединительного элемента и концом сбега резьбы после свинчивания вручную.
Коническая трапецеидальная резьба, конусность 1:32, угол при вершине 30 град и шаг 5,08 мм вместо треугольной.
Замковая резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60 град, биссектриса угла перпендикулярна оси нарезаемой детали. Вершины витков резьбы срезаны, а впадины закруглены, в отличии от трубной замовая резьба имеет все витки одинакового профиля, поэтому при свинчивании они находятся в полном зацеплении на всей длине резьбы, а упорный торец муфты контактирует с упорным уступом ниппеля, что обеспечивает герметичность соединения.
134. Бурильные трубы с приваренными замками, их разновидности, конструкция, достоинства, недостатки.
Соединение бурильных труб при помощи замков на резьбе имеет недостатки: для соединения двух труб требуется не одно, а три резьбовых соединения, что отражается на их прочности и герметичности, особенно в условиях высоких вибрационных нагрузок и больших избыточных внутренних давлений. Дополнительное упрочнение стабилизирующими поясками, внутренним упорным уступом и т.д. усложняет конструкцию и удорожает стоимость бурильных труб. От этих недостатков свободны бурильные трубы с приваренными замками (рис.), которые подразделяются на трубы с приваренными встык замками по внутренней высадке (ПВ), наружной высадке (ПН), комбинированной (внутренней и наружной) высадке (ПК).
Получают эти трубы путем приварки к трубным заготовкам соединительных концов - замков. Последние приваривают контактно-стыковой сваркой по высаженной части труб. Приваренные концы обрабатывают под ниппель и муфту и нарезают замковую резьбу по ГОСТу. Сварной шов подвергают термообработке.
135. Легкосплавные бурильные трубы, их назначение, классификация, конструкция. соединительные элементы к ним. особенность характеристик этих труб, достоинства, недостатки.
Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) по ГОСТ 23786-79 применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала -2,78 г/см куб. (у стали 7,85 г/см куб) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы "Алюминий-Медь-Магний"), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 Мпа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46-93 из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции - ЗЛ
Основные параметры ЛБТ , наиболее распространенные в Западной Сибири : - условные диаметры труб 114, 129, 147 мм ;
- условная толщина стенки 9; 11, 13, 15, 17 мм;
- типоразмеры замков ЗЛ-140 , ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, - наружный диаметр бурильного замка) , соответственно для труб с условным диаметром 114, 129, 147;
- присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;
- средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.
Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм :
Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786-79
По конструкции подразделяются : 1.сборной конструкции. 2. Цельной конструкции (беззамковые). ЛБТ сборной констр. Классифицируется по конструкции(гладкие по всей длине, с внутренними концевыми утолщениями, с протекторным утолщением и внутренним концевым утолщением, с коническими стабилизирующими поясками), прочности и термостойкости(для нормальных температур, для повышенных температур). ЛБТ соединяются ж/у собой на резьбе (треугольного профиля)с помощью бурильных замков ЗЛ(замок легкий). Изготавливают прессованием из сплава алюминия, подвергают закалке и естественному старению.
ЛБТ цельной конструкции присоединяются замковой резьбой, нарезаемой на утолщенных концах труб, ЛБТ делятся на:1. С утолщенной стенкой 2. С внутренними концевыми утолщениями 3. С внутренними и наружными концевыми утолщениями. Преимущество - в три раза меньше число резьбовых соединений в свече, БК, что повышает герметичность.
Наличие гладкой внутренней поверхности, снижает гидравлические сопротивления примерно на 20% по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Диамагнитность позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.
Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).
136. Бурильные трубы и замки для электробурения, их назначение, конструкция, достоинства, недостатки.
Для электробурения применяются бурильные трубы с высаженными концами и навинченными замками ЗУ и трубы с приваренными замками с вмонтированными по оси ! кабельными секциями. Главной особенностью этих труб является наличие расположенного по оси труб токоподвода для питания электробура.
Выпускаются эти трубы из стали групп прочности Д, К, Е длиной 12
137. Утяжеленные БТ, их назначение, типы, классификация, конструкция.
Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.
Типы УБТ: - с гладкой поверхностью по всей длине, - с проточкой, - квадратного сечения, - со спиральными канавками, - со спиральными канавками и проточкой, - сбалансированные , -по стандарту 7АНИ.
УБТ квадр, со спиралями называют также противоприхватными (уменьшается площадь контакта со стенкой скважины). Горячекатанные УБТ применяются при бурении скважин средней глубины (2000 -2500) с использованием забойных двигателей. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.
Сбалансированные УБТ используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.
УБТ по стандарту 7АНИ , поставляются по импорту диаметром 127мм и менее длиной 9,14м и диаметром 152мм и более длиной 9,14 и 9,45. На концах труб нарезают обычную (по 7АНИ ) или специальную резьбу. Производится термообработка по всей длине.
138. Ведущие БТ, их назначение, типы, классификация, конструкция.
Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ).
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой. Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спускоподъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.
По ТУ 14-3-126-73 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140(З-147); З-152(З-171).
Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ - из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).
Цельнокатанные ВТ , выполняются с высаженными наружу концами, на которых нарезаются внутренние резьбы. Цельнокатанные ВТ прочны, достаточно герметичны и надежны в эксплуатации, изготавливаются малых размеров.
139. Переводники, их назначение, типы, классификация, конструкция.
Короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами и служат для соединения частей или отдельных элементов БК.
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360-82 разделяются на три типа:
1) Переводники переходные (ПП), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
2) Переводники муфтовые (ПМ) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.
3) Переводники ниппельные (ПН) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТу бурильных замков.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
П- 147/171 ГОСТ 7360-82
То же, но с левой резьбой:
П- 147/171 -Л ГОСТ 7360-82
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН
Предусматривается изготовление переводников и бурильных замков из одного и того же материала и с одинаковым наружным диаметром . Диаметр проходного отверстия переводника должен быть равным наименьшему внутреннему диаметру бурильного замка.
140. Принципы компоновки БК для различных способов бурения.
С учетом способа, условий и опыта бурения выбирается предварительная компоновка БК, которая затем уточняется по результатам расчета. Бурильная колонна может быть составлена из труб одного диаметра, толщины стенки и материала, но может быть скомбинирована, из различных комплектов труб, отличающихся по диаметру, толщине стенки и материалу. При роторном бурении бурильную колонну составляют только из стальных труб. При бурении забойными двигателями колонна также может быть составлена только из стальных труб. Но чаще применяют комбинированную колонну: из ЛБТ в верхней части и из стальных труб - в нижней части. Длину стальных труб определяют расчетным путем. Наиболее прочные герметичные трубы 1 кл. следует испытывать в глубоком бурении со сложными геологическими усл., либо когда условия бурения не известны или мало известны, но ожидаются сложными по прогнозным данным. Такие условия часто встречаются при бурении опорных, параметрических и поисковых СКВ. При роторном бурении наибольшее внимание обращается на прочность, а при с ГЗД на герметичность и гидравлические характеристики труб. Трубы из менее прочных материалов, с меньшей толщиной стенки, Кл.2 а также частично класа3 могут отрабатываться с сравнительно легких условиях. На менее прочные трубы класса 3 применяются обычно при эксплуатации бурения в неосложненых усл на глубине 1500-2000 м в зависимости от фактичского сосотояния. Очень важным при составлении компоновки колоны яв-ся выбор КНБК. -КНБК - участок низа колоны, распложенной над долотом и оснащенной такими элементами и устройствами которые позволяют направлять ствол скважины по проектному профилю и создавать необходимую нагрузку на долото, обеспечивать получение качественного, без резких изгибов и уступов ствола СКВ, в свободное прохождение наиб жесткого элемента колоны - ЗД, и часто важно, спуск ОК в СКВ. В состав КНБК с этой целью УБТ нескольких размеров по диматетру и длине, нескольео центраторов, расплогаемых на рсчетных расстояниях, а при необходимости - отклоняющее устройсво, калибраторы и т.д. Диаметр УБТ, входящий в состав КНБК выбирается из условия чтобы их жестокость была не меньше жесткости ОК. Если БК одноступенчатая, то длина ее определяется как разность протяжности ствола СКВ и длины КНБК. При бурении с ЗД БТ работают в менее тяжелых усл. Ето позволяет часть нагрузки на долото создавать весом СБТ. Длина колоны ЛБТ опр-ся как разность длины ствола СКВ за вычитом длины колоны СБТ и КНБК (вместе с ЗД ).
143. Отклоняющие компоновки для бурения интервалов набора и снижения зенитного угла.
В ходе бурения наклонно направленных скважин обычными компоновками без центрирующих устройств зенитный угол уменьшается благодаря фрезерующей способности шарошечных долот.
Но из-за многообразия геолого-технических условий бурения интенсивность снижения зенитного угла разнообразна. Прогнозирование заданной интенсивности снижения зенитного угла наклонного интервала скважины возможно при использовании опытных данных, полученных в различных условиях. Темп снижения зенитного угла связан с твердостью буримых пород, поэтому рекомендуется проектировать забойные компоновки к геологическим условиям.
Простые компоновки без центрирующих элементов широко применяются при бурении наклонных скважин, геологический разрез которых сложен породами средней твердости, твердыми и крепкими. . В последние годы в состав простых компоновок включают долото и забойный двигатель. В случаях, когда азимут скважины не требует изменения, эффективно применение неориентируемых компоновок для уменьшения зенитного угла. Для его существенного снижения рекомендуется устанавливать на валу турбобура отрезок УБТ длиной до 3 м. Однако такие компоновки отрицательно влияют на интенсивность износа нижней радиальной опоры шпинделя. В ряде случаев положительные результаты дает использование укороченных турбобуров, соединенных с бурильными трубами. Компоновки без стабилизирующих устройств, включающие долото и турбобур, также способствуют снижению зенитного угла скважины
141. Понятие о компоновке низа бурильной колонны (КНБК) и ее элементы.
КНБК - участок низа колоны, распложенной над долотом и оснащенной такими элементами и устройствами которые позволяют направлять ствол скважины по проектному профилю и создавать необходимую нагрузку на долото, обеспечивать получение качественного, без резких изгибов и уступов ствола СКВ.
Центраторы различных типов применяются для центрирования нижнего направляющего участка бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения самопроизвольного его искривления. Все типы центраторов работают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважины. Требования: надлежащее центрирование колонны; достаточная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая проходимость по стволу; высокая износостойкость, хорошая динамическая балансировка (для вращающихся центраторов), исключающая биение и вибрации и др.
классифиция по принципу действия:
1) механические с жесткими центрирующими элементами, с эластичными центрирую-щими элементами, упруго изменяющими свои размеры и форму; центробежные, в которых колонна отжимается от стенок к оси скважины за счет центробежных сил вращающихся частей плашек центратора;2) гидравлические с выдвижными центрирующими элементами (плашками, зубками).
классифиция по конструктивному исполнению:1) лопастные; 2) шарошечные.
Калибраторы предназначены для выравнивания стенок скважины и доведения ее диаметра до номинального при потере долотом диаметра вследствие износа. Придание стволу скважины формы правильного кругового цилиндра, т.е. калибровка ствола скважины.
калибраторы подразделяются на:
1.Лопастные(различаются по числу лопастей, по их направлению, по способу крепления); 2.Шарошечные(различаются по числу шарошек, по схеме их размещения и по форме и метериалу зубьев шарошек - с фрезерованными, с твердосплавными зубьями).
Требование к калибраторам - высокая износостойкость и долговечность калибрующих элементов хорошая проводимость по стволу скважины.
Стабилизаторы предназначены для стабилизации (улучшения условий) работы нижнего направляющего участка бурильной колонны путем ограничения стрелы прогиба труб, особенно при наличии каверн, гашения поперечных (частично продольных и крутильных) вибраций бурильного инструмента на контактах его с глинистой коркой. Классификация:1. С цельными лопастями(при бурении в твердых породах), 2 со сменными лопастями(твердых и абразивных), 3 с приваренными лопастями(в мягких). Амортизаторы применяют с целью снижения амплитуды динамических (вибрационных и ударных) осевых и моментных нагрузок, а также поперечных сил, возникающих в процессе бурения. При использовании амортизаторов 1)повышенная стойкость долота, 2)снижается амплитуда вибраций.Требование - надежная защита БК, долота, ЗД от больших (пиковых) нагрузок, также долговечность и надежность работы всех его узлов.
Протекторные кольца предназначены для защиты бурильных и обсадных колонн (кондукторов, промежуточных колонн) от износа при вращении колонны и СПО. Классифицируются по способу установки, крепления, материалу и конструкции :1) резиновые типа КП. 2) резинометаллические - типа ПС.
3) металлические - типа ПЭ. Обратные клапаны устанавливаются с целью предупреждения поступления в бурильную колонну при отсутствии циркуляции обогащенного шламом бурового раствора из затрубного пространства а также пластового флюида, особенно газа, при вскрытии высоконапорного пласта. Фильтры предназначены для предупреждения попадания в бурильную колонну посторонних предметов (щепок, обрывков резины и др.), которые могут привести к забиванию проточных каналов гидравлических забойных двигателей и отверстий долота. Металлошламоуловители предназначены для улавливания мелких кусков металла,случайно попавших в скважину или оставшихся в ней после разбуривания и подъема металлических предметов (долота, его частей и др.) магнитным фрезером, а также крупных частиц шлама. Для подъема таких частиц требуется большой скоростной напор за трубами, что требует создания большого расхода жидкости.
142. Жесткие КНБК для бурения вертикальных и прямолинейно наклонных интервалов ствола скважины.
Большую жесткость низа бурильной колонны можно получить, используя двойные УБТ (труба в трубе, соединенные на резьбе, причем наружная короче внутренней). Одна из труб в этом случае испытывает растягивающие усилия.
Растягивающие усилия в нижней части бурильной колонны создаются наддолотыми утяжелителями различной конструкции.
При центрировании нижней части бурильной колонны используются различные центраторы. В этом случае, чем меньше зазор между стенками скважины и наружным диаметром центратора, тем более устойчива бурильная колонна в вертикальном направлении.
Установка центраторов позволяет также увеличивать осевую нагрузку на долото (как следствие снижения износа труб на трение).
При использовании инструмента для наклонно-направленных скважин отклоняющие силы на долото создаются при применении специальных компоновок, включающих в себя отклонители, центраторы, УБТ различной длины и диаметра.
144. Особенности режима бурения при бурении с отклоняющими компоновками.
150. Проектирование режима бурения, методы. Их достоинства и недостатки.
Совокупность параметров, существенно влияющих на процесс и показатели бурения, которые можно регулировать в процессе бурения, наз. режимом бурения.
Параметры бурения: - текущая (мгновенная) мех. скорость,
- проходка на долото,
- стойкость долота, - осредненная мех. скорость за 1 долбление, - рейсовая скорость, -техническая скорость, -коммерческая, -цикловая.
Существует 4 метода проектирования:
Метод аналогии. самый приближенный, грубый. Прим-ся тогда, когда остальные методы неприменимы. Режим выбирается по аналогии с режимами ранее пробуренных СКВ.(выбор способа, типа долот, проектир-е работ по борьбе с ослож-ми...). Режим будет уточняться с бурением каждой новой скважины.
Расчетный метод. В основу совершенствования режима принимается результаты изучения разреза м/р в процессе бур. первых скв. Статистический метод. Основной. Необх-мо достаточное кол-во инф-ии о парам. бурения СКВ., ранее пробур. на этой площади. Далее разрез разбивается на режим. пачки, с пом различ. критериев по ф-лам рассчит-ся оптим. значения парам. бурения.
Метод адаптационной оптимизации. Непосредств. в пр-ссе бур-я с пом датчиков получают инф-ю о режимных параметрах, о св-вах г.п., величине давления и т.д. По мере изм-я забойных парам,(вскрыли другой пласт, изм-е давл-я и т.д.) происх. изм-е режимных параметров. Т.о. режим как бы адаптируется к изменяющимся условиям в процессе бурения.
При проектировании оптимального режима бурения пользуются уравнением кот-я описывает зависимость работы долота от всей совокупности факторов(геолог.,технолог.,субъективные).На практике используют частные решения.Выделяют аналитические модели (мат.описание зависимостей параметров режима работа долота и его показатели от геом.характеристик долота и показателей мех.св-в г.п.), эмпирические модели (параметры кот-х опр-ся по промысловым данным).Выделяют из эмпирических интегральные (описывают зависимость итоговых результатов долота от осн. факторов) дифференциальный (описывает результаты работы долота и его изнашивание во времени)
145. Компоновка и расчет бурильной колонны. Виды и порядок расчета.
С учетом способа, условий и опыта бурения (на данной площади, соседних площадях или в аналогичных геологических условиях) вначале выбирается предварительная компоновка бурильной колонны, которая затем уточняется по результатам расчета. Бурильная колонна может быть составлена из труб одного диаметра, толщины стенки и материала. но может быть скомбинирована из различных комплектов труб, отличающихся по диаметру, толщине стенки и материалу.
Наиболее прочные, герметичные и надежные как по конструктивному исполнению, так и по материалу, толщине стенки, точности изготовления и классу бурильные трубы следует использовать в глубоком (и сверхглубоком) бурении со сложными геологическими условиями, либо когда условия бурения неизвестны (малоизвестны), но ожидаются сложными по прогнозным данным. Такие условия чаще встречаются при бурении опорных, параметрических и поисковых скважин.
При роторном бурении наибольшее внимание обращается на прочность труб, а при
турбинном бурении - на герметичность резьбовых соединений. Наиболее прочные и герметичные трубы иногда целесообразно применять только на наиболее нагруженных участках колонны, поскольку использование дорогостоящих труб на всех участках колонны без учета условий ее работы было бы неэкономично.
Трубы из менее прочных материалов, с меньшей толщиной стенки, 2 класса, а также частично 3 класса могут успешно отрабатываться в сравнительно легких условиях: при эксплуатационном бурении на глубину до 2000-2500 м в неосложненных условиях. Наименее прочные трубы, 3 класса применяются обычно при эксплуатационном бурении в неосложненных условиях на глубину 1500-2000 м в зависимости от их фактического состояния. В очень редких случаях (на отдаленных буровых, отсутствии дорог, труднодоступных районах и трудности доставки обсадных труб) бурильные колонны могут быть использованы в качестве обсадных.
Размеры бурильных труб, УБТ и др. выбираются из следующих условий.
Наиболее выгодное условие - минимум гидравлических потерь в циркуляционной системе,- имеющее место при равенстве потерь в трубах и за ними, достигается при , где - наружный диаметр бурильных труб, диаметр скважины и долота. Однако, в целях снижения веса бурильной колонны это соотношение на практике нередко снижают до 0,650,60, а иногда и меньше. Так, с 215,9 мм долотом обычно используют 127 мм, но иногда - и 114 мм трубы, что соответствует условию . Диаметр УБТ рекомендуется выбирать из соотношений:
Необходимо, чтобы , где - диаметр забойного двигателя;
Если , следует принимать ступенчатый утяжеленный низ, добиваясь условия и , где и - диаметр УБТ в верхней и нижней секциях.
Меньшие значения и принимаются при опасности прихвата бурильной колонны. (обвалы пород, толстая рыхлая липкая корка и др., поглощениях и пластовых проявлениях). Найденные значения и округляются до ближайшего стандартного размера.
При роторном бурении в нижней части колонны необходимо использовать УБТС.
Длину утяжеленного низа при этом определяют из условия, чтобы вся нагрузка на долото Gд с учетом возможных перегрузок создавалась весом УБТ
(6.20)
где - длина верхней секции УБТ, которую достаточно взять равной длине одной свечи (или одной трубы);
qон и qов - расчетный вес единицы длины УБТ нижней и верхней секции;
- коэффициент запаса, который достаточно взять равным 1,03...1,05;
- коэффициент потери веса труб в жидкости; К- коэффициент, учитывающий трение труб о стенки скважины;
α - зенитный угол в интервале расположения УБТ;
- коэффициент трения при вращении.
Если на разных участках ствола скважины и разные, то при расчете берется та пара их значений, которая дает большее значение .
Если большое значение вызвано большим зенитным углом α, то следует подумать над возможностью размещения УБТ на участке скважины с малым α (или на вертикальном) на возможно ближайщем расстоянии от долота. Значение этого вопроса возрастает в связи с увеличением бурения в последние годы количества скважин с горизонтальными ответвлениями. Но в этом случае бурильные трубы на участке между УБТ и долотом будут работать в очень тяжелых условиях. Поэтому на этом участке необходимо применять трубы с максимально возможной продольной жесткостью (максимально-возможного диаметра и толщины стенки), предусмотрев также установку необходимого количества опорно-центрирующих элементов необходимого типо-размера в расчетных точках с тем, чтобы свести к минимуму стрелу прогиба труб.
Очень важным моментом при компоновке колонны является выбор компоновки нижнего направляющего участка колонны (КНБК). Под КНБК понимается участок низа колонны, расположенный непосредственно над долотом и оснащенный такими элементами и устройствами, которые позволяют направлять ствол скважины строго по проектному профилю и создавать необходимую нагрузку на долото, обеспечивать получение качественного, без резких изгибов и уступов, ствола и свободную проходимость наиболее жесткого элемента колонны (забойного двигателя) и что особенно важно, - беспрепятственный спуск обсадной колонны в скважину. В состав КНБК с этой целью включают УБТ (1-го, 2-х или 3-х размеров по диаметру и длине), несколько центраторов, располагаемых на расчетных расстояниях, а при необходимости - отклоняющие устройства, калибраторы, стабилизаторы, амортизаторы расширители и др.При бурении с забойными двигателями в КНБК выключается также забойный двигатель. Диаметр УБТ, входящий в КНБК, выбирается из условия, чтобы их жесткость была не меньше жесткости обсадной колонны, т.е. . Для выполнения этого условия в практике бурения иногда используют сверхутяжеленные бурильные трубы (СУБТ).
146. Расчет бурильной колонны для роторного способа бурения.
Первоначально необходимо выбрать диаметр бурильных труб в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны по таблицам.
При роторном бурении рекомендуется сначала проводить расчет на выносливость, а затем - на статическую прочность. Расчет на выносливость осуществляется в следующем порядке:
1. Рассчитывают переменные напряжения изгиба
Где Е - модуль упругости материала бурильных труб, для стали Е=2*10^11Па, для алюминиевых сплавов E=8*10^10Па; I - осевой момент инерции сечения по телу трубы, м4,
D и d - наружный и внутренний диаметры трубы соответственно, м - стрела прогиба ; L - длина полуволны, м ; - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы - по пояску или сварному шву)
- угловая скорость вращения бурильных труб, с-1
- масса 1го метра труб, кг/м
2. Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:
- предел выносливости материала труб, МПа
β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы.
147. Расчет бурильной колонны при бурении турбинным способом.
Притурбинном бурении колонна бурильных трубнеподвижна и вопринимает реактивный момент во время работы турбобура. Однако даже при небольшом искривлении скважины бурильная колонна лежит на ее стенках, а реактивный момент воспринимается только нижней частью этой колонны и затухает по мере удаления от турбобура из-за трения о стенки скважины. Поэтому колонна бурильных труб практически разкружена от действия вращающего момента. Расчет бурильных труб при турбинном бурении сводится к определению допускаемой длины колонны с учетом веса турбобура, утяжеленных бурильных труб и давления промывочной жидкости.
Расчет проводится в приведенной ниже последовательности
1.Выбирается диаметр бурильных труб по таблице.
2. Определяется допускаемая глубина спуска колонны и труб с одинаковой толщиной стенки и одной группой прочности материала:
,
Где - допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН
- предел текучести материала труб, МПа; - площадь сечения труб, м2; n - коэффициент запаса прочности, n=1,3 для нормальных условий, n=1,35 для осложнения условий; - предельная нагрузка, МН; k-коэффициент, k=1,15; G - вес забойного двигателя, МН; G - вес забойного двигателя, МН; - перепад давления в турбобуре, МПа; - вес 1м бурильных труб, МН; - площадь сечения канала труб, м2.
Если бурильная колонна составлена из труб одного диаметра, но разных толщин стенок или различных групп прочности материала, то такая колонна будет состоять из нескольких секций.
Длина каждой последующей секции определяется по формуле:
- допустимые растягивающие нагрузки каждой последующей и предыдущей секций соответственно, МН; - вес 1 м труб последующей секции, МН.
Для удобства должна быть выбрана и проверена расчетом такая колонна, которая будет состоять из наименьшего числа секций одного диаметра труб, отличающихся толщиной стенки и группой прочности материала. Необходимо стремиться применять бурильные трубы с меньшим значением предела текучести, как менее дефицитные и меньшей стоимости
148. Особенности расчета бурильной колонны при бурении скважин с горизонтальным окончанием.
149. Принципы рациональной эксплуатации бурильных труб и элементов компоновки бурильной колонны.
- соблюд. рекоменд соотн. Между номин. Диаметром БТ и диаметром ствола скважины
-использ. Комплекта УБТ длинной, достаточной для создания нагрузки на долототолько за счет веса УБТ - использование спиральных и квадратных УБТ в случае повышенных требований к стабилизации низа БК
- соблюд. Условий позволяющих избежать частот вращения приврдящих к резонансу
- системат. контроль износ БТ и замков к ним, УБТ и переводников и их резьбовых концов
Учет работы БТ - свовременная выбраковка БТ, имеющих чрезмерный износ
1. Буровые скважины, их назначение, конструкция, классификация.
2. Цикл строительства скважин, содержание цикла.
3. История возникновения и развития бурения. Ударный способ бурения, его сущность и разновидности.
4. Вращательный способ бурения, его сущность. и разновидности.
5. Современные способы бурения, их краткая характеристика. Функциональная схема буровой установки.
6. Показатели бурения.
7. Понятие о режиме бурения. Классификация режимов бурения.
8. Влияние подводимой к долоту мощности на процесс и показатели бурения.
9. Влияние осевой нагрузки па долото на процесс и показатели бурения.
10. Влияние частоты вращения долота на процесс и показатели бурения.
11. Влияние расхода бурового раствора на процесс И показатели бурения.
12. Влияние структуры потока бурового раствора на процесс и показатели бурения.
13. Промывочные системы буровых долот и их влияние на процесс и показатели бурения.
14. Гидромониторный эффект и его полезное использование.
15. Влияние очистки забоя на процесс и показатели бурения. Понятие о совершенной очистке забоя. Пути улучшения очистки забоя. Новые типы насадков, их конструкция, создаваемые ими эффекты, влияние па очистку забоя.
16. Влияние плотности бурового раствора на процесс и показатели бурения.
17. Влияние вязкости бурового раствора на процесс и показатели бурения.
18. Флияние фильтратоотдачи бурового раствора па процесс и показатели бурения.
19. Влияние дифференциального и угнетающего давления на процесс и показатели бурения.
20. Понятие об изнашивании и износе долот. Причины и последствия изнашивания. Виды износа 21. Зависимость износа долот от удельной мощности при бурении обломочных и крн- сталлических пород.
22. Зависимость износа долот от осевой нагрузки, частоты вращения при бурении различных по твердости и абразивности пород.
23. Зависимость износа долот от расхода и качества бурового раствора при бурении различных пород.
24. Особенности изнашивания твердосплавных и алмазных долот
25. Предельные нормы износа долот. Краткая форма записи износа.
26. Закономерности изменения механической скорости бурения лопастными долотами во времени.
27. 27.Зависимость изменения механической скорости бурения различных по твердости абразивности пород шарошечными долотами от времени бурения.
28. Комплексное влияние различных факторов на процесс и показатели бурения. Многофакторные зависимости и их получение.
29. Влияние различных элементов компоновки низа бурильного инструмента на процесс и показатели бурения, качество ствола.
30. Характер и причины изменения момента и мощности на шарошечном долоте во времени.
31. Колонковое бурение, колонковый инструмент, применяемый при различных способах бурения.
32. Показатели, определяющие качество колонкового инструмента и керна особенности и технологии колонкового бурения.
33. Технология роторного бурения и его особенности. определение момент и мощности.
34. Принципы нормирования расхода бурового раствора при роторном бурении. НС номограмма и ее построение.
35. Общие затраты мощности при роторном бурении. Коэффициенты передачи мощности на забой и пути его повышения.
36. Приборы контроля параметров режима роторного бурения. Требования к буровому оборудованию и инструменту при роторном бурении и ограничения на режимные параметры.
37. Принцип оптимизации режима роторного бурения. Достоинства и недостатки роторного бурения.
38. Особенности турбинного способа бурения. Конструктивные особенности современных турбобуров.
39. Классификация современных турбобуров.
40. Энергетические характеристики турбин турбобуров их определение и перерасчет при изменении свойств бурового раствора.
41. Понятие о рабочих характеристiиках турбобуров. Рабочие характepиcтики турбобуров с опорами скольжения.
42. Рабочие характеристики турбобуров с опорами качения, с маховой массой, секционных турбобуров.
43. Расчет рабочих характеристик турбобуров. Порядок и последовательности расчета рабочих характеристика и их построение.
44. Регулирование и стабилизация частоты вращения вала турбобуров.
45. Особенности конструкции и работы турбобуров с системой гидроторможения.
46. Принципы выбора типо - размеров турбобуров по итервалам бурения.
47. Расчет и построение НТС номограммы. Работа с НТС номограммой и решаемые с ее помощью задачи.
48. Общие затраты мощности при турбинном бурении. Коэффициент передачи мощности на забой при турбинном бурении и пуги его повышения.
49. Принципы оптимизации режима турбинного бурения.
50. Бурение винтовыми забойными двигателями (ВЗД). Конструкция и принцип работы ВЗД.
51. Рабочие характеристики ВЗД. Особенности технологни бурения ВЗД.
52. Принцип выбора ВЗД. Общие затраты мощности при бурении ВЗД. Коэффициент передачи мощности на забой при бурении ВЗД и пути его повышения.
53. Особенности требований к бурильному инструменту при бурении с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД). Приборы контроля режимов бурения с ГЗД.
54. Бурение с электробурами и его особенности.
55. Конструкция современных электробуров.
56. Система токоподвода электробура, наземное оборудование.
57. Выходная характеристика двигателя электробура и факторы, ее определяющие.
58. Особенности технологии бурения электробурами. Peгулирование частоты вращения вала электробура.
59. Коэффициент передачи мощности на забой при бурении с электробурами и его повышения.
60. Контроль параметров режима бурения при бурении с электробурами. Достоинства и недостатки электробурения.
61. Контроль параметров ствола скважины при бурении с электробурами. Специальные требования при электробурении.
62. Комбинированные способы бурения, их достоинства и недостатки.
63. Наклонно-направленное бурение, сущность и область применения.
64. Понятие об искривлении скважин и параметры искривления.
65. Самопроизвольное искривление скважин и его причины и закономерность
66. Предупреждение самопроизвольного искривления скважин.
67. Направленное искривление скважин, принципы искривления.
68. Необходимые условия для направленного искривления скважин.
69. Отклонители и отклоняющие устройства и их классификация.
70. Отклоняющие клинья, тины клиньев и порядок работы с ними.
71. Шарнирные отклонители и порядок работы с ними.
72. Неориентируемые отклонители, принцип их работы.
73. Кривой переводник, его характеристики и работа с ним. Отклонитель Р 1 его характеристики и работа с ним.
74. Отклонитель ТО, принцип его работы, достоинства и недостатки.
75. Отклонитель ШО, принцип его работы. их достоинства.
76. Турбобуры с накладкой и с эксцентричным ниппелем как отклоняющие устройства.
77. Отклоняющее устройство, применяемое при электробурении.
78. Ориентирование отклонителей. общее понятие, способы, классификация.
79. Устьевое ориентирование отклонителя. Спуск бурильного инструмента методом сноса меток на станину ротора.
80. Спуск бурильного инструмента методом сноса меток на бумажную ленту.
81. Забойное ориентирование отклонителей и принципы забойного ориентирования.
82. Забойное ориентирование отклони гелей с помощью одноточечных инклиноиетров, достоинства и недостатки метода.
83. Забойное ориентирование отклониелеелей с помощью многоточечных геофизических инклинометров в наклонном стволе, достоинства и недостатки метода.
84. Принципы забойного ориентирования отклопителей с помощью многоточечных геофизических инклинометров в вертикальном стволе.
85. Компоновка низа бурильной колонны при работе с многоточечными геофизическими инклинометрами.
86. Забойное ориентирование отклонителей в вертикальном стволе.
87. Скважинная телеметрическая система при электробурении и решаемые с ее помощью задачи
88. Скважинная телеметрическая система при турбинном бурении и решаемые с ее помощью задачи.
89. Профиль наклонно - направленной скважины, типы профилей.
90. Принцип выбора типа профиля скважины.
91. Понятие о допустимой интенсивности искривления скважин и факторы ее определяющие. Выбор интенсивности искривления
92. Порядок расчета профиля наклонно - направленной скважины.
93. Кустовое бурение скважин, понятие, определение, область применения.
94. Кусты скважин и принципы кустования.
95. Принципы выбора кустовой площадки. Основные схемы размещения скважин в кусте.
96. Оптимальное число скважин в кусте и его определение.
97. Меры по недопущению пересечения стволов скважин в кусте.
98. Бурение многозабойных скважин, понятие, область применения достоинства, недостатки.
99. Принципы выбора конструкции многозабойных скважин, последовательность решаемых при этом задач.
100. Бурение боковых стволов скважин, находившихся в эксплуатации.
101. Бурение скважин с горизонтальным и горизонтально разветвленным окончанием. Область применения, достоинства и недостатки способа.
102. Основные проблемы бурения скважин горизонтальным и горизонтально разветвленным окончанием и пути их решения.
103. Бурильная колонна, ее назначение и состав.
104. Основные виды нагрузок, действующих на бурильную колонну, при роторном способе бурения. Эпюра их распределения по длине колонны.
105. Основные виды нагрузок, действующих на бурильную колонну при бурении с гидравлическими забойными двигателями эпюра их распределения по длине колонны.
106. Влияние давления и циркуляции жидкости на напряженное состояние колонны.
107. Наиболее вероятные виды вращения бурильной колонны в стволе скважины сложного профиля.
108. Продольно - поперечный изгиб бурильной колонны и ее устойчивость. Основное уравнение, описывающее состояние бурильной колонны, ее решение и результат.
109. Определение длины стесненной полуволны или полувитка вращающейся колонны в наклонной скважине.
110. Определение длины стесненной полуволны или полувитка невращающейся колонны в наклонной скважине.
111. Силы сопротивления движению бурильной колонны в скважине сложного профиля.
112. Принцип расчета осевых усилий в произвольном сечении бурильной колонны в скважине сложного профиля.
113. Уравнение равновесия участка бурильной колонны на наклонно прямолинейном участке ствола скважины и его решение.
114. Уравнение равновесия участка бурильной колонны на участке набора зенитного угла и его решение.
115. Уравнение равновесия участка бурильной колонны на участке снижения зенитного угла и его решение.
116. Расчет осевых усилий, возникающих в произвольном сечении бурильной колонны, в процессе ее подъема.
117. Расчет осевых усилий, возникающих в произвольном сечении бурильной колонны, в процессе ее спуска.
118. Определение сил сопротивления движению бурильной колонны в скважине сложного профиля.
119. Определение нагрузки, доходящей до забоя, в скважине сложного профиля и с горизонтальным окончанием.
120. Колебания бурильной колонны, причины, виды, параметры колебаний. Параметры колебаний как механических перемещений и как силовых факторов. Особенности возмущающих факторов, действующих на бурильную колонну при работе долота.
121. Продольные колебания бурильной колонны, их причины, влияние на процесс и моторесурс работы бурового долота, забойного двигателя, долговечность бурильных труб и показатели бурения.
122. Крутильные колебания бурильной колонны, их причины, влияние на процесс и показатели бурения.
123. Поперечные колебания бурильной колонны и их влияние на процесс и показат- ел и бурения.
124. Автоколебания бурильной колонны, их причины. Продольные и крутильные автоколебания.
125. Амортизация и демпфирование колебаний. Принцип работы амортизаторов и демпферов колебаний. Амортизаторы и демпферы колебаний, их классификация, конструкция.
126. Динамические осевые нагрузки, возникающие при спуско-подьемных операциях и их определение.
127. Динамические моментые нагрузки, возникающие в процессе бурения и их определение.
128. Влияние среды на износ бурильного инструмента.
129. Бурильные трубы и их классификация.
130. Бурильные трубы с высаженными концами и навинченными замками, их разновидности, конструкция, достоинства, недостатки.
131. Бурильные трубы повышенной герметичности, их разновидности, конструкция, достоинства, недостатки.
132. Бурильные замки, их назначение, классификация, конструкция. Сопоставительные геометрические и гидравлические характеристики бурильных замков различных типов.
133. Резьбы на бурильных трубах, бурильных замках и других элементах компоновки бурильной колонны.
134. Бурильные трубы с приваренными замками, их разновидности, конструкция, достоинства, недостатки.
135. Легкосплавные бурильные трубы, их назначение, классификация, конструкция. соединительные элементы к ним. особенность характеристик этих труб, достоинства, недостатки.
136. Бурильные трубы и замки для электробурения, их назначение, конструкция, достоинства, недостатки.
137. Утяжеленные бурильные трубы, их назначение, типы, классификация, конструкция.
138. Ведущие бурильные трубы, их назначение, типы, классификация, конструкция.
139. Переводники, их назначение, типы, классификация, конструкция.
140. Принципы компоновки бурильной колонны для различных способов бурения.
141. Понятие о компоновке низа бурильной колонны (КНБК) и ее элементы.
142. Жесткие КНБК для бурения вертикальных и прямолинейно наклонных интервалов ствола скважины.
143. Отклоняющие компоновки для бурения интервалов набора и снижения зенитного угла.
144. Особенности режима бурения при бурении с отклоняющими компоновками.
145. Компоновка и расчет бурильной колонны. Виды и порядок расчета.
146. Расчет бурильной колонны для роторного способа бурения.
147. Расчет бурильной колонны при бурении турбинным способом.
148. Особенности расчета бурильной колонны при бурении скважин с горизонтальным окончанием.
149. Принципы рациональной эксплуатации бурильных труб и элементов компоновки бурильной колонны.
150. Проектирование режима бурения, методы. Их достоинства и недостатки.
Документ
Категория
Разное
Просмотров
2 209
Размер файла
4 638 Кб
Теги
шпаргалки, шпоры
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа