Начинается...

Некоторые особенности работы буровых долот и практические приемы при их использовании

Некоторые особенности работы буровых долот и практические приемы при их использовании

А. С. НОВИКОВ – к.т.н., технический директор ООО «МИП Георазведка плюс» novikov.as@mail.ru
Д. Ю. СЕРИКОВ – д.т.н., доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина тел. +7 (985) 771-99-95, serrico@rambler.ru

Контроль за работой сервисной буровой компании, с точки зрения рационального использования долот, позволяет снизить вероятность аварий и способствует достижению максимальной рейсовой скорости проходки. Важным и наиболее универсальным параметром является общий для всех видов бурового инструмента – фактический срок его службы. Он обеспечивает возможность оценить практическую ценность конструкции инструмента и входит в эксплуатационную характеристику в качестве ее основного компонента. В работе описано множество приемов и условий, соблюдение которых позволит повысить эффективность использования буровых долот и, как следствие, снизить сроки и стоимость бурения нефтяных и газовых скважин.

Ключевые слова: буровое долото, нагрузка на долото, механическая скорость бурения, проходка на долото, стойкость инструмента.

При раскопках в Египте, в долине реки Нил, обнаружено огромное число гидрогеологических скважин, возраст которых исчисляется сотнями лет до нашей эры. В некоторых случаях в текстах, высеченных на камнях, сохранились даже даты их прокладки. И что вызывает изумление, есть и такие скважины, которыми население по прошествии почти 20 веков пользуется в пустыне и поныне. Кроме того, не представляет секрета и то оборудование, с помощью которого египтяне в древности производили бурение скважин. В начальный период работа выполнялась неотесанными каменными, сделанными из кремня, долотами, прикрепленными к деревянным палкам (шестам). Однако впоследствии каменное долото сменило металлическое сверло-зубило.  Впоследствии бурение вращательным методом осуществлялось лопастными долотами.

Шарошечное долото с правильным конусом было изобретено в США Хьюзом лишь в 1909 году. Это было революционное техническое решение по повышению эффективности бурения нефтяных, газовых, взрывных и др. скважин [1].

Работа шарошечного долота, как и других видов бурового инструмента является механическим процессом [2]. Очевидно, что все процессы протекают одновременно и создают сложную картину взаимодействия породоразрушающих элементов долота с горной породой [3].

Особенностью работы бурового долота является отсутствие жестких устройств, направляющих инструмент вдоль по оси скважины [4]. Забой, по форме близкий к плоскому, не способен центрировать буровое долото, а направляющие инструмент стенки скважины не могут предотвратить колебания оси долота [5].

Шарошечное долото является своеобразным механизмом, преобразующим в процессе взаимодействия с забоем вращение бурильной колонны или вала забойного двигателя в продольные, крутильные, а в определенных условиях и поперечные колебания. Сильные вибрации в процессе работы инструмента могут привести к разрушению бурильных труб, разрушению элементов вышки, повреждению забойных двигателей и забойной аппаратуры, увеличению диаметра скважины, преждевременному износу долота, снижению механической скорости бурения. При усилении вибраций и при отсутствии контроля за их уровнем, может возникнуть явление «резонанса», которое в большинстве случаев приводит к катастрофическим разрушениям элементов бурильных труб и долота [6].

Продольные и крутильные колебания органически связаны со спецификой конструкции шарошечных долот и принципом их работы. Колебания имеют волновую природу. Они классифицируются на: продольные, поперечные и крутильные. Они возникают одновременно и зависят от волновой характеристики бурильной колонны и включенных в ее компоновку устройств (калибраторов, центраторов, демпферов, амортизаторов), типоразмера долота, свойств разбуриваемых пород, параметров режима бурения.

Основными причинами возникновения колебаний являются: скачкообразный характер разрушения горных пород; ухабистость забоя скважины [7], которая в свою очередь зависит от: воздействия бурильной колонны на забой при ее продольных и крутильных колебаниях, резких и частых изменениях параметров режима бурения, неоднородности, трещиноватости и резкой перемежаемости по твердости разбуриваемых пород, различия давления под разными опорными зубцами долота, вызываемого: неравномерным износом цапф и деталей подшипников долота [8], приводящим к нарушению соосности геометрической оси шарошки с осью вращения, и как следствие, к неодинаковому динамическому нагружению разных опорных зубьев; неравномерным износом зубьев, приводящим к образованию разной площади контакта с породой; зубчатая рабочая поверхность долота; пульсация давления в нагнетательной системе [9] дискретная подача инструмента и др.

Форма поверхности ухабообразного забоя может быть различной, но наиболее распространенной является волнообразная.

Экспериментально установлены характеристики колебаний: частота продольных колебаний (высокочастотные колебания – 110–170 Гц; низкочастотные колебания – 3–20 Гц); частота крутильных колебаний (низкочастотные – 6–16 Гц; высокочастотные – 120–220 Гц; промежуточные – 20–110 Гц).

Амплитуда продольных колебаний составляет 0,1–1 мм. Хотя абсолютные значения частоты для различных видов колебаний различны, однако, порядок числовых значений примерно одинаков. Поэтому колебания, в которых работает буровое долото, можно разделить на две гармоники: – высокочастотную и низкочастотную.

Практика показывает, что высокочастотные колебания бурильного инструмента, возникающие при перекатывании зубцов шарошки по забою скважины и недостаточные по амплитуде для объемного разрушения породы, могут быть без ущерба погашены. В этом случае опоры шарошек будут испытывать вибрации меньшей интенсивности и как следствие ресурс долота возрастет.

Низкочастотные колебания связаны с усилием прижатия бурильной колонны к стенкам скважины, носят релаксационный характер и полностью связаны по частоте и амплитуде с крутильными колебаниями.

По данным исследований, низкочастотные колебания по амплитуде в 1,3–2,6 раза превышают статические усилия нагружения долота бурильным инструментом. Эта нагрузка способна создавать усилия для объемного разрушения породы забоя скважины. Следовательно, эффективность работы бурового долота при условии сохранения динамических импульсов, возникающих при воздействии низкочастотных колебаний бурильного инструмента, повышается. При возникновении вибраций необходимо: заново приработать долото; отбурить 1–1,5 м нового ствола; остановить вращение на 15–30 сек. и промыть забой; продолжить бурение на пониженных режимах; при продолжении вибраций изменить режим бурения – снизить частоту вращения инструмента и/или повысить нагрузку на забой.

Если принятые меры неэффективны, необходимо применять в компоновке низа буровой колонны (КНБК) над долотный амортизатор. Рекомендуется над долотный амортизатор устанавливать на некотором расстоянии от бурового долота, для использования низкочастотных колебаний при разрушении породы.

Для гашения продольных и крутильных колебаний разработаны различные конструкции амортизаторов, демпферов. В качестве амортизирующего элемента используются эластомеры и пружины [6].

Увеличение количества промывочной жидкости, подаваемой на забой скважины, снижает амплитуду продольных колебаний, в то время как неравномерность нагрузки на долото увеличивает амплитуду крутильных колебаний.

Поперечные колебания можно снять установкой полноразмерного наддолотного калибратора, если это не спровоцирует рост зенитного угла скважины.

Если, самые высокие значения механической скорости проходки (ROP) достигаются при использовании нескольких комбинаций, нагрузка на долото (и обороты долота), то всегда нужно использовать наименьшую по величине комбинацию, что позволяет снизить вероятность возникновения вибраций.

В крепких породах вероятность возникновения вибраций достаточно велика, поэтому необходимо при переходе из мягких пород в твердые, снижать скорость вращения долота, и проводить тест по подбору режима бурения. Максимальная скорость проходки должна быть при минимальных вибрациях. Из практики известно, что при возникновении осевых вибраций, уход в сторону снижения осевой нагрузки и оборотов ротора до 40–60 об/мин., устраняет вибрации, но снижает механическую скорость проходки. Увеличение скорости вращения ротора до 200 об/мин., так же устраняет вибрации, при увеличении мех, скорости проходки, но риск слома бурильных труб и утяжеленных бурильных труб (УБТ) возрастает.

В настоящее время все большие объемы бурения в нашей стране и за рубежом осуществляются буровыми долотами Polycrystalline Diamond Bits (PDC) и алмазными бурильными головками [10], однако применение шарошечных долот все еще занимает достойное место в общем объеме используемого бурового инструмента. В особенности это касается расширителей скважин и буровых долот больших типоразмеров от 393,7 до 660,4 мм и более, где стоимость изготовления алмазного инструмента значительно увеличивается, а процесс бурения требует существенного увеличения крутящего момента и, как следствие, энергетических затрат.

Энергетические затраты, качество работы и скорость бурения напрямую зависят от правильной подборки долота, от качества его изготовления и свойств материала, из которого оно изготовлено. Породоразрушающий инструмент в настоящее время претерпел значительные изменения и постоянно совершенствуется. Повсеместное применение долот типа PDC и увеличение диапазона их применения, значительно улучшило показатели бурения, эксплуатация этих долот существенно отличается от эксплуатации шарошечных долот [11].

Контроль за работой сервисной долотной компании, рациональной отработкой долот, снижает вероятность аварий с долотами, достижению максимальной рейсовой скорости проходки. Основные параметры бурового инструмента: под параметрами инструмента обычно подразумевают все данные, которые позволяют оценить его конструкцию, технический уровень, степень надежности в работе, определяют его техническую и общественную полезность, экономическую эффективность, позволяют выявить область рационального применения и др.

Один из важнейших, наиболее универсальных параметров, общий для всех видов бурового инструмента – фактический срок его службы (стойкость). Он обеспечивает возможность оценить практическую ценность конструкции инструмента каждого классификационного подразделения и входит в эксплуатационную характеристику в качестве ее основного компонента. Он может быть выражен в различных единицах, чаще всего в часах. Стойкость, или долговечность, инструмента характеризует работоспособность промышленного изделия [12]. Срок службы, стойкость, или долговечность, инструмента, его узла или детали зависит от условий применения и режима эксплуатации. С увеличением глубины бурения роль этих параметров растет и применение инструмента, характеризующегося небольшим сроком службы, оказывается экономически невыгодным.

Параметр, весьма близкий к сроку службы – проходка на инструмент (в метрах). Его называют показателем работы породоразрушающего инструмента. Этот параметр доминирует при анализе работы и сравнительных испытаниях разных моделей или модификаций однотипного бурового инструмента. При анализе работы породоразрушающего инструмента в некоторых случаях (например, при бурении относительно неглубоких интервалов скважин) на первое место выдвигается механическая скорость проходки, чаще всего ее среднее значение как частное от деления проходки на время чистого бурения [13].

Очень важная составляющая в работе с буровыми долотами является оценка износа долота. Этот вид сервиса очень важен для подбора наиболее эффективного инструмента для бурения следующих скважин на данной площади. Изучение износа позволяет точно восстановить ход процесса бурения и определить, какие изменения необходимо сделать в процедуре подбора буровых долот для следующей скважины [14]. Анализ износа буровых долот также дает понимание о возможных путях корректировки параметров бурения с целью повышения качества производства буровых работ и снижения стоимости проходки при бурении последующих скважин.

Из всех существующих технологических операций отработка долота является приоритетным в технологии строительства скважин и выполняется силами буровой бригады или вахты. Поэтому для получения максимального эффекта отработки долот, необходимо глубокое понимание процесса и требований к этому процессу как у инженера, так и у персонала буровой бригады. На практике, для рациональной отработки бурового долота, получения максимальной эффективности его работы, существует большое количество приемов и условий, обязательных к выполнению.

1. Изучение буровой площадки и проверка подготовленности персонала буровой бригады или вахты. Это включает в себя:

– оценка буровой установки и установленного оборудования;

– квалификация персонала (определяется тестированием, проверкой документов).

2. Проверка состояния оборудования и факторов, влияющих на показатели работы долота:

  • вибросита (тип, количество, размер ячеек);
  • песко- илоотделители, центрифуги (тип, количество); неэффективная очистка может снизить механическую скорость проходки, за счет повышения содержания твердой фазы в растворе,
  • привести к осложнениям (сальникообразование, прихваты инструмента, поглощения раствора);
  • буровые насосы;
  • циркуляционная система;
  • наличие, правильность размещения и исправность датчиков ГТИ;
  • тип, состояние и параметры бурового раствора, тип и количество ингибитора раствора;
  • гидравлическая программа (реологические константы раствора, максимальные давления, подача раствора, тип, параметры и режим прокачки вязкоупругих пачек, для очистки ствола и для кольматации с добавкой наполнителя зон поглощения, наполнитель не должен забивать насадки долота, т.е. иметь меньший размер диаметра насадки) [15] Гидравлическая программа должна обеспечивать максимальную степень очистки забоя, вынос выбуренной породы с забоя, качество
  • очистки достигается, при оптимальной гидравлической программе, различными технологическими приемами, конструктивными особенностями долота и режимом течения раствора [16].
  • профиль скважины (при бурении горизонтального участка ствола, требования к КНБК, отличны от КНБК для вертикальной и наклонно-направленной скважины);
  • привод долота (ротор, верхний силовой привод, винтовой забойный двигатель (ВЗД), роторная управляемая компоновка);
  • показатели работы долота существенно зависят от вида привода долота. ВЗД имеет преимущество перед роторным способом бурения более высоким числом оборотов, но имеет свои ограничения, например, при прохождении зон поглощения и небольшим ресурсом, по сравнению с роторным способом. Комбинация бурения управляемой роторной компоновкой и ВЗД значительно увеличивает механическую скорость проходки. Роторная управляемая система может обеспечить более точный контроль при наклонно-направленном и горизонтальном бурении по сравнению с забойным двигателем. Бурение горизонтальной скважины очень проблематично, а при длине горизонтального ствола более 400 м и невозможно без применения верхнего силового привода. Вынос шлама и образование «дюн» зависят так же и от вращения бурильной колонны. Доведение нагрузки на долото в горизонтальной скважине, без вращения бурильных труб или применения специального оборудования (трактор) невозможно;
  • наличие в КНБК калибраторов, центраторов, стабилизаторов их линейные размеры, расположение лопастей, влияют на качество бурения ствола скважины. При подготовке ствола скважины к спуску колонны, особенно большого диаметра, калибратор с прямыми лопастями обеспечивает цилиндрический ствол скважины в отличие от спирального калибратора, который благодаря своей спиральной форме, вписывается в пробуренный ствол, не всегда калибруя его;
  • каротаж в процессе бурения (MWD/LWD), получение прямых данных о давлении пласта, литологии, вибрации в скважине, доведенной нагрузке на долото, позволяет правильно оценить правильность решений и действий по скважине.
  • реализация гидравлической мощности на долоте, важный фактор высокой механической скорости проходки, обеспечивается правильным подбором насадок, расходом промывочной жидкости;
  • подготовка долота к спуску, установка насадок, присоединение долота к бурильной колонне, спуск долота в скважину, должны выполняться строго по регламентам и инструкциям.

Методика подбора режима бурения как правило заключается в приложении нагрузки на долото при трех разных оборотах долота с блокировкой тормоза, после чего бурение осуществляется без подачи инструмента.

  • выбрать три скорости вращения ротора, например: 80, 120 и 160 об/мин.
  • установить минимальную скорость вращения и создать максимально разрешенную нагрузку на долото;
  • затормозить лебедку и провести бурение без подачи инструмента;
  • записать нагрузки с шагом 1 т в порядке уменьшения до снижения механической скорости до минимальных значений, зафиксировать время в секундах, затраченное на бурение интервала нагрузок;
  • произвести пробное бурение с 120 и 160 об/мин., в той же последовательности;
  • проанализировать время, затраченное на бурении при трех значениях оборотах ротора. Наименьшее затраченное время в секундах, на бурение в диапазоне равных нагрузок, будет соответствовать максимальной скорости проходки. Но это не догма, всегда искать максимум механической скорости проходки и избегать вибраций.

Применение на практике описанных выше приемов работы с буровыми долотами, позволяет добиться максимальной эффективности их работы, что самым положительным образом сказывается на времени и стоимости проведения буровых работ.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. Новиков А. С., Сериков Д. Ю., Гаффанов Р. Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Нефть и газ, 2017. – с. 307.
  2. Васильев А. А., Сериков Д. Ю., Близнюков В. Ю. Совершенствование буровых долот различных типов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2019. – №6. – с. 28–31.
  3. Сериков Д. Ю. Шарошечные долота для реактивно-турбинного бурения. – М.: Нефть и газ, 2016. – с. 240.
  4. Сериков Д. Ю., Пиканов К. А. Методика определения положения мгновенной оси вращения шарошки бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. – №5. – с. 20–23.
  5. Сериков Д. Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: Автореф. дис. … докт. техн. наук. – Ухта, 2018.
  6. Богомолов Р. М., Сериков Д. Ю. Виброгаситель-калибратор // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №3. – с. 39–43.
  7. Сериков Д. Ю., Гинзбург Э. С. Повышение эффективности разрушения средних и твердых пород за счет использования косозубого вооружения шарошек // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №4. – с. 18–22.
  8. Сериков Д. Ю., Панин Н. М., Агеева В. Н. Совершенствование систем герметизации подшипниковых узлов шарошечных долот // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. – №4. – с. 16–19.
  9. Васильев А. А., Вышегородцева Г. И., Сериков Д. Ю., Исследование влияния схемы промывки шарошечного бурового долота на очистку забоя скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №5. – с. 25–28.
  10. Сериков Д. Ю., Богомолов Р. М., Панин Н. М. Совершенствование конструкций буровых долот истирающе-режущего типа // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2017. – №3. – с. 32–34.
  11. Богомолов Р. М., Сериков Д. Ю., Гринев А. М., Дедов Н. И. Бурение дополнительных боковых стволов долотами PDC // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №2. – с. 17–20.
  12. Гаффанов Р. Ф., Щенятский А. В., Сериков Д. Ю. Анализ проблем расчета запорной арматуры с нанесенным на нее коррозионным покрытием // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. – №7. – с. 23–27.
  13. Вышегородцева Г. И., Васильев А. А., Сериков Д. Ю., Пути повышения эффективности очистки забоя при бурении шарошечными долотами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №6. – с. 12–17.
  14. Спиридонов С. В., Сериков Д. Ю. Математическое моделирование процесса износа вооружения бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. – №10. – с. 37.
  15. Сериков Д. Ю., Сморкалов Д. В. Совершенствование центрального промывочного узла трехшарошечного бурового долота // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2014. – №12. – с. 20–25.
  16. Сериков Д. Ю., Васильев А. А. Анализ конструктивных особенностей систем промывки шарошечных буровых долот и их влияния на качество очистки забоя скважины // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №3. – с. 27–32.

Скачать статью в формате pdf →

119991, Москва, 
пр. Ленинский, д. 65, корп. 1
☎ +7 (499) 507-88-88
com@gubkin.ru
www.gubkin.ru


Читайте также: