Министерство образования и науки Астраханской области Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Астраханской области «Астраханский государственный политехнический колледж» Применяемые режимы бурения скважин. Влияние регулируемых параметров на процесс и качество бурения скважин. Курсовой проект по МДК 01.01 Технология бурения нефтяных и газовых скважин 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин Астрахань 2023 ЗАДАНИЕ на курсовой проект 4 Студенту _______Сапарову Р.Р. (фамилия, имя, отчество полностью) Тема проекта: Применяемые режимы бурения скважин. Влияние регулируемых параметров на процесс и качество бурения скважин Исходные данные к проекту: Рекомендуемая техническая документация: Содержание пояснительной записки Раздел 1. Режимные параметры и показатели бурения Раздел 2. Режимы бурения Раздел 3. Контроль за параметрами бурения. Раздел 4. Графическая часть проекта Приложения Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): Дата выдачи задания «__» ________ 2023 г Срок сдачи студентом законченного проекта «____» _______2023 г. Студент _______________________________________________________________ (подпись) Руководитель _______________________________________________________________________ (фамилия, инициалы, должность) (подпись) 5 Содержание Введение 1. Режимные параметры и показатели бурения 1.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения 1.1.1. Влияние осевой нагрузки 1.1.2. Влияние частоты вращения долота 1.1.3. Влияние расхода бурового раствора 1.1.4. Влияние свойств бурового раствора 2. Режимы бурения 2.1 При шнековом бурении 2.2 При ударно-канатном бурении 2.3 При вращательном колонковом и без кернового бурения 3. Контроль за параметрами бурения. 6 7 8 10 10 14 15 16 17 17 18 20 22 Список литературы. 33 Приложения Изм. Лист № докум. Разраб. СапаровР.Р. Провер. Н. Н.контр. Утв. Подпись Дата Применяемые бурения скважин режимы Лит. Лист Листов 6 53 АГПК гр. 301 6 Введение В Российской Федерации получили распространение три способа бурения скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. В отличие от других стран основные объемы бурения осуществляются турбобурами (80-85 %), бурение винтовыми забойными двигателями (6 %), роторным способом (7-12 %) и электробурами (2 %) производится в значительно меньших объемах. В США, например, основные объемы бурения на нефть и газ осуществляются роторным способом, а при бурении скважин забойным двигателем используют винтовые забойные двигатели. Это объясняется многими причинами, главными из которых являются величина стоимости 1 м проходки и многолетние традиции, сложившиеся при бурении нефтяных и газовых скважин. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют наиболее эффективный для конкретных геолог технических условий. В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимость 1 м проходки, что не исключает использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за долбление, а также рейсовая и коммерческая скорость. 7 1. Режимные параметры и показатели бурения 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 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. Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения. Проходка на долото Hд (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): 8 Vм = Hд / Тм где Hд - 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, по УБР и т.д.: Vм = Lс / Тм 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 Hд - проходка на долото, м; Тм – продолжительность работы долота на забое, ч; 9 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: Vр = Lс / (Тм + Тсп) 1.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения 1.1.1. Влияние осевой нагрузки Разрушение горной породы на забое механическим способом невозможна без создания осевой нагрузки на долото. На рис. 5.1. 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 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. 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. 10 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. 5.2. (кривая ОАВС). При весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта Р Мягкие породы Средней Твердые породы Крепкие породы Vмех Рис. 5.1. Влияние осевой нагрузки на механическую скорость бурения 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. 11 Чем больше действующая на зубок сила, тем меньше ударов требуется для разрушения. Эту зону называют областью объёмно – усталостного разрушения. При более высоких нагрузках разрушение породы происходит при каждом ударе зубка. Поэтому участок правее точки В называют областью эффективного объёмного разрушения породы. В области ОА углубление за один оборот у мало и возрастает очень медленно, пропорционально удельной нагрузке на долото Руд. Под удельной нагрузкой понимают отношение нагрузки на долото G к его диаметру. В области усталостного разрушения углубление растет быстрее увеличения удельной нагрузки и зависимость между ними имеет степенной характер. В области эффективного объёмного разрушения породы углубление за один оборот быстро возрастает – примерно пропорционально удельной нагрузке (или несколько быстрее), если обеспечена достаточная очистка забоя. Характер зависимости между углублением за один оборот долота у и удельной нагрузкой Руд существенно изменяется, как только очистка забоя становится недостаточной и на нём скапливаются ранее сколотые частицы, которые не успели переместиться в наддолотную зону. Такие частицы дополнительно измельчаются при новых ударах зубков шарошек по забою. Поэтому с ухудшением очистки забоя прирост углубления за один оборот долота с увеличением удельной нагрузки будет уменьшаться. Так, согласно кривой ОАВДЕ, полученной при бурении с секундным расходом промывочной жидкости Q1, углубление за 1 оборот быстро возрастает, до тех пор, пока удельная нагрузка не превышает Р111уд. При нагрузках выше Р111уд прирост углубления сначала замедляется, а затем 12 точки (правее углубление за F) один оборот уменьшается из-за ухудшения очистки забоя. В случае же увеличения секундного расхода до Q2 влияние ухудшения очистки Рис. 5.2. Влияние удельной осевой нагрузки на углубление за один оборот долота забоя становится заметным при более высокой удельной нагрузке (правее точки G на кривой АВGH). В роторном бурении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В процессе бурения можно менять любой из них: Pд, n и Qр, не изменяя других. Иное дело при бурении гидравлическими забойными двигателями. Здесь основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Qр. В этом случае осевая нагрузка на долото Pд зависит от Qр: Pд = f(Q р). Число оборотов долота n в турбинном бурении переменно и за¬висит от количества прокачиваемой жидкости и величины осевой нагрузки на долото, т.е. n = f( Q р, Pд). Другими словами, при турбинном бурении изменение величины Qр неизменно повлечет за собой изменение n и Pд. При бурении электробуром также имеются свои особенности. Электробуром бурят практически при постоянной скорости вращения долота, и бурильщик не может ее регулировать. Изменить скорость вращения можно, только заменив электробур другим двигателем, имеющим другую скорость 13 вращения, а также изменением частоты тока или при помощи редуктороввставок. Изменение мощности, затрачиваемой долотом на разрушение пород с различными физико-механическими свойствами, вызывает изменение силы тока в электрической цепи, питающей электробур. Это позволяет следить по показаниям амперметра за характером работы долота на забое, создавать оптимальные осевые нагрузки, а также определять степень износа долота. Критерием оценки эффективности применяемых параме- трое режима бурения может служить рейсовая скорость vр или экономическая скорость. Экономическая скорость — это стоимость 1 м проходки. Спущенное в скважину долото стремятся отработать при таких значениях параметров режима бурения и бурить им столько време¬ни, чтобы обеспечить либо максимальную vр, либо минимальную экономическую скорость Сmin. Критерий Сmin более обобщающий, так как учитывает (в стоимостном выражении) больше фактов. 1.1.2. Влияние частоты вращения долота 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 14 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 ) у Рис. 5.3. Влияние угловой скорости шарошечного долота на начальную механическую скорость бурения и углубление за один оборот уменьшается, то механическая скорость Vом будет возрастать пропорционально частоте вращения долота в степени меньшей единицы (рис. 5.3.). 1.1.3. Влияние расхода бурового раствора 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 рис. 5.4. 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 15 не достигнет некоторой величины Qд, при Qмах механическая скорость проходки стабилизируется. Величина Qд зависит от конструкции долота, м Qg Рис. 5.4. Влияние расхода бурового раствора на Vм Qmax Q 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. 1.1.4. Влияние свойств бурового раствора На механическую скорость бурения влияют плотность, вязкость, фильтрация, содержание песка и ряд других параметров бурового раствора. Наиболее существенно оказывает влияние плотность бурового раствора. 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 16 бурении в области поверхностного разрушения и истирания оно незначительно. С понижением плотности в большей мере проявляется эффект неравномерного всестороннего сжатия, облегчающего разрушение пород. Чем выше проницаемость пород и больше водоотдача (фильтрация), меньше вязкость фильтрата, ниже частота вращения, больше продолжительность контакта, тем слабее влияние плотности раствора, поскольку давление на забое и на глубине выкола успевает выровняться. 2. Режимы бурения 2.1 При шнековом бурении Минимальное значение частоты вращения шнека, обеспечивающее транспортирование породы на поверхность, можно рассчитать исходя из следующей зависимости: > 30 I 2g(fш - tgam) П п \ Dшfс(1 - f Jgam) ’ где fш — коэффициент трения породы о шнек, fш = 0,30-0,65; fс — коэффициент трения породы о стенки скважины, fс = 0,8-1,0; аш — угол подъема винтовой линии шнека (на периферии шнековой полосы), рад; D ш — диаметр шнека, м. Формула для определения угла подъема винтовой линии шнека Рекомендуемые значения параметров режима бурения шурфа скважин шнековыми бурами разных диаметров различными установками приведены в табл. 6.4-6.6. Таблица 6.4 Рекомендуемые значения параметров режима бурения Шурфа скважин шнековыми бурами диаметрами 500-1000 мм при работе установки УШБМ-16 Б Породы УР Нагру Частота Средняя Скоро Произво Диа- зка, вращен длина сть дительТип метр кН ия, мин- рейса, м бурени ность, 1 , мм я, м/ч м/смену 17 Песчано- Шнеко- 1100 7-9 глинисты вый оте крытог Песчаны оТотипа же 1100 7-10 Валунно» 1100 7-9 е галечные Гравийно Шнеко- 70 11-12 галечные вый за- 0 крытог о типа 30-60 0,300,32 5-6 12,618,5 30-42 30-60 0,36 0,30 18,5 5,4 20 15,7 78-96 0,35 4,5 18 Таблица 6.5 Рекомендуемые значения параметров режима бурения шурфа скважин шнековыми бурами диаметром 600 мм при работе установки СО-2 Таблица 6.6 Параметры Нагрузка на бур, кН Частота вращения, мин-1 Средняя длина рейса, м Механическая скорость, м/ч Средняя производительность, м/смену Значения 58 24 1,25 45,4 36 Рекомендуемые значения параметров режима бурения установкой ЛБУ-50 Породы Пески, супеси Влажные суглинки, Сухие глины суглинки, глины 2.2 Частота вращения, 150-210 мин 1 90-120 120-150 Нагрузка, кН 25-30 30-35 35-40 При ударно-канатном бурении При ударно-канатном бурении вес ударной части бурового снаряда определяют по формуле G = gl, (6.23) где g — рекомендуемый относительный вес ударной части бурового снаряда, приходящийся на 1 см длины лезвий долота (табл. 6.7); l — длина лезвий долота, см. Длина собранного снаряда должна быть не более 9 м для станка УГБ3УК УКС и не более 12 м для станка УГБ 4УК УКС, вес снаряда соответственно не более 15 и 25 кН. 18 Плоские ударные долота применяют в мягких породах, двутавровые — в вязких средней крепости, округляющие — в твердых породах, слабо трещиноватых породах и валунно-галечниковых отложениях, крестовые — в трещиноватых породах, пирамидальные — для разбуривания валунов и сдвигания их в сторону, эксцентричные и со скошенным лезвием — для расширения скважины. При бурении скважины G = G к+ G к.з + 0,5 G рш + Gу.ш + Gд, (6.24) где G к — вес каната, кН; G к.з — вес канатного замка, кН; G р.ш — вес раздвижной штанги, кН; Gу.ш — вес ударной штанги, кН; Gд — вес ударного долота, кН. На инструментальном барабане ударно-канатного станка желательно использовать канат левой свитки — он будет препятствовать отвинчиванию резьбы бурового инструмента в случае их ослабления и позволит поворачивать ударное долото после каждого удара на некоторый угол. Частота ударов технологического инструмента в процессе углубления n = 19 ^H , (6.25) где а — ускорение падения инструмента в скважине, м/с2 (при бурении в шламовой среде в глинах а = 4,5-5,0 м/с2 и в крепких породах а = 6,0—6,5 м/с2, в чистой скважине а = 8,7 м/с2); H — высота сбрасывания снаряда (ход оттяжного ролика), H = 0,35-1,00 м. Под подвеской (навеской) бурового снаряда понимают расстояние между забоем скважины и лезвием долота, свободно подвешенного над забоем. Подвеска определяет плавность подъема и падения снаряда; ее величина обычно 0-7 см. Плотность пульпы в скважине не должна превышать 1500¬1700 кг/м3, а высота ее столба — 3-4 м. Углубление за рейс в крепких породах 0,3-0,5 м, в мягких — 0,9¬1,0 м. Желонки с плоским одностворчатым клапаном применяют для углубления скважины в рыхлых и сыпучих породах, с плоским двухстворчатым — для очистки скважины и ее углубления в песках средней зернистости, с 19 полусферическим клапаном — для углубления скважины в песках, плывунах, супесях и гравийно-галечниковых отложениях, при откачке воды из скважины. Поршневые желонки используют для углубления скважины в водоносных песках и плывунах, при бурении на россыпях. 2.3 При вращательном колонковом и без кернового бурения Бурение твердосплавными коронками. Частота вращения при бурении твердосплавными коронками 60 W тт/Э , п кор где W — рекомендуемая окружная скорость коронки, W = 1,4- 1,5 м/с; D кор — наружный диаметр коронки, м. В конкретных условиях бурения частоту вращения коронки необходимо уточнять. Так, в трещиноватых породах частота должна быть уменьшена (на 30 %) во избежание сколов и поломок твердосплавных резцов. Частоту вращения следует снижать на 40-50 % и при бурении абразивных пород для предотвращения повышенного износа резцов. В мягких породах (I и IV категории по бури мости) частота вращения может быть повышена за счет увеличения окружной скорости до W = 1,5-2,0 м/с. Осевая нагрузка определяется по формуле Сос = Сос.ртр, (6.27) где Сос.р — рекомендуемая нагрузка на один основной резец (режущую вставку), кН (табл. 6.8); тр — количество основных резцов (режущих вставок). Рекомендуемые нагрузки на один основной резец (режущую вставку) твердосплавной буровой коронки, кН При бурении трещиноватых пород осевую нагрузку понижают на 30-50 % по сравнению с нагрузкой для монолитных пород. 20 Расход промывочной жидкости Q = K0 fз, (6.30) где K0 — коэффициент очистки забоя (охлаждения коронки), характеризующий расход жидкости на площадь 1 см2 за 1 мин, л/мин-см2; fз — площадь забоя скважины (см2), fз = ^4-( D 2кор - d 2кор), (6.31) где dкор — внутренний диаметр коронки, см. Для геологоразведочного бурения рекомендуется принимать Kо = 1,22,4 л/мин^см2. Следует иметь в виду, что величина расхода промывочной жидкости, определенная по формуле (6.30), не учитывает возможность выноса шлама на поверхность. Бурение геологоразведочными колонковыми долотами. Рекомендуемые значения параметров режима бурения приведены в табл. 6.12. Таблица 6.12 Параметры Значения Диаметр долота, мм 151 132 112 93 76 Осевая нагрузка, кН 30-60 30-50 30-50 25-30 15-20 Частота вращения, 50-200 50-200 50-300 50-300 50-350 Количество 100мин-1 100-300 300 100-300 60-200 60-200 промывочной жидкости, л/мин При бурении сильнотрещиноватых пород рекомендуются минимальные частоты вращения. Осевая нагрузка на долото определяется в зависимости от удельной нагрузки: С ос С осо D д, где Сосо — нагрузка на 1 см диаметра долота, кН/см; D д — диаметр долота, см. При бурении сильнотрещиноватых пород рекомендуется снижать осевую нагрузку на 30-40 % от рассчитанного значения. Расход промывочной жидкости при бурении долотами, как правило, определяется условием выноса шлама по стволу скважины (при этом очистка 21 забоя и охлаждение долота практически всегда обеспечиваются). Рекомендуемые в литературе величины скоростей восходящего потока (0,6-0,8 м/с) явно завышены и приводят к значительным перерасходам гидравлической энергии. 3. Контроль за параметрами бурения. Индикатор массы (веса) Текущий контроль параметров процесса бурения осуществляется в основном с помощью следующих приборов: индикаторы массы (веса), манометра, моментомера и тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и скорости проходки. Осевая нагрузка на долото в любой момент определяется с помощью индикатора массы (веса). Этот прибор позволяет также определить нагрузку на крюк талевой системы. Наиболее широко распространены гидравлические индикаторы массы (веса). Основная часть индикатора массы (веса) — трансформатор давления, или мессдоза (рис. 6.3), который состоит из корпуса 5 и поршня 2 в виде тарелки. Талевый канат проходит через роликовые опоры 1, 6 корпуса и роликовую опору 4 поршня, изгибаясь под заданным углом. Трансформатор давления укрепляется на неподвижном конце каната. Благодаря изгибу оси каната возникают опирающийся на усилия, действующие заполненную на жидкостью поршень резиновую (мембрану), камеру 3. Воспринимаемое жидкостью усилие передается по системе трубок на указывающий и записывающий манометры. Комплект индикатора массы (веса) состоит из трансформатора давления, одного указывающего манометра и одного самопишущего манометра с круглой диаграммой, вращаемой часовым механизмом со скоростью один оборот за сутки. 22 Рис. 6.3. Схема трансформатора давления избыточной массы Указывающий манометр с условной шкалой, проградуированной на 100 делений, устанавливают на щите у поста бурильщика. Часто в комплект индикатора массы (веса) входит верньер, представляющий собой мощный наружный манометр со стрелкой, замкнутой шкалой, разделенной на 40 делений без числовых обозначений. Каждому делению верньера соответствует половина деления указывающего манометра, поэтому верньером удобно пользоваться для определения нагрузки на долото, так как отсчеты производятся с большой точностью. Верньер рассчитан на давление до 60 делений по манометру. Если масса бурильной колонны превышает 60 делений, верньер надо выключить. Перед установкой индикатора массы (веса) необходимо убедиться в том, что неподвижный конец талевого каната на всем протяжении от ролика кронблока до места крепления проходит свободно, не задевая элементы фонаря вышки. Канат в месте крепления трансформатора не должен иметь разорванных проволок и следов видимого износа. После того как индикатор массы (веса) смонтирован и проверена его герметичность, стрелку указывающего манометра устанавливают на деление 10 при свободном крюке. Это делается для того, чтобы можно было в любой момент заметить утечки жидкости из соединительных трубочек в местах их соединений. Через 6 месяцев работы индикатор массы (веса) независимо от его состояния необходимо демонтировать для осмотра и текущего ремонта. Проводить на буровой ремонт индикатора массы (веса), связанный хотя бы с частичной разборкой трансформатора давления, указывающего и 23 самопишущего манометров, запрещается. Не разрешена также замена отдельных приборов комплекта. Вся гидравлическая система индикатора заполняется водой, а в зимнее время — смесью воды со спиртом или глицерином. Жидкость, заполняющая систему, должна быть нейтральной (рН ® 7), обладать малым коэффициентом расширения, не растворять резину и не замерзать. Наиболее удовлетворяют всем этим условиям 50%-ный раствор глицерина в воде. При отсутствии глицерина используют разбавленный технический спирт (40 % воды). В условиях покоя сила натяжения Fо концов каната где m — число рабочих роликов талевого блока; G — нагрузка на крюке. Одно и то же показание индикатора массы может соответствовать в зависимости от оснастки талевой системы разным действительным массам бурильной колонны. Таблица Соотношение между нагрузкой G на крюке и усилиями в ведущем и неподвижном концах каната Состо Об Оснастка системы 2 3 4 5 яние означени Число рабочих концов x3 4 x4 6 x5 8 x6 1 талевой Подъ е F1 каната0, 0, 0, 0, 0 системы Спус R1 F2 262 G 0, 1775 G0, 136 G 0, 1116 G0, ем Поко Fо к R 2 236 G 0, 154 G 0, 113 G 0, 0911 G0, Примечание. F1, F2, Fo — усилия в ведущем конце талевого каната й =Ro 250 G G0, 2438GG0, 167 1585GG0, 125 117 G 0, 10923 соответственно при подъеме, спуске и покое; R1, R2, Ro — усилия в 254 G 1723 G 132 G 1082 G неподвижном конце талевого каната соответственно при подъеме, спуске и покое. К каждому индикатору массы прилагается паспорт, в котором указана цена делений для различных показаний прибора: цена делений в начале шкалы манометра меньше цены делений в конце шкалы. Это объясняется изменением 24 угла прогиба каната в сторону уменьшения по мере увеличения нагрузки на крюке. На практике часто приходится определять цену деления индикатора, не пользуясь паспортом прибора. В тот момент, когда долото не касается забоя скважины, масса бурильной колонны G б соответствует некоторому показанию индикатора массы X. Зная, что условный нуль индикатора массы отнесен к 10-му делению, легко определить цену делений: IG . Ц X - 10 Приближенное значение массы бурильной колонны обычно находят из следующего выражения: G б = Lq + -у q 3, где L — длина колонны бурильных труб, равная глубине скважины в данный момент, м; q — масса погонного метра бурильных труб, кН; l — длина одной свечи, м; q 3 — масса замка, кН. Чтобы определить осевую нагрузку (давление на забой) в момент бурения, необходимо знать показание индикатора массы. Если оно равно Y, то осевая нагрузка на долото Рд = (X - Y) Ц . (6.33) Отсчет производится в следующем порядке. Спускаемую в скважину бурильную колонну с навинченной ведущей трубой поднимают над забоем на 2-3 м, а затем с вращением и циркуляцией бурового раствора медленно опускают. В этот момент фиксируют показание X стрелки манометра. После создания давления (осевой нагрузки) на забой частью массы бурильных труб на долото определяют величину Y. Разность между этими двумя показаниями, умноженная на цену деления индикатора, и будет соответствовать осевой нагрузке. Допустим, что Ц = 7,24 кН, X = 35 дел., Y = 31 дел., тогда согласно формуле (6.33) Рд = (35 - 31) • 7,24 = 28,96 кН. Индикаторы массы (веса) применяют не только при бурении, но и при аварийных работах, спуске промежуточных и эксплуатационных колонн и т.д. Внимательное наблюдение за показаниями индикатора часто позволяет 25 предотвратить аварии во время спуска бурильной колонны и при проведении других работ. По индикаторной диаграмме инженерно-технические работники изучают ход процесса бурения, разрабатывают режимы бурения и контролируют соблюдение заданных параметров режима. Основным недостатком гидравлического индикатора массы (веса) является зависимость показаний от диаметра каната, температуры окружающей среды и утечек жидкости. Кроме гидравлического используют электрический и механический индикаторы массы (веса). Электрический индикатор массы (веса) так же, как и гидравлический, измеряет массу бурильного инструмента по усилию в неподвижном конце талевого каната. Он состоит из датчика с индукционным преобразователем, который воспринимает натяжение неподвижного конца талевого каната и отображает это натяжение пропорционально ЭДС, а также имеет измеритель записывающего и указывающего типа. К основным преимуществам электрического индикатора массы (веса) относятся независимость показаний от диаметра каната, возможность осуществления дистанционной передачи, легкость изменения чувствительности прибора, большая точность. Чтение индикаторных диаграмм. Регистрирующая часть индикатора массы (веса) позволяет по диаграмме оценивать работу в скважине, следить за соблюдением буровой бригадой заданных параметров режима бурения. На диаграмме отмечаются все колебания массы инструмента на подъемном крюке в течение суток. Диаграмма гидравлического индикатора массы (веса) представляет собой бумажный круг с расчерченными на нем концентрическими окружностями (рис. 6.4). Жирные черные окружности соответствуют делениям манометра: 0, 10, 20, 30, ..., 100 единиц. Пространство между этими окружностями разделено на 10 частей, через которые проходят тонкие окружности. Таким образом, интервал между каждыми двумя соседними окружностями соответствует одному делению манометра. Отметки от 0 до 100 идут от центра к периферии. 26 Наружная окружность разделена на 24 части, соответствующие часам суток, а каждая из них, в свою очередь, разделена на 4 части, соответствующие 15 мин. Через каждое из этих делений проведены радиальные кривые радиусом, равным длине пера от его центра вращения. Когда линия на диаграмме проходит параллельно одной из окружностей, это означает, что в данный отрезок времени масса на крюке не изменилась. Такое возможно при остановке или же в процессе бурения при постоянной нагрузке. 23 17 18 Индикаторная диаграмма гидравлического индикатора массы Линия, проходящая параллельно радиальной линии, указывает на то, что в данный момент времени произошло мгновенное изменение в массе бурильной колонны на подъемном крюке. Это происходит, например, во время подъема бурильной колонны с ротора или натяжки прихваченной в скважине бурильной колонны, когда крайняя точка этой кривой будет значительно превосходить наибольшую массу бурильной колонны в данный момент. Если посадить бурильную колонну на элеватор, то этот момент будет зафиксирован такой же линией, но в данном случае она покажет уменьшение 27 массы на подъемном крюке от какого-то максимума до условного нуля (10-е деление). Процесс спуска начинается после смены долота, т.е. при минимальной массе на подъемном крюке, и характеризуется постепенным увеличением массы с каждой спущенной свечой. На диаграмме процесс подъема бурильной колонны из скважины представляет собой картину, обратную спуску: с каждой свечой масса на крюке уменьшается. Но так как при подъеме от ротора до балкона верхового рабочего масса бурильной колонны остается постоянной, а подъем длиться некоторое время, то на диаграмме этот период будет обозначаться небольшой площадкой, параллельной окружности и соответствующей массе бурильной колонны в данный момент. Поэтому на индикаторной диаграмме при подъеме каждой свечи будут зафиксированы две линии, соединенные на конце площадкой. Рассмотрим, как будет фиксироваться на диаграмме процесс бурения. Если осевая нагрузка поддерживалась постоянной, то площадка параллельна окружности, характеризующей массу бурильной колонны. Если же в процессе бурения происходили колебания осевой нагрузки на забой, то на диаграмме это будет зафиксировано изменениями в виде рывков и волнообразных линий. Осевая нагрузка на забой может быть определена как разность между массой бурильной колонны, приподнятой над забоем, и массой бурильной колонны, частично опирающейся на забой при бурении. На диаграмме осевая нагрузка определяется числом клеток между окружностями, соответствующими максимальному отклонению стрелки манометра при окончании спуска бурильной колонны и минимальному отклонению стрелки в процессе бурения. Показания манометра следует переводить в килоньютоны. Контроль за другими параметрами режима бурения Давление бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов. 28 Частота вращения ротора измеряется тахометрами различных конструкций. Имеются приборы по измерению механической скорости проходки, а также приборы, показывающие и регистрирующие забойные параметры процессов бурения (число оборотов вала турбобура, пространственное положение забоя скважины и др.). Все рассмотренные выше приборы входят в комплект системы наземного контроля процессов бурения. Номенклатура параметров, контролируемых пультом контроля бурения (ПКБ), определяется в зависимости от мощности буровой установки. Постоянно ведутся работы по совершенствованию системы контроля и управления бурением скважины. Процесс строительства скважин характеризуется быстрым изменением ситуаций и действием многочисленных взаимосвязанных изменяющихся факторов. Несмотря на цикличность и повторяемость производственных процессов при бурении скважин, каждый цикл имеет свои особенности, обусловленные конкретными геолого-техническими и организационными факторами. Кроме того, в процессе бурения зачастую возникают различные непредвиденные ситуации, нарушающие запланированный ход производства и требующие принятия оперативных решений и действий. Такие ситуации связаны, как правило, с авариями, геологическими осложнениями при бурении (уходами циркуляции, обвалами и др.), неожиданным выходом из строя бурового оборудования и породоразрущающего инструмента и т.п. По функциональному назначению устройства, предназначенные для контроля и управления процессом бурения скважин, можно подразделить: на средства наземного контроля параметров режима углубления скважин; средства автоматического регулирования подачи долота; средства оперативной оптимизации процессов углубления скважин; системы диспетчерского теле контроля и управления буровыми процессами; 29 средства сбора и передачи технологической информации для последующей обработки и использования. Разработаны и применяются ряд устройств на основе использования средств автоматики, телемеханики и ЭВМ, позволяющих оптимизировать отдельные параметры режима бурения, а также комплексные системы управления процессом бурения (углубления) скважин. В настоящее время достаточно широко используют передачу параметров режима бурения на расстояние с помощью проволочной и беспроволочной связи. Это позволяет оборудовать на диспетчерских пунктах (участках) специальные пульты, на которых монтируют приборы, показывающие и регистрирующие параметры режима бурения каждой буровой установки. Диспетчер (инженер участка) получает возможность круглосуточно следить за работой буровых установок и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс проводки скважин. Телеметрия забойных параметров при бурении скважин является решающим фактором в создании автоматической системы управления процессом бурения. В настоящее время создано большое число приборов для контроля забойных параметров (под забойными параметрами понимается напряженное состояние бурильной колонны, скорость вращения долота, температура и давление на забое скважины, местоположение ствола скважины в пространстве и др.). Для сообщения с поверхностью используются следующие виды связи: электропроводный — с помощью, встроенной в колонну труб линии связи; беспроводный — с передачей электрического сигнала по бурильной колонне и горным породам, с передачей гидравлических импульсов по промывочной жидкости, заключенной в бурильной колонне; механический — по телу бурильной трубы. 30 Существует два принципиальных метода передачи сигнала с забоя по каналам связи: непрерывный и дискретный, который является более удобным и надежным в практических целях. В настоящее время находит все большее признание идея создания автономного забойного двигателя с одновременной регистрацией забойных параметров. Современные системы контроля параметров бурения (российские и дальнего зарубежья) позволяют оперативно управлять процессом бурения. Например, в РУП «ПО "Белоруснефть"» на каждый буровой установке (при бурении новой скважины и бокового ствола) смонтирована станция контроля параметров бурения АМТ (разработка ЗАО АМТ г. Санкт-Петербург). Информация с каждой буровой поступает в соответствующие отделы и в режиме реального времени на буровые предприятия, центральный аппарат управления и БелНИПИнефть. Системы контроля других российских (например, система СГТ-Микро) или зарубежных компаний (например, Peloton-Well View) также позволяют решать многие технологические задачи, обеспечивать сбор промыслового материала, отчетность и руководить работами при осложнениях и авариях. Как показала практика, в силу разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показатели бурения, не представляется возможным, даже с помощью ЭВМ, заранее абсолютно точно рассчитать и установить величины параметров, отвечающих оптимальному режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Однако корректировка зависит от квалификации и опытности бурильщика и поэтому в ряде случаев связана с дополнительными затратами времени. Для того чтобы максимально исключить влияние человеческого фактора и вместе с тем помочь бурильщику принять правильные решения, разработаны и используются устройства для управления буровыми операциями с помощью ЭВМ, главным образом, персональных. 31 Аппаратура и датчики, размещенные в разных пунктах буровой установки, обеспечивают ЭВМ необходимыми исходными данными, обработав которые, она выдает прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы долота до его износа, оптимальную величину нагрузки на долото и оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекомендации по проводке скважины. 32 Список использованной литературы 1. Вадещаш Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М: Издательский центр «Академия», 2004 – 352 с. 2. Справочник инженера по бурению в 2-х томах под редакцией В. И. Мищевича. - М.: Недра, 1973 – (518+374) с. 3. Элияшевский М. Н., Сторонский М. Н., Орсуляк Я. М. Типовые задачи и расчеты в бурении - М. Недра, 1982 – 295 с. 4. Иогаисен К. В. Спутник буровика. Справочник. –М: Недра, – 1990 –303 с. 5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.,2004–305 с. 6. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности ГШБО85. ML, 1987г. 7. Ганджумян Р. А, Калинин А. Г., Никитин Б. А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. Справочное пособие – М.: Недра 2000 –487 с. 8. Калинин А. Г., Левицкий А. 3., Мессер А. Г., Соловьев Н. В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие. – М.г Недра 2001 –448 с. 9. Пустовойтенко И. П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. – М.: Недра, 1983 –278 с. 10.10. Калинин А. Г., Ганджумян Р. А., Мессер А. Г. Справочник инженера– технолога по бурению глубоких скважин. –М.: Недра –807 с 11. Материалы ОАО «Дагнефтегаз» 33 34
