/
Текст
Н.Г. СЕРЕДА, Е.М. СОЛОВЬЕВ
БУРЕНИЕ
НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
Допущено Министерством высшего
и среднего специального образования СССР
в качестве учебника для студентов вузов,
обучающихся по специальности
«Технология и комплексная механизация
разработки нефтяных и газовых месторождений»
L.
Инв. №---------
МОСКВА «НЕДРАа 1974
УДК 622.24(075.8)
Середа Н. Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газ
1974. 456 с
В книге изложен полный комплек
нием нефтяных и газовых скважин,
о способах бурения скважин. Расс
горных пород, буровые долота, бу
щения долота. Большое внимание
мывке скважин. Изложены воп
щения пластов и заканчива
о применяемом буровом обо
вопросы механизации работ и
чении описаны технико-эко
на строительство сква:
Учебник иредназиа'
специальности 0205 «г.
разработки нефтяных и(
Табл. 27, ил. 235^7
TI.
важин. М., «Недра»,
сов, связанных с буре-
дены краткие сведения
механические свойства
колонна и способы вра-
о режимам бурения и про-
скривления скважин, разоб-
ажин. Приведены сведения
ии, инструменте и изложены
ации труда в бурении. В заклю-
кие показатели и документация
г студентов вузов, обучающихся по
лбЛэгия и комплексная механизация
яВ»ых месторождений».
!М#эк лит. — 18 назв.
Рецензенты:
кафедра бурения Грозненского нефтяного института;
горный пр&лчап с. JJ. Шандин.
165-74
© Издательство «Недра», 1974
ПРЕДИСЛОВИЕ
Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке,
когда стали широко применять нефтяные и бензиновые двигатели
внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего
и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала разви-
ваться мировая нефтяная промышленность с тех пор, как нефть и ее
продукты стали использовать в качестве сырья для химической
промышленности.
Природный газ является хорошим и дешевым топливом и приме-
няется как сырье для химической промышленности. Используется
он для производства ,синтетического каучука, пластмасс, синтети-
ческих волокон, спиртов, удобрений, сажи и других продуктов.
Таким образом, нефть, Таз и продукты их переработки оказы-
вают огромное влияние на развитие экономики страны, па повыше-
ние материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста
нефтяной й газовой промышленности постоянно уделяется большое
внимание. Свидетельством тому являются показатели добычи нефти
и газа.
Так, если в 1920 г. в Советском Союзе добывалось всего лишь
3,8 млн. т. нефти, то в 1955 г. добыча возросла до 70,8 млн. т.
Газовая промышленность начала развиваться в годы Великой
Отечественной войны, а уже в 1955 г. было добыто 9 млрд. м3газа.
Большое внимание развитию нефтяной и газовой промышленности
было уделено XX (1956 г.) и XXI (1959 г.) съездами КПСС. В резуль-
тате этого в 1960 г. добыча нефти составила 147,8 млн. т, а в 1965 г. —
243 млн. т. Добыча природного газа увеличивалась еще более бы-
стрыми темпами. Если в 1960 г. было добыто 45 млрд, м3 газа, то
в 1965 г. добыча его составила 129,2 млрд. м3.
XXIII (1966 г.) съезд КПСС определил дальнейшие задачи раз-
вития нефтегазодобывающей промышленности СССР. В 1970 г. до-
быча нефти в стране была доведена до 352,6 млн. т, а добыча газа —
до 197,9 млрд. м3.
XXIV (1971 г.) съездом КПСС принят новый план развития нефте-
газодобывающей промышленности, по которому в 1975 г. добыча
нефти составит 480—500 млн. т и газа 300—320 млрд. м3.
До Великой Октябрьской социалистической революции основным
районом добычи нефти был Кавказ (Ашперонский полуостров,
1 *
3
Грозный, Майкоп). После национализации нефтяной промышлен-
ности было обращено внимание не только на восстановление про-
мыслов, разрушенных в годы империалистической и гражданской
войн, но и на проведение разведочных буровых работ как на старых,
так и на новых площадях. В результате был открыт ряд новых вы-
сокопродуктивных нефтяных месторождений в Азербайджане, Турк-
мении, Дагестане, на о. Сахалин.
Фронт буровых работ из года в год расширялся, что привело
еще в довоенные годы к открытию ряда крупнейших месторождений
в Пермской, Оренбургской и Куйбышевской областях, в Башкирии
и Татарии. После открытия этих месторождений центр добычи нефти
в стране переместился из южных районов в восточные.
В послевоенное время, наряду с изучением недр земли на старых
площадях Кавказа и на вновь открытых нефтеносных площадях
между Волгой и Уралом, уделяется большое внимание поискам и раз-
ведке месторождений под дном Каспийского моря, в Туркмении,
Узбекистане, Казахстане, Нижнем Поволжье (Волгоградская и Са-
ратовская области), на Кубани, Украине и в Белоруссии. В резуль-
тате геологоразведочных работ открыт ряд новых месторождений.
Академик И. М. Губкин, прогнозы которого о наличии крупных
месторождений нефти на площадях между Волгой и Уралом блестяще
подтвердились, еще в 1932 г. указал на необходимость поисков нефтя-
ных и газовых месторождений в Западной Сибири. Развернувшиеся
в 50-х годах на территории этого громадного и трудноосваиваемого
района геологоразведочные работы привели к открытию в Тюмен-
ской области крупных нефтяных и газовых месторождений.
Большое внимание было уделено и поискам газовых месторожде-
ний. В итоге был открыт ряд газовых месторождений на Северном
Кавказе, Украине, в Средней Азии и Сибири.
Таким образом, к настоящему времени в СССР открыты и дают
ценное сырье нефтяные и газовые месторождения на юге (Средняя
Азия, Кавказ, Украина) и на севере (северо-западные районы Урала,
Западная Сибирь), на западе (Белоруссия) и на востоке (о. Сахалин).
Богаты нефтью и центральные районы страны (Поволжье, Татария,
Башкирия).
С первых лет Советской власти были приняты меры по увеличе-
нию числа эксплуатационных скважин и объема буровых работ,
направленных на поиски новых нефтяных и газовых месторождений.
Это привело к тому, что проходка по СССР с 7,5 тыс. м в 1920 г. воз-
росла до 13,7 млн. м в 1973 г. Быстрое наращивание объема бурения,
обеспечившее развитие старых нефтяных площадей и открытие но-
вых нефтяных и газовых месторождений, происходило в результате
увеличения числа бурящихся скважин, роста их глубин и повышения
скоростей бурения.
По СССР средняя глубина скважин за 50 лет (1922—1973 гг.)
увеличилась более чем в 4 раза и составляет в данное время около
2000 м. Если совсем недавно скважины глубиной 5000 м являлись
уникальными, то в настоящее время такие скважины бурят во мно-
гих районах, а скважины глубиной 3500—4000 м стали обычными.
Уже имеется опыт бурения скважин глубиной около 7000 м и есть
основания полагать, что в самое ближайшее время будут пробурены
скважины глубиной 9000—10 000 м.
Темпы роста скорости бурения скважин также грандиозны. Если
в 1921—1922 гг. одной буровой установкой бурили 2,7 м в месяц,
то в настоящее время —около 1100 м в месяц, а на месторождении Тю-
менской области бригада мастера Громова пробурила за 1 месяц
5482 м.
В директивах XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану разви-
тия народного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. перед работниками
нефтегазодобывающих и буровых предприятий, научно-исследова-
тельских институтов, высших и средних специальных учебных заве-
дений поставлены новые величественные задачи, выполнение кото-
рых будет способствовать дальнейшему подъему нефтяной и газовой
промышленности, росту могущества нашего государства и повыше-
нию благосостояния народов СССР.
Г Л А В Л I
СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
§ 1. ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, соору-
жаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз
меньше длины (рис. 1).
Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверх-
ность — стенкой или стволом, дно — забоем. Длина от устья до
забоя по оси ствола определяет глубину скважины.
Скважины бурят вертикальные и наклонные Г В последнем слу-
чае скважину принудительно искривляют по заранее запроектиро-
ванному профилю.
Скважины бурят, как правило, ступенчато, уменьшая ее диаметр
от интервала к интервалу. Начальный диаметр обычно пе превышает
760 мм, а конечный не меньше 93 мм.
Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в широких
пределах: от нескольких сот до нескольких тысяч метров.
Углубление скважины осуществляется путем разрушения породы
по всей площади забоя (сплошное бурение) или по его периферийной
части (колонковое бурение). В последнем случае в центре скважины
остается колонка породы (керн), которая периодически поднимается
на поверхность для изучения пройденного разреза пород.
Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при по-
мощи специальных буровых установок, мощность которых дости-
гает 1500 кВт и более.
По назначению все скважины, бурящиеся с целью геологического
исследования района, поисков, разведки и разработки нефтяных
и газовых месторождений, подразделяются на опорные, параметри-
ческие, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные
и специальные. "
Опорные скважины бурят для изучения геологического строения
и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород
и выявления закономерностей распространения комплексов отло-
жений, благоприятных для нефтегазонакоплений. При бурении
1 Термин «наклонная скважина» условный, объединяющий разнообразные
варианты положения осп скважины: наклонное, наклонно-искривленное в одно-
и многоазимутальном направлении.
6
опорных скважин стремятся вскрыть фундамент, а там, где он глу-
боко залегает, бурят до технически возможных в настоящее время
глубин. Результаты опорного бурения всесторонне исследуют и
в комплексе с другими геолого-геофизическими данными, получен-
ными ранее, используют для выяснения общих закономерностей гео-
логического строения района, предварительной оценки перспектив
его нефтегазоносности, составления перспективного плана геолого-
разведочных работ и подсчета прогнозных запасов нефти и газа.
Параметрические скважины предназначены для более детального
изучения геологического строения разреза, особенно на больших
Рис. 1. Схемы скважин:
а, б — вертикальные скважины; в — наклонная скважина; а, в — сплош-
ное бурение; б — колонковое бурение; 1 — устье; 2 — стенка (ствол);
3 — ось; 4 — забой; 5 — керн
глубинах, и выявления наиболее перспективных площадей с точки
зрения проведения на них геологопоисковых работ. По результатам
бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический
разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа струк-
тур, корректируют данные о нефтегазоносности района и прогнозные
запасы нефти и газа.
Структурные скважины служат для тщательного изучения вы-
явленных при бурении опорных и параметрических скважин струк-
тур и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения па эти
структуры. Результаты структурного бурения и геофизических иссле-
дований используют для изучения характера залегания, определе-
ния возраста и физических свойств пород, слагающих разрез, точной
отбивки опорных (маркирующих) горизонтов и построения структур-
ных карт.
Поисковые скважины сооружают на подготовленных в результате
бурения предыдущих скважин и геолого-геофизических исследова-
ний площадях с целью открытия новых месторождений нефти и газа
или на ранее открытых месторождениях для поисков новых залежей
нефти и газа. При бурении поисковых скважин детально изучают
разрез и его нефтегазоносность с отбором проб пород, воды, газа
и нефти, а при вскрытии продуктивной толщи испытывают скважины
на приток нефти и газа с помощью специальных механизмов и аппа-
ратуры.
Разведочные скважины бурят на площадях с установленной
промышленной нефтегазоносностью с целью оконтуривания место-
рождения и сбора исходных данных для составления проекта его
разработки. В процессе разведочного бурения продолжают исследо-
вание разреза и его нефтегазоносности примерно в таком же объеме,
как и при поисковом бурении.
Эксплуатационные скважины бурят на полностью разведанном
и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуа-
тационных скважин входят не только скважины, с помощью которых
добывается нефть или газ (эксплуатационные скважины), но и сква-
жины, позволяющие организовать эффективную разработку место-
рождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные).
Оценочные скважины предназначены для уточнения режима
работы пласта и степени выработки интересуемых участков залежи,
выявления и уточнения границ продуктивных полей.
Нагнетательные скважины служат для организации законтурного
и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды,
газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.
Наблюдательные скважины сооружают для осуществления систе-
матического контроля за изменением давления, положением водо-
нефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе
эксплуатации пласта.
Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод
в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды,
подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них
газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.
Кроме нефтяной и газовой промышленности, бурение скважин
широко применяется и в других отраслях народного хозяйства.
В угольной и горнорудной пром ьГш л е н -
н о с т и скважины бурят для:
1) поисков и разведки твердых полезных ископаемых;
2) вентиляции горных выработок;
3) откачки воды из горных выработок;
4) спуска в горные выработки крепежного материала;
5) замораживания грунта при проходке шахт;
6) подземной газификации углей;
7) тушения подземных пожаров;
8) взрывных работ при карьерной и подземной разработках
полезных ископаемых.
Химическая промышленность. Источниками
сырья для химической промышленности являются рассолы, залега-
8
ющие в коллекторах земной коры и содержащие иногда в значитель-
ных количествах различные соли, бром, йод и другие химические
вещества. Добывают такие рассолы с помощью буровых скважин.
Медицина. Всем известны целебные свойства различных
минеральных вод. В целях удовлетворения потребностей в лечебных
водах ежегодно бурят большое число разведочных и эксплуатацион-
ных скважин.
Промышленное и гражданское строитель-
ство. Без буровых работ немыслимо изыскание трасс шоссейных
и железных дорог, исследование грунтов на месте предполагаемого
возведения плотин, мостов, заводов, домов. Кроме того, очень много
скважин бурят в целях водоснабжения промышленных и граждан-
ских объектов.
§ 2. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
И РАЗВИТИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Пока не обнаружены сведения о том, когда, в какой стране и
каким способом впервые начали разрушать горную породу бурением
в целях создания скважин для добычи тех или иных полезных иско-
паемых. По некоторым данным можно судить, что первые скважины
были пробурены для добычи соляных рассолов много столетий
назад на Востоке, по всей вероятности, в Китае. Имеются утвержде-
ния, что такие скважины бурили за 2000 лет до н. э. вручную ударно-
канатным способом с использованием мускульной силы человека
или животных. Поэтому канатное бурение в литературе иногда име-
нуют «китайским методом бурения».
Сообщений о бурении скважин в первые десять столетий нашей
эры в литературе пока не найдено. Из летописей известно, что соле-
варение на Руси существовало еще в XII в. «Рассол для варниц из-
влекался на поверхность с большей или меньшей глубины сначала,
быть может, колодцами, а затем при помощи буровых скважин.
Когда, собственно, начали проводить последние, точно установить
трудно, но уже в «Писцовых книгах» в 1687 г. в Тотемском заводе
показано: заброшенных скважин более 100, в бездействии 27 и 5
действующих».
Представляет большой интерес «Роспись, как зачать делать но-
вая труба на новом месте» — рукописная инструкция, относящаяся
к XVI в., по сооружению скважин для добычи рассолов ручным
штанговым вращательным способом бурения. В этом документе отра-
жен накопившийся к тому времени опыт русских трубных (буровых)
мастеров, сооружавших трубные каналы (буровые скважины) с при-
менением деревянных шестов (штанг). Приведенные и ряд других
русских наименований, содержащихся в «Росписи», убедительно
свидетельствуют о том, что применявшийся еще в XVI в. ручной
штанговый вращательный способ бурения скважин создан и разра-
ботан в России, а не заимствован в 1722 г. у англичан, о чем писали
в свое время некоторые зарубежные специалисты.
9
Для добычи питьевой воды первый колодец (возможно, скважина)
был сооружен в 1126 г. во Франции в провинции Артуа.1
Точная дата начала бурения скважин на воду в России пока не
установлена. Предполагают, что это было в 1370 г.
В XIX в. бурение скважин для водоснабжения городов России
получает широкое распространение. В 1831 г. в г. Одессе пробурили
четыре скважины глубиной от 36 до 189 м, затем в последующие
годы бурили скважины на воду в Петербурге, Риге, Керчи, Симферо-
поле и многих других городах. Характерно, что все эти скважины
бурили, как правило, не ручным вращательным, а ручным ударным
способом, впоследствии — механическим ударным способом. На-
копленный опыт бурения скважин на соляной рассол и пресную воду
создал предпосылки для успешного бурения скважин на нефть.
Исследованиями последних лет установлено, что первая сква-
жина на нефть была пробурена на Биби-Эйбате (Азербайджан)
в 1847 г. В. Н. Семеновым. Об этом 14 июля 1847 г. князь Воронцов
доложил правительству и сообщил, что в первой скважине найдена
нефть.2
Спустя 22 года, в 1869 г., Мирзоев получил разрешение на буре-
ние скважин в Балаханах (Азербайджан). Первая скважина была
пробурена ручным вращательным штанговым способом до глубины
64 м; получен выброс газа с водой и песком. Бурное поведение сква-
жины приняли как проявление волшебных сил, и скважину забро-
сали песком и камнем.
В 1871 г. также ручным вращательным способом в этом же районе
Мирзоев пробурил вторую скважину, которая с глубину 45 м дала
обильный приток нефти. С этого времени число нефтяных скважин
в Азербайджане быстро увеличивается: в 1873 г. — 9, 1875 г. — 55,
1878 г. — 301. За период с 1872 по 1900 гг. в Бакинском районе было
пробурено 3013 скважин, из которых 1924 дали промышленную
нефть.
Увеличение фонда скважин привело к быстрому росту добычи
нефти, и в 1901 г. она стала равной 10,7 млн. т, что составляло 93%
общероссийской (11,5 млн. т) и около 50% мировой добычи нефти.
Получившая быстрое развитие в период становления капитализма
нефтяная промышленность Азербайджана и других районов России
в эпоху господства монополий, а затем в годы первой мировой войны
сильно упала. С 1901 г. стали меньше бурить скважин, что отра-
зилось на добыче нефти, и к 1917 г. она снизилась по России до
8,8 млн. т, а в Азербайджане — до 5,7 млн. т.
Особое место в истории развития бурения на нефть занимают
районы Северного Кавказа, издавна привлекавшие к себе внимание
нефтепромышленников.
1 По названию Артуа колодцы и скважины, сооруженные для добычи воды,
стали называть артезианскими.
2 «Правда», 3 сентября, 1967 г.
10
Несмотря на то, что начало добычи нефти в нашей стране отно-
сится к далекому прошлому, годом рождения отечественной нефтя-
ной промышленности принято считать 1864 год, когда на Тамани
в урочище Кудако полковник А. Н. Новосильцев начал бурить пер-
вую скважину на нефть с применением механического ударно-ка-
натного бурения. Полученный им в 1866 г. из скважины глубиной
55 м фонтан нефти принес славу этому нефтеносному краю, а меха-
нический способ бурения получил признание.
В дальнейшем царское правительство не оказало поддержки
своему соотечественнику, а иностранные фирмы, желая завладеть
нефтяными землями этого района, приложили немало усилий к устра-
нению А. Н. Новосильцева от нефтяного дела.
В 1876—1880 гг. в Майкопе предпринимателем Прокофьевым из
нескольких скважин с глубины 21—42 м была получена нефть, и ее
начали перерабатывать на керосин. Царские финансовые органы
не оказали Прокофьеву поддержки, поэтому развитие Майкопского
нефтяного района задержалось на многие годы. В начале нашего
столетия были предприняты попытки оживить богатейший район,
однако это удалось сделать только после Октябрьской революции.
Велико значение в развитии отечественной нефтяной промышлен-
ности Грозненского района. Первые нефтяные скважины здесь были
заложены в 1892 г. Русаковским. Однако они оказались безрезуль-
татными, и поэтому история развития Грозненского района начи-
нается с 1893 г., когда Ахвердов заложил на Ермоловском участке
скважину, которая была успешно закончена бурением ударно-штан-
говым способом и с глубины 132 м дала мощный фонтан нефти.
Начался период устремления нефтепромышленников в этот район.
В результате число скважин и добыча нефти здесь быстро выросли,
и район Грозного вскоре стал основным нефтяным районом после
Азербайджана.
Во второй половине XIX в. приступили к бурению нефтяных
скважин в Крыму (1864 г.), на Ухте (1898 г.), Челекене (1872 г.),
территории Ферганской долины (1880 г.), в районе Небит-Дага
(1882 г.), Урало-Эмбенском районе (1892 г.), на Сахалине (1892).
В 60-х и 70-х годах прошлого столетия были предприняты много-
численные попытки найти нефть и в Урало-Волжском нефтяном
районе.
Как уже упоминалось, первые нефтяные скважины в Азербайд-
жане были пробурены малопроизводительным ручным штанговым
вращательным способом. Вскоре перешли к бурению нефтяных сква-
жин ручным штанговым ударным способом, применявшимся еще
при бурении скважин на рассолы и воду.
Ударно-канатный способ бурения в Азербайджане применили
в 1878 г. Однако попытки широко распространить этот способ буре-
ния не увенчались успехом.
Освоение нефтяных богатств Грозненского района также нача-
лось с использования ударно-штангового бурения, перенесенного
сюда с Бакинских нефтяных промыслов. В 1897 г. здесь впервые
И
пробурили скважину ударно-канатным способом, который успешно
стал конкурировать с ударно-штанговым и в 1907 г. совершенно его
вытеснил.
Переход от ручного к механическому способу бурения скважин
привел к необходимости решения ряда вопросов механизации буро-
вых работ. Крупный вклад в это дело внесли русские горные инже-
неры Г. Д. Романовский (1825—1906 гг.) и С. Г. Воислав (1850—
1904 гг.).
В 1859 г. Г. Д. Романовский при бурении скважины на воду
в г. Подольске применил паровую машину. Первые паровые машины
в Азербайджане появились только в 1873 г. и очень медленно вне-
дрялись в нефтяную промышленность, а впоследствии, несмотря
на наличие двигателей внутреннего сгорания и электромоторов,
применялись еще долгое время.
С. Г. Войслав является одним из крупнейших изобретателей
в области буровой техники. В 1885 г. оп изобрел бур для ручного
бурения скважин большого диаметра, в 1888 г. — станок для алмаз-
ного бурения и разработал новый способ вставки мелких алмазов
в бур; в 1894 г. им была пробурена наклонная скважина на воду
около г. Брянска.
G 1901 г., когда впервые в США было применено роторное буре-
ние с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости г, на-
чинается период развития и совершенствования вращательного
способа бурения.
В России роторным способом первая скважина была пробурена
глубиной 345 м в 1902 г. в Грозненском районе, затем в 1908 г. здес/
пробурили еще несколько скважин и пришли к ошибочному выводу,
что роторное бурение непригодно для условий Грозного.
В Азербайджане роторное бурение применили в 1906 г., но после
первых же опытов отказались от него, отдав предпочтение ударно-
штанговому бурению.
В 1911 г. в Азербайджане вновь были предприняты попытки
применить роторный способ. Однако из восьми скважин только две
были закончены и сданы в эксплуатацию. В последующие годы ро-
торное бурение продолжали внедрять, но очень медленно. За пе-
риод 1911—1920 гг. этим способом было пробурено только 35 скважин.
Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин,
особенно при роторном способе, была проблема герметизации за-
трубного пространства между обсадными трубами и стенками сква-
жины. Решил эту проблему русский инженер А. А. Богушевский,
разработавший в 1905 г. и запатентовавший в 1906 г. способ закачки
цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытесне-
нием его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное простран-
1 Вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г.
французский инженер Фовеяль и впервые применил этот способ при бурении
артезианской скважины в монастыре св. Доминика.
42
ство. Этот способ цементирования быстро распространился в оте-
чественной и зарубежной практике бурения.
Авторы многих книг не правы, называя такой способ цементирова-
ния способом Перкинса, получившего патент в 1918 г. на способ цемен-
тирования скважин, повторяющий изобретение А. А. Богушевского.
В годы первой мировой войны русская нефтяная промышленность
пришла в состояние упадка, и поэтому с момента национализации
нефтяной промышленности в Советском Союзе техническая база для
бурения скважин создавалась заново. Ударное бурение во многих
районах было заменено роторным. Вместо парового привода стали
применять электропривод.
Изобретенный в 1923 г. М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом
и Н. А. Корнеевым гидравлический забойный двигатель—турбобур
определил в дальнейшем пути развития технологии и техники буре-
ния нефтяных и газовых скважин в СССР.
В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире сква-
жина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего назва-
ние турбобура Капелюшникова.
Девятилетний опыт разработки, совершенствования и эксплуата-
ции турбобуров Капелюшникова различных конструкций показал
нецелесообразность проведения дальнейших работ по усовершен-
ствованию одноступенчатых турбобуров, как не обеспечивающих не-
обходимой мощности на валу и длительной эксплуатации их на забое.
Поэтому с 1933 г. внимание конструкторов было сосредоточено
на разработке многоступенчатых турбобуров. В течение 1933—
1940 гг. П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым,
М. Т. Гусманом на базе разработанной П. П. Шумиловым теории
малогабаритных осевых многоступенчатых турбин были созданы
и испытаны многоступенчатые турбобуры нескольких типов.
Благодаря накопленному опыту конструирования и эксплуата-
ции многоступенчатых турбобуров в 1952 г. был создан размерный
ряд турбобуров, удовлетворяющий различным условиям бурения.
Этим рядом предусматривался серийный выпуск турбобуров с диа-
метрами корпусов от 168 ’до 305 мм при длине турбобуров около 9 м,
что позволяло на неразборном валу разместить до 100—120 турбин.
В дальнейшем такие турбобуры стали называться односекционными.
Рост глубин скважин привел к необходимости создания более
мощных турбобуров, что было достигнуто увеличением числа ступе
ней турбин и, следовательно, увеличением длины вала и корпуса
турбобура. С учетом технологических условий изготовления деталей
турбобуров, эксплуатации, ремонта и транспортировки дальнейшее
увеличение длины валов и корпусов было признано нецелесообраз-
ным. Потребовалось найти новые конструктивные варианты, позво-
ляющие иметь турбобуры с числом ступеней до 300 и более. Эта
проблема была решена путем последовательного соединения двух,
трех и четырех односекционных турбобуров. После испытания
в 1953 г. в Азербайджане секционные турбобуры получили призна-
ние и в настоящее время широко применяются.
13
Особое место занимает турбинное бурение в истории развития
бурения наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была
пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. После
этого бурение наклонных скважин стало быстрыми темпами вне-
дряться в ряде восточных и южных районов страны. Освоение и со-
вершенствование бурения наклонных скважин турбинным способом
позволило ускорить разработку месторождений, расположенных
под дном моря, болота или под сильно пересеченной местностью.
В этих случаях бурят несколько наклонных скважин с одной не-
большой площадки, на строительство которой требуется значительно
меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую
при бурении вертикальных скважин.
Дальнейшее развитие бурения наклонных скважин турбинным
способом привело к разработке и внедрению в промышленность
способа одновременного бурения с помощью одной буровой установки
двух и трех наклонных скважин, предложенного в 1950 г. О. А. Меж-
лумовым, Э. И. Тагиевым, С. Л. Залкиным и М. А. Гейманом.
Начиная с 1950 г. турбобуры находят все большее и большее
применение при бурении верхних интервалов глубоких нефтяных и
газовых скважин, имеющих диаметр более 500 мм, и при бурении
шахтных стволов диаметром до 6,2 м. В этих целях два, три или
четыре односекционных турбобура, к валу каждого из которых
привинчено долото, соединяют параллельно. Возникающий при
прокачивании промывочной жидкости реактивный момент в каждом
турбобуре суммируется на корпусе агрегата, что вызывает его вра-
щение в противоположную вращению долота сторону. В результате
каждое долото разбуривает свой кольцевой участок забоя, а вместе
они поражают весь забой заданного диаметра. Такой способ буре-
ния скважин и шахтных стволов получил наименование реактивно-
турбинного бурения (РТБ).
В 1937—1938 гг. инженерами А. П. Островским, Н. Г. Григоря-
ном, А. А. Богдановым и А. В. Александровым была разработана
конструкция другого забойного двигателя — электробура. В 1940 г.
на нефтяных промыслах Азербайджана были проведены первые испы-
тания, показавшие целесообразность его применения при бурении
скважин. В дальнейшем конструкция электробура была значительно
усовершенствована, что позволило успешно применять его в некото-
рых районах страны.
В настоящее время в СССР разрабатываются новые способы про-
ходки скважин: бурение без подъема бурильной колонны для смены
долота, бурение с применением новых забойных двигателей — виб-
робуров, бурение на шлангокабеле и др.
§ 3. СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Разрушать горные породы можно механическим, термическим,
физико-химическим, электроискровым и другими способами. Однако
промышленное применение находят только способы механического
14
разрушения породы, а другие пока не вышли из стадии эксперимен-
тальной разработки.
Механическое разрушение породы осуществляется с использова-
нием мускульной силы человека (ручное бурение) или двигателей
(механическое бурение). Ручное бурение иногда применяют при
инженерно-геологических исследованиях и при бурении на воду,
когда вращательным способом бурят скважины глубиной до 20—
30 м и диаметром 25—200 мм.
Механическое бурение осуществляется ударным, вращательным
и ударно-вращательным способами. Ударный способ, применяющийся
при проходке нефтяных и газовых скважин в некоторых странах,
включая США, более 25 лет не применяется на нефтяных промыслах
СССР. Однако ударное бурение широко распространено при геолого-
разведочных работах в угольной и горнорудной промышленностях,
при инженерно-геологических изысканиях, при бурении скважин
для взрывных работ, искусственного закрепления грунтов, водо-
снабжения промышленных и сельскохозяйственных объектов. По-
этому ударное бурение рассматривается в учебнике кратко и только
в данной главе.
Ударное бурение
Из всех разновидностей ударного бурения в настоящее время
применяется только ударно-канатное (рис. 2). Буровой снаряд,
состоящий из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-
ножниц 3 и канатного замка 4, спускается в скважину на канате 15,
который, огибая блок 5, оттяжной ролик 7 и направляющий ролик 8,
сматывается с инструментального барабана 11 бурового станка.
Скорость спуска регулируется тормозом 12. Блок 5 установлен на
вершине мачты 13. Для гашения вибраций, возникающих при буре-
нии, применяются амортизаторы 14.
Кривошип 10 при помощи шатуна 9 приводит в колебательное
движение балансирную раму 6. При опускании рамы оттяжной ро-
лик 7 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем.
При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе
долота о породу последняя разрушается.
По мере углубления скважины канат удлиняют (сматывают с ин-
струментального барабана 11) на необходимую величину. Цилинд-
ричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате
раскручивания каната под нагрузкой (во время подъема бурового
снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара
долота о породу).
Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивле-
ние буровому снаряду оказывает накапливающаяся на забое сква-
жины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью.
При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости
в скважину периодически доливают воду. Равномерное распределе-
ние частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим
расхаживанием (подъемом и опусканием) бурового снаряда.
15
Эффективность работ долот при ударно-канатном бурении прямо
пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, уско-
рению падения, числу ударов долота о
Рис. 2. Схема ударно-канатного бурения
забой в единицу времени
и обратно пропорциональ-
на квадрату диаметра
скважины. Однако при
всех прочих равных фак-
торах производительность
канатно-ударного бурения
значительно зависит от
правильности выбора до-
лота для данной породы.
При бурении в мягких
породах и в породах сред-
ней твердости наилучшие
результаты дают двута-
вровые долота (рис.
3, а). Они имеют широкое
и сравнительно тонкое лез-
вие с двутавровой формо й
боковых поверхностей ло-
пасти долота.
Твердые породы целе-
сообразно бурить з у-
бильными тяжелыми
долотами (рис. 3, б), кото-
рые длиннее двутавровых
и имеют округленную фор-
му для среза выступов
на стенках скважины.
При бурении в твердых
трещиноватых породах хо-
роший эффект дают кре-
стовые долота (рис.
3, в). В процессе разбури-
вания трещиноватых и вяз-
ких пород не исключено
заклинивание долота, ли-
квидация которого облег-
чается применением в бу-
ровом снаряде раздвиж-
ной штанги-ножниц, вы-
полненной в виде двух
удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям
цепи. По мере накопления на забое разрушенной породы (шлама)
возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью
инструментального барабана поднимают буровой снаряд из сква-
жины и многократно спускают в нее желонку 18 (см. рис. 2) на
18
канате 16, сматываемом с желоночного барабана 17. При hoi;
желонки в зашламленную жидкость ее клапан открывав
лонка заполняется этой жидкостью. При подъеме жело
закрывается.
Для очистки скважины от выбуренной мягкой п
применяют поршневую желонку, поршень которой о
при постановке желонки на забой и поднимается в
каната, соединенного со штоком поршня. В резул
ная жидкость всасывается в -
время движения поршня вниз
поршня жидкость в же-
лонку поступает также
через клапан, имеющийся
в днище желонки.
После очистки забоя
в скважину спускают бу-
ровой снаряд, и процесс
бурения продолжается.
При ударном бурении
скважина, как правило,
не заполнена жидкостью.
Поэтому с увеличением
глубины во избежание об-
рушения породы с ее сте-
нок в скважину спускают
обсадную колонну, состоя-
щую из металлических
обсадных труб, соединен-
ных друг с другом с по-
мощью резьбы или сварки
По мере углубления скв^-$
жины обсадную колонн
няют (наращивают) н
С увеличением
бою затрудняется,
невозможно подат
В этом случае сп
внутрь ее спус
должают углу
метра, а коло
рая обсадна^
скать третья)*
пока не будке
жину
ющих
По
ченну
об
ужении
е-
пан
ногда
ается вниз
помощи
шламлен-
идкости во
При подъеме
3
желонку. Для перетока
в нем имеются клапаны.
5
3. Долота для ударного бурения:
вутавровое; б — зубильное; в — крестовое;
— лопасть; 2 — шейка; 3 — резьбовая головка;
4 — лезвие; 5 — резьба; а — угол заострения
мо:
эз 954
двигают к забою и периодически удли-
обсадную трубу.
бсадной колонны продвижение ее к за-
ает такой момент, когда обсадную колонну
даже специальным забивным снарядом,
ю обсадную колонну оставляют в скважине,
вторую обсадную колонну, и скважину про-
применяя, естественно, долото меньшего диа-
аращивать. Вновь наступает момент, когда и вто-
а не опускается глубже, что вынуждает спу-
онну еще меньшего диаметра и т. д. до тех пор,
^достигнута проектная глубина. Таким образом, в сква-
^оыть спущено несколько обсадных колонн, образу-
коп труб разного диаметра.
стижения проектной глубины скважину, не предназна-
эксплуатации, ликвидируют и приступают к извлечению
труб с помощью бурового станка, а если колонна сильно
17
прихвачена, то применяют специальные домкраты и вибраторы.
Когда поднять колонну с помощью указанных средств не удается,
ее разрезают в скважине труборезом и извлекают по частям.
Для ударно-канатного бурения в СССР выпускают самоходные
и стационарные станки, позволяющие бурить скважины глубиной
до 500 м. Они имеют сравнительно небольшую массу (7—20 т), и по-
этому их легко можно перевозить с места на место, что очень важно
для организации буровых работ в труднодоступных и отдаленных
районах.
Вращательное бурение
При вращательном бурении скважина углубляется в результате
одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего мо-
мента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы до-
лота внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента ска-
лывают, дробят и истирают ее.
Существует два способа вращательного бурения — роторный
и с забойными двигателями.
При роторном бурении (рис. 4) ротор 4 приводится во вращение
от двигателей 11 через лебедку 10* Ротор, в свою очередь, вращает
бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинчен-
ных к пей с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2,
и долота 1.
При бурении с забойными двигателями принцип привода долота
во вращение коренным образом отличается от описанного выше.
В этом случае вал забойного двигателя 18 вращает долото, а буриль-
ная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны. Характер-
ной особенностью вращательного бурения является промывка сква-
жины водой или специально приготовленной жидкостью в течение
всего времени работы долота на забое.
Для этого два (реже один или три) буровых насоса 12, приводя-
щиеся в работу от двигателей 13, нагнетают промывочную жидкость
по трубопроводу 16 в стояк-трубу, установленный в правом углу
вышки 19, далее в гибкий буровой шланг 17, вертлюг бив буриль-
ную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит
через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству
между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на
поверхность. Здесь в желобной системе 15 и в очистительных меха-
низмах (на рисунке не показаны) жидкость очищается от выбуренной
породы, затем поступает в приемные емкости 14 насосов и вновь
закачивается в скважину.
По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная
к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не
показан), талевого блока 8, крюка 7 и талевого каната 9, подается
в скважину. Когда ведущая труба 5 войдет в ротор 4 на всю длину,
* Существуют буровые установки и с индивидуальным приводом к ротору.
18
включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину веду-
щей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора
или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу
вместе с вертлюгом 6 и спускают ее
скважину глубиной, рав-
ной длине ведущей трубы.
Шурф бурится заранее
в правом углу буровой,
примерно посредине рас-
стояния от центра сква-
жины до ноги вышки. По-
сле этого бурильную ко-
лонну удлиняют (наращи-
вают) путем привинчива-
ния к ней так называемой
двухтрубки (двух свинчен-
ных труб или одной трубы
длиной около 12 м), сни-
мают ее с элеватора или
клиньев, спускают в сква-
жину на длину двухтруб-
ки, подвешивают с по-
мощью элеватора или
клиньев на стол ротора,
поднимают из шурфа ве-
дущую трубу с вертлюгом,
привинчивают ее к бу-
рильной колонне, освобо-
ждают бурильную колон-
ну от клиньев или элева-
тора, доводят долото до
забоя и продолжают бу-
рение.
Для замены изношен-
в шурф — слегка наклонную
Рис. 4. Схема установки для бурения глу-
боких скважин роторным и турбинным спо-
собами и при помощи электробура:
ного долота поднимают из
скважины всю бурильную
колонну, а затем вновь
спускают ее. Спуско-подъ-
емные работы ведут также
с помощью полиспастной
системы.” При вращении
барабана лебедки талевый
1 — долото; 2 — бурильные трубы; з — специальный
переводник; 4 — ротор; 5 — ведущая труба;
6 — вертлюг; 7 — крюк; 8 — талевый блок; 9 —
талевый канат; 10 — лебедка; 11 — двигатели ле-
бедки и ротора; 12 — буровой насос; 13 — двигатель
насоса; 14 — приемная емкость; 15 — желоба; 16 —
трубопровод; 17 — гибкий шланг; 18 — забойный
двигатель (при роторном бурении он не устанавли-
вается); 19— вышка; 20 — обсадные трубы; 21 — це-
ментная оболочка вокруг обсадных труб; 22 — шах-
товое направление
канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обе-
спечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему
с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спу-
скаемую бурильную колонну.
При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина
которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте
2*
19
вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавли-
вают в фонаре вышки на специальном подсвечнике.
Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.
Следовательно, процесс работы долота на забое скважины пре-
рывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными
работами для смены изношенного долота.
В настоящее время применяют два вида забойных двигателей—
турбобур и электробур.
При бурении с турбобуром гидравлическая энергия потока
промывочной жидкости, двигающегося с большой скоростью вниз
по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу тур-
бобура, с которым соединено долото. В процессе работы долота на
забое жестко соединенные корпус турбобура и бурильная колонна
воспринимают реактивный момент и поэтому могут медленно вра-
щаться против часовой стрелки (при малой длине бурильной ко-
лонны).
Электроэнергия к двигателю электробура подается по кабелю,
секции которого смонтированы внутри бурильной колонны.
Как правило, верхние участки разреза скважины представлены
современными отложениями, легко размывающимися в процессе
бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому перед буре-
нием скважины бурят или копают вручную шурф до устойчивых
пород (4—8 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую
направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками
шурфа заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.
В результате устье скважины надежно укрепляется. В верхней части
направления заранее вырезается окно, из которого в процессе буре-
ния скважины промывочная жидкость выходит в желобную си-
стему.
После установки направления и проведения ряда других работ
(контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов,
оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу)
составляют акт о готовности смонтированной буровой и приступают
к бурению скважины.
Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные
породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50—400 м), пере-
крывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают
обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее
затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна
получила название кондуктор.
После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину
до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих го-
ризонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пла-
стов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких слу-
чаях возникает потребность в спуске и последующем цементирова-
нии второй обсадной колонны, называемой промежуточной.
При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться
горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и цементируют
20
третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной ко-
лонной Ч
В очень сложных условиях бурения может быть три и даже
четыре промежуточных колонны.
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цемен-
тируют эксплуатационную колонну, предназначенную для
подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнета-
ния воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержа-
ния давления в нем.
После окончания цементировочных работ обвязывают устье
скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфори-
руют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания
каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет
поступать в скважину.
Для вызова притока нефти (газа) проводят освоение скважины,
сущность которого сводится к тому, чтобы давление столба промы-
вочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало
меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления
нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину и после ком-
плекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.
Ударно-вращательное бурение
При ударно-вращательном бурении долото совершает колебания
с определенной амплитудой и частотой, создаваемые вибраторами
или вибромолотами, установленными на поверхности, или забойными
двигателями, расположенными над долотом.
При бурении глубоких скважин применяется второй способ,
когда вращение долота осуществляется с поверхности роторным спо-
собом, а колебания долота, следовательно, -динамические удары
долота о породу, создаются гидравлическими, пневматическими
и другими забойными двигателями — вибробурами.
Распространение получают гидравлические вибробуры клапан-
ного типа, дающие при бурении твердых и очень твердых пород
высокие показатели работы долота.
1 В этом случае ранее спущенная обсадная колонна будет называться пер-
вой промежуточной колонной.
ГЛАВА II
МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
§ 4. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
Горная порода представляет собой соединение минералов постоян-
ного состава, связанных силами молекулярного взаимодействия,
которые возникают либо в местах непосредственного контакта мине-
ралов друг с другом, либо в местах контакта их с минеральными
частицами посторонних цементирующих веществ. В понятие горной
породы не включаются только руды и почвенный слой.
Плотность. Плотностью горной породы называется масса
единицы объема твердой фазы ее. Она зависит от плотности минераль-
ных зерен, входящих в состав породы, плотности цементирующих
веществ и соотношения между содержаниями минералов и цемента.
Плотность породообразующих минералов колеблется в основном
в пределах 1900—3500 кг/м3; в горных породах могут встречаться
и более тяжелые минералы. Плотность горных пород обычно не-
сколько ниже плотности породообразующих минералов. Плотность
магматических пород, как правило, выше плотности осадочных
пород вследствие наличия тяжелых железистомагнезиальных сили-
катов; она уменьшается с увеличением содержания в породе кварца.
Плотность осадочных пород изменяется от 2100 до 2900 кг/м3 (для
наиболее распространенных пород — от 2400 до 2700 кг/м3).
Пористость. Обычно пористость характеризуют количе-
ственно коэффициентом, представляющим собой отношение объема
пустот к видимому объему породы. В табл. 1 приведены значения
коэффициента пористости горных пород, наиболее часто встреча-
ющихся при бурении нефтяных и газовых скважин.
Объемная масса. Масса единицы объема сухой горной
породы в естественном состоянии (с порами, трещинами) называется
объемной массой. Объемная масса совпадает с плотностью только
в случае беспористых пород. Объемная масса пористых пород всегда
меньше их плотности и разница тем больше, чем выше пористость.
С увеличением глубины залегания породы пористость ее уменьшается
вследствие сжатия вышележащих горных пород. Поэтому объемная
масса пористых'пород одинакового минералогического состава с глу-
биной возрастает.
22
Таблица 1
Пористость некоторых осадочных пород
Горная порода
Горная порода
Глина ............
Аргиллит .........
Алевролит ........
Песок ............
0-62
0-25
0-47
2-55
Песчаник . . . .
Известняк . . . .
Доломит . . . .
Мергель.........
0-53
0-45
0-27
0-60
Объемная масса большинства горных пород колеблется от 1500
до 3500 кг/м3; объемная масса осадочных пород, слагающих нефтя-
ные и газовые месторождения, обычно составляет 1800—2500 кг/м3.
Поры многих горных пород, участвующих в строении нефтяных
и газовых месторождений, насыщены жидкостями (водой пресной
или минерализованной, нефтью, газом). Объемная масса пород,
насыщенных капельными жидкостями, естественно, выше объемной
массы сухих пород; разница между ними возрастает с увеличением
пористости и степени минерализации воды. Объемная масса насы-
щенных осадочных горных пород колеблется обычно в диапазоне
от 2000 до 2700 кг/м3,хотя в отдельных случаях могут быть и замет-
ные отклонения. От объемной массы зависит величина горного да-
вления.
Прочность. Величина напряжений, при которых разру-
шается порода, характеризует ее прочность. Наибольшее сопроти-
вление породы оказывают сжатию; прочность на растяжение обычно
не превышает 10% прочности на сжатие (табл. 2). Это объясняется
хрупкостью пород, большим количеством локальных дефектов
и неоднородностей в них, слабыми силами сцепления частиц.
Таблица 2
Относительная прочность горных пород
Горная порода Относительная прочность, %
сжатие сдвиг изгиб растяже- ние
Песчаники 100 10-20 2-14 2-5
Глинистые сланцы (вдоль напластова-
ния) 100 15-60 10-18
Гипсы 100 35 11
Кварциты 100 5-7 4-5
Базальты 100 55-100
Граниты 100 9-12 8
Известняки 100 15-20 8—10 10-13
Мрамор 100 16-40 — 8-10
23
Прочность породы существенно зависит от ее минерального со-
става. Наиболее прочным породообразующим минералом является
кварц; его прочность превышает 500 МПа, тогда как прочность же-
лезистомагнезиальных силикатов и алюмосиликатов составляет 200—
500 МПа, кальцита — 10—20 МПа. Поэтому прочность породы обычно
возрастает с увеличением содержания кварца. На рис. 5 видно, что
наибольшей прочностью обладают породы, плотность которых при-
мерно равна плотности кварца (около 2700 кг/м3). Прочность моно-
минеральной породы обычно выше прочности полиминеральной,
так как в последней почти всегда присутствуют слабые минералы.
Рис. 6. Зависимость между прочностью
карбонатных пород при одноосном
сжатии и пористостью П:
1 — о = 277-10“(1—2П)2; 2 —= 277-10»
сж СЖ
Рис. 5. Зависимость прочности при
одноосном сжатии от плотности гор-
ных пород. Пунктир соответствует
плотности кварца.
Прочность минералов зависит от размера кристаллов и умень-
шается с увеличением последнего. Особенно заметно это влияние при
размере кристаллов менее 0,5 мм.
В горных породах влияние масштабного фактора на прочность
сказывается меньше. Это объясняется тем, что прочность породы
зависит не только от прочности минералов, но и от прочности связи
на межкристаллитных границах, разделяющих минеральные зерна.
Например, прочность на сжатие тонкозернистого аркозового пес-
чаника почти в 2 раза выше прочности крупнозернистого;прочность
на сжатие мрамора с размером зерен 1 мм равна 100,МПа, тогда как
мелкозернистый известняк с размером зерен 3—4 мкм имеет проч-
ность до 200—250 МПа. Прочность этого известняка равна примерно
прочности крупнозернистого гранита, хотя прочность кварца и по-
левых шпатов, входящих в состав гранита, в 10—12 раз выше проч-
ности кальцита, образующего известняк и мрамор.
Среди осадочных пород наибольшую прочность имеют породы
с кремнеземистым цементом. При наличии глинистого цемента прот-
ность пород резко снижается.
24
Прочность одноименных горных пород возрастает с уменьшением
пористости, так как при этом увеличиваются число контактов мине-
ральных частиц и силы взаимодействия между ними. Например,
прочность на сжатие известняков при увеличении объемной массы
от 1500 до 2700 кг/м3, обусловленном уменьшением пористости, воз-
растает с 5 до 180 МПа. Характерная зависимость прочности на сжа-
тие от пористости показана на рис. 6.
На прочность горных пород влияют глубина их залегания и сте-
пень метаморфизации. Так, прочность глин, залегающих у поверх-
ности земли, равна 2—10 МПа, проч-
ность же глинистых пород, подверг-
шихся начальной стадии метаморфиза-
ции под влиянием температуры и вы-
сокого давления горных пород, может
достигать 50—100 МПа.
Прочность анизотропных горных
пород зависит от направления действия
силы. Прочность при сжатии пород
перпендикулярно слоистости или слан-
цеватости, как правило, больше проч-
вдоль слоистости. Отношение
параллельно
при сжатии
Деформация, мм-106
Рис. 7. Типичные графики за-
висимости напряжения при
одноосном сжатии от дефор-
мации для упруго-хрупких
(1), пластично-хрупких (2),
высокопластичных и сильно-
пористых (3) горных пород:
ОВ и ОВ' — область упругих де-
формаций; В'С и ОС' — область
пластических деформаций; точки
В, С и С — моменты разрушения
пород
породах; оно объясняется
ности
прочности при сжатии
слоистости к прочности
перпендикулярно ей называется коэф-
фициентом анизотропии. Величина этого
коэффициента для большинства пород
колеблется от 0,3 до 0,8 и только для
изотропных пород равна 1.
На прочность горных пород влияет
и температура. С повышением темпера-
туры увеличивается прочность глини-
стых пород вследствие спекания или
метаморфизации. Упрочнение при по-
вышении температуры до 600—800° С
наблюдается в плотных мелкозернистых
уменьшением естественной микротрещиноватости и увеличением
площади контактов минеральных зерен между собой. Прочность
же хемогенных пород с повышением температуры уменьшается,
а пластические свойства усиливаются.
Упругость. Большинство породообразующих минералов
являются телами упруго-хрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука
и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости.
Горные же породы по характеру зависимости деформации от на-
пряжений при статическом нагружении можно подразделить на три
группы (рис. 7): 1) упруго-хрупкие, подчиняющиеся закону Гука;
2) пластично-хрупкие, разрушению которых предшествует зона пла-
стической деформации; 3) высокопластичные и сильнопористые,
упругая деформация которых незначительна.
25
Таблица 3
Модули упругости некоторых горных пород
Горная порода Модуль упругости МПа Горная порода Модуль упругости Е-10-», МПа
Глины 0,03 Доломиты 2,1-16,5
Глинистые сланцы .... 1,5-3,0 Кварциты 4,0-10,0
Песчаники 0,5-7,8 Алевролиты 1,7-2,7
Известняки 1,3-8,5 Мрамор 3,9-9,2
Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упру-
гости Е и коэффициентом Пуассона р. Модулем упругости называется
коэффициент пропорциональности между нормальным напряжением
в породе и соответствующей ему относительной деформацией. Коэф-
фициент Пуассона — это коэффициент пропорциональности между
О 00 80 120 ISO 200 200
Деформация сжатия^мкм
Рис. 8. Проявление упругого гистерезиса
при сжати и плотной породы — каменного
угля
относительными продоль-
ными и поперечными де-
формациями.
Модуль упругости Е
для большинства горных
пород колеблется от
0,03-104 до 1,7-10s МПа.
Величина его существенно
зависит от минералогиче-
ского состава (табл. 3) и
пористости породы, а так-
же от вида деформации
и величины приложенной
нагрузки. Поэтому горные породы лишь приближенно можно отно-
сить к упругим телам.
Так, с увеличением пористости модуль упругости горных пород,
снижается. При растяжении модуль упругости уменьшается с уве-
личением нагрузки; при сжатии с увеличением нагрузки он также
возрастает. Это, по-видимому, связано с тем, что при растяжении
(и при увеличении пористости) число контактов между зернами
породы и силы взаимодействия их между собой уменьшаются, тогда
как при сжатии утраченные ранее контакты восстанавливаются
и усиливается взаимодействие минеральных частиц вследствие их
сближения.
С этим же связан и ряд других особенностей горных пород.
Например, в горных породах наблюдаются явления упругого гисте-
резиса. При сжатии кривые зависимости между напряжением и де-
формацией при нагрузке и разгрузке не совпадают (рис. 8), причем
кривая нагружения расположена выше кривой разгрузки. В случае
пористых пород (например, песчаника) кривая разгрузки не прихо-
дит в начало координат: наблюдается некоторая остаточная дефор-
26
мация вследствие ползучести породы. Если на горную породу быстро
создать некоторую нагрузку и в дальнейшем поддерживать ее не-
изменной, деформация в течение некоторого времени будет возра-
стать. Если затем нагрузку быстро снять, в породе наблюдается
некоторая остаточная деформация, которая полностью исчезает
лишь спустя определенный промежуток времени. Это явление полу-
чило название упругого последействия.
Величины модулей упругости большинства осадочных горных
пород меньше модулей упругости соответствующих породообразу-
ющих минералов. Лишь в кварцитах модули упругости породы и
кварца примерно совпадают; это объясняется тем, что кварцит со-
стоит из зерен кварца, связанных кварцевым регенерационным
цементом.
На модуль упругости горных пород влияет также их текстура.
Обычно в породах с явно выраженной слоистостью или сланцева-
тостью модуль упругости в направлении слоистости больше, чем
в направлении, перпендикулярном слоистости, иногда наблюдается
и обратное явление (табл. 4).
Таблица 4
Анизотропия механических свойств некоторых пород
Горная порода Модуль упругости к-ю-4, МПа Коэффициент Пуассона Прочность на сжатие, МПа
J 11 Н | -
Сланцы песчанистые 3,03 2,42 0,25 0,16 52 79
Известняки 6,36 7,25 0,28 0,30 151 125
Песчаники крупнозернистые 1,93 1,73 0,45 0,36 118 142
Песчаники мелкозернистые 3,83 2,64 0,20 0,19 160 157
Алевролиты 2,67 1,72 0,25 0,29 51 68
Примечание. || — параллельно слоистости, ± — перпендикулярно слоистости.
Коэффициент Пуассона для большинства пород и минералов на-
ходится в пределах 0,2—0,4 и только у кварца он аномально низок —
примерно 0,07, что обусловлено особенностями строения его кристал-
лической решетки. С увеличением пористости коэффициент Пуассона
в одних породах увеличивается, в других — уменьшается.
Пластичность. Как было уже сказано ранее, разруше-
нию некоторых горных пород предшествует пластическая деформа-
ция. Она начинается, как только напряжения в породе превысят
предел упругости. В случае идеально пластичного тела такая дефор-
мация развивается при неизменном напряжении. Реальные горные
породы деформируются с упрочнением: для роста пластической де-
формации необходимо увеличивать напряжение, причем скорость
роста деформации больше скорости увеличения напряжения.
27
Пластичность зависит от минерального состава горных пород
и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата
и других жестких минералов. Высокими пластическими свойствами
обладают влажные глины и некоторые хемогенные породы.
Пластичность скальных пород (граниты, кристаллические сланцы,
песчаники) проявляется в основном при высоких температурах.
Ползучесть, или крип, проявляется в постоянном росте
деформации при неизменном напряжении. Ползучесть может быть
при продолжительном действии на породу нагрузки, даже если на-
пряжение меньше предела упругости. Значительной ползучестью
характеризуются осадочные породы: глины, глинистые сланцы,
аргиллиты, некоторые разновидности известняков. Наибольшие
деформации ползучести наблюдаются при нагрузках, приложенных
перпендикулярно слоистости.
Релаксацией напряжений называют постепенное
уменьшение напряжений в теле при постоянной деформации его.
Она проявляется при длительном воздействии нагрузки на породу.
Если создать на породу такую нагрузку, чтобы напряжение в ней
не превышало предела упругости, сначала произойдет упругая
деформация. При продолжительном воздействии этой нагрузки упру-
гая деформация постепенно переходит в пластическую, и напряже-
ние в породе уменьшается по мере роста пластической деформации.
Если нагрузку снять, первоначальная форма образца породы не
восстановится, хотя напряжение не превышало первоначального
предела упругости.
Время, в течение которого напряжение в породе уменьшается
в е раз, называется периодом релаксации. Для большинства горных
пород этот период очень велик. Поэтому если напряжения, не пре-
вышающие предела упругости, действуют на породы в течение сравни-
тельно небольшого времени, порода ведет себя как упругое тело.
Если же продолжительность действия этих напряжений сопоставима
с периодом релаксации, порода приобретает пластичные свойства.
Прочность породы с увеличением продолжительности действия на-
грузки постепенно уменьшается, асимптотически приближаясь к пре-
дельному значению, называемому пределом длительной прочности.
Обычно предел длительной прочности составляет 50—80% прочности
породы при кратковременном нагружения.
§ 5. ВЛИЯНИЕ ВСЕСТОРОННЕГО СЖАТИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
В условиях всестороннего сжатия механические свойства горных
пород существенно изменяются.
При равномерном всестороннем сжатии минералов и монолитных
горных пород происходит в основном упругая деформация, при сжа-
тии же пористых пород возможно возникновение остаточных дефор-
маций. Обычно сжимаемость минералов и горных пород характери-
28
Таблица 5
Влияние всестороннего давления на сжимаемость,
пористость и проницаемость некоторых осадочных горных пород
Всестороннее давление, МПа
Горная порода 8 16 32 64 8 16 32 64 8 16 32 64 96
Средний коэффициент объемного сжатия ₽с-10», Па-1 Уменьшение пористости, % (в среднем) Уменьшение проницаемости, % (в среднем)
Песчаники, хорошо отсортиро- ванные, хорошо окатанные, связанные глинистым цементом 1,15 0,95 0,45 0,35 1,5 2,0 3,0 4,5 8 12 18 26 30
Песчаники и алевролиты, средне- отсортированные, слабоокатан- ные, прочно связанные глини- сто-карбонатным цементом . , 2,75 ' 1,50 0,70 0,32 2,0 3,5 5,0 6,0 12 18 25 30 32
Песчаники, плохо отсортирован- ные, со средне- и слабоокатан- ными зернами, связанные гли- нистым цементом 3,10 2,30 1,50 0,75 2,5 4,5 7,0 9,5 14 21 30 40 46
Аргиллиты алевритистые, сильно уплотненные 2,45 1,45 0,75 0,32 1,8 3,0 4,5 5,5 — — — —
зуют коэффициентом объемного сжатия (Зс, понимая под ним относи-
тельное уменьшение объема при увеличении всестороннего давле-
ния на 1 Па. Наименьшей сжимаемостью обладают наиболее прочные
минералы. Так, для алмаза (Зс = 0,18-10“11 Па-1. При увеличении
всестороннего давления коэффициент объемного сжатия почти всех
минералов несколько уменьшается.
Сжимаемость горных пород, особенно пористых, выше сжима-
емости минералов, причем коэффициент сжимаемости при увеличе-
нии всестороннего давления уменьшается более резко, чем при сжа-
тии минералов. Это объясняется тем, что под влиянием всесторон-
Рис. 9. Влияние нерав-
номерного всесторон-
него сжатия на дефор-
мацию каррарского мра-
мора:
р — всестороннее гидравли-
ческое давление в МПа;
о — полное продольное на-
пряжение в МПа; gz — от-
носительная продольная де-
формация в %
него давления сжимаются не только мине-
ралы, но и вся структура породы, сокра-
щаются расстояния между минеральными
частицами по границам контакта, а в пори-
стых породах уменьшается объем пор. На-
ряду с уменьшением пористости снижается
также проницаемость горных пород (табл. 5).
Из табл. 5 видно, что на изменение
пористости, проницаемости и особенно коэф-
фициента сжимаемости влияют также лито-
логопетрографические свойства пород.
Сжатие горных пород при всестороннем
давлении приводит к увеличению объемной
массы их. Например, объемная масса пес-
чаников месторождений Предкавказья, зале-
гающих на глубине около 3000 м, примерно
на 30—35%, а глинистых пород на 45—50%
больше, чем объемная масса аналогичных
пород на поверхности.
С увеличением всестороннего сжатия
несколько увеличиваются коэффициент Пу-
ассона и модуль упругости горных пород.
Однако наиболее существенно всестороннее сжатие сказывается на
прочностных и пластичных свойствах.
Увеличение всестороннего давления прежде всего сказывается
на пластичности породы: многие горные породы, которые при атмо-
сферном давлении разрушаются хрупко, с повышением всесторон-
него давления приобретают пластичные свойства. Характерный
пример этого показан на рис. 9. Каррарский мрамор при обычном
давлении ведет себя как хрупкое тело. Однако уже при всестороннем
давлении 23 МПа отмечается пластическая деформация, которая
протекает при непрерывном уменьшении напряжений. При более
высоком всестороннем давлении (>80 МПа) пластическая деформа-
ция этого мрамора сопровождается упрочнением.
Величины всестороннего давления, при которых начинается
пластическое деформирование, неодинаковы для различных горных
пород. Так, пластическая деформация однородных средне — и
крупнозернистых известняков, а также слабо метаморфизованных
Давление всестороннего
сжагтшЯ'МПа.
Рис. 10. Зависимость вели-
чины пластической дефор-
мации до разрушения от
давления всестороннего
сжатия для известняка 1,
Мрамора вдоль сланцевато-
сти 2 и - перпендикулярно
плоскости сланцеватости 3:
Апл — отношение величины пла-
стической деформации к вели-
чине полной деформации до раз-
в »'
аргиллитов появляется при всестороннем давлении 50—100 МПа,
мелкозернистых и пелитоморфных известняков, плотных аргиллитов,
ангидритов и алевролитов — при 80—100 МПа и более, крупнозер-
нистых доломитов — при 100 МПа и выше, а мелкозернистых доло-
митов и сильно метаморфизованных глинистых пород только при
200—350 МПа. Кварциты при давлении до 1000 МПа ведут себя как
хрупкие тела, песчаники с кремнеземистым цементом приближаются
к кварцитам.
Предел текучести большинства горных пород, т. е. то напряже-
ние, пос.±е превышения которого появляется пластическая дефор-
мация, возрастает с повышением всесто-
роннего сжатия и тем значительнее, чем
менее пластична порода; предел текучести
каменной соли почти не зависит от все-
стороннего давления.
Величина пластической деформации до
разрушения растет с увеличением всесто-
роннего сжатия (рис. 10), причем наиболее
заметно — у известняков, наиболее сла-
бо — у кварцитов, доломиты и песча-
ники занимают промежуточное поло-
жение.
Прочность всех горных пород возра-
стает с увеличением всестороннего сжа-
тия. Так, прочность мрамора при уве-
личении всестороннего давления от 0 до
20 МПа возрастает в среднем на 2,15 МПа
при повышении давления на каждый
1 МПа; прочность ангидрита возрастает
в среднем на 2,3 МПа, аргиллита — на
2 МПа, а оолитового известняка — на 4,7
МПа. Прочность одноименных пород воз-
растает тем больше, чем меньше величина
зерен в них.
При действии всестороннего давления на горную породу проис-
ходит смещение зерен друг относительно друга и их сближение.
Чем выше всестороннее сжатие, тем теснее прижимаются зерна друг
к другу, больше силы взаимодействия между ними, тем меньше
возможностей для относительного перемещения зерен. В горных
породах пластическая деформация происходит в основном за счет
относительного перемещения зерен (межкристаллитное скольжение).
В более тонкозернистой породе больше границ между зернами, сле-
довательно, больше возможностей для межкристаллитного сколь-
жения и поэтому больше пластичность ее. При очень высоком все-
стороннем давлении относительное перемещение зерен практически
невозможно, пластическая деформация происходит вследствие сколь-
жения внутри самих зерен и обычно сопровождается упрочнением
породы.
31
Уменьшение пористости породы при увеличении всестороннего
сжатия, сближение зерен и увеличение вследствие этого силы взаимо-
действия между ними способствуют росту прочности породы. Дефор-
мационное упрочнение при внутрикристаллитном скольжении обу-
словливает увеличение прочности с повышением всестороннего да-
вления. Увеличение всестороннего сжатия ведет как бы к «залечи-
ванию» внутренних дефектов в кристаллической решетке породы
и в результате этого — к росту прочности и величины пластической
деформации до разрушения.
Выделим мысленно в недрах Земли некоторый объем породы.
На этот объем действует вертикальная сила, обусловленная весом
вышележащих горных пород. Под действием указанной силы выде-
ленный объем породы сжимается в направлении вертикальной оси,
но стремится расшириться в радиальных направлениях ( в горизон-
альной плоскости). Расширению его в радиальных направлениях
препятствует сопротивление окружающего массива породы. Следо-
вательно, на выделенный объем со стороны окружающего массива
действует боковая сжимающая сила.
В горном деле давление, обусловленное весом вышележащих по-
род, принято именовать горным. Величина горного давления зави-
сит от объемной массы этих пород и глубины залегания рассматри-
ваемого объема.
Pr = Pog2, (И-1)
где р0 — средняя объемная масса вышележащих горных пород
в кг/м3; g = 9,8 м/с2 ускорение силы тяжести; z — глубина залега-
ния от дневной поверхности в м.
Давление же, обусловленное сопротивлением массива радиаль-
ной деформации выделенного объема породы, называют боковым
давлением. Величина его является функцией горного давления:
^ = -1~Г7’г (1Ь2)
(р — коэффициент Пуассона для рассматриваемой породы). Так как
горное и боковое давления возрастают с глубиной, то и прочность
породы данного минералогического состава при прочих равных усло-
виях также увеличивается. С повышением температуры возрастает
способность горных пород к пластической деформации, но одновре-
менно снижаются предел текучести и прочность породы. Иногда
влияние температуры столь значительно, что полностью снимается
эффект прироста прочности от повышения всестороннего давления.
Так, прочность некоторых глинистых пород, известняков и даже
доломитов при температуре 300° С и всестороннем давлении 200 МПа
оказывается ниже, чем при температуре 24° С и давлении 100 МПа.
Повышение температуры особенно сказывается на снижении проч-
ности ряда хемогенных пород (бишофит, карналлит, галит).
Упругие свойства горных пород с повышением температуры
изменяются незначительно: модуль упругости немного возрастает,
коэффициент Пуассона практически почти не изменяется.
32
s 6 ВЛИЯНИЕ НАСЫЩАЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ
НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Большинство осадочных горных пород, которые приходится раз-
буривать при проходке скважин, является пористыми телами. Поры
пород заполнены капельной жидкостью (нефть, вода) либо газами
под некоторым давлением, которое в дальнейшем будем называть
поровым (или пластовым). Поровое давление всегда меньше гор-
ного.
Влияние жидкости, насыщающей горную породу, на механиче-
ские свойства последней заключается в непосредственном изменении
величины всестороннего сжатия и проявляется двояко.
Представим себе образец горной породы, изолированный со всех
сторон непроницаемой пленкой. Если образец не насыщен жидкостью,
при создании всестороннего гидравлического давления р он упруго
деформируется, и объем пор несколько уменьшается; при этом на
скелет породы будет действовать внешняя сила, величина которой
полностью определяется гидравлическим давлением.
Если же образец насыщен жидкостью с начальным поровым да-
влением рп, то при его деформации под влиянием внешнего гидравли-
ческого давления р и вызванном ею сокращении объема пор поровое
давление насыщающей жидкости возрастает. Поэтому на скелет
породы будет действовать внешняя сжимающая сила, обусловленная
не гидравлическим давлением, а только разностью между гидравли-
ческим и поровым давлениями. Если эта разность давлений равна
нулю, скелет породы не будет испытывать всестороннего сжатия,
а механические свойства породы практически не изменятся даже
при весьма высоком гидравлическом давлении.
Предположим теперь, что проницаемый образец горной породы,
насыщенный жидкостью, не изолирован. При создании гидравличе-
ского давления в поры породы будет проникать та внешняя жидкость,
с помощью которой создается это давление. Чем меньше вязкость
жидкости, тем больше скорость фильтрации ее в образец и, следо-
вательно, тем быстрее растет поровое давление. На скелет породы
и в этом случае действует разность между внешним гидравлическим
и поровым давлениями. Если эта разность мала, как обычно и бывает,
то механические свойства породы при создании всестороннего гидра-
влического сжатия заметно не изменяются.
Таким образом, если при всестороннем гидравлическом сжатии
повышается прочность породы, то поровое давление насыщающей
жидкости способствует снижению предела текучести и прочности
породы.
Влияние насыщающей жидкости на деформационные свойства
во многом зависит от лиофильности пород. Чем лиофильнее порода,
т. е. чем она лучше смачивается жидкостью, тем выше скорость
насыщения ее этой жидкостью, тем быстрее растет поровое давление.
Чем полнее поры породы заполнены капельной жидкостью, тем
меньше изменение деформационных свойств породы.
3 Заказ 954
33
Из курса физики известно, что молекулярные силы в поверхност-
ном слое любого твердого тела или жидкости некомпенсированы, что
поверхностный слой обладает избыточной поверхностной энергией.
Чем выше избыточная поверхностная энергия, тем больше прочность
породы. Следовательно, уменьшением поверхностной энергии можно
снизить прочность твердого тела, в том числе горной породы.
Существенно понизить поверхностную энергию можно путем
адсорбции на поверхности твердого тела воды и особенно поверх-
ностно-активных веществ (ПАВ). Этот способ адсорбционного сниже-
ния прочности твердых тел называют эффектом Ребиндера.
В горных породах, особенно пористых, всегда имеется значи-
тельное число ослабленных связей (места контакта зерен, микротре-
щины и другие дефекты). Количество мест с ослабленными связями
при бурении возрастает вследствие образования микротрещин в при-
забойной зоне при работе долота. По этим микротрещинам и порам
адсорбционные слои воды и молекул ПАВ проникают в породу.
Во время деформации породы под долотом имеющиеся в ней микро-
трещины углубляются и появляются новые. Вновь возникшие по-
верхности микротрещин быстро покрываются адсорбционными плен-
ками воды и ПАВ, которые препятствуют смыканию микротрещин
после снятия нагрузки и восстановлению утраченных во время де-
формации связей. В результате такого экранирующего и расклини-
вающего действия адсорбционных слоев прочность горных пород
существенно уменьшается.
При контакте горной породы с жидкостью и растворенными в ней
веществами могут происходить также химические реакции. Резуль-
татом химического взаимодействия может быть как снижение проч-
ности породы, так и упрочнение.
§ 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
При бурении скважины породы разрушаются в условиях слож-
ного напряженного состояния. Объем породы, который составляет
призабойную зону и подлежит разбуриванию, испытывает всесто-
роннее неравномерное сжатие, так как боковое давление на него
всегда больше вертикального, создаваемого столбом промывочной
жидкости в скважине. Породоразрушающий инструмент — долото —
контактирует с породой не по всей поверхности забоя, а лишь на
некоторых ограниченных площадках. Через эти площадки на породу
создается дополнительное локальное давление, под воздействием
которого порода деформируется и разрушается. Основными видами
деформаций при таком локальном наложении дополнительных сжи-
мающих сил являются вдавливание и скалывание.
При вдавливании зуба долота в породе возникает местное неравно-
мерное всестороннее сжатие. В условиях столь сложного напряжен-
ного состояния прочность, измеренная классическими методами,
оказывается недостаточной для характеристики сопротивляемости
породы разрушению. В горной промышленности сопротивляемость
породи разрушению принято характеризовать, прежде всего, твер-
достью. Под твердостью понимают сопротивление, оказываемое по-
родой внедрению в нее другого твердого тела.
Существует несколько методов определения твердости.
Среди исследователей, занимающихся проблемами бурения, наи-
большее признание получил метод, предложенный проф. Л. А. ИГрей-
нером и официально утвержденный как ГОСТ 12288—66. Сущность
его состоит в том, что деформационная характеристика породы сни-
мается при вдавливании цилиндрического пуансона (штампа) с пло-
ским основанием (рис. 11). Так как горная порода состоит из зерен,
связанных между собой'силами взаимодействия, и разрушение про-
исходит, как правило, не по зерну, а по границам контакта минераль-
ных зерен или по цементу, диаметр пуансона должен быть достаточно
большим, чтобы под плоским основа-
нием его разместилось значительное
количество зерен породы.
Согласно ГОСТ 12288—66, диаметр
плоского основания пуансона должен
быть равен 6,7 среднего диаметра зе-
рен испытываемой породы, но не менее
1,6 мм. Для определения механических
свойств крупнозернистых, малопроч-
ных, а также сильнопористых горных
пород применяют пуансоны диаметром
более 2,5 мм. Пуансоны изготовляют
из закаленной стали, а для высокопроч-
ных пород с твердостью более 2500
в последнем случае пуансоны могут
Рис. 11. Цилиндрические пу-
ансоны
МПа — из твердого сплава;
иметь форму как цилиндра
с плоским основанием, так и усеченного конуса с углом при вер-
шине 45°. Для определения механических свойств при вдавливании
берут образец породы с двумя параллельными шлифованными поверх-
ностями, высушенный до постоянной массы при температуре не бо-
лее 100° С и охлажденный до комнатной температуры на воздухе.
Диаметр и высота образца должны не менее чем в 15—20 раз превы-
шать диаметр пуансона.
Простейшая установка для испытаний показана на рис. 12.
Перед началом испытаний в компенсатор 14 подкачивают масло и
повышают в нем давление до уровня, превышающего необходимый
для разрушения породы при вдавливании пуансона. Затем образец
породы 8 помещают на столик 9 гидравлического пресса. На ш тифо-
ванную поверхность образца устанавливают пуансон 7, плавно при-
открывают регулировочный кран 15 и, направляя жидкость из ком-
пенсатора 14 под поршень гидропресса, приподнимают столик 9
до соприкосновения пуансона 7 с упором б; в этот момент кран 15
закрывают. Для измерения деформаций к упору прикреплен измери-
тельный индикатор 2 часового типа с точностью отсчета 0,001 —
0.002 мм; ножку индикатора ставят на верхнюю плоскость образца
породы вблизи пуансона.
3*
35
13
От насоса
Рис.12 Схема установки для определения механических свойств горных пород
вдавливанием пуансона:
1 — образцовые манометры; 2 — индикатор; 3 — траверса гидравлического пресса, 4 —
колонки; 5 — оправа индикатора; в — упор; 7 — пуансон, 8 — образец породы, 9 — сто шк
гидравлического пресса; 10 — манжета; 11 — цилиндр пресса, 12 — направляющий стер-
жень; 13 — манометр; 14 — компенсатор давления; 15 — регулировочный кран, 1в — спуск-
ной кран; 17 — запорный коан
А
О В
Деформация
а
Деформация
г
Рис. 13. Диаграммы дефор-
мации вдавливания пуан-
сона для горных пород
разных типов:
а — упруго-хрупкие породы,
б — лунка разрушения упруго-
хрупкой породы; в— пластич-
но-хрупкие породы; г — высо-
ко-пластичные и сильнопори-
стые породы
Во время испытания нагрузку на пуансон создают, повышая
давление масла в цилиндре пресса, и фиксируют величину давления
по образцовому манометру 1 и деформацию породы по шкале инди-
катора 2- Величину нагрузки определяют как произведение давле-
ния на площадь поршня. По результатам испытаний строят кривую
зависимости между нагрузкой (или напряжением) и деформацией
породы.
В настоящее время созданы более совершенные приборы —
УМГП-3 и УМГП-4, которые автоматически вычерчивают кривую
зависимости деформации породы от нагрузки во время испытания.
Типичные кривые для трех классов пород показаны на рис. 13.
По этим кривым определяют деформационные свойства горных пород.
Диаграмма деформации упруго-хрупких пород (рис. 13, а) пред-
ставлена только упругой областью. При достижении предела упру-
гости (точка А) происходит хрупкое разрушение породы, причем
глубина h„ лунки, образующейся в породе при атмосферном давле-
нии, значительно больше упругой деформации £ в момент хрупкого
разрушения, а диаметр лунки на поверхности образца существенно
больше диаметра пуансона (рис. 13, б). За твердость упруго-хрупкой
породы принимают величину напряжения под основанием пуансона
в момент разрушения
(П.З)
г пт
где Рш — нагрузка на породу в момент хрупкого разрушения в Н;
Fm — площадь основания пуансона в м2.
Об упругих свойствах породы приближенно можно судить по
наклону упругой ветви кривой деформации к оси абсцисс; ориенти-
ровочно величину модуля упругости определяют по формуле
dw — диаметр пуансона в м; g — величина упругой деформации
при данной нагрузке в м.
Работа, затраченная на разрушение породы, определяется пло-
щадью треугольника ОАВ за вычетом работы на упругую деформа-
цию самого пуансона; она зависит, как видим, не только от твер-
дости породы, но и от ее упругости. Работа, отнесенная к единице
объема разрушенной породы, называется удельной объемной работой
разрушения:
------- , (II.5)
У п
где 4Ш — работа, затраченная на упругую деформацию пуансона,
в Дж; Vn — объем разрушенной породы (объем лунки) в м3.
При деформации пластично-хрупких пород выделяются две
области (рис. 13, в): область упругой деформации О А и область пла-
стической деформации АВ, сопровождающейся упрочнением породы;
в точке В наступает общее хрупкое разрушение. Величина отноше-
37
ния йл/5 в этом случае меньше, чем для упруго-хрупких пород.
Твердость пластично-хрупкой породы определяют по нагрузке
в момент хрупкого разрушения (точка В), а модуль упругости —
по наклону отрезка ОА к оси абсцисс по формуле (II.4).
Такие породы характеризуются также пределом текучести, зако-
торый принимают величину напряжения под основанием пуансона
при нагрузке Ро (точка А), и энергетическим коэффициентом пластич-
ности. Под энергетическим коэффициентом пластичности понимают
отношение всей работы до хрупкого разрушения (площадь О А В С)
к работе упругих деформаций (площадь ОДЕ):
SOABC~
^ОВЕ~^Ш
(П.6)
При этом полагают, что упругие характеристики остаются неиз-
менными в области пластической деформации.
Высокопластичные и сильнопористые породы не дают общего
хрупкого разрушения при вдавливании пуансона (рис. 13, а), так
как возможная величина деформации ограничена небольшой длиной
цилиндра пуансона. Поэтому такие породы обычно характеризуют
лишь пределом текучести и модулем упругости; условно коэффи-
циент пластичности их/сп=со. Иногда за меру твердости этих пород
условно принимают предел текучести. В действительности такие
породы разрушаются хрупко, но величина деформации их до хруп-
кого разрушения весьма велика.
В результате изучения механических свойств горных пород при
вдавливании пуансона создана классификация их по твердости и
пластичности. По твердости все горные породы подразделены на
12 категорий; первые четыре категории охватывают в основном вы-
сокопластичные и сильнопористые породы; к пятой — восьмой кате-
гориям относятся породы пластично-хрупкие; к последним четырем
категориям относятся преимущественно упруго-хрупкие породы.
Эта классификация приведена в табл. 6.
Таблица 6
(табл. 7). Первую составляют упруго-хрупкие породы. Породы пла-
стично-хрупкие отнесены ко второй — пятой категориям. Шестую
категорию составляют высокоиластичные и сильнопористые породы.
Таблица 7
Классификация горных пород по пластичности
Категория пород 1 2 3 4 5 6
Коэффициент пластичности 1 1—2 2-3 3-4 4—6 6
Твердость и предел текучести горных пород с увеличением все-
стороннего сжатия возрастают и тем сильнее, чем больше их пори-
стость и меньше твердость при атмосферном давлении. Это обусло-
влено тем, что при всестороннем сжатии смыкаются микротрещины
и уменьшается пористость в породе, следовательно, возрастают
силы взаимодействия между зернами; всестороннее сжатие препят-
ствует развитию микротрещин, возникающих при вдавливании пуан-
сона. Вместе с тем при увеличении всестороннего равномерного сжа-
тия повышается пластичность породы и уменьшается объем образу-
ющейся при вдавливании лунки. Если же всестороннее сжатие не-
равномерное, объем лунки может значительно возрасти.
На механические свойства горных пород, определяемые методом
вдавливания пуансона, существенно влияет температура, но характер
этого влияния зависит от напряженного состояния породы. Если
при атмосферном давлении твердость кварцита возрастает при на-
греве до 600° С, глинисто-карбонатных пород — при нагреве до
150—200° С, то при всестороннем гидравлическом давлении 50 МПа
твердость глинисто-карбонатных пород уменьшается при нагреве
до 100° С, а при более высокой температуре вновь возрастает. Пре-
дел текучести глинисто-карбонатных пород уменьшается с увеличе-
нием температуры до 200° G, особенно при высоком всестороннем
сжатии. Коэффициент пластичности этих пород при нагреве умень-
шается как при небольшом, так и при высоком всестороннем сжатии.
Площадь основания лунки, образующейся при разрушении породы,
с ростом температуры увеличивается при давлении, близком к атмо-
сферному, но существенно уменьшается при высоком всестороннем
сжатии.
К настоящему времени накоплен обширный материал о механи-
ческих свойствах различных горных пород при вдавливании. Этот
материал опубликован в специальной литературе и может быть ис-
пользован при решении ряда конкретных задач технологии бурения.
§ 8. АБРАЗИВНОСТЬ-ГОРНЫХ ПОРОД
Под абразивностью горных пород понимают их способность изна-
шивать в процессе трения металлы и твердые сплавы. Абразивная
способность пород проявляется при взаимодействии с ними породо-
разрушающего инструмента и других элементов бурового оборудо-
вания. Чем больше абразивность породы, тем выше темп износа
39
инструмента, тем, следовательно, быстрее он будет выходить из строя.
Частая смена породоразрушающего инструмента в глубокой сква-
жине существенно увеличивает продолжительность и стоимость
строительства ее. Знание абразивных свойств горных пород позво-
ляет более правильно выбирать модель породоразрушающего ин-
струмента и тем самым повышать эффективность процесса бурения.
Методов оценки абразивных свойств горных пород довольно
много, но универсального и общепринятого пока не существует.
В основе большинства методов лежит измерение объема или массы
металла, изношенного в процессе трения о горную породу при не-
которых постоянных для данного метода условиях. Из лаборатор-
ных методов наиболее подходящий для оценки абразивности пород
по отношению к породоразрушающему инструменту был предложен
проф. Л. А. Шрейнером. Суть этого метода заключается в том, что
эталонное кольцо из испытуемого материала (сталь, твердый сплав),
прижатое боковой цилиндрической поверхностью к горизонтальной
шлифованной поверхности испытуемого образца горной породы
с заданной силой, вращается вокруг горизонтальной оси с постоян-
ной скоростью. Образец горной породы при этом поступательно
перемещается относительно кольца с некоторой заданной скоростью.
Продукты разрушения, образующиеся при трении кольца о поверх-
ность породы, удаляются струей воды, подаваемой к месту контакта.
Об абразивных свойствах судят по объему разрушенных материала
кольца и горной породы на длине пути трения в 1 м.
Установлено, что для большинства минералов и горных пород
объемный износ материала эталонного кольца не зависит от окруж-
ной скорости и прямо пропорционален силе прижатия. Коэффи-
циент пропорциональности между объемом V„ изношенного мате-
риала кольца на длине пути трения в 1 м и силой прижатия Рк
кольца к образцу породы назван коэффициентом абразивности:
ао = -^~ (П.7)
* к
Он характеризует абразивные свойства испытуемой горной по-
роды по отношению к материалу эталонного кольца. Эксперимен-
тально установлено, что в случае эталонного кольца из сплава ВК-15
указанная прямая пропорциональность сохраняется даже при испы-
тании кварцевых пород. Если же эталонное кольцо из закаленных
сталей, зависимость сохраняется при трении по кристаллическим
породам, кроме кварцевых; при трении же по кварцевым породам
величина коэффициента а0 является функцией силы прижатия и
окружной скорости; при увеличении силы Рк сверх некоторого зна-
чения объемный износ растет быстрее, чем увеличивается сила при-
жатия.
Другой характеристикой абразивных свойств пород при этом
методе оценки является относительный износ, т. е. отношение объема
изношенного материала эталонного кольца к объему изношенной
породы на пути трения в 1 м.
40
Об абразивных свойствах горных пород можно судить также
по работе, затраченной на износ единицы объема материала эталон-
ного кольца или самой породы, либо по относительной абразивности.
Под относительной абразивностью понимают отношение относитель-
ного износа испытуемой горной породы к относительному износу
гипса, принятому условно за единицу. Гипс является наименее абра-
зивной породой. Относительная абразивность есть величина безраз-
мерная и не зависит от условий опыта. Она удобна для сравнитель-
ной оценки абразивных свойств различных горных пород и мине-
ралов.
Абразивный износ металла и твердого сплава зависит как от
абразивности породы, так и от ряда других факторов: соотношения
твердости породы и металла (сплава), шероховатости трущихся
поверхностей, контактного давления, температуры, скорости сколь-
жения, свойств охлаждающей среды (смазки). Абразивность горной
породы зависит от микротвердости образующих ее минеральных
зерен, их размера, формы и характера поверхности.
Абразивность кристаллических горных пород по отношению
к закаленной стали пропорциональна микротвердости минералов,
входящих в состав пород. По степени увеличения абразивности
эти породы можно расположить в следующий ряд: гипс < барит <
<доломиты <известняки <кремнистые породы (халцедон, кре-
мень) < железистомагнезиальные и полевошпатовые породы -С
<кварц и кварциты.
Если твердость минеральных зерен, образующих породу, значи-
тельно меньше твердости металла, происходит тонкий поверхностный
износ металла за счет сил трения и интенсивный износ самих зерен
и породы в целом. Если же твердость минеральных зерен близка
к твердости металла, происходит очень тонкое, но объемное разру-
шение металла вследствие высокой местной концентрации напряже-
ний в местах контакта трущихся тел. В последнем случае существен-
ную роль в износе играет начальная шероховатость породы и металла.
Изверженные полиминеральные породы, как правило, более абра-
зивны, чем мономинеральные. Это объясняется, видимо, тем, что
поверхность трения становится более шероховатой из-за неодина-
кового износа различных минералов, входящих в состав породы.
. Из числа обломочных пород наибольшей абразивностью отли-
чаются кварцевые песчаники и алевролиты. При одинаковом мине-
ралогическом составе абразивность обломочных пород обычно выше
абразивности кристаллических пород, что связано с характером
шероховатости поверхности трения. Чем больше пористость, круп-
нее обломки и остроугольнее их форма, тем больше шероховатость
обломочной породы. Чем больше шероховатость породы, тем, как
правило, меньше реальная площадь контакта металла с породой;
соприкосновение происходит лишь по вершинам выступов шерохо-
ватостей. С уменьшением же реальной площади контакта при данной
нагрузке увеличивается контактное давление, которое может до-
стигать твердости металла.
41
Абразивность песчаников возрастает с уменьшением твердости
их. Наибольшей абразивностью обладают кварцевые и полевошпато-
вые песчаники. Это объясняется тем, что твердость обломочных гор-
ных пород в основном определяется прочностью цементирующего
вещества. Чем меньше прочность цемента, тем легче обнажаются
.минеральные зерна, обладающие более высокой твердостью, нежели
сама порода, тем выше шероховатость поверхности трения, так как
интенсивность износа минеральных зерен и цемента неодинакова
из-за различия их прочностных характеристик. Кварц же является
наиболее абразивным и наиболее твердым из породообразующих
минералов.
Абразивность алевролитов несколько меньше абразивности пес-
чаников одинакового минералогического состава вследствие мень-
шего размера зерен.
Некоторые осадочные горные породы (глинистые, карбонатные,
сульфатные) в чистом виде малоабразивны. Их абразивность, однако,
возрастает с увеличением содержания кварца. Особенно интенсивно
растет при увеличении содержания кварца абразивность малопроч-
ных пород. При содержании кварца более 20% абразивность мало-
прочных пород становится выше абразивности кварцитов.
ГЛАВА III
БУРОВЫЕ ДОЛОТА
§ 9. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ
Долото предназначено для разрушения горной породы при буре-
нии скважины цилиндрической формы. Существует большое коли-
чество долот различных типов, выбор которых определяется меха-
ническими и абразивными свойствами разбуриваемых пород.
По характеру разрушения породы все буровые долота класси-
фицируются следующим образом.
1. Долота режуще-скалывающего типа, разрушающие породу
лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназна-
чены они для разбуривания мягких пород.
2. Долота дробяще-скалывающего типа, разрушающие породу
клиновидными зубьями или штырями с клиновидной или сфериче-
ской породоразрушающей поверхностью \ расположенными на ко-
нических или цилиндрических шарошках, которые вращаются
вокруг своей оси и вокруг оси долота. Предназначены они для раз-
буривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых,
крепких и очень крепких пород.
3. Долота режуще-истирающего типа, разрушающие породу
алмазными зернами или твердосплавными штырями, располага-
ющимися в торцовой части долота или в кромках вертикально рас-
положенных по отношению к забою скважины лопастей долота,
и твердосплавными штырями, размещенными на сферической ша-
рошке одношарошечного долота. Долота с алмазными зернами и
твердосплавными штырями в торцовой части применяются для
бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота
с вертикальным расположением лопастей — для разбуривания пере-
межающихся по твердости абразивных и неабразивных пород;
1 В зависимости от пород, для разбуривания которых предназначается
долото, шарошки оснащаются различными породоразрушающими элементами:
выфрезерованными из тела шарошки или выштампованными при изготовлении
шарошек зубьями призматической (клиновидной) формы, запрессованными в тело
шарошек твердосплавными штырями с клиновидной или сферической контакт-
ной поверхностью. В дальнейшем выфрезерованные и выштамповакные клино-
видные породоразрушающие элементы будут именоваться зубьями, а запрес-
сованные — штырями.
43
одношарошечные долота — для разбуривания неабразивных пород
средней твердости, залегающих на больших глубинах.
По назначению все буровые долота классифицируются по трем
группам:
— для сплошного бурения, разрушающие породу в одной пло-
скости или ступенчато;
— для колонкового бурения, разрушающие породу по перифе-
рии забоя;
— специального назначения.
Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены
для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что
позволяет подбирать нужное долото для разрушения горной породы
по одному из перечисленных выше принципов.
Долота специального назначения предназначены для работы
в пробуренной скважине (расширение и выравнивание — проработка
стенок скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного
камня).
В СССР в настоящее время действуют отраслевые нормали
ОН26-02-88—68 на двух- и трехлопастнкГе долота режуще-скалыва-
ющего типа, на шестилопастные долота режуще-истирающего типа
для сплошного бурения и на пикообразные долота специального
назначения и ОН26-02-128 — 69 на трех-и двухшарошечные долота
дробяще-скалывающего типа, одношарошечные долота режуще-
истирающего типа для сплошного бурения и шарошечные долота
дробяще-скалывающего и режуще-истирающего типов для колон-
кового бурения. В этих документах нормализованы типоразмеры,
основные параметры и требования, предъявляемые к изготовлению
долот всех типов.
Алмазные и твердосплавные долота режуще-истирающего тина
для сплошного и колонкового бурения, ряд других долот для сплош-
ного и колонкового бурения и специального назначения указанными
нормалями не предусматриваются. Их выпуск осуществляется по
техническим условиям, разработанным институтами и заводами-
изготовителями.
В соответствии с размерами обсадных труб предусматривается
выпуск буровых долот, диаметры которых должны соответствовать
приведенным: 46, 59, 76, 93, 97, 112, 118, 132, 135, 140, 145, 151,
161, 172, 190, 214, 243, 269, 295, 320, 346, 370, 394, 445, 490 мм,
§ 10. ДОЛОТА ДЛЯ СПЛОШНОГО БУРЕНИЯ
Лопастные долота
В настоящее время в СССР выпускают двухлопастные 2Л (рис. 14)
и трехлопастные ЗЛ (рис. 15, а) долота, верхняя часть которых имеет
муфту с замковой резьбой \ предназначенную для соединения с бу-
1 Характеристику резьбы см. на стр. 88.
44
Рис. 14. Двухлопастное долото
а
Рис. 15. Трехлопастные долота:
а — с обычной промывкой типа ЗЛ; б — с гидромониторной промывкой
типа ЗЛГ
рильной колонной или забойным двигателем, а нижняя — две и три
лопасти, расположенные по отношению друг к другу под углом
соответственно 180° и 120°.
Долота 2Л изготавливают цельноковаными, а долота ЗЛ — свар-
ными. Штампованные лопасти приваривают к цельнокованым корпу-
сам по всему контуру касания.
Современные конструкции лопастных долот имеют два (долота 2Л)
и три (долота ЗЛ) промывочных отверстия, направляющих промы-
вочную жидкость из бурильной колонны непосредственно на забой
скважины. При этом отверстия просверлены так, чтобы их оси пере-
секались с поверхностью, описываемой при вращении долота кром-
ками лопастей, на расстоянии 2/3 радиуса долота от центра долога.
Такое расположение промывочных отверстий отклоняет струи про-
мывочной жидкости несколько вперед от плоскостей лопастей долота,
что создает условия для хорошей очистки забоя от выбуренной по-
роды, удовлетворительного омывания лопастей промывочной жидко-
стью для охлаждения и удаления с них налипающей породы.
При бурении лопастными долотами можно получить значительное
увеличение скорости проходки, применяя долота с промывочными
отверстиями, обеспечивающими истечение жидкости из них со ско-
ростью 60—125 м/с. Такие долота, называемые гидромониторными,
применяют с середины 40-х годов, и в настоящее время они широко
распространены (рис. 15, б).
В процессе проходки скважины не всегда удается обеспечить
необходимый расход промывочной жидкости для получения нужной
скорости истечения жидкости из промывочных отверстий. Поэтому
созданы и поставляются с долотами сменные насадки, подбор кото-
рых позволяет обеспечить требуемую скорость истечения жидкости
из насадок. Для уменьшения гидравлических потерь (см. гл. VII)
промывочные отверстия в насадках сужаются в месте выхода из них
жидкости.
Сменные насадки изготовляют из минералокерамического твердого
сплава и вставляют в промывочные отверстия с помощью маслонефте-
стойких уплотнительных резиновых колец, обеспечивающих герметич-
ность пространства за насадкой при перепаде давления до 6 МН/м2.
На гидромониторный эффект большое влияние оказывает также
расстояние от насадки до забоя. Струя жидкости, вырывающаяся
из насадки, захватывает и увлекает за собой окружающую ее
жидкость. Встречая большое сопротивление, она быстро расширяется
и теряет скорость. Поэтому целесообразно располагать насадку
по возможности ближе к режущим кромкам долота. Исследованиями
установлено, что расстояние это может быть принято не больше ве-
личины шестикратного диаметра выходного отверстия насадки.
Шарошечные долота
За более чем 60-летнюю историю развития конструкций шаро-
шечных долот в практике бурения применяли долота с одной, двумя
тремя, четырьмя и шестью шарошками. Однако самыми распростра-
46
ненными на протяжении всех лет были и остаются трехшарошечные
долота (рис. 16). В зависимости от конструкций шарошек, формы
и размещения породоразрушающих элементов на них, схемы расис-
те ’ ия осей итарошс . ио отношению к оси долота, конструкции
Рис. 16. Трехшарошечные долота;
а — для пород средней твердости (типа
С) с клиновидными выфрезерованными
зубцами; б — для твердых абразивных по-
род при продувке скважины воздухом (тип
ТЗП) с запрессованными в тело шарошек
твердосплавными штырями с клиновидной
породоразрушающей поверхностью; в —
для крепких пород (тип Н) с запрессован-
ными в тело шарошек твердосплавными
штырями со сферической породоразруша-
ющей поверхностью
и расположения промывочных отверстий создано много типов долот,
эффективно разрушающих породы самых разнообразных механиче-
ских свойств.
Из шарошечных долот других типов в настоящее время в СССР
применяют двухшарошечные (рис. 17) и одношарошечные (рис. 18),
а за рубежом — и четырехшарошечные долота.
47
Трехшарошечные долота. Для сплошного бурения серийно выпу-
скаются в основном секционные 1 трехшарошечные долота (рис. 19),
Рис. 17. Двухшарошечное долото Рис. 18. Одношарошечное долото типа МГ
изготовляемые путем сварки трех кованых секций 3, на цапфах 5
которых вращаются на подшипниках 6 и 7 шарошки 4, оснащенные
Рис. 19. Секционное гидромонитор-
ное трехшарошечное долото
породоразрушающими элемента-
ми. На верхнем конце долота по-
сле сварки секций нарезается на-
ружная замковая резьба 1. Для
пропуска промывочной жидкости
из бурильной колонны (забойного
двигателя) долото снабжено про-
мывочными отверстиями 2.
К настоящему времени созда-
ны трехшарошечные долота 13
типов, отличающиеся друг от дру-
га конструкцией и расположением
шарошек и породоразрушающих
элементов на них, а также кон-
струкцией опор шарошек.
Типы долот и породы, для
разбуривания которых они пред-
назначены, приведены в табл. 8.
Формы шарошек и их распо-
ложение. Трехшарошечные долота
1 Корпусные долота диаметром от 394 до 490 им, у которых к литому корпусу
в специальных пазах привариваются лапы с цапфами и шарошками, в ближай-
шее время будут сняты с производства.
48
Т а б л и ц a -8
Типы трехшарошечных долот и их назначение
Тип долота Диаметр долота, мм Горные породы, для разбуривания которых предназначены долота
м* 145-490 Самые мягкие, несцементированные, пластичные (на- носы, мягкие и вязкие глины, сланцы, мягкие изве- стняки)
М3 161-295 Мягкие, слабосцементированные абразивные (песча- ники, мергели)
мс 161-295 Мягкие, неабразивпые с пропластками пород, сред- ней твердости (мел с пропластками слабосцементиро- ванных песчаников, каменная соль с пропластками ангидритов, глинистые сланцы)
МСЗ 161-295 Мягкие, слабосцементированные абразивные с про- пластками пород средней твердости (песчано-глини- стые сланцы, плотные глины с пропластками песча- ников)
с 93—490 Пластичные и хрупко-пластичные неабразивные по- роды средней твердости (плотные глины, глинистые сланцы, известняки средней твердости)
сз ** 161-295 Абразивные средней твердости (песчаники, песчани- стые сланцы)
ст 161-295 Хрупко-пластичные средней твердости с пропласт- ками твердых пород (песчаники с пропластками гипса, известняки с пропластками гипса, ангидриты)
т 76-394 Твердые, неабразивные (твердые известняки, доло- миты, доломитизированные известняки)
Y3 *** 76-295 Твердые абразивные (окварцовапные известняки и доломиты)
тк 161-295 Твердые с пропластками крепких (твердые извест- няки с пропластками мелкокристаллических известня- ков и доломитов)
* Кроме долот диаметром 151 мм.
** Так же долота диаметром 132 мм.
** Кроме долот диаметром 151 мм.
Заказ 954
49
Продолжение табл. 8
Тип долота Диаметр до 101 а, мм Горные породы, для разбуривания которых предназначены долота
ткз 151—295 Абразивные твердые с пропластками крепких (ок- ремнелые аргиллиты, твердые известняки и доломиты, мелкозернистые сильно сцементированные песчаники)
к* 76-295 Крепкие (окремнелые мелкокристаллические изве- стняки, доломиты, кварциты)
ок** 76—490 Очень крепкие (граниты, кварциты, диабазы)
* Кроме долот диаметрами 97, 118, 140 мм.
** Кроме долот диаметрами 93, 151, 161, 172, 346, 370 мм
современных конструкций имеют конические шарошки, при перека-
тывании которых вокруг своей оси и оси долота породоразрушающие
элементы наносят удары по породе и вследствие этого дробят и ска-
лывают ее. Скалывающее воздействие породоразрушающих элемен-
тов шарошек на породу зависит от формы шарошек, их расположения
в корпусе долота и состояния поверхности забоя скважины.
Рис. 20. Формы шарошек трехшарошечных долот:
а — одноконусная; б — двухконусная; в — трехконусная; I, 2, з, 4 — соответственно основ-
ной, дополнительный первый, дополнительный второй и обратный конусы шарошки, I,
It, Is, h — длины образующих конусов; 2|3, 2pn 2р2, 2ра — углы конусов; ср угол
наклона оси шарошки к оси долота; / — вылет вершины шарошки за ось долота
Трехшарошечные долота выпускают с одно-, двух-, трех- и че-
тырехконусными шарошками (рис. 20), устанавливаемыми на цап-
фах лап по двум схемам:
1) с пересечением осей шарошек с осью долота (рис. 21, а);
2) со смещением осей шарошек по направлению вращения долота
параллельно положению, при котором их оси пересекаются с осью
долота, — положительное смещение1 (рис. 21, б).
По первой схеме сконструированы долота типов GT, Т, ТЗ, ТК,
ТКЗ, К и ОК, а по второй схеме — долота типов М, М3, МС, МСЗ,
С и СЗ.
рис. 21. Схемы распо-
ложения шарошек в до-
лоте:
а — с пересечением осей ша-
рошек с осью долота, б — со
смещением осей шарошек по
направлению вращения до-
лота (положительное смеще-
ние) на величину е
Угол наклона оси шарошки к оси долота <р и углы конусов ша-
рошки 2р, 2рх, и 2р2 (см. рис. 20) определяют профиль забоя сква-
жины, характеризующийся углами at, а2 и а3 (рис. 22).
Опыт эксплуатации трехшарошечных долот показал, что для
долот с многоконусными шарошками рациональным является вы-
пукло-вогнутый, а с одноконусными шарошками — выпуклый про-
филь забоя скважины.
Рис. 22. Профили забоя скважины при бурении
трехшарошечным долотом
Рассмотрим условия работы одноконусных шарошек долота на
забое скважины. Шарошки вращаются вокруг оси долота ОА (рис. 23)
по часовой стрелке с угловой скоростью ид и вокруг своей оси ОБ,
пересекающейся с осью долота в точке О, против часовой стрелки с
угловой скоростью иш.
1 Смещение шарошек в сторону, противоположную вращению долота (от-
рицательное смещение), приводит к накоплению частиц выбуренной породы
между шарошками и стенкой скважины, что сокращает срок службы опор ша-
рошек.
4* 51
Вектор абсолютной скорости шарошки (ош. а определяет положе-
ние мгновенной оси вращения MN, проходящей через точки О и Ov
Точка Ог в момент ее контакта с забоем неподвижна, а все другие
точки, расположенные на образующей шарошки, описывают дуги
окружностей, радиусы которых равны расстоянию этих точек до
мгновенной оси. В результате зубья (штыри) шарошки, расположен-
ные слева и справа от точки Ot, проскальзывают по забою и поэтому
наряду с дроблением породы будут скалывать ее. След, остающийся
при этом на забое, показан на рис. 23, б.
Рис. 23. Кинематические схемы работы шарошек:
а — одноконусные с пересечением оси и образующих конуса с
осью долота; б — одноконусные с пересечением оси с осью до-
лота, а образующих — за осью долота
Условия работы многоконусных шарошек аналогичны.
Для усиления скалывающего воздействия породоразрушающих
элементов на породу все больше применяют трехшарошечные до-
лота с положительным смещением осей.
Интенсивность проскальзывания породоразрушающих элемен-
тов шарошек по забою оценивается коэффициентом скольжения,
получаемым в результате деления суммы площадей, описываемых
за один оборот долота зубьями (штырями), на всю площадь забоя
скважины. При оценке эффекта скалывания породы необходимо
также учитывать и неровную поверхность забоя, неизбежно обра-
зующуюся в результате перекатывания по нему шарошек, имеющих
не гладкую, а зубчатую (штыревую) поверхность. В результате при
перекатывании шарошек их зубья (штыри) будут соскальзывать
с имеющихся на забое выступов и тем самым усиливать скалыва-
ющее воздействие долота на разрушаемую породу. Поэтому даже
те долота, у которых оси и образующие шарошек пересекаются
с осью вращения долота (рис. 23,«), будут разрушать породу дробле-
нием со скалыванием, несмотря на то, что у них коэффициент сколь-
жения равен нулю.
52
форма и расположение на шарошках породоразрушающих эле-
ментов. На всех шарошках породоразрушающие элементы распо-
лагаются концентрическими венцами, число которых зависит от
диаметра и типа долота, длины породоразрушающих элементов и
величины смещения осей шарошек.
По характеру взаимосвязи венцов соседних шарошек трехшаро-
шечные долота подразделяются на долота с несамоочищающимися
и с самоочищающимися шарошками (рис. 24). Первые снабжены
одноконусными шарошками без смещения (рис. 24, а), а вторые —
одноконусными или многоконусными шарошками без смещения
(рис. 24, б) или с положительными смещением осей (рис. 24, в).
Рис. 24. Развертка шарошек в плане:
а — несамоочищающиеся одноконусные с пересечением осей с осью долота; б — самоочи-
щающиеся одноконусные или многоконусные с пересечением осей с осью долота; в — само-
очищающиеся одноконуспые или многоконусные с положительным смещением осей; 20 —
угол между осями двух соседних шарошек: 1, II, III — номера шарошек
Выпуск долот с несамоочищающимися одноконусными шарош-
ками ограничен, так как небольшой размер их шарошек не позво-
ляет сконструировать надежные опоры.
С самоочищающимися шарошками называют такие долота, у ко-
торых зубчатый (штыревой) венец одной шарошки заходит в проточку
между венцами соседних шарошек.
У долот с одноконусными шарошками и без смещения осей само-
очистка шарошек достигается путем увеличения высоты зубьев
и некоторого уменьшения диаметра шарошек, что приводит к ослабле-
нию опор. Следовательно, вариант такой конструкции приемлем для
долот малого диаметра, эксплуатируемых при невысоких нагрузках,
или для долот большого диаметра, имеющих достаточные размеры
шарошек для размещения надежных опор.
Наиболее рациональными являются долота с многоконусными
самоочищающимися шарошками и с положительным смещением осей.
В этом случае увеличенные диаметры шарошек позволяют сконструи-
Рг вать работоспособные опоры, а форма шарошек и сборка их со
смещением осей обеспечивают надлежащее скалывающее воздей-
ствие породоразрушающих элементов на породу.
Всем венцам шарошек присвоены буквенные индексы по напра-
влению от вершины к основанию: А, Б, В, Г (рис. 25). Венец, рас-
положенный у основания шарошки, называют периферийным.
53
Шарошки нумеруются в зависимости от числа зубьев (штырей)
на венце А. Первая шарошка на этом венце имеет наименьшее,
а третья — наибольшее число зубьев (штырей).
У долот со смещенными осями вершины основных конусов шаро-
шек заходят за ось долота, причем у долот типа М и М3 величина
захода (вылета) / (см. рис. 20) наибольшая, а у долот типа ОК—
наименьшая.
Шарошки долот типов М, МС, С, СТ и Т снабжены породоразру-
шающими элементами — зубьями, выфрезерованными из корпуса
шарошек или отштампованными вместе с шарошкой.Высота п шаг
зубьев уменьшаются, а угол заостроения при вершине зубца увели-
чивается от долот типа М к долотам типа Т.
Рис. 25. Расположение венцов на шарошках ^имеывш цифрами обо-
значены номера шарошек)
Число венцов у шарошек долот типа М наименьшее, а долот
типа Т — наибольшее. Делается это, как и уменьшение шага зубьев,
для усиления дробящего воздействия долота на породу.
Поскольку периферийные венцы трех шарошек поражают один
и тот же участок забоя, форма и расположение зубьев на них у ка-
ждой шарошки приняты с учетом этой особенности работы долота.
Так, если периферийный венец у одной шарошки имеет обычные приз-
матические зубья, то у другой шарошки он может быть оснащен
призматическими, но менее широкими зубьями, расположенными
в шахматном порядке. Так как грани зубьев, обращенные к стенке
скважины, подвержены абразивному износу, на некоторых долот-
ных заводах зубья на периферийных венцах выполняют Г-образной,
Т-образной или П-образной формы.
Шарошки долота типа ТК имеют на внутренних венцах выфрезеро-
ванные или отштампованные призматические зубья, а на перифе-
рийных венцах — штыри со сферической рабочей поверхностью,
изготовленные из твердосплавного материала и запрессованные
в тело шарошек.
Шарошки долот типов К и СК имеют на всех венцах твердосплав-
ные штыри со сферической породоразрушающей поверхностью.
Шарошки долот типов М3, МСЗ, СЗ, ТЗ и ТКЗ, предназначенные
для разбуривания пород, обладающих абразивными свойствами,
54
путем деления суммы длины
ошек, одновременно воздей-
г контакта шарошек с забоем
Рис. 26. Схема вписывания ша-
рошек в скважину
оснащены запрессованными в тело шарошек твердосплавными шты-
рями, имеющими клиновидную поверхность. Число венцов и клино-
видных штырей в каждом венце выбирается в зависимости от твер-
дости породы, для которой предназначено долото (у долот типа М3
наименьшее, а у долот типа ТКЗ наибольшее).
Степень поражения породы долотом характеризуется коэффи-
циентом перекрытия, определяемым
породоразрушающих элементов ша
ствующих на породу, на длину лит
скважины. Как правило, у одноко-
нусных долот без Схмещения осей
шарошек коэффициент перекрытия
значительно больше 1 (1,5—1,9),
а у многоконусных долот со смещен-
ными осями — близок к 1 (0,7—1,2).
Следовательно, для обеспечения
равных удельных давлений на по-
роду долотами одинаковых диамет-
ров, т. е. давлений, приходящихся
на единицу площади контакта поро-
доразрушающих элементов с забоем,
требуется создать долотами с мень-
шим коэффициентом перекрытия
меньшую нагрузку на забой. Этим
и объясняется повышенная стой-
кость опор у долот с многоконус-
ными шарошками и со смещенными
осями.
Одним из условий, определяющим
эффективность работы трехшарошеч-
ного долота, является выбор угла
наклона осей шарошек к оси долота
и соотношения диаметра шарошки
и диаметра скважины Z)CKB.
На рис. 26 показано, что при заданном угле наклона шарошек
к оси долота ф соотношение и Z)ChB должно быть таким, чтобы
конусы шарошек (в данном случае первых дополнительных) касались
стенки скважины в трех точках Nj (см. также рис. 21, а), лежащих
на горизонтальной плоскости АА, пересекающей ось долота
в точке О.
При другом соотношении Бш и Z)CKB точки Ns (см. рис. 21, б)
могут расположиться ниже горизонтальной плоскости АА, и каждая
шарошка будет касаться стенки скважины не в одной, а в двух точ-
ках дм.
Таким образом, если в первом случае отсутствует, то во втором
случае происходит скольжение тыльных кромок породоразруша-
ющих элементов по стенке скважины и, как следствие этого, фрезе-
рование ее, что неизбежно приведет к потере диаметра долота.
55
Угол g между горизонтальной плоскостью ЛА и линией, соеди-
няющей точку пересечения осей шарошек и долота О с условно ка-
либрующей точкой У2, называется углом калибровки.
При отсчете от плоскости АА по часовой стрелке угол g при-
нимается положительным, против часовой стрелки — отрицатель-
ным. Поскольку при g <0 уменьшаются размеры шарошек, а при
5 > 0 фрезеруются стенки скважины, желательно конструировать
долота, имеющие угол g = 0. Такое условие выполнимо при любом
угле наклона осей шарошек к оси долота.
Однако при выборе параметров шарошек (углов 2р, 2^, . . ., 20),
размеров периферийных зубьев и зазоров между ними (в развертке),
а также профиля забоя скважины сконструировать долота, имеющие
угол g = 0, не всегда можно. Например, при ср = 50° получить g =
= 0 нельзя, так как при конструировании периферийных зубьев усло-
вная калибрующая точка поднимается выше горизонтали А А.
Опыт конструирования и эксплуатации шарошечных долот пока-
зывает, что для долот без смещения осей шарошек оптимальным
является угол = 52°, а для долот со смещением осей шарошек
<р = 55°4-57° 30', при этом угол g > 0.
В связи с этим периферийные венцы выполняются особой формы,
а их грани, обращенные к стенке скважины, и обратные конусы ша-
рошек надежно укрепляются твердыми сплавами.
При разбуривании породы долото совершает колебательное дви-
жение, возникающее вследствие изменения положения шарошек
при их перекатывании по забою. В тот момент, когда шарошка опи-
рается на два зуба (штыря), ее ось занимает низшее положение.
В следующий момент, когда шарошка будет касаться забоя одним
зубом (штырем), ее ось займет наивысшее положение. Высота пере-
мещения оси зависит от высоты породоразрушающих элементов, их
шага, свойств породы и ряда других факторов.
Опыт эксплуатации шарошечных долот показывает, что колеба-
ния долота, вызывающие колебания бурильной колонны, отрица-
тельно сказываются на долговечности опор долота и элементов бу-
рильной колонны. Для снижения этого отрицательного явления за
последние годы в Советском Союзе и за рубежом разработаны и в не-
которых районах успешно испытаны наддолотные амортизаторы,
устанавливаемые между долотом и бурильной колонной. Принцип
действия амортизаторов основан на гашении возникающих колеба-
ний эластичными элементами, которыми снабжен этот забойный
механизм.
Опоры шарошек. При работе долота на забое опоры шарошек
должны обеспечивать передачу нагрузок на забой от бурильной
колонны через цапфы и тела качения породоразрушающим элемен-
там. Поэтому в опоре шарошек предусмотрены подшипники, надежно
выполняющие эту функцию.
Существует большое разнообразие схем опор шарошек. Однако
наибольшее распространение получили схемы, приведенные на
рис. 27.
5S
5
Как видно из рис. 27, отличаются они друг от друга различным
сочетанием подшипников. При этом в каждой схеме обязательно пред-
усматривается радиально-упорный шариковый подшипник П х, на-
зываемый замковым, так как он удерживает шарошку на цапфе и
ограничивает ее осевое перемещение.
Выбор типа других подшипников определяется главным образом
размерами шарошек. Так, у долот малого диаметра (до 145 мм)
первым (радиальным) и третьим (радиальным) являются подшипники
скольжения (см. рис. 27, а), а у долот диаметром 161 мм и более пер-
вый (радиальный) и третий
(радиальный) могут быть ро-
ликовыми или шариковыми
(см. рис. 27, б, в, г).
Для размещения подшип-
ников цапфа и внутренняя
полость шарошки выполнены
с зеркально отображенными
беговыми дорожками. До
сварки трех секций долота
друг с другом в роликовые
беговые дорожки на цапфе
с помощью густой смазки
укладываются ролики нуж-
ных размеров и после этого
шарошка надевается на цап-
фу. Затем через отверстие
в цапфе закладывается не-
обходимое число шариков,
отверстие закрывается паль-
цем и последний привари-
вается к телу цапфы.
В долотах, выпускаемых
промывочной жидкостью, содержащей выбуренные частицы породы,
что значительно снижает их работоспособность и долговечность.
Поэтому заслуживают внимания работы по применению специальных
добавок к промывочной жидкости с целью улучшения ее смазочных
свойств (гл. VI). Перспективными являются конструкции долот
с герметизированными маслонаполненными опорами, разработка
п испытание которых дали положительные результаты.
При бурении с продувкой скважины воздухом условия работы
опор шарошек долот значительно ухудшаются вследствие недоста-
точного теплоотвода от трущихся деталей подшипников. Поэтому
в долотах, предназначенных для бурения с продувкой воздухом,
часть воздуха по специальным каналам в лапах и цапфах напра-
вляется непосредственно в опоры шарошек.
Промывочные отверстия. Эффективность работы долот на забое
S г
Рис. 27. Схемы опор шарошек
серийно, подшипники смазываются
1 Нумеруются подшипники от основания к вершине шарошки.
57
в значительной степени зависит от качества очистки забоя промы-
вочной жидкостью. Поэтому нельзя допускать скопления выбу-
ренной породы под долотом и перемалывания ее породоразруша-
ющими элементами. Необходимо, чтобы разрушенная порода не-
медленно удалялась с забоя скважины, что достигается не только
подачей к забою достаточного количества промывочной жидкости
хорошего качества, но и применением рациональных конструкций
и схем расположения промывочных отверстий в долоте.
Существуют трехшарошечные долота с одним вертикально рас-
положенным по центру долота промывочным отверстием (круглого,
Рис. 28. Схема движения потока промывочной жид-
кости через трехшарошечные долота при обычной а
и гидромониторной б промывках скважины
треугольного или трехщелевого сечения), с одним вертикально рас-
положенным по центру долота вставным патрубком круглого сече-
ния, с тремя наклонно расположенными отверстиями круглого се-
чения, просверленными в секциях долота. Сущность большинства
конструкций долот сводится к направлению потока промывочной
жидкости не на забой, а на шарошки (рис. 28, а).
При бурении такими долотами достигается очистка шарошек
от налипающей на них выбуренной породы, обеспечивается охла-
ждение шарошек и их опор, но не используется в полной мере удар-
ное действие струи жидкости для разрушения породы и очистки
забоя от выбуренной породы.
В последние годы применяются трехшарошечные долота с боко-
вой промывкой, у которых промывочные отверстия направляют
жидкость к забою скважины, минуя шарошки (рис. 28, б). Эти до-
лота, обеспечивая достаточно эффективное охлаждение шарошек,
позволяют бурить как с обычной, так и с гидромониторной промыв-
кой. В последнем случае в каналы вставляются изготовленные из
58
минералокерамического твердого сплава сменные насадки (см.
рис. 15 и 19).
Как п при бурении лопастными долотами, гидромониторное воз-
действие струи жидкости на породу можно получить при скорости
истечения жидкости из насадок не ниже 60 м/с. Верхний предел
скорости пока не установлен. Он должен выбираться в зависимости
от физико-механических свойств разбуриваемой породы, глубины
скважины, расхода промывочной жидкости и мощности насоса
При существующем в настоящее время уровне технологии и техники
бурения скважин этот предел может составлять 120—125 м/с.
Двухшарошечные долота (см. рис. 17) состоят из двух сваренных
между собой кованых секций, на цапфах которых на подшипниках
размещены шарошки с выфрезерованными клиновидными зубьями
или твердосплавными штырями со сферической и клиновидной по-
верхностью. На верхнем конце долота после сварки секций нарезается
наружная замковая резьба.
Отличительной особенностью двухшарошечных долот по сравне-
нию с трехшарошечными одинаковых диаметров является увеличе-
ние размеров шарошек и более благоприятные условия для распо-
ложения промывочных отверстий. Увеличение размеров шарошек
позволяет сконструировать самоочищающиеся шарошки и надеж-
ные опоры.
Для усиления скалывающего воздействия породоразрушаюших
элементов на породу долота изготовляют с положительным смеще-
нием осей шарошек.
Так как площадь контакта породоразрушающих элементов шаро-
шек с породой незначительна, то бурить можно при невысоких на-
грузках на долото, и поэтому двухшарошечные долота более целе-
сообразны для бурения скважин малого диаметра. Однако уменьше-
ние суммарной длины всех породоразрушающих элементов приводит
к более быстрому износу их и, как следствие, к снижению скорости
бурения.
У шарошечных долот жидкость направляется из промывочных
отверстий между шарошками, а у гидромониторных долот — из
двух боковых отверстий со сменными насадками непосредственно
к забою скважины.
В настоящее время выпускаются серийно двухшарошечные до-
лота малых диаметров: 59 мм (типа К) и 112, 132, 151 мм (типаМ).
Созданы и осваиваются производством двухшарошечные долота
диаметром 46мм (типа К), 93 мм (типа С), 190 мм (типа С) и 214мм
(тина ТК).
Одношарошечные долота. Для бурения роторным способом тре-
щиноватых, малоабразивных пород средней твердости, залегающих
на больших глубинах, применяют одношарошечные долота (см.
рис. 18), состоящие из одной кованой секции, на цапфе которой на
подшипниках размещена шарошка с запрессованными в ее тело твер-
досплавными штырями с полусферической или клиновидной поверх-
ностью.
5&
Шарошка имеет форму шара, усеченного со стороны основания
цапфы, и смонтирована так, чтобы ее центр лежал на оси вращения
долота. Поэтому при вращении шарошки породоразрушающие эле-
менты не отрываются от забоя, что и обусловливает ее режугце-
скалывающее воздействие на породу.
Для пропуска промывочной жидкости к забою долото снабжено
одним наклонно расположенным промывочным отверстием.
В настоящее время выпускаются серийно одношарошечные до-
лота типа С диаметрами 97, 140, 161, 190 и 214 мм.
Алмазные долота
Созданию и эксплуатации алмазных долот для бурения нефтя-
ных и газовых скважин в последние годы уделяется большое вни-
мание, поскольку они обеспечивают эффективное разрушение не-
абразивных и малоабразивных пород различной твердости, особенно
на больших глубинах.
Рис. 29. Алмазные долота спирального а и радиаль-
ного б типов для сплошного бурения
Контактная поверхность алмазных долот выполняется различной
формы при спиральном (рис. 29, а), радиальном (рис. 29, б) и ра-
диально-ступенчатом (рис. 30) расположении контактных секторов,
оснащенных алмазами.
60
Периферийная часть долот всех типов формирует у стенки сква-
жины сферическую поверхность с различным радиусом сферы, пе-
реходящую в цилиндрическую поверхность.
Алмазные долота состоят из фасонной алмазопесущей головки
(матрицы), выполненной из порошкообразного твердосплавного ма-
териала, и стального корпуса с присоединительной замковой резьбой.
Подбору материала для изготовле-
ния матрицы уделяется большое вни-
мание, так как от ее износа зависит
степень обнажения алмазных зерен.
При сильном обнажении алмазы рас-
трескиваются и ломаются, а при незна-
чительном обнажении не будет необхо-
димого внедрения алмазов в породу,
поэтому бурение будет неэффективно.
Применяя для изготовления ма-
трицы различные материалы, добива-
ются необходимой степени обнажения
алмазов. При бурении твердых и креп-
ких пород износ матрицы интенсивнее,
поэтому матрица должна быть более
износостойкой, что предотвратит из-
лишнее обнажение алмазов. В породах
средней твердости и тем более в мягких
породах материал матрицы изнаши-
вается мало. В этом случае следует
применять матрицы меньшей износо-
стойкости.
Кроме того, износ матрицы должен
соответствовать износу алмазов, что
обеспечивает сохранение во время ра-
боты долота на забое одной и той же
величины зазора между матрицей и по-
родой, необходимого для эффективного
выноса породы из-под долота.
Промывочные отверстия, по которым
подводится поток жидкости к радиальным или радиально-спиральным
каналам и под торец долота, должны обеспечить тщательную очи-
стку забоя от выбуренной породы и хорошее охлаждение алмазов.
Поэтому в последние годы уделяется большое внимание конструк-
циям долот, обеспечивающим гидромониторную промывку.
Отечественная промышленность выпускает для бурения нефтя-
ных и газовых скважин сплошным забоем алмазные долота сле-
дующих диаметров: 138, 159, 188, 212, 267 мм, т. е. на 2 мм меньше
соответствующих размеров шарошечных долот. Отклонение от но-
минальных диаметров вызвано созданием условий для перехода
к бурению алмазными долотами после шарошечных, у которых,
как правило, по мере износа уменьшается диаметр.
Рис. 30. Алмазное шло го
ступенчатого типа для
сплошного бурения
61
Алмазы, расположенные на торце и на внутреннем конусе до-
лота, несколько выступают над поверхностью матрицы, а на кали-
брующей поверхности утоплены в матрицу для предохранения их
от повреждения при спуске долота в скважину.
Помимо долот, контактные поверхности которых оснащены
сравнительно крупными алмазами, расположенными в один слой,
при бурении в породах средней твердости применяют импрегниро-
ванные алмазные долота, фасонная головка которых изготовлена
из тщательно перемешанного порошкообразного
твердосплавного материала с дробленными и мел-
кими алмазами.
Правильный выбор алмазного долота для дан-
ного геологического разреза и выбранного способа
бурения имеет существенное значение.
Спиральные алмазные долота предназначены
для турбинного бурения и бурения с электробуром
в малоабразивных породах средней твердости и
твердых. Эти долота имеют три промывочных от-
верстия, переходящие в радиально-сферические спи-
ральные каналы, направляющие жидкость к пери-
ферии долота.
Радиальные алмазные долота могут быть при-
менены как при бурении с забойными двигателями,
так и при роторном бурении в случае разбури-
вания малоабразивных пород средней твердости
и твердых. Эти долота имеют три промывочных
отверстия, направляющих жидкость к забою и далее
вместе с выбуренной породой по радиально распо-
ложенным (между контактными секторами) кана-
лам в задолотное пространство.
Ступенчатые алмазные долота созданы для буре-
ния в неабразивных породах средней твердости
Рис. 31. Схема работы металлошламоул )ви геля
роторным способом и с забойными двигателями. Ступенчатая форма
секторов обеспечивает эффективное разрушение породы. Поэтому во
многих районах при бурении этими долотами получены хорошие
результаты. Промывочная жидкость поступает к забою скважины
по шести промывочным отверстиям и далее по радиально располо-
женным каналам направляется вместе с выбуренной породой
к периферии долота.
При бурении турбинным способом в слабоабразивных мягких
породах и породах средней твердости хорошие результаты получены
при использовании алмазных импрегнированных торцовых долот,
а также лопастных долот с шестью короткими тупыми лопастями.
Промывочная жидкость в долотах этого типа подводится к забою
через промывочное отверстие, расположенное в центре долота.
62
Для увеличения работоспособности алмазных долот особое вни-
мание необходимо обращать на подготовку ствола и забоя скважины.
Поэтому при бурении последними тремя—пятью шарошечными до-
лотами над турбобуром (электробуром) или на расстоянии 10—12 м
от долота при роторном бурении устанавливают металлошламоуло-
витель (рис. 31), с помощью которого улавливаются металлические
обломки (кусочки твердого сплава, сломанные зубья шарошек и др.)
и крупные частицы выбуренной породы
(шлама).
Резкое снижение скорости восходящего
потока промывочной жидкости над метал-
лошламоуловителем обеспечивает удовлет-
ворительную очистку забоя скважины от
посторонних предметов, которые могли бы
привести к разрушению алмазов и матрицы
алмазного долота
Твердосплавные долота
Успешное применение алмазных долот
привело к созданию ряда конструкций твер-
досплавных долот, обеспечивающих анало-
гичный принцип разрушения горной породы.
Особое внимание заслуживают долота
типа ИСМ 1 (рис. 32); при использовании их
в ряде районов, особенно при бурении с за-
бойными двигателями в породах средней
твердости, получены хорошие результаты.
Эти долота имеют шесть радиально рас-
положенных коротких лопастей, контактные
поверхности которых укреплены штырями,
выполненными из твердого сплава славутич,
и зернистым твердым сплавом.
Промывочная жидкость к забою сква-
жины проходит между лопастями по шести
Рис. 32 Твердосплавное
долото типа ИСМ для
сплошного бурения
отверстиями, что обе-
спечивает хорошую очистку забоя от выбуренной породы и охла-
ждение лопастей долота.
На промыслах Азербайджанской ССР при бурении перемежа-
ющихся мягких, средней твердости и твердых пород используют
долота типов ИР и ИРГ 2 (рис. 33), состоящие из корпуса и прива-
ренных к нему в два яруса шести лопастей. Контактные поверхности
радиально направленных лопастей скошены по направлению враще-
ния долота на 30° и укреплены штырями, изготовленными из метал-
локерамического твердого сплава. Штыри запрессовываются в от-
верстия так, чтобы каждый последующий ряд находился выше
1 Изготовляет институт сверхтвердых материалов (ИСМ) Госплана УССР.
И стирающе-режущее (ИР) и потирающе-режущее гидромониторное (ИРГ;.
63
предыдущего на х/з высоты штыря. Промежутки между ними и перед-
ние грани всех лопастей наплавляются зернистым твердым сплавом.
Боковые грани лопастей укрепляются твердосплавными шты-
рями и слоем зернистого твердого сплава. Долото имеет четыре про-
мывочных отверстия, одно из которых направляет жидкость в центр
забоя, а три к периферии на расстояние 2/3 радиуса от оси долота.
Гидромониторные долота снабжаются минералокерамическими на-
садками.
При бурении в мягких породах долото типа ИР разрушает по-
роду резанием тремя удлиненными лопастями. При разбуривании
твердых и крепких пород долото работает как истирающее, разру-
шая породу подобно алмазным долотам, но при более высоких удель-
ных нагрузках на забой, что обеспечивается расположением рядов
штырей на разной высоте от забоя.
64
После износа первого ряда штырей начинается разрушение
породы вторым рядом, затем третьим. При этом стенки скважины
калибруются одновременно шестью лопастями.
§ 11. ДОЛОТА ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
набора, показана на
5
Принттипия льна я схема устройства колонкового долота, состоя-
щего из бурильной головки и колонкового
рис. 34.
Бурильная головка 1, разрушая
породу по периферии забоя, оставляет
в центре скважины колонку породы
(керн) 2, поступающую при углублении
скважины в колонковый набор, состоя-
щий из корпуса 4 и колонковой трубы
(грунтоноски) 3.
Корпус колонкового набора служит
для соединения бурильной головки
с бурильной колонной, размещения
грунтоноски и защиты ее от механиче-
ских повреждений, а также для про-
пуска промывочной жидкости между
ним и грунтоноской.
Грунтоноска предназначена для
приема керна, сохранения его во время
бурения и при подъеме на поверхность.
Для выполнения этих функций в ниж-
ней части грунтоноски устанавливают
Рис. 34. Схема устройства ко-
лонкового долота
кернорватели и кернодержатели, а ввер-
ху — шаровой клапан 5, пропускающий
через себя вытесняемую из грунтоноски
жидкость при заполнении ее керном.
По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового на-
бора и в бурильной головке существуют колонковые долота с вра-
щающейся и невращающейся, со съемной и несъемной грунтоноской.
Учитывая специфику роторного и турбинного способов бурения
созданы колонковые долота для каждого из них. Однако существуют
колонковые долота, применение которых возможно при роторном
и турбинном способах бурения. При бурении с электробуром керн
отбирают редко, применяя для этого колонковые долота с несъем-
ной грунтоноской для роторного бурения, устанавливаемые под
электробуром.
Лопастные бурильные головки
При бурении с отбором керна роторным способом в мягких пла-
стичных породах применяются трехлопастные бурильные головки.
Для повышения износостойкости бурильных головок их лопасти
5 Заказ 9 54 65
армируются так же, как и лопасти долот для сплошного бурения
при тщательном укреплении твердыми сплавами кернообразующих
участков лопастей. Для защиты керна от циркулирующего потока
жидкости три промывочных отверстия располагают наклонно к оси
бурильной головки. Особенностью лопастных бурильных головок
является близкое расположение керноприемного отверстия грунто-
носки к забою, что способствует сохранению образующегося при
бурении керна.
Шарошечные бурильные головки
Рис. 35. Четырехшарошечная буриль-
ная головка 1В-К:
1 — секция (лапа); 2 — шарошка; з — палец;
4 — ролики; 5 и 6 — шарики; 7 и 8 — соот-
ветственно сборочный и фиксирующий штифты
Для бурения с отбором керна применяются шести, — четырех, —
трех — и одношарошечные бурильные головки. В настоящее время
в СССР успешно используются
четырехшарошечные бурильные
головки типов IB-К и 7В-К С
Бурильные головки 1В-К
(рис. 35) по сравнению с шаро-
шечными бурильными голов-
ками других типов отличаются
простотой конструкции и надеж-
ностью в работе. Они состоят из
четырех сваренных между собой
секций — лап, на цапфах кото-
рых на трехрядных подшипни-
ках качения размещены трех-
конусные шарошки самоочища-
ющегося типа. Зубья перифе-
рийных рядов шарошек кали-
бруют стенки скважины, а вер-
шины шарошек — обуривают
керн.
Для пропуска промывочной
жидкости в каждой секции на-
клонно просверлены отверстия
и в них вставлены патрубки.
Такие бурильные головки вы-
пускают диаметрами 118—346 мм типов С, СТ и Т.
Бурильные головки 7В-К (рис. 36) состоят из шести сваренных
между собой секций — лап: двух наружных 3, двух внутренних 9
и двух промежуточных 10. На цапфах наружных секций 3, опира-
ющихся на тело внутренних секций 9, и на цапфах внутренних сек-
ций, опирающихся на тело промежуточных секций 10, на двухряд-
ных замковых шариковых подшипниках 11 и 7, запирающихся паль-
цами 5 и 12, размещены слегка конические шарошки с выфрезеро-
ванными зубьями.
* Расшифровка: 1 и 7—номера заводской модели бурильной головки данного
типа; В—Верхне-Сергинский завод; К—колонковая бурильная головка.
66
Две наружные шарошки 1 и 2 калибруют стенки скважины и раз-
буривают периферийную часть забоя, а две внутренние шарошки 4
и 6 обуривают керн и разбуривают прилегающую к ним централь-
ную часть забоя.
Для уменьшения сработки бурильной головки по диаметру зубья
на периферийных венцах наружных и внутренних шарошек выпол-
Рис. 36. Четырехшарошечная бурильная головка 7В-К
няют Г-образной формы. Тыльная часть шарошек армирована зер-
нистым твердым сплавом и твердосплавными штырями 8.
Оси цапф наружных секций расположены к оси бурильной го-
ловки под углом 74°, а внутренних — 79°.
Промывочная жидкость проходит к забою скважины через че-
тыре промывочных отверстия, два из которых направляют жидкость
на наружные, а два — на внутренние шарошки. Отверстия распола-
гаются на стыке секций.
5*
67
Бурильные головки 7В-К предназначены для отбора керна в по-
родах средней твердости. Они имеют следующие преимущества по
сравнению с бурильными головками 1В-К.
Оригинальное расположение шарошек и их форма позволили
приблизить к забою скважины входное отверстие грунтоноски.
В связи с этим у бурильных головок 7В-К увеличился коэффициент
керноприема, характеризуемый отношением диаметра керна к рас-
стоянию от забоя до грунтоноски:
Например, у бурильных головок диаметром 190 мм 7скп = 3,2
(dK — 48 мм; hK = 15 мм); у бурильных головок IB-К fcKn = 0,5
(dK — 33 мм; hK — 65 мм).
Улучшился коэффициент керноотбора, определяемый отношением
диаметра керна к диаметру бурильной головки:
Так, если у бурильных головок IB-К диаметром 190 мм &ко =
= 0,17, то у бурильных головок 7В-К такого же диаметра кко — 0,25.
В последние годы разработан и внедрен в промышленность ряд
шарошечных бурильных головок других типов, с конструкциями
которых можно ознакомиться в специальной литературе.
Распространены, в частности, при роторном бурении трехшаро-
шечные 6В-К, шестишарошечные 21В-К и 20В-К бурильные головки,
предназначенные соответственно для бурения в малоабразивных
породах средней твердости, в малоабразивных породах средней
твердости с пропластками твердых пород и в абразивных твердых
некрепких породах. Отличительной особенностью этих бурильных
головок является приближение к забою керноприемной части грун-
тоноски и увеличение диаметра керна до 80 мм, в связи с чем повы-
сились коэффициенты керноприема и керноотбора и вследствие этого
улучшился процесс отбора керна и его сохранность.
Алмазные бурильные головки
Более 10 лет отбор керна на больших глубинах успешно осуще-
ствляется алмазными бурильными головками конструкции ВНИИБТ
и УфНИИ; обеспечивающими высокое качество отбора керна благо-
даря близкому расположению керноприемной части грунтоноски
от забоя, предохранению керна от размыва промывочной жидкостью
и высокой износостойкости матрицы.
Во ВНИИБТ созданы бурильные головки радиального и ступень-
чатого типов для отбора керна в малоабразивных породах средней
твердости и в породах средней твердости с пропластками твердых
пород.
68
Алмазные бурильные головки состоят из стального корпуса
и алмазонесущей твердосплавной матрицы, имеющей различную
форму контактирующих с породой секторов.
Радиальные бурильные головки типа КР (рис. 37) выпускают для
роторного и турбинного бурения. При роторном бурении с примене-
нием головок диаметром 138 мм образуется керн диаметром 35 мм(
а с применением бурильных головок диаметром 188 и 212 мм — диа_
Рис. 37. Алмазная ра-
диальная бурильная го-
•Т' сектор
метром 80 мм. При турбинном бурении используют бурильные го-
ловки диаметрами 188 и 212 мм, позволяющие отбирать керн диа-
метрами соответственно 48 и 60 мм.
Радиальные бурильные головки предназначены для отбора керна
в мало- и среднеабразивных породах: глинистых сланцах, глинистых
песчаниках, доломитизированных песчаниках, окремнелых извест-
няках, доломитах.
Ступенчатые алмазные бурильные головки типа КТ (рис. 38)
выпускают диаметрами 188, 212, 267 мм; для турбинного бурения
диаметры кернообразующего отверстия соответственно равны 40
и 48 , 60, 80 мм. Предназначены они для отбора керна в малоабразив-
ных породах: песчаниках, доломитах, мергелях и ангидритах.
В УфНИИ для отбора керна в абразивных твердых не трещинова-
тых породах при бурении роторным способом разработан нормаль-
ный ряд алмазных бурильных головок типа АКУ 1 диаметрами 95,5—
1 Расшифровка: алмазпое колонковое «Уфимец».
69
209 мм; диаметры керна соответственно изменяются от 46 до 94 мм.
Конструктивно бурильные головки УфНИИ выполнены аналогично
бурильным головкам ВфИИБТ радиального типа.
Твердосплавные бурильные головки
^Стремление уменьшить стоимость бурильных головок, работа-
ющих по принципу резания и истирания породы и обеспечивающих,
как и алмазные бурильные головки, удовлетворительный отбор
керна, привело к созданию твердосплавных бурильных головок.
Созданы твердосплавные бурильные головки с куполоообр азной
торцевой поверхностью и с перпендикулярно поставленными к пло-
скости забоя скважины лопастями.
В УфНИИ разработан нормальный ряд твердосплавных торце-
вых бурильных головок для отбора керна в мягких породах и поро-
дах средней твердости в скважинах глубиной до 2000 м. Как и алмаз-
ные бурильные головки, они имеют куполообразный профиль кон-
тактной поверхности с радиально или спирально расположенными
секторами, отходящими от кернообразующего кольца.
Промывочная жидкость, минуя место образования керна, по не-
скольким отверстиям подводится под торец бурильной головки,
70
увлекает выбуренную породу и уносит ее по межсекторным каналам
в задолотное пространство.
Диаметры твердосплавных и алмазных бурильных головок кон-
струкции УфНИИ и отбираемого ими керна предусмотрены одинако-
выми.
Рис. 39. Твердосплавная бурильная
головка типа ТКПУ
Рис. 40. Твердосплавная бурильная
головка ТКУ
Твердосплавная бурильная головка типа ТКПУ1 (рис. 39)
состоит из стального корпуса и припаянной к нему матрицы, арми-
рованной в один слой твердосплавными штырями.
Контактная поверхность стального корпуса бурильной головки
типа ТКУ 1 (рис. 40) оснащена твердосплавными штырями, укре-
пленными в высверленных отверстиях обычным способом латунной
пайки.
На промыслах Азербайджанской ССР при отборе керна в мягких
породах и в породах средней твердости на больших глубинах приме-
няют лопастные бурильные головки, выполненные аналогично до-
лотам для сплошного бурения типа ИР (см. рис. 33).
1 Расшифровка: Т — твердосплавная; К — коронка; П — порошковая (ме-
тод изготовления матрицы); У — «Уфимец».
71
Колонковые наборы для роторного бурения
с несъемной грунтоноской
На рис. 41 показан колонковый набор с несъемной грунтоноской
1В-ДК 1 в сборе с четырехшарошечной бурильной головкой 1 1В-К.
Корпус колонкового набо-
ра 4 изготовляется из бу-
рильной трубы (в комплект
поставки не входит).
Рис. 41. Колонковый набор с несъемной грун-
тоноскои 1В-ДК в сборе с бурильной головкой
1В-К
Рис. 42. Кернорватель типа
Р11М2:
1 — корпус, 2 — заклепка; з —
пружина, 4 — обойма; 5—короткий
рычажок, 6 — длинный рычажок
Несъемная грунтоноска 3 опирается через шариковый подшипник
на пяту, установленную в бурильной головке 1, что обеспечивает
неподвижность грунтоноски во время вращения бурильной головки
вместе с корпусом колонкового набора.
1 Расшифровка: 1 — номер заводской модели колонкового набора; В —
Верхне-Сергпнский завод; ДК — долото колонковое.
72
В нижней части грунтоноски устанавливается кернорватель 2
рычажного типа, один из вариантов конструкции которого приве-
ден на рис. 42.
В процессе бурения в центре скважины образуется столбик
породы — керн, который входит через кернорватель в грунтоноску,
вытесняет из нее промывочную жидкость через шаровой клапан 5
(см. рис. 41) и инжекционную головку 6 в бурильную колонну.
При входе керна в грунтоноску рычажки кернорвателя повора-
чиваются к стенке корпуса и заостренными концами под действием
пружин прижимаются к керну. При отрыве керна от массива породы
рычажки под действием пружин занимают радиальное положение
и удерживают керн в кернорвателе.
Колонковые наборы 1В-ДК в зависимости от диаметра буриль-
ной головки имеют длину грунтоноски от 5,1 до 6,1 м. Учитывая,
что на этом интервале бурильная головка может не износиться,
в некоторых районах применяют колонковые наборы, оснащенные
грунтоноской большей длины (12—26 м). Однако независимо от
длины грунтоноски часто возникает необходимость в подъеме керна
с той глубины, на которой залегающая порода представляет интерес
для геологического изучения. В этом случае приходится поднимать
бурильную колонну с недоработанной бурильной головкой. В этом
и состоит недостаток колонковых наборов с несъемной грунтоноской.
Несмотря на это, выпуск их оправдывается простотой конструкции
и сравнительно малой стоимостью.
Наряду с наборами 1В-ДК применяются и другие колонковые
наборы. В УфНИИ созданы двойные колонковые наборы ДКНУ,
работающие в комплекте с алмазными бурильными головками
типа АКУ или твердосплавными бурильными головками типа ТКПУ
и ТКУ.
Двойные наборы (рис. 43) состоят из корпуса 20, изготовленного
из толстостенной трубы, переводника 11, в котором размещена
верхняя опора, переводника 2 для присоединения к бурильной
колонне, калибратора 21 и керноприемной трубы 19 с корпусом кер-
норвателя 25.
Керноприемная труба 19 через переводник с помощью резьбы,
конусной втулки 18 и гайки 16 присоединяется к пустотелому
валу 12.
Верхняя часть пустотелого вала подвешена на опоре скольже-
ния \ что обеспечивает неподвижность керноприемной трубы при
вращении корпуса колонкового набора 20.
В нижней части пустотелого вала в седле установлен шаровой
клапан 17, который во время транспортировки колонкового набора
предохраняется от выпадения с помощью пальца 15, закрепленного
шайбой 18 и шплинтом 14.
В корпусе кернорвателя 25, соединенном с нижним концом керно-
приемной трубы с помощью резьбы, конусной втулки 24 и гайки 23,
1 Выполнена аналогично опоре скольжения турбобура (см. гл. V).
73
Рис. 43. Колонковый набор типа ДК.НУ2:
1 — пробка; 2 — верхний переводник; з — контргайка; 4 — колпак гайки; 5, 16 и S3 — гайки; в — роторная гайка; 1 — шпонка; 8 —
подпятник; 9 — диск подпятника; 10 — кольцо подпятника; 11 — переводник опоры; 12 — вал; 13 — шайба; 14 — шплинт; 15 — палец;
17 — шарик; 18 — втулка; ю — керноприемная труба; 20 — корпус набора; 21 — калибратор; 22 — переводник; 24 — конусная втулка;
25 — корпус кернорвателя; 26 — резино-металлический кернодержатель; 27 и 28 — кернорватели рычажковый и цанговый; 29 — фонарь;
зо — колпак
установлены резино-металлический кернодержатель 26, рычажко-
вый 21 и цанговый 28 кернорватели, обеспечивающие отрыв керна
от массива породы и его удержание в керноприемной трубе во время
подъема бурильной колонны из скважины.
Пробка 1 и колпак 30 предназначены для закрытия полости на-
бора при его хранении и транспортировке. Фонарь 29, входящий
внутрь бурильной головки, является нижней радиальной опорой
и ограничивает поступление промывочной жидкости к керну, на-
правляя основной ее поток через промывочные отверстия к перифе-
рии забоя.
Цанговый кернорватель (рис. 44) пред-
назначен для заклинивания керна. В этих
целях его внутренний диаметр должен быть
на 2—4 мм меньше внутреннего диаметра
бурильной головки, а цанги наклонены к его
оси на 2,5—6°.
Рычажковый кернорватель в ДКНУ ра-
ботает по такому же принципу, как и в ко-
лонковых наборах 1В-ДК (см. рис. 41). При
отборе керна в трещиноватых породах и в по-
родах средней твердости хорошо работают
шестирычажковые, а в слабосцементирован-
ных и сыпучих песчаниках и в кавернозных
известняках — двухрычажковые кернорва-
тели.
Кернодержатель, снабженный резино-
металлическими манжетами, предназначен
для обхвата и сохранения керна.
В настоящее время при роторном буре-
нии широко применяются колонковые на-
боры «Недра» конструкции ВНИИБТ (рис.
45), для которых разработаны бурильные
конструкций, в частности 6В-К, 21В-К и 20В-К.
Колонковый набор «Недра» состоит из нескольких секций кор-
пуса 1, верхнего 2 и нижнего 3 переводников и грунтоноски 4, со-
бранной, как и корпус, из нескольких секций, соединенных муфтой-
центратором 5.
В нижней части грунтоноска имеет компоновку кернорвате-
лей 7, а в верхней части — подвеску, состоящую из винта 8, гайки 9,
фиксатора 10 и обратного клапана, выполненного из сменного гнезда
11 и шара 12.
В муфте-центраторе установлен кернодержатель 6.
Для центрирования колонкового набора в скважине вместо ниж-
него переводника 3 над верхним переводником 2 могут быть уста-
новлены центраторы-калибраторы, диаметр которых равен или
на 2—4 мм меньше диаметра бурильной головки.
Бурить с отбором керна на больших глубинах целесообразно
алмазными бурильными головками в комплекте с колонковыми на-
75
Рис. 45. Колонковый
набор «Недра»
Рис 46. Колонковый
набор типа СК:
I— переводник верхний
2 — контрвтулка, 3 —
головка корпуса, 4 —
кольцо упорное, 5 — ша-
рикоподшипник упорно-
радиальный; в — кольцо
регулировочное, » 7 —
шпиндель, 8 — корпус;
9 — седло клапана; 10—
грунтоноска, 11 — пере-
водник, 12 — башмак-
13 — цанговый кернор-
ватель; 14 — шарик
1213
борами типа СК 1 конструкции ВНИИБТ (рис. 46). Их отличитель-
ной особенностью является применение шарикового подшипника
для подвески колонковой трубы, возможность промывки скважины
и колонковой трубы после спуска бурильной колонны в скважину,
установка цангового кернорвателя в корпусе бурильной головки
и отбор керна диаметром 80 мм.
Существует ряд других колонковых наборов, с конструкциями
которых можно ознакомиться в специальной литературе.
В связи с тем, что принцип работы турбобуров и их конструкции
рассмотрены в гл. V, описание колонковых наборов со съемной грун-
тоноской для турбинного бурения (колонковых турбобуров) дано
там же. Для отбора керна при турбинном бурении колонковый
турбобур комплектуется шарошечной, алмазной или твердосплавной
бурильной головкой.
Инструмент для подъема
съемной грунтоноски
Подготовленное к работе колонковое долото спускают в сква-
жину, как правило, без съемной грунтоноски. После спуска долота
промывают скважину до выравнивания плотностей закачиваемой
Рис. 47. Ловитель для подъема грунтоноски:
1 — наконечник, 2 — шплинт, а — штифт. 4 — корпус ловителя, 5 — пружина, в — плашки ;
7 — головка грунтоноски
в бурильную колонну и выходящей из скважины промывочных
жидкостей. Затем в бурильную колонну бросают съемную грунто-
носку, которая, войдя в корпус колонкового набора, занимает ра-
бочее положение.
Для захвата, освобождения и подъема на поверхность грунто-
носки с керном в бурильную колонну на канате диаметром 15—
16 мм с помощью специальной лебедки спускают ловитель — шлипс
(рис. 47). При его посадке на головку грунтоноски 7 плашки 6
разводятся, сжимают пружину 5, а затем при движении ловителя
вниз после прохождения головки под воздействием пружины за-
нимают исходное положение, удерживая грунтоноскуза ее
шейку.
1 Расшифровка: С — снаряд; К — керчоотборочный.
77
В случае прихвата грунтоноски в корпусе колонкового набора
канат от шлипса освобождается путем срезания предохранительного
штифта 3.
§ 12. ДОЛОТА СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Из долот этой группы наиболее распространены лопастные долота
двух типов (рис. 48):
Вид A S-б
Рис. 48. Пикообразные долота типа ПР
Рис. 49. Шарошечный расширитель-калибратор
1) пикообразные типа ПР, предназначенные для проработки
(расширения) ствола пробуренной скважины;
78
2) пикообразные типа ПЦ, предназначенные для разбуривания
цементного камня и металлических деталей в обсадной колонне
после ее цементирования (см. гл. XI).
Рассматриваемые долота имеют заостренную под углом 90°
лопасть, по форме напоминающую пику. Боковые грани лопасти
у долот типа ПЦ во. избежание повреждения обсадной колонны
не укрепляются твердым сплавом.
Прорабатывать скважину целесообразно с установкой на рас-
стоянии около 6 м от долота шарошечного (рис. 49) или лопастного
расширителя калибратора. В этом случае достигается центриро-
вание нижней части бурильной колонны, что способствует равномер-
ному выравниванию стенки скважины.
ГЛАВА IV
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
§ 13. НАЗНАЧЕНИЕ ^СОСТАВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
И УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Бурильная колонна предназначена для следующих целей:
1) передачи вращения от ротора к долоту;
2) восприятия реактивного момента забойного двигателя;
3) подвода промывочной жидкости к турбобуру при турбинном
бурении, к долоту и забою скважины при всех способах бурения;
4) монтажа отдельных секций токопровода при бурении с электро-
буром;
5) создания нагрузки на долото;
6) подъема и спуска долота, турбобура, электробура;
7) проведения вспомогательных работ (проработка, расширение
и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы,
проверка глубины скважины и т. д.).
Бурильная колонна (рис. 50) соединяет долото (забойный двига-
тель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом) и состоит
из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8
и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть бу-
рильной колонны, представленная ведущей трубой 4, присоеди-
няется 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 веду-
щей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты буриль-
ного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом с по-
мощью бурильных замков, состоящих из муфты бурильного замка 7
и ниппеля бурильного замка 9, или с помощью соединительных
муфт 10. Утяжеленные бурильные трубы 12 п 13 свинчиваются друг
с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к буриль-
ной трубе с помощью переводника 11. К последней УБТ привинчи-
вается через переводник 14 долото (при роторном способе бурения)
или забойный двигатель с долотом (при турбинном бурении и при
бурении с электробуром).
Условия работы бурильной колонны при роторном способе
и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном способе бурильная колонна, передающая вращение
от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает ряд сил. Верх-
80
действуют
сечения
Рис. 50. Схема буриль-
ной колонны
няя часть колонны от действия сил собственного веса и перепада
давления в долотных отверстиях находится в растянутом, а нижняя,
воспринимающая реакцию забоя, в сжатом состоянии. Следова-
тельно, в колонне всегда имеется сечение, в котором отсутствуют
растягивающие и сжимающие силы. Выше э?
напряжения растяжения, возрастающие
к вертлюгу, а ниже него — напряжения сжа-
тия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый бурильной колонной вра-
щающий момент приводит к возникновению
в ней напряжений кручения и в результате
совместного действия осевых и центробеж-
ных сил появляются изгибающие напряже-
ния. Первые уменьшаются от вертлюга
к долоту, а вторые имеют максимальное
значение в нижней части бурильной ко-
лонны.
Вес бурильной колонны, вращающий
момент, центробежные силы и перепад
давления в отверстиях долота неизбежно
создают в дополнение к статическим дина-
мические нагрузки в результате возника-
ющих в процессе бурения осевых и попе-
речных колебаний колонны. Для гашения
этих колебаний в последние годы'В ряде
районов, как об этом говорилось в § 10, при-
меняют амортизирующие устройства, уста-
навливаемые над долотом.
Вращающий момент может привести
к возникновению резких колебаний колон-
ны (крутильному удару) при погружении
породоразрушающих элементов долота в по-
роду и последующем освобождении их,
в результате чего появляются переменные
касательные напряжения и дополнительные
динамические нагрузки.
Вращающий момент и центробежные силы
придают бурильной колонне форму про-
странственной спирально изогнутой кривой с шагом, уменьша-
ющимся в результате действия осевых сил от вертлюга к долоту.
Однако значительная деформация при этом не возникает вслед-
ствие ограничения перемещений колонны стенкой скважины,
и поэтому даже при самой сложной форме равновесия бурильной
колонны возможна ее эксплуатация.
При бурении с забойными двигателями (турбобуром, электро-
буром) условия работы бурильной колонны значительно отличаются
от описанных выше. Бурильная колонна в этом случае не вращается
и поэтому испытывает в основном растягивающие и сжимающие
6 Закзз'954
81
нагрузки, обусловливаемые, как и при роторном бурении, весом
колонны, перепадом давления в отверстиях долота и забойном дви-
гателе и реакцией забоя. Поэтому при бурении с забойными двига-
телями значительно снизились требования к бурильным колоннам.
Стало возможным применять при их комплектовании бурильные
трубы с меньшей толщиной стенок, в связи с чем сократился расход
металла, а, следовательно, уменьшилась стоимость колонн. Число
аварий с бурильными колоннами при любых условиях их эксплуа-
тации с забойными двигателями всегда меньше, чем при роторном
бурении.
Реактивный момент забойного двигателя, изгибающие нагрузки,
возникающие при потере нижней частью бурильной колонны прямо-
линейной формы, имеют незначительную величину и поэтому в прак-
тических расчетах не учитываются.
Вращение бурильной колонны, осуществляемое иногда при тур-
бинном бурении с незначительной частотой (40—60 об/мин), приво-
дит к появлению касательных напряжений, убывающих от вертлюга
к долоту, и центробежных сил, которые, действуя совместно с силами
веса колонны, порождают изгибающие напряжения. По-видимому,
значения этих сил, следовательно, и напряжений, невелики, и ими
при расчетах бурильной колонны также можно пренебречь.
Безусловно, что вес колонны и другие силы приводят к возникно-
вению динамических нагрузок и при бурении с забойными двигате-
лями. Вследствие же описанных выше причин в расчетах буриль-
ным колоннам, предназначенным для работы с забойными двигате-
лями, уделяют меньше внимание, чем бурильным колоннам, эксплуа-
тируемым при роторном бурении.
§ 14. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Бурильные трубы
и их соединительные элементы
Существуют следующие типы стальных бурильных труб (СБТ)
1) с высаженными концами;
2) с высаженными концами и блокирующими (стабилизирующими)
поясками;
3) с приваренными соединительными концами.
Кроме СБТ широко применяются легкосплавные бурильные
трубы (ЛБТ) с высаженными внутрь концами.
Бурильные трубы с высаженными концами
и их соединительные элементы
Трубы рассматриваемой конструкции выпускают по ГОСТ 631—63
бесшовными двух типов:
с высаженными внутрь концами (рис. 51, а);
с высаженными наружу концами (рис. 51, б).
82
Стандартом предусматривается изготовление труб длиной 6, 8
и 11,5 * м при наружном диаметре от 114 до 168 мм (с высаженными
наружу концами от 114 до 140 мм).
На концах трубы нарезается с правым или левым направлением
нарезки коническая мелкая резьба, получившая наименование труб-
ной. Заводам предоставляется право две короткие шестиметровые
трубы свинчивать в двухтрубки с помощью соединительной муфты,
а трубы длиной 11,5 м поставлять не цельными, а состоящими из
двух коротких труб, сваренных в стык по месту высадки.
Наличие высадки на концах трубы позволяет нарезать резьбу,
сохраняя по любому сечению трубы равную прочность на разрыв.
Рис. 51. Бурильные тру-
бы и соединительные
муфты к ним по ГОСТ
613-63:
7 — бурильная труба, 2 —
соединительная муфта
Однако высадка внутрь приводит к нежелательному уменьшению
внутреннего диаметра на концах трубы, что значительно увеличи-
вает гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости
и, следовательно, ухудшает условия эксплуатации насосов, долот,
турбобуров.
При бурении с электробуром токоподводный кабель, распола-
гаемый внутри бурильной колонны, составленной из бурильных труб
с высаженными внутрь концами, еще более уменьшает проходное
сечение. Поэтому трубы этого типа для бурения с электробуром
малопригодны, в связи с чем и были созданы первоначально только
для этого способа бурильные трубы с высаженными наружу концами.
В дальнейшем в некоторых районах бурильные трубы с высаженными
наружу концами стали применять и при других способах бурения.
Для труб с высаженными наружу концами были созданы соедини-
тельные элементы увеличенного наружного диаметра, в связи с чем
приходится иногда применять долота большего диаметра. По этой
причине бурильные трубы с высаженными наружу концами исполь-
зуют при бурении с электробуром и ограниченно при других способах
бурения.
В процессе спуска и подъема бурильной колонны нецелесообразно
свинчивать и развинчивать все трубы, имеющиеся в колонне. Спуско-
1 Здесь и в дальнейшем допустимые отклонения от номинальных размеров,
предусмотренные стандартом, не приводятся.
6* 83
подъемные работы гораздо быстрее осуществляются при отвинчивании
или навинчивании сразу нескольких труб. Комплект таких труб,
называемый свечой, может иметь разную длину, зависящую от
высоты применяемой вышки.
Рис. 52. Соединение бу-
рильных труб с высажен-
ными внутрь концами:
а — бурильным замком, б —
соединительной муфтой
б
В настоящее время наиболее распространенной является вышка
высотой 41—42 м, позволяющая иметь свечи длиной около 25 м.
Следовательно, свеча в этом случае может быть собрана из четырех
6-м, трех 8-м или двух 11,5-м труб.
При сборке свечи из четырех 6-м бурильных труб каждая пара
труб соединяется при помощи муфт (рис. 52, б), а двухтрубки — бу-
рильным замком (рис. 52, а). Три 8-м и две 11,5-м
бурильные трубы свинчиваются с помощью буриль-
ных замков. Собранные свечи соединяют также бу-
, рильными замками.
Для соединения бурильных труб с высаженными
{внутрь концами имеются бурильные замки двух
типов:
1) ЗШ1 — с диаметром проходного отверстия,
близким к диаметру проходного отверстия высажен-
। ных концов бурильных труб;
2) ЗН 1 — с диаметром проходного отверстия,
значительно меньшим диаметра проходного отверстия
высаженных концов бурильных труб.
Рис. 53. Бурильный замок:
1 — ниппель, 2 — муфта
Сужение проходного отверстия в бурильных замках ЗН значи-
тельно увеличивает потери давления при циркуляции промывочной
жидкости. Поэтому они мало применяются при роторном способе
бурения и совершенно не используются в турбинном бурении.
Бурильные трубы с высаженными наружу концами соединяются
бурильными замками типа ЗУ *, имеющими увеличенное (по сравне-
нию с замками ЗШ) проходное отверстие.
1 Расшифровка: 3 — замок; Ш, Н, У — соответственно широкое, нор-
мальное, увеличенное проходное отверстие.
84
Каждый бурильный замок рассмотренных типов имеет свои
размеры, однако внешне они очень похожи друг на друга (рис. 53).
При комплектовании бурильных колонн для бурения с электро-
буром применяют бурильные замки (рис. 54), отличающиеся от зам-
ков типа ЗУ наличием на ниппеле (со стороны конуса) предохрани-
тельного стакана, предназначенного для защиты от повреждений
при транспортировке и спуско-подъемных работах выходящего ив
Резьба замковая по ГОСТ5286'58
б
Рис. 54 Бурильные замки для комплектования бу-
рильных колонн, предназначенных для бурения с элек-
тробуром:
а — труб диаметром 140 мм, б — для труб диаметрами 127
и 114 мм
ниппеля контактного стержня кабельной секции и элементов крепле-
ния кабельной секции в ниппеле и муфте (опор, болтов, сухарей
и др.). При свинчивании ниппеля и муфты бурильного замка кон-
тактный стержень кабеля, защищенный предохранительным стака-
ном, вводится в муфту замка, где и соединяется с контактной муфтой
соседней кабельной секции.
Ниппели бурильного замка изготовляют со вставным предохра-
нительным стаканом (рис. 54, а) и с предохранительным стаканом,
выполненным при отливке заготовки для ниппеля (рис. 54, б).
Первые применяют при комплектовании бурильных колонн диаме-
тром 140 мм, вторые — диаметрами 127 и 114 мм. Бурильные замки
85
рассматриваемой конструкции отличаются от замков типа ЗУ также
и увеличенной длиной муфты.
Ниппель и муфта бурильного замка соединяются при помощи
конической крупной резьбы, получившей наименование замковой,
а к бурильным трубам эти детали присоединяются посредством труб-
ной резьбы. Как и в бурильных трубах, резьба может быть с правым
и левым направлением нарезки. Применение замков для соединения
бурильных труб не только ускоряет спуско-подъемные операции,
но и предотвращает бурильные трубы от преждевременного износа,
так как при наличии замкового соединения ключами захватываются
не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка.
Однако соединение труб бурильными замками имеет и недостатки.
1. Для свинчивания двух труб применяется не одно, а три резь-
бовых соединения, в связи с чем уменьшается прочность бурильной
колонны и, несмотря на использование высококачественной графит-
ной смазки для резьб, снижается герметичность каждого соединения.
2. Наилучшая герметичность резьбового соединения достигается
в том случае, когда в конце свинчивания одна деталь упирается
в другую (упорное соединение). Такое соединение надежно в работе
даже при значительном перепаде давления в трубах и затрубном
пространстве. Рассмотренные выше конструкции бурильных труб
и замков позволяют после свинчивания двух труб иметь из трех
соединений лишь одно упорное, образуемое при свинчивании деталей
замка друг с другом за счет упора торца муфты в заплечики ниппеля.
Два других соединения являются безупорными, так как при свинчи-
вании ниппеля и муфты замка с бурильными трубами соединяемые
детали не прижимаются друг к другу (см. рис. 52).
3. При использовании бурильных замков типа ЗШ и особенно
типа ЗН, имеющих уменьшенный внутренний диаметр по сравнению
с внутренним диаметром труб, буровые насосы работают при повышен-
ных давлениях в связи с возникновением во время циркуляции
промывочной жидкости значительного перепада давления в соедине-
ниях.
4. Уменьшение проходного сечения в соединениях весьма неже-
лательно при применении колонковых долот со съемной грунтоно-
ской, а также при использовании различных приборов, спускаемых
в бурильную колонну.
ГОСТ 631—63 предусматривает изготовление бурильных труб
с вьшаженными концами и соединительных муфт к ним из стали
групп прочности Д, К, Е, Л, М, показатели которых приведены
в табл. 16.
Муфты для бурильных труб с условным диаметром 114 мм и менее
должны поставляться из стали последующей группы прочности,
имеющей более высокие механические свойства. Бурильные трубы
диаметром больше 114 мм и муфты к ним должны поставляться из
стали одной группы прочности.
Бурильные замки, выпускаемые по ГОСТ 5286—58, могут быть
изготовлены из стали, отличающейся от стали, применяемой для
86
изготовления бурильных труб. Однако прочностные показатели
бурильных замков должны быть не ниже показателей бурильных
труб.
Выше отмечалось, что бурильные трубы соединяются друг с дру-
гом соединительными муфтами и бурильными замками, имеющими
конические трубные и замковые резьбы. Преимущества конических
резьб по сравнению с цилиндрическими заключаются в следующем.
1. Свинчивание и развинчивание осуществляется быстрее, так
как при цилиндрических резьбах число оборотов равно числу витков
резьбы, а при конических число оборотов тем меньше числа витков
резьбы, чем больше ее конусность.
Рис. 55. Профиль трубной резьбы по ГОСТ 631—63
2. Плотность резьбового соединения достигается в результате
натяга и деформации резьбы, происходящих при осевом перемещении
одной соединяемой детали относительно другой, а не в связи с высо-
кой точностью изготовления резьб и применением специальных
смазок и уплотнительных прокладок, как в цилиндрических резьбах.
3. При ремонте конических резьб возможно незначительное умень-
шение длины ремонтируемой детали.
Существенным недостатком конической резьбы является трудность
контроля за ее состоянием и возникающие в связи с этим осложнения
при подборе деталей.
Трубная резьба (рис. 55) применяется не только в элементах
бурильной колонны (ГОСТ 631—63), но и в обсадных трубах и муфтах
к ним (ГОСТ 632—64), насосно-компрессорных трубах и муфтах
к ним (ГОСТ 633—63). Она имеет треугольный профиль с углом при
вершине 60°. Впадины и вершины профиля закруглены. Биссектриса
угла профиля перпендикулярна оси трубы. Шаг резьбы S = 3,i75 мм,
поэтому на длине 25,4 мм размещаются восемь ниток (витков) резьбы.
Угол между образующей конуса резьбы и осью трубы <р = 1°47'24";
следовательно, конусность резьбы 2 tg <р = 1 : 16.
87
Трубная резьба имеет три участка, отличающихся профилем
(рис. 56). Первый участок на длине I (от торца до основной плоскости)
имеет витки с полным профилем. Второй участок на длине е имеет
витки со срезанными вершинами и полными впадинами. Третий
участок на длине Z2 снабжен витками со срезанными вершинами
и неполными впадинами (сбег резьбы). Следовательно, при свинчи-
вании деталей они находятся в полном зацеплении на длине резьбы I.
Поэтому средний диаметр dcp является расчетным, определяющим
размеры резьбы.
Замковая резьба по ГОСТ 5286—58 (рис. 57) имеет треугольный
профиль с углом при вершине 60°, биссектриса угла перпендикулярна
Рис. 56. Размеры трубной резьбы по ГОСТ 631—63
оси нарезаемой детали. Вершины витков резьбы срезаны, а впадины
закруглены. В зависимости от типа замка и диаметра трубы, для
которых предназначен замок, конусность резьбы составляет 1 : 4
(<р = 7°7'30") или 1 : 6 (q> = 4°45'48"), а число ниток на длине 25,4 мм
равно пяти (S = 5,08 мм) или четырем (S = 6,35 мм).
В отличие от трубной замковая резьба имеет все витки одинако-
вого профиля. Поэтому при свинчивании деталей они находятся
в полном зацеплении на всей длине резьбы, а упорный торец муфты
контактирует с упорным уступом ниппеля, что обеспечивает герме-
тичность соединения.
Бурильные трубы с блокирующими или стабилизирующими
поясками.
Безупорное резьбовое соединение муфты и ниппеля бурильного
замка с бурильной трубой всегда было источником, особенно при
роторном способе бурения, аварийных поломок труб по высаженной
части вследствие усталостного износа труб и негерметичности резь-
бового соединения.
Для упрочнения этого узла в начале 30-х годов был разработан
метод приварки к бурильной трубе предварительно навинченной
и хорошо закрепленной замковой детали, что способствовало умень-
шению напряжения изгиба в витках трубной резьбы и устранению
коррозионного воздействия промывочной жидкости на резьбу.
88
Однако применить этот метод во всех случаях оказалось невозможным
в связи с тем, что при нарушении технологии сварки возникали
поломки труб по сварочному шву.
Рис. 57 Профиль замковой резьбы и ее размеры по
ГОСТ 5286—58
Замковая резьба
ПО ГОСТ 5285-58
Цилиндрическая
метрическая
резьба
Рис. 58. Соединение бурильных труб типа ТББ с муф-
той бурильного замка ЗШБ
В 1963 г. в АзНИИбурнефть были созданы бурильные трубы
с высаженными внутрь концами с блокирующими поясками типа ТББ
и бурильные замки к ним типа ЗШБ.
89
Как видно из рис. 58, после свинчивания таких труб с ниппелем
или муфтой бурильного замка имеющийся на трубах блокирующий
поясок 1 войдет в выточку в детали (ниппеле, муфте) замка, а конец
трубы прижмется к упору 2. В результате обеспечивается упорное
соединение с блокировкой (стабилизацией) в пояске напряжений,
возникающих в резьбе.
Надежность такого соединения улучшается при навинчивании
на трубы бурильных замков, предварительно нагретых в специальных
печах.
Особенностью труб и замков рассматриваемой конструкции
является применение цилиндрической метрической резьбы (ГОСТ
9150—59), которая не-
сколько облегчает техно-
логию изготовления труб
и деталей замков.
Другим вариантом кон-
струкции бурильных труб
со стабилизирующими по-
ясками являются трубы
типа ТБн (с высаженными
наружу концами), типа
ТБв (с высаженными
внутрь концами) и бу-
рильные замки к ним со-
ответственно типов ЗУ С и
„ _ ЗШС, разработанные во
Рис. 59. Профиль резьбы типа ТТ для сое- ВНИИБТ
динения деталей бурильных замков типов _
ЗУ С и ЗШС с бурильными трубами соответ- Дия соединения дета-
ственно ТБв и ТБн лей бурильных замков ти-
пов ЗУ С и ЗШС с буриль-
ными трубами соответственно типов ТБн и ТБв созданы кониче-
ские (ф = 0°53'42"; 2 tg <р = 1 : 32) резьбы типа ТТ (рис. 59).
Они имеют трапецеидальный профиль, характеризующийся углом
при вершине витка 30° и шагом резьбы S’ = 5.08 мм. Биссектриса
угла профиля перпендикулярна оси трубы.
Резьба этого типа, как и трубная, имеет три участка: с полным
профилем, со срезанными вершинами и полными впадинами, со сре-
занными вершинами и неполными впадинами.
Для соединения деталей замка ЗУС друг с другом создана замко-
вая резьба типа Зс, отличающаяся от замковой резьбы, выполняемой
по ГОСТ 5286—58, укороченной на 25% высотой профиля, увеличен-
ной на 23% шириной среза вершины и наличием плоской впадины
с двумя радиусами закругления. Опыт эксплуатации показал, что
резьба типа Зс имеет большую износостойкость по сравнению со
стандартной замковой резьбой.
Бурильные трубы с приваренными соединительными концами.
Особенностью бурильных труб этого типа является наличие
равнопроходного канала по всей длине трубы, что обусловливает,
30
как и при применении бурильных труб с высаженными наружу
концами и труб типа ТБн, минимальные гидравлические потери при
прокачивании промывочной жидкости по бурильной колонне.
Изготовляют эти трубы путем приварки к трубным заготовкам
с помощью контактно-стыковой сварки соединительных концов спе-
циальной конструкции. Затем концы обрабатывают под муфту и
ниппель таким образом, чтобы после, нарезки замковой резьбы по
ГОСТ 5286—58 было получено упорное соединение.
Трубы рассматриваемой конструкции имеют длину 12,4 и 8 м.
Следовательно, при применении таких труб свеча может быть собрана
Рис. 60 Труба бурильная с приваренными соединитель-
ными концами к трубной заготовке с высаженными наружу
концами (ТБПВ)
из двух или трех труб с наличием в каждом соединении вместо трех
(двух трубных и одной замковой) лишь одного (замкового) упорного
соединения.
Бурильные трубы с приваренными соединительными концами
существуют трех типов. ТБП — трубы бурильные с приваренными
соединительными концами к трубной заготовке, не имеющей выса-
женных концов. ТБПВ — трубы бурильные с приваренными соеди-
нительными концами к трубной заготовке с высаженными наружу
концами (рис. 60). ТБПВЭ — отличающиеся от труб ТБПВ конструк-
цией соединительных концов.
В настоящее время трубы типа ТБП, предназначенные для тур-
бинного бурения, не применяют вследствие низкого качества свар-
ного шва, прочность которого зависит от площади его сечения.
Трубы типа ТБПВ широко используют при турбинном и роторном
способах бурения. Трубы типа ТБПВЭ созданы для бурения скважин
с электробуром и поэтому имеют конструкцию соединительных кон-
цов, аналогичную конструкции бурильных замков (со стороны зам-
ковых резьб), применяемых в бурильных колоннах для бурения
с электробуром (см. рис. 54). Кроме того, для улучшения условий
монтажа кабельных секций при их выпуске предъявляются более
жесткие требования к допускам на длину.
Первоначально бурильные трубы с приваренными соединитель-
ными концами изготовляли только из стали группы прочности Д,
что ограничивало их применение. В последние годы обращено вни-
мание на разработку технологии сварки и освоение производства
91
труб из сталей групп прочности К и Е, что создает предпосылки
к еще более широкому внедрению бурильных труб рассматриваемых
типов. Этому способствуют также работы, направленные на улучше-
ние технологии изготовления труб данного типа за счет внедрения
термической обработки сварного шва и на замену метода электро-
стыковой сварки сваркой трением, имеющей ряд преимуществ перед
сваркой оплавлением (повышается механическая прочность шва;
возможна сварка любых металлов, что позволит к ЛБТ приваривать
стальные соединительные концы; легко автоматизируется процесс
сварки и др.). К достоинствам бурильных колонн, составленных из
бурильных труб с приваренными соединительными концами, отно-
сится возможность их применения в качестве обсадных колонн. Од-
нако прибегать к этому следует только тогда, когда стоимость бу-
рильных труб с приваренными соединительными концами будет
равна или меньше стоимости обсадных труб.
При бурении наклонных скважин использование труб рассматри-
ваемой конструкции также дает хорошие результаты, так как соста-
вленные из них бурильные колонны имеют равнопроходное отверстие,
что облегчает условия спуска и подъема приборов, используемых
для контроля за положением отклонителя в скважине (см. гл. X).
К недостаткам бурильных труб с приваренными соединительными
концами относится возможное параллельное смещение и перекос осей
соединительных концов и трубы, что приводит к одностороннему
износу концов, дополнительным изгибающим нагрузкам и, следо-
вательно, к преждевременному выходу из строя бурильной колонны.
Недостаток этот может быть одной из причин, способствующей искри-
влению скважины (см. гл. X).
Неблагоприятным является увеличенный диаметр соединитель-
ных концов (по сравнению с бурильными замками), что может при-
вести к применению долот большего диаметра.
Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ)
G увеличением глубин скважин появилась необходимость созда-
ния бурильных труб, изготовленных из легких сплавов. В СССР
легкосплавные бурильные трубы изготовляют из дюралюминия
марки Д16-Т (ГОСТ 4784—65), в состав которого, кроме алюминия,
входят Си, Мп, Zn и Mg с незначительным количеством примесей Fe,
Si, Ni.
Механические свойства сплава Д16-Т несколько ниже, чем стали
группы прочности Д (предел прочности ав = 441 • 10е Па, предел
текучести от = 323-10е Па). Однако удельная прочность (отношение
прочностных показателей, например, предела текучести о\ к плот-
ности материала р) сплава Д16-Т значительно выше, чем высокопроч-
ных сталей, применяемых для изготовления бурильных труб по
ГОСТ 631-63.
Так, для стали марки Д отношение ат /р = 4,86, а для сплава
Д16-Т пт7р = 14,8 Мн-м/кг. Поэтому предельные глубины спуска
бурильных колонн, составленных из ЛБТ, значительно превышают
предельные глубины спуска стальных бурильных колонн.
92
Очень важным достоинством ЛБТ является их диамагнитность,
что позволяет зенитный и азимутный углы скважины замерять
инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну. К существен-
ным преимуществам ЛБТ относится наличие у них гладкой внутрен-
ней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления при-
мерно на 20% по сравнению со стальными бурильными трубами
аналогичного сечения. Обеспечивается чистота внутренней поверх-
ности ЛБТ в связи с изготовлением их прессованием.
Однако ЛБТ имеют и недостатки. Нельзя эксплуатировать
бурильные колонны, составленные из ЛБТ, при температурах выше
4-150° С, так как при более высоких температурах прочностные
показатели труб резко снижаются, а также при наличии в скважине
промывочной жидкости с концентрацией водородных ионов pH >10
вследствие сильного коррозионного воздействия щелочной среды
на сплавы алюминия. Недопустимы и кислотные ванны, применяемые
для освобождения прихваченной стальной бурильной колонны
(см. гл. VI).
В настоящее время в СССР изготовляют ЛБТ длиной 9 и 12 М
диаметрами соответственно 73, 93 и 114, 129, 147 мм. В конструктив-
ном отношении ЛБТ аналогичны стальным бурильным трубам с вы-
саженными внутрь концами. Для соединения труб созданы спе-
циальные стальные бурильные замки облегченного типа, детали
которого (ниппель и муфта) навинчиваются на трубы с помощью
трубной, а свинчиваются друг с другом с помощью замковой резьбы.
Замковые детали навинчиваются на трубы при атмосферных усло-
виях на специальном стенде, строго регламентирующем момент
свинчивания. В качестве резьбовой смазки используется специаль-
ный эпоксидный клей, который заполняет зазор между поверхно-
стями замковой детали и трубы и после твердения образует своеобраз-
ный блокирующий (стабилизирующий) поясок, частично снимающий
изгибающие знакопеременные нагрузки. Отвердевшая смазка пре-
пятствует также проникновению^коррозионной промывочной жидко-
сти к резьбовому соединению.
Утяжеленные бурильные трубы
Для увеличения жесткости нижней части бурильной колонны
над долотом (забойным двигателем) устанавливают утяжеленные
(толстостенные) бурильные трубы (УБТ).
Ниже приводится краткая характеристика конструктивных и
эксплуатационных особенностей наиболее распространенных УБТ.
Более подробные сведения о них и других типах УБТ можно полу-
чить в специальной литературе.
УБТ гладкие по всей'длине и с конусной проточкой в верхней части
Отечественной промышленностью трубы этого типа (рис. 61)
изготовляются серийно по нормали Н291—49 диаметрами 95 и 108 мм
и по ЧМТУ 3532—53 диаметрами 146, 178, 203 мм. Трубы диаме-
93
трами 95, 108 и 146 мм поставляются длиной 6 и 8 м, а диаметрами 178
и 203 мм — 8 и 12 м.
Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу 2 с внутренней
замковой резьбой на обоих концах и необходимое число 1 2 промежу-
Рис. 61. Утяжеленные бурильные трубы
(УБТ), изготовляемые по нормали TJ291-
49:
а — гладкие по всей длине; б — с конусной про-
точкой для захвата клиньями: 1 — промежуточная
труба; 2 — наддолотная труба; з — поясок для
маркировки
точных труб 1, снабжен-
ных на верхнем конце вну-
тренней, а на нижнем на-
ружной замковой резьбой.
Изготовляют эти трубы
из сталей групп прочности
Д и К методом прокатки
без последующей термиче-
ской обработки, что обус-
ловливает их недостаточ-
ную прочность и незначи-
тельную износостойкость,
особенно в резьбовых сое-
динениях. Помимо этого
они имеют значительные
допуски на кривизну, раз-
ностенность и овальность.
Все это приводит во время
работы долота на забое
к биению бурильной ко-
лонны и, как следствие
этого, возникновению ди-
намических нагрузок и к
возможным разрушениям
колонны.
Для улучшения экс-
плуатационных качеств
УБТ стандартной кон-
струкции во ВНИИБТ
проведены работы, сущ-
ность которых сводится
к улучшению технологии
изготовления труб.
Сбалансированные УТБ
Недостатки, присущие УБТ, изготовляемым по нормали Н291—49,
в значительной степени устранены у сбалансированных утяжеленных
бурильных труб (УБТС), выпускаемых по ОТУ26-02-22—66. Канал
у этих труб (рис. 62) просверлен, что обеспечивает его прямолиней-
ность, а механическая обработка поверхности труб, обкатка резьбы
роликом, термическая обработка труб и фосфатирование резьбы
повышает их прочностные показатели. 2
1 О выборе необходимой длины колонны УБТ см. в гл. VIII.
2 При изготовлении из стали 38ХНЗМФА по ГОСТ 4543—71 от = 735 ЮвПа.
94
Конструктивные особенности и технология изготовления УБТС
обеспечили их меньшую кривизну, разностенность и овальность,
что улучшило эксплуатационные качества. Особенно ощутимо пре-
имущество УБТС, имеющих более износостойкую резьбу типа Зс
и зарезьбовые разгрузочные канавки, стабилизирующие напряжения.
Весьма важно, что техническими условиями предусматривается выпуск
УБТС одиннадцати диаметров (от 89 до 299 мм), а не шести, как это
предусмотрено для УБТ по нормали Н291—49 и ЧМТУ 3532—53.
Рис. 62. Сбалансированные утяжеленные бурильные
трубы (УБТС):
а — с замковой резьбой; б — с резьбой типа Зс с разгру-
жающими зарезьбовыми канавками
Улучшение качества материала, повышение требований к технологии
изготовления, механической и термической обработке труб и резьб,
сбалансированность труб, большой набор диаметров создают пред-
посылки для широкого внедрения этих труб в самых разнообразных
условиях бурения.
УБТ с квадратным сечением по периметру
Одной из перспективных конструкций УБТ являются трубы
с квадратным сечением по периметру, позволяющие иметь небольшой
зазор между бурильной колонной (в нижней ее части) и стенками
скважины (по граням квадрата), но достаточное затрубное сечение
для циркуляции промывочной жидкости.
Квадратные УБТ применяют в двух вариантах: цельной и сбор-
ной конструкции. Квадратные УБТ цельной конструкции (рис. 63)
имеют размер по диагонали почти равный диаметру долота и по этой
причине выполняют функции удлиненного стабилизатора, способ-
95
ствуя предупреждению искривления скважин. Для увеличения изно-
состойкости грани квадрата наваривают карбидом вольфрама или
релитом, но не по всей длине ребер, а прерывисто. На концах трубы
нарезается внутренняя замковая резьба.
Рис. 63. Утяжеленная
бурильная труба цель-
ной конструкции с ква-
дратным сечением но
периметру и круглым
сечением по центру
Квадратные УБТ сборной конструкции (рис. 64) состоят из трех
(двух) свинченных со смещением на 45° секций, имеющих квадратное
сечение по периметру. Секции свинчиваются с помощью замковой
или трубной резьбы и после этого свариваются. На концах трубы
нарезается трубная резьба с гладким цилиндрическим блокирующим
Рис. 64. Утяжеленная бурильная труба сборной
с квадратным сечением ио периметру и круглым
конструкции
сечением по
центру
пояском. Затем в горячем состоянии навинчиваются переводники
с наружной замковой резьбой на одном конце (ниппеле) и с внутрен-
ней замковой резьбой на другом (муфте).
Ведущие бурильные трубы
Отечественной промышленностью серийно выпускаются ведущие
бурильные трубы с квадратным сечением по периметру и круглым
сечением по центру в сборном исполнении по нормали Н293—49.
Они состоят (рис. 65) из квадратной толстостенной штанги 2
с прошитым или посверленным каналом, верхнего штангового
переводника 1 (ПШВ) для соединения с вертлюгом и нижнего штан-
гового переводника 3 (ПШН). Для предохранения резьбы нижнего
96
штангового переводника от износа при многократных свинчиваниях
п развинчиваниях во время наращивания бурильной колонны и при
спуско-подъемных работах на ПШН навинчивают предохранитель-
ный переводник (ПП), присоеди-
няемый к первому бурильному
замку. 1 Применяемые в элемен-
тах ведущей трубы резьбы ука-
заны на рис. 65.
Штанги ведущих труб изготов-
ляют из с гали группы прочности Д
пли марки 36Г2С, а штанговые
переводники — из стали марок
40ХН и 40Х. С согласия заказчика
допускается изготовление штанго-
вых переводников из стали группы
прочности Д.
Квадратные ведущие трубы
сборной конструкции широко при-
меняются из-за простоты их изго-
товления, эксплуатации и ре-
монта, что обусловливает сравни-
тельно низкую их стоимость.
Однако существенным недостатком
их, как и бурильных труб, соеди-
няемых бурильными замками,
является использование для свин-
чивания со штанговыми перевод-
никами безупорной трубной резь-
бы. Недостатком квадратных ве-
дущих труб является также
интенсивная сработка их граней
и роторных вкладышей, что при-
водит к увеличению люфта между
трубой и вкладышами и, как след-
ствие, к неравномерной работе
вращающейся бурильной колонны
и к возникновению большого шума
Рис. 65. Ведущая труба сборной
конструкции с квадратпымсетеппем
по периметру и круглым "сечением
на буровой. по Центру:
л „тглт-.-та J — верхний штанговый переводник
С/СОбО Следует отметить плохую (ПШВ); 2 — штанга ведущей трубы; 3 —
балансировку ведущих труб рас- НИЖНИЙ штанговый переводник (ПШН)
сматриваемой конструкции, отри-
цательно влияющую на работу резьбовых соединений и всей бу-
рильной колонны, а также талевой системы, вышки, бурового обо-
рудования и фундаментов.
1 Ведущая труба отвинчивается от бурильной трубы по нижней резьбе
предохранительного переводника.
7 Заказ 95 4
97
Для устранения наиболее существенного недостатка (безупорное
соединение штанги со штанговыми переводниками) в АзНИИбур-
нефти в 1961 г. была разработана конструкция резьбового соедине-
ния с блокирующими поясками и для ведущих труб сборной кон-
струкции. В предложенном варианте изменена лишь конструкция
концов штанги и в связи с этим штанговых переводников. Концы
штанг выполнены с двумя ступенчатыми проточками, i з которых
ближние от торцов имеют коническую, а дальние — цилиндрическую
форму. На конических участках нарезается трубная резьба ведущей
штанги (левая к ПШВ, правая к ПШН), а цилиндрические участки,
сопрягающиеся с ответными участками переводников, блокируют
(стабилизируют) напряжения. Для улучшения условий стабилиза-
ции напряжений цилиндрическими участками переводники навин-
чиваются на штангу в горячем состоянии.
Наилучшим же решением, способствующим повышению экс-
плуатационных качеств квадратных ведущих труб сборной кон-
струкции, является отказ от применения безупорной трубной резьбы
и, следовательно, переход на изготовление штанг с высаженными
концами, снабженными замковой резьбой. В таком исполнении
создается упорное соединение штанги со штанговыми переводниками,
обеспечивающее эксплуа-
тационную надежность
резьбовых соединений.
Ведущие трубы с вы-
саженными наружу кон-
цами созданы, но в оте-
чественной практике ши-
роко не применяются из-за
сложности их изготов-
ления.
Переводники
Рис. 66. Переводники: Г0СТ 7360-59 пред-
а — переходные или предохранительные (ПП); б — _
муфтовые (ИМ), в — ниппельные (ПН) уСМЯТрИВЭбТ ИЗГОТОВЛВНИ0
239 разновидностей пере-
водников, предназначенных для соединения элементов бурильной
колонны с резьбами различных типов и размеров и для присоеди-
нения к бурильной колонне инструментов.
Все переводники (кроме штанговых, о которых речь шла выше)
разделяются на три типа (рис. 66): переводники переходные или пре-
дохранительные (ПП), предназначенные для перехода от резьбы
одного типа к другой (например, от бурильных труб с замками ЗШ
к бурильным трубам с замками ЗУ), для соединения элементов
бурильной колонны разных диаметров и для присоединения к буриль-
ной колонне инструментов (например, ловильных) другого размера,
для присоединения к бурильным трубам ведущей трубы; переводники
муфтовые (ПМ) и ниппельные (ПН) созданы для соединения элементов
98
бурильной колонны, расположенных друг к другу ниппелями или
муфтами.
Стандартами 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 буриль-
ного замка.
§ 15. НАПРЯЖЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ
В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ
Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать
нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения
в любом сечении бурильной колонны.
л Однако определить напряжения с достаточной точностью довольно
трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоян-
ного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах,
соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Ослож-
няется расчет напряжений и необходимостью учета гидростатических
и гидродинамических сил, сил трения, возникающих при осевом пере-
мещении бурильной колонны и при ее вращении в скважине, и
других трудно учитываемых сил.
Поэтому приходится рассчитывать напряжения приближенно,
а неучтенные силы компенсировать коэффициентом запаса прочности,
устанавливаемым на основании опькпа эксплуатации бурильных ко-
лонн. Допустимо рассчитывать напряжения, принимая, что буриль-
ная колонна работает в воздушной среде.
Бурильная колонна может быть одноразмерной и многоразмерной.
Одноразмерная комплектуется трубами, имеющими одинаковые
диаметры и толщины стенок, а многоразмерная состоит из нескольких
(чаще двух—трех) одноразмерных секций, диаметры которых умень-
шаются в направлении к долоту. Одноразмерная колонна и секции
многоразмерных колонн могут быть собраны из труб, изготовленных
из материала одной или разных групп прочностей. Естественно, что
допустимая длина одноразмерной колонны меньше длины много-
размерной.
Определить допустимое напряжение растяжения от действия
осевых сил и, следовательно, допустимую длину многоразмерной
колонны можно по формуле
_ LIpJ + LnpII + . . , + £n-lpg-l + Lnpg
Одоп— п ’ Р’Ю
Рб F&
откуда
£„ , (iv 2)
Pc
где о£оп — допустимое напряжение растяжения в верхнем сечении
n-й секции бурильной колонны (отсчет в направлении от долота
7*
99
к вертлюгу) в Н/м2; G^on — допустимый вес п-а секции бурильной
колонны в воздухе в Н; Fg — площадь поперечного сечения буриль-
ной трубы (по невысаженной части) в верхнем сечении n-й секции в м2;
L1, Ь1г, . . . , Ln — длина первой, второй, и-й секции бурильной
колонны в м; plc, pl1, . . . , р"— вес 1 м трубы первой, второй, п-й
секции бурильной колонны в Н.
При этом
Рс ~ QcS J
где qc — средневзвешенная масса 1 м трубы (с учетом массы выса-
женных концов, соединительных муфт, бурильных замков) в кг;
g — ускорение земного тяготения в м/с2.
При расчете должно быть выдержано условие
Сдоп = FбСГдоп = F6 (IV-3)
Здесь нт — предел текучести материала труб в Па; п — коэффи-
циент запаса прочности, принимаемый равным 1,3 в неосложненных
и 1,4 в осложненных условиях бурения.
Пользуясь формулами (IV.1)—(IV.3), можно получить допусти-
мые напряжения, вес и длину бурильной колонны любой конструк-
ции.
При рассмотрении условий работы бурильной колонны (§ 13)
отмечалось, что при бурении с забойными двигателями и при ротор-
ном бурении колонна находится не в одинаковых напряженных
состояниях.
При бурении с забойными двигателями (турбобуром, электро-
буром) в верхней растянутой части колонны возникают напряжения
растяжения ораст , а в нижней части, передающей нагрузку на
долото, — напряжения сжатия нсж.
Потерявшая в сжатой части устойчивость бурильная колонна
от действия сжимающих сил испытывает также изгибающие напря-
жения сг'цзг, которые, имея максимальное значение у долота, посте-
пенно уменьшаются в направлении к нижнему участку растянутой
части колонны.
Бурильная колонна испытывает касательные напряжения т'
от действия реактивного момента турбобура, постепенно уменьшаю-
щиеся в направлении к вертлюгу и достигающие его только при
коротких бурильных колоннах.
При вращении ротором бурильная колонна испытывает касатель-
ные напряжения т, уменьшающиеся к долоту.
Расчеты показывают, что о'изг в связи с ограничением изгиба
колонны стенкой скважины не достигают опасных значений; невелики
и напряжения т' и т. Поэтому при бурении с забойными двигателями
бурильную колонну рассчитывают с учетом действия на нее только
напряжений растяжения и сжатия.
Пользуясь формулой (IV.1), можно с достаточной для практики
точностью определить напряжения растяжения в бурильной колонне
в процессе работы долота на забое.
100
Если принять L1 = /унт, т0
„ - <£I —• ^сж) pJ + LUjoJl
(Траст =-----, (I V.4)
где /Сж — длина сжатой части бурильной колонны в м.
При весе 1 м турбобура цт, равном весу 1 м УБТ, т. е., когда
Рт = Pci
1сж~Рц!Рс (IV. 5)
(Рл — нагрузка на долото в Н).
Если вес 1 м УБТ не равен весу 1 м турбобура, то
Рр.1 Рс В (IV.6)
(Рсв — средневзвешенный вес 1 м УБТ с учетом веса турбобура
на длине /с,к).
Напряжение сжатия
или
. __ гсжРсв (ТТЛ я\
(Тсж — -j-j , (IV. о)
1 УБТ
При роторном способе бурения, кроме напряжений растяже-
ния Страст и сжатия осж, при расчете бурильной колонны необходимо
учитывать касательные напряжения т, возникающие в результате
передачи вращающего момента бурильной колонной, и изгибающие
напряжения низг, возникающие вследствие действия осевых и цен-
тробежных сил.
Касательные напряжения, изменяющиеся по длине бурильной
колонны от максимума в верхнем сечении колонны до минимума
у долота, определяются по формуле
т=Мкр/И7р, (IV.9)
где т — касательные напряжения в Па; Л/ко — крутящий момент,
• передаваемый бурильной колонне, в Н-м; Wp —полярный момент
сопротивления площади поперечного сечения труб в м3;
N = Удв т]Хдв — мощность, передаваемая бурильной колонне,
в Вт; св = л п/30 — частота вращения бурильной колонны в 1/с;
Уд„ — мощность двигателей, установленных для привода ротора,
в Вт; т] — к. п. д. передачи мощности от двигателей к бурильной
колонне; ^дв — коэффициент перегрузки двигателей; п — число
циклов (оборотов) вращения бурильной колонны в 1 с.
(D и d — наружный и внутренний диаметры труб в м).
101
Зенитный угол, а.
Рпс. 67. Зависимость ко-
эффициента С от зенит-
ного угла а (по Г М
Саркисову)
Величина Мкр имеет наибольшее значение в верхнем сечении
колонны, где на преодоление сил сопротивления вращению буриль-
ной колонны затрачивается наибольшая
мощность.
7УдВ = 7Ув + ЛГр. (IV.10)
где NB и Np — мощность, затрачиваемая со-
ответственно на вращение бурильной ко-
лонны и разрушение породы.
Для определения NB в кВт можно вос-
пользоваться полуэмпирической формулой
В. С. Федорова
N^WCp^LDinl’?. (IV.И)
Здесь С — коэффициент, зависящий от ис-
кривления скважины, примерное значение
которого можно определить по рис. 67; рж—
плотность промывочной жидкости в кг/м3;
L — длина бурильной колонны в м; п — чи-
сло циклов (оборотов) вращения бурильной
колонны в 1 мин.
Значение Np предпочтительнее определять по экспериментальным
данным (табл. 9), так как имеющиеся формулы дают результаты,
отличающиеся от действительного расхода мощности.
При бурении долотами режуще-истирающего типа 7УР значительно
возрастает. Так, при 7)ц = 190 мм, п = 70 об/мин и Рл = 49-1-147 кН
расход мощности на разрушение породы достигает 11—36 кВт.
Таблица 9
Мощность Лгр в кВт, расходуемая на разрушение породы
при роторном бурении трехшарошечными долотами
Диаметр долота мм Я Частота вращения долота п, об/мин Нагрузка на долото Рд. кН
68 92 118 168 220 296 420
394 32 48 70 137
346 14 28 42 56 —. — — 88-98
346 28 56 80 — — —. — 117—137
346 — 60 70 84 — 160 210 147
295 — —. — — 42 — 78 98
295 — — — 60 — 110 117
295 — — — — 72 — — 127
295 — — — — 84 84 108 137-158
295 — — — — — 84 96 176
269 — 12 — — — — —• 98
269 — 17 — — — — — 147
269 21 — — — — — 176
243 — 10 15 20 25 — — 68-78
140 2 — — — — — — 49
102
Изгибающие напряжения определяются в основном центробеж-
ными силами при незначительном влиянии на их значение сил соб-
ственного веса бурильной колонны. Влияние же вращающего момента
на величину изгибающих напряжений незначительно и сводится
главным образом к приданию бурильной колонне спиральной формы
изгиба.
Если принять, что ось изогнутой колонны имеет форму сину-
соиды, то изгибающие напряжения в Па можно определить по фор-
муле
j&EIf
0ИЗГ----2^Г
(IV.12)
где Е — модуль Юнга в Па; I — полярный момент инерции пло-
щади поперечного сечения трубы в м4; / = (jDckb — Z))/2 — стрела
прогиба бурильной колонны в м; Zn — длина полуволны в м; —
диаметр скважины в м;
___________________________________
32 К Z>4 J ’
Приближенно длину полуволны в м как в сжатой, так и в растя-
нутой части бурильной колонны, можно определить по формуле
, ± 4- /nig2p2 +
л |/ 2дш2 * (IV.13)
Здесь р = pcz = qcgz — вес участка колонны длиной z в Н.
При этом z отсчитывается от сечения, где страст = осж = 0, до сече-
ния, в котором интересует длина полуволны. Для растянутой части
колонны z принимается положительной, для сжатой — отрицатель-
ной.
Формулу (IVЛЗ) проф. Г. М. Саркисов вывел, исходя из пред-
положения, что колонна представляет собой однородный стержень
постоянного диаметра. В действительности на форму искривления
бурильной колонны в процессе ее вращения влияют бурильные
замки, увеличивающие жесткость колонны в местах их расположе-
ния. Поэтому проф. Г. М. Саркисов предложил учитывать влияние
бурильных замков на длину полуволны, пользуясь следующим
правилом.
При расчетах в растянутой части бурильной колонны 1п
принимается вычисленным по формуле (IV.13), так как влияние
замков на форму искривления растянутого участка колонны незна-
чительно.
При расчете <тизг в сжатой части бурильной колонны в формулу
(IV.12) следует подставлять Z„, найденное по формуле (IV.13), если
расстояние между замками (принимается 12 м) больше вычисленного.
Когда 1п, полученное по формуле (IV.13), окажется больше расстоя-
ния между замками, в формулу (IV. 12) подставляется не расчетная
длина полуволны, а длина колонны между соседними замками.
103
§ 16. РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
При бурении с забойными двигателями расчет бурильной колонны
сводится к определению допустимой глубины спуска колонны,
которую можно найти, пользуясь формулами (IV.2) и (IV.3), и к оценке
напряженного состояния бурильной колонны во время работы долота
на забое с использованием формул (IV.4), (IV.5) или (IV.6), (IV.7),
или (IV.8).
При роторном бурении бурильную колонну следует рассчитывать
с учетом действия на нее сил собственного веса, вращающего момента
и центробежных сил. Поэтому после определения по формуле (IV.2)
допустимой глубины спуска бурильной колонны необходимо про-
верить полученную конструкцию в отношении возможности ее
эксплуатации в условиях сложного напряженного состояния. Для
этого определяют коэффициент запаса прочности пс, учитывающий
совместное действие нормальных и касательных напряжений, по
следующей формуле
пвпг
]/Ч+гег’
(IV.14)
При определении пс следует пользоваться формулами
’ Оизг^т + ОрастО-1
(JV.16)
В формулах (IV.15) и (IV.16) па и зависят от напряжений ираст,
т и иизг, которые определяют по формулам (IV.4), (IV.9) и (IV. 12),
и от показателей прочностных свойств материалов бурильных труб:
предела текучести при растяжении нт , предела текучести при кру-
чении тт и предела выносливости сг_1.
Если известны значения нт как справочные величины, то значе-
ния тт могут быть определены по третьей теории прочности
1/О'раст + 4т£ 5=<Тдоп
(IV-17)
Предел выносливости <т_1 по резьбовому соединению несколько
ниже, чем по телу трубы. По данным А. Е. Сарояна, при симметрич-
ном цикле изменения напряжений в воздушной среде а_г по резь-
бовому соединению колеблется в пределах (5 -4-8)- 9,81 -10® Па, а по
телу трубы — (10-у12)-9,81 • 106 Па.
Данных о пределе выносливости а_ г труб, работающих в глини-
стом растворе, пока недостаточно, и поэтому Г. М. Саркисов реко-
мендует пользоваться следующими значениями сг_ 1? полученными
при испытании образцов, изготовленных из стали группы прочности Д:
для резьбового соединения = 3,5-9,81 -106 Па и для тела трубы
= 6,3-9,81-10е Па.
104
Для сплава Д16, из которого изготовляют легкосплавные буриль-
ные трубы (ЛБТ), по экспериментальным данным Г. М. Саркисова,
предел выносливости несколько ниже, и для резьбового соединения
можно принять сг_х = 3,1 -9,81 • 106 Па, а для трубы о_х =
= 3,7-9,81-10е Па.
По приведенной методике следует рассчитывать, принимая
пс = 2. Эта методика позволяет исследовать прочность различных
сечений бурильной колонны вдоль ее длины.
При z = — /сж сделаем расчет для сечения колонны у долота,
при z — 0 — для сечения, в котором ираст = <тСж = 0 и па =
= О'- г/о'изг, а ПРИ z = Ln для верхнего сечения колонны, где оизг = 0
И Ид о'т/о'раст.
Как видно, расчет бурильной колонны для верхнего ее сечения
сводится к статическому расчету на сложное напряженное состояние
по третьей теории прочности.
Действительно, если в формулу (IV.14) подставить значения
= Пт/ораст и в формулу (IV.16) пх = тт/т и принять тт = от/2,
то после упрощений получим
»с - (IV.18)
1^страст+ 4т2
При этом принимается п'с = 1,4 для неосложненных и = 1,5
для осложненных условий бурения скважины.
ГЛАВА V
МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
§ 17. МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
ПРИ РОТОРНОМ БУРЕНИИ
Как уже отмечалось в гл. I, при роторном бурении долото при-
водится во вращение вращательным механизмом — ротором через
бурильную колонну,которая при этом выполняет роль промежуточной
трансмиссии.
Ротор служит также для полного или частичного поддержания
на весу бурильной или обсадной колонны с помощью элеваторов или
клиньев (см. гл. XIV). Для выполнения перечисленных работ ротор
должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной
колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность
его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой (бурильной
или обсадной) колонны.
Ротор (рис. 68) состоит из литого стального корпуса 2, во вну-
тренней полости которого установлен на упорном шариковом под-
шипнике 4 стол 3 с укрепленным с помощью горячей посадки зубча-
тым коническим венцом. Последний входит в зацепление с кониче-
ской звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух
подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная
опора 1, закрепленная гайкой 10. Верхняя часть стола ротора зак-
рывается кольцевым кожухом 7, ограждающим периферийную часть
вращающегося стола. На консольной части роторного вала смонти-
ровано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору.
Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный раз-
мер долота, которое может быть пропущено через него. В связи
с этим выпускают роторы с различными диаметрами проходного
отверстия (от 400 до 760 мм). В центральное отверстие вставляют
вкладыши 6, в которые вводят зажимы 5 для ведущей трубы. Пере-
мещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении пре-
дупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется за-
щелкой.
Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при
работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора зали-
вается масло.
В 30-х годах широко применялся привод ротора от специально
устанавливаемых для него двигателей (привод индивидуальный
106
ротора ПИР), а в настоящее время таким приводом снабжена только
установка БУ-50Бр (см. гл. XIII). Однако в некоторых районах при
бурении глубоких скважин роторным способом, особенно в ослож-
ненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ро-
тора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями
Рис. 68. Ротор Р560-Ш8
мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ро-
тором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при по-
мощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при
четырех скоростях вращения: 70, 440, 220 и 320 об/мин.
В других же случаях отечественные буровые установки пре-
дусматривают отбор мощности от двигателей лебедки с помощью
цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность
отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функ-
ции трансмиссии, при втором варианте — непосредственно от дви-
гателей лебедки с помощью карданной передачи.
107
В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на
привод поверхностного оборудования, на вращение бурильной колон-
ны и на разрушение горной породы долотом. Рассчитать потребную
мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно,
так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диа-
метра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны,
свойств промывочной жидкости, состояния стеною скважины, степени
искривления скважины, свойств разбуриваемой породы и т. д.
Поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, используя
эмпирические формулы, показывающие, что на вращение поверх-
ностного оборудования и бурильной колонны затрата мощности
прямо пропорциональна длине колонны, квадрату диаметра буриль-
ной колонны, плотности промывочной жидкости и частоте вращения
бурильной колонны в степени, близкой к 2 (см. § 15). Отсюда следует,
что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности воз-
растает и, следовательно, подводимая к долоту мощность умень-
шается.
На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на
долото. Так, при увеличении нагрузки возможно такой сочетание,
когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной
колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления,
встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате
долото начинает вращаться с меньшей частотой и даже может на
некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной
колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потен-
циальную энергию кручения, которая после достижения определен-
ного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит
обратный процесс — превращение потенциальной энергии кручения
в кинетическую энергию вращения.
Такой переход видов энергии из одного состояния в другое при-
водит к возникновению упругих колебаний и если их частота совпа-
дает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих
вследствие неравномерной подачи долота, наступает резонанс,
передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при созда-
нии таких условий его эксплуатации испытывает большие динами-
ческие нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора,
его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума
в буровой, а иногда даже авариями.
Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при ро-
торном бурении, приводит к значительному осложнению процесса
проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного буре-
ния в ряде районов бурением с забойными двигателями.
§ 18. МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
ПРИ ТУРБИННОМ БУРЕНИИ
При турбинном бурении долото приводится во вращение гидра-
влическим забойным двигателем — турбобуром, устанавливаемым
между долотом и бурильной колонной. Турбобур представляет собой
108
многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой присое-
диняется долото. Каждая ступень турбины (рис. 69) состоит из ста-
тора 7, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора 2,
укрепленного на валу турбобура.
В статоре и роторе поток жид- г
кости меняет направление движе-
ния (рис. 70) и, перетекая из сту-
пени в ступень (рис. 71), отдает
часть своей гидравлической мощ-
ности каждой ступени. В резуль-
тате мощность, создаваемая всеми
ступенями, суммируется на валу
турбобура и подводится к долоту.
Создаваемый при этом в статорах
вращающий момент восприни
мается корпусом турбобура и бу-
рильной колонной, а равный, ио
противоположно направленный
вращающий момент, возникающий !’ис 69 Ступень литой стальной
в роторах, передается через вал р
турбобура долоту.
Как отмечалось в гл. I, в настоящее время применяются одно-,
двух-, трех-, четырехсекционные турбобуры с последовательным соеди-
нением секций и двух-, трех-, четырехсекционные реактивно-турбин-
ные агрегаты с параллельным соединением секций.
Рис. 70. Принцип действия
турбины:
1 — наружный обод статора,
2 — лопатки статора, 3 — вну-
тренний обод статора, 4 —
внутренних! обод ротора, 5 —
лопатки ротора, 6 — наружный
обод ротора
Односекционные турбобуры (рис. 72) состоят из двух групп
деталей—вращающихся и неподвижных. Вращающиеся детали поса-
жены на вал 12, заканчивающийся вверху резьбой, а внизу полым
концом с внутренней резьбой, при помощи которой к турбобуру
через переводник 19 присоединяется долото.
Устройство турбобура легко понять, рассмотрев порядок его
сборки. На вал 12 сверху надевается втулка нижней опоры 18 и
109
кольцо-упор 16, затем первая турбина — ротор и статор (рис. 73, а).
После посадки 33 турбин на вал надевается средняя опора, внутрен-
няя часть которой облицована резиной, с втулкой (рис. 73, б) Затем
Рис 71 Схема работы многоступенчатой турбины
надевают 33 комплекта турбин, вторую среднюю опору с втулкой
и 34 комплекта турбин. На этом заканчивается сборка 100 комплектов
турбин совместно с двумя средними опорами (рис. 73, в). После
Рис 72 Турбобур Т12МЗ:
Г,— переводник г — корпус, з — контргайка, 4 — колпак 5 — распорная втулка, в —
роторная гайка 7 — диск пяты, 8 — кольцо пяты, 9 — подпятник, 10 — регулировочное
кольцо, 11 — статор 12 — вал, 13 — ротор, 14 — втулка средней опоры 15 — средняя
опора, 1в — упор, 17 — ниппель, 18 — втулка нижней опоры, 19 — переводник вала
этого на вал надевают регулировочное кольцо 10 (в левой руке’на
рис. 73, в), и начинается сборка верхней опоры турбобура, состоящей
из 12 комплектов деталей.
Каждый комплект верхней опоры имеет диск пяты 7, кольцо
пяты 8 и подпятник 9, надеваемые на вал турбобура комплект за
комплектом в перечисленном порядке (рис. 73, г).
110
Затем на вал навинчивают роторную гайку 6, надевают колпак 4
в во избежание отвинчивания крепят гайку контргайкой 3 (рис. 73, д').
При навинчивании роторной гайки диски подпятников, кольца
подпятников, роторы и втулки средних опор прижимаются друг
К другу и к упору 16.
После этого к корпусу турбобура 2 привинчивают переводник 7,
внутрь корпуса устанавливают распорную втулку 5 и вал с собран-
ными деталями вставляют в корпус через его нижнюю часть. Затем
Рис 73 Порядок сборки турбобура
а — первая ступень турбобура (ротор и
статор), надетая на вал, б — средняя опо-
ра со своей втулкой, надетая на вал,
в — регулировочное кольцо, устанавли-
ваемое между верхним статором и ниж-
ним подпятником, г — нижний подпят-
ник, надетый на вал, д — надетые на вал
детали, закрепленные роторной гайкой
ниппель 77, имеющий внутри резиновую облицовку, ввинчивают
в корпус. При ввинчивании ниппель своим торцом прижимает ста-
торы, средние опоры, регулировочное кольцо 10, подпятники и рас-
порную втулку 5 друг к другу и к упору, имеющемуся в верхней
части корпуса турбобура. Таким образом осуществляется жесткое
фрикционное крепление путем зажатия резьбовыми соединениями
всех вращающихся деталей на валу турбобура и всех неподвижных
деталей в его корпусе.
Проследим путь промывочной жидкости. Из бурильной колонны
промывочная жидкость попадает через переводник в корпус турбо-
бура, затем, пройдя через отверстия в неподвижных подпятниках,
поступает в первую турбину. Переходя из турбины в турбину и через-
lit
отверстия в двух средних опорах, жидкость попадает внутрь вала
турбобура, а затем к долоту. Пройдя через отверстия в долоте,
жидкость омывает забой и, захватив обломки выбуренной породы,
устремляется вверх к устью скважины по кольцевому затрубному
пространству, т. е. по пространству между бурильной колонной
и стенкой скважины.
В процессе работы турбобура вал его испытывает осевую на-
грузку, складывающуюся из сил, направленных вниз (от перепада
давления и сил веса вращающихся деталей) и вверх (от реакции
забоя скважины).
Для восприятия осевой нагрузки существует верхняя опора,
которая, как уже упоминалась, состоит из 12 комплектов деталей.
На рис. 74 показан один такой комплект, со-
стоящий из подпятника 1, диска 2 и кольца 3.
' В средней части и по внутреннему ободу под-
пятники облицованы резиной. В зависимости
от направления нагрузки диски, вращаясь
вместе с валом, верхней или нижней поверх-
ностью опираются на резиновую облицовку
подпятников.
В процессе работы турбобура вал его
испытывает также радиальные нагрузки, для
восприятия которых турбобур имеет четыре
Рис. 74. Комплект верх- радиальных опоры. Роль верхней радиаль-
ной опоры турбобура ной опоры выполняют кольца пяты и под-
пятники. При вращении вала кольца пяты
трутся о внутренний обод подпятника, облицованный резиной, и
тем самым передают ему радиальные нагрузки.
Втулки и средние опоры, внутренние ободы которых облицованы
резиной, воспринимают радиальные нагрузки, возникающие в сред-
ней части вала.
Нижней радиальной опорой является ниппель, внутренняя по-
верхность которого также облицована резиной.
Одно секционные турбобуры описанной конструкции применяют
при бурении вертикальных и наклонных скважин глубиной 2000—
2500 м. Если же при бурении наклонных скважин требуется интен-
сивное искривление, применяют односекциопные укороченные тур-
бобуры, имеющие 30 или 60 ступеней турбин и длину соответственно
около 3 и 4 м(обычные односекционные турбобуры имеют длину
около 9 м). Конструктивно укороченные и многоступенчатые одно-
секционные турбобуры отличаются числом ступеней турбины и
опорных элементов.
Для бурения скважин турбинным способом с отбором керна
созданы односекционные колонковые турбобуры, предусматриваю-
щие применение съемной грунтоноски.
Колонковые турбобуры (рис. 75) выполняются с полым валом,
к концу которого привинчивается бурильная головка. В отличие
от описанных выше одно секционных турбобуров, предназначенных
112
для работы с долотами для сплошного бурения, в последней кон-
струкции колонковых турбобуров осевая опора 20, 21, 22, выпол-
ненная из большего числа опорных элементов, перенесена вниз
и размещена ниже отверстия, через которое промывочная жидкость
вводится внутрь вала. Это
конструктивное изменение
увеличило продолжитель-
ность работы турбобуров
и создало условия для по-
вышения механической
скорости проходки при бу-
рении с отбором керна.
Съемная грунтоноска
(рис. 76) помещается в по-
лом вале турбобура и со-
стоит из головки 1, ввин-
чиваемой в полую штангу
4, клапанного узла 5, 6, 7,
колонковой трубы 9, пере-
водника 10, в котором раз-
мещается кернорватель 11.
Грунтоноску сажают на
конусную поверхность
опоры 7 (см. рис. 75), при-
жатой к корпусу турбо-
бура распорными втул-
ками 5 и 8. Грунтоноска
прижимается к опоре под
действием гидравлического
усилия, которое возникает
от перепада давления
в турбобуре и долоте. При
этом силы трения удержи-
вают грунтноску от про-
ворачивания. В верхней
части головки грунтоноски
имеется бурт для захвата
ее ловителем (см. рис. 47),
спускаемым в бурильную
колонну при помощи спе-
циальной лебедки.
Двухсекционные турбо-
буры состоят из нижней
и верхней секций. Ниж-
няя секция (рис. 77) вы-
полнена так, что она может
использоваться самостоя-
тельно. Отличается она
Рис, 75. Колонковый турбобур КТД4:
1 — шламоуловитель; 2 — переводник к бурильной
колонне; з — корпус; 4 — регулировочное кольцо,
5, 8 — втулки; в — грунтоноска; 7 — опора грунто-
носки; 9 — контрвтулка; 10 — роторная гайка; 11 —
верхняя радиальная опора; 12, 24 — втулки ради-
альной опоры; 13 — статор; 14 — ротор; 15 — по-
лый вал турбобура; 16 — упор; 17 — шпонка; 18 —
роторная втулка; 1S — фонарь; 20 — подпятник;
21 — диск подпятника; 22 — кольцо подпятника;
23 — нижняя радиальная опора; 25 — упорное коль-
цо; 26 — ниппель; 27 — отражатель; 28 — башмак;
99 — установочное кольцо; 30 — переводник к долоту
8 Заказ 954
113
Рис. 76. Съемная грунтоноска для колонкового турбобура КТД4 с регулируе-
мой величиной выхода из-под вала турбобура:
1 — головка; 2 — предохранительный штифт; 3,8 — шплинты; 4 — попая штанга; 5 —
корпус клапана; в — шарик; 7 — седло; 9 — колонковая труба; 10 — переводник; 11 —
кернорватель
Рис. 77. Нижняя секция двухсекционного многоступенчатого турбобура
ТС5Б-7 1/2":
1 — конусная полумуфта; 2 — контргайка; з — колпак, 4 — гайка роторная; 5 — втулка;
6 — подпятник; 7 — диск пяты; 8 — кольцо пяты. 9 — регулировочное кольцо; 10 — втул-
ка; 11 — вал; 12 — средняя опора; 13 — втулка средней опоры; 14 — ротор, 15 — статор;
16 — корпус; 17 — упорная втулка; 18 — ниппель; 19 — шпонка, 20 — втулка нижней
опоры; 21 — переводник
114
от односекционного турбобура конструкцией верхней части вала,
числом опорных комплектов (подпятников 6, дисков 7 и колец 8)
в верхней опоре и числом турбин (роторов 14, статоров 15).
Верхняя часть вала заканчивается конусной полумуфтой 1 для
соединения с верхней секцией. Число опорных комплектов в верхней
опоре и число турбин зависят от типоразмера турбобура. Например,
в турбобуре ТС5Б-71/2" оно равно соответственно 80 и 25.
Рис. 78. Верхняя секция двухсекционного многоступенчатого турбобура
ТС5Б-7 1/2":
1 — переводник для соединения с бурильной колонной; 2 — регулировочное кольцо; в —
контргайка; 4 — упорная втулка; 5 — колпак; в — роторная гайка; 7 — корпус; 8 — ста-
тор; 9 — ротор; 10 — средняя опора; Н — втулка средней опоры; 12 — вал; 13 — регули-
ровочное кольцо; 11 — упорная втулка; 15 — переводник для соединения с нижней секцией;
16 — конусная полумуфта для соединения с нижней секцией
Как видно, нижние секции двухсекционного и односекционного
турбобуров имеют почти одинаковое число турбин. Число опорных
комплектов значительно увеличено, так как верхняя опора нижней
секции должна воспринимать суммарные осевые нагрузки, возникаю-
щие в верхней и нижней секциях. Верхняя опора и ниппель 18,
как и у односекционного турбобура, являются верхней и нижней
радиальными опорами.
Радиальные нагрузки, возникающие при вращении вала в его
средней части, воспринимаются двумя средними радиальными опо-
рами, одна из которых 12 с втулкой 13 показана на рис. 77.
Верхняя секция (рис. 78) имеет верхнюю, одну—две средних
и нижнюю радиальные опоры и расположенные между ними 90—
110 ступеней турбины. 1
1 Верхняя секция турбобура ТС5Б-71/2" имеет две средних радиальных
опоры и 96 ступеней.
8*
115
Рис 79. Трехсекционныи
м югоступенчатый шпин-
дельный турбобур ЗТСШ 9".
I — шпиндель, II — нижняя
секция, III — средняя секция,
IV — верхняя секция, 1 — пе-
реводник к долоту, 2 — вал
шпинделя, 3 — ниппель, 4, 18,
20 — регулировочные кольца,
о — корпус шпинделя, в и 12 —
радиальные опоры, 7 и 13 —
втулки радиальной опоры, 8 —•
I ольцо вала 9 — осевая опора
(подпятники, диски и кольца
подпятников), 10—втулка вала,
11 и 17 — втулки корпуса,
14 — гайка шпинделя 15 —
колпак, 16 — контргайка
19 — нижняя полумуфта, 21—
верхняя полумуфта 22 — ре-
гулировочная втулка 23 —
переводник к нижней секции
В последние годы в ряде районов при бурении с отбором керна
успешно применяют двухсекционные колонковые турбобуры, име-
ющие конструкцию, аналогичную описанной выше. Особенность их
состоит в том, что они имеют не сплошной, а полый вал, внутри кото-
рого размещается удлиненная грунтоноска, подвешанная на седле,
посаженном в верхней части второй секции турбобура.
Трехсекционные турбобуры отличаются от двухсекционных на-
личием средней секции, снабженной радиальными опорами. Общее
число турбин доведено в трех секциях до 350, что позволяет значи-
тельно увеличить подводимую к долоту мощность и создать условия
для бурения скважин глубиной 4500—5000 м.
Многолетний опыт эксплуатации описанных турбобуров показал
невозможность их применения с гидромониторными долотами \
так как через нижнюю радиальную опору (ниппель), даже при
незначительном перепаде давления, протекает 10—25% промывочной
жидкости
Шпиндельные турбобуры (рис. 79), позволяющие значительно
уменьшить потери прокачиваемой жидкости, снабжены резино-метал-
лической осевой опорой, вынесенной в отдельную секцию—шпин-
дель. Последний одновременно выполняет роль сальника. Функции
радиальных опор в шпинделе выполняют обрезиненные втулки,
устанавливаемые над осевой опорой и под ней. Освобождение осевой
опоры от функций радиальной опоры, а также уменьшение жидкости,
протекающей через нее, увеличило срок службы опорных комплектов
В зависимости от условий бурения к шпинделю присоединяют
одну, две, три или четыре секции с общим числом турбин до 400—450.
Турбобуры, укомплектованные предельными 1 2 турбинами (рис. 80),
выпускаются в двухсекционном исполнении, но конструктивно оформ-
лены так, что нижняя секция может быть использована самостоятельно.
Осевая многоступечатая шаровая опора 4, являющаяся одно-
временно и нижней радиальной опорой, смонтирована на валу 1
(ниже отверстия, через которое промывочная жидкость входит внутрь
вала) и в корпусе 15 с помощью упора 2, упорной втулки 5, регу-
лировочного кольца 18 и ниппеля 19. От промывочной жидкости
опора защищена торцовым сальником 5- Нижняя секция имеет 107
ступеней турбин 8 и 9 и три средние шариковые опоры 10. В верхней
секции расположены 124 ступени турбин 24 и 25 и пять средних
радиальных шариковых опор 26. Секции корпуса соединяются друг
с другом с помощью замковой резьбы, а валы секций с помощью
конуспо-шлицевой муфты 14 и 21.
Из курса «Гидромашины и компрессоры» известно, что при
постоянном расходе жидкости <2 через предельную турбину обеспе-
чивается уменьшение перепада давления Др при снижении частоты
1 Здесь речь идет о турбобурах, работающих с долотами для сплошного
бурения
2 Нормальные турбины, которыми укомплектованы трубобуры всех дру-
гих типов, характеризуются коэффициентом циркулятивности, равным единице,
а предельные — коэффициентом, равным бесконечности.
117
Рис. 80. Двухсекционный многоступенчатый турбобур А7Н4С, укомплекто-
ванный турбинами, обеспечивающими падение линии давления в сторону тор-
мозного режима:
I — нижняя секция; II — верхняя секция; 1 — вал; 2 — упор; 3 — упорная втулка; 4 —
радиально-осевая многоступенчатая шаровая опора; 5 — торцовый сальник; в и 23 — втул-
ки вала; 7 — втулка корпуса; в и 24 — ротор; 9 и 25 — статор; 10 и 26 — средняя радиальная
шариковая опора; 11 п 27 — гайки; 12 и 28 — колпаки; 13 и 29 — контргайки; 14 — ниж-
няя полумуфта; 15 и 30 — корпуса; 16 — втулка корпуса; 17 и 34 — переводники; 18 и зз —
регулировочные кольца резьбы; 19 — ниппель; го — переводник вала; 21 — верхняя полу-
муфта; 22 — вал верхней секции; 31 — регулировочное кольцо турбины; 32 — соединитель-
ный переводник
вращения вала турбины п от максимального значения при холостом
вращении вала турбины пх до нуля, когда вращающий момент М
становится равным тормозному Мт (рис. 81, а). При уменьшении же
расхода жидкости через турбину можно получить постоянное значе-
ние перепада давления (рис. 81, б), что и достигается установкой
в клапанной приставке (рис. 82) перепускного
клапана (рис. 83) непосредственно над тур-
бобуром или на некотором расстоянии от
него, или между первой бурильной трубой и ве-
дущей трубой, или на выкиде насосов.
При этом необходимо учитывать, что при
установке перепускного клапана непосред-
ственно над турбобуром перепад давления
в нем будет минимальным и поэтому линия
момента поднимется в сторону тормозного ре-
жима более круто. Следовательно, в этом
случае обеспечивается по сравнению с другими
Рис. 81. Характеристика предельных турбин (с на-
клонной линией давления):
а — при постоянном расходе жидкости; б — при переменном
расходе жидкости
Рис. 82. Клапанная
приставка
вариантами установок клапана наименьшая частота вращения вала
турбобура при рабочем режиме его эксплуатации.
Клапанная приставка (см. рис. 82) состоит из переводника 5
с размещенным в нем обратным клапаном (седло 2, поршень 3 и
пружина 4) и корпуса 1, имеющего седло для установки перепускного
клапана.
При спуске бурильной колонны в скважину промывочная жидкость
поступает через долотные отверстия и турбобур внутрь колонны
до тех пор, пока жидкость в трубах дойдет до седла обратного кла-
пана. После этого промывочная жидкость поступает в трубы череа
боковое отверстие в корпусе приставки.
После окончания спуска бурильной колонны к ней привинчивают
ведущую трубу и промывают скважину. Промывочная жидкость
при этом из бурильной колонны в затрубное пространство поступает
119
через отверстие в клапанной приставке, а не через турбобур и отвер-
стия в долоте, как обычно.
После окончания промывки скважины ведущую трубу отвинчи-
вают и в бурильную колонну бросают перепускной клапан (см.
Рис. 83. Перепускной клапан:
1 — корпус; 2 — пружина; 3,5 —
резиновые кольца; 4 — перевод-
ник; в — седло; 1 — втулка; 3 —
хвостовик
Рис. 84. Клапанная приставка
с перепускным клапаном:
1 — клапанная приставка; 2 — пе-
репускной клапан; з — бурильная
труба или УБТ
рис. 83). Затем к бурильной колонне привинчивают ведущую трубу
и при работе одного насоса проталкивают перепускной клапан вниз
по колонне. Момент посадки хвостовика клапана в седло корпуса
клапанной приставки (рис. 84) фиксируется скачком давления, реги-
стрируемым на манометре насоса. После этого включают в работу
второй насос, пускают турбобур в работу и начинают бурение. Основ-
ная часть промывочной жидкости при этом, открывая обратный
клапан в клапанной приставке, проходит в турбобур, а часть жидко-
120
сти, проходящая через перепускной
клапан, уходит в затрубное про-
странство через бокове отверстие
в корпусе клапанной приставки.
Таким образом достигается измене-
ние расхода жидкости через тур-
бину турбобура при постоянной по-
даче жидкости буровыми насосами.
Перепускной клапан может быть
собран из любого числа ступеней.
Если учесть, что в каждой ступени
перепад давления колеблется от 0,5
до 0,6 мН/м2, то при заданном пере-
паде давления можно подобрать
необходимое число ступеней клапана.
Реактивно-турбинные буры (РТБ).
Для бурения верхних интервалов
глубоких нефтяных и газовых сква-
жин, имеющих диаметры 394—
920 мм и более, в последние годы
применяют реактивно-турбинные аг-
регаты, у которых два турбобура
размещены параллельно и жестко
соединены между собой1 (рис. 85).
Агрегат состоит из следующих де-
талей: переводника 1 для соединения
агрегата с бурильной колонной, за-
щитного кожуха 2, траверсы 3 с нип-
пелями, к которым подвешены турбо-
буры 4, грузов 6, предназначенных
для утяжеления агрегата, верхнего
и нижнего хомутов 5, придающих аг-
регату жесткость, переводников 7,
с помощью которых к каждому тур-
бобуру присоединяется трехшаро-
шечное долото 8.
Вращаясь от вала турбобуров,
долота получают дополнительное пе-
реносное движение вокруг оси
1 Для бурения скважин диаметром от
1730 до 2660 мм созданы и применяются
в горнорудной промышленности агрегаты,
укомплектованные тремя и даже четырьмя
турбобурами.
Рпс. 85. Реактивно-турбинный агрегат
РТБ-11-590
121
агрегата, вращающегося либо только за счет сил реакции забоя,
либо за счет сил реакции забоя и принудительного вращения агре-
гата с поверхности через бурильную колонну.
Разрушение породы зубьями шарошек происходит в результате
вращения шарошек вокруг своей оси, осей долота и агрегата. Вслед-
ствие сложного движения долота образуется горизонтальный забой,
в результате чего происходит соударение с забоем зубьев одного
венца каждой шарошки и поэтому при незначительной общей на-
грузке на забой создаются высокие контактные давления зубьев
на породу, что обеспечивает эффективное разрушение горной породы.
Вынос выбуренной породы осуществляется циркулирующим
потоком промывочной жидкости, подаваемой в бурильную колонну
и РТБ, не двумя, как при обычном турбинном бурении, а тремя буро-
выми насосами.
Для бурения скважин с помощью РТБ используют стандартные
буровые установки требуемой грузоподъемности.
§ 19. ЭЛЕКТРОБУРЫ
Конструктивные особенности и прицип действия. Электробур
(рис. 86) состоит из электродвигателя, шпинделя и системы защиты
этих механизмов от проникновения промывочной жидкости.
Электродвигатель представляет собой высоковольтную трехфазную
асинхронную маслонаполненную машину с короткозамкнутым сек-
ционированным ротором. Он монтируется в трубных секциях, соеди-
ненных друг с другом с помощью конической резьбы.
В корпусе статора запрессованы пакеты магнитопроводной стали,
чередующиеся с пакетами немагнитопроводной стали. Последние
устанавливают с целью избежания шунтирования потока через
шарикоподшипники и уменьшения потерь от вихревых токов, воз-
никающих в местах расположения промежуточных опор ротора.
Выходные концы обмоток, заложенных в пазах статора, присоеди-
нены к кабелю, через который подводится ток к электродвигателю.
Ротор состоит из полого вала, на котором размещены секции
с короткозамкнутыми алюминиевыми «беличьими» клетками. Между
секциями установлены подшипники, несущие только радиальные
нагрузки. Осевую нагрузку воспринимают подшипники нижнего
соединительного корпуса.
Уплотнение обоих концов вала двигателя достигается при помощи
нижнего и верхнего сальников. Чтобы устранить проникновение
в двигатель промывочной жидкости через сальники, давление масла
в полости двигателя должно быть немного выше (на 0,2—0,3 МПа)
давления промывочной жидкости, протекающей через электробур.
Для этого в верхней части корпуса электробура имеются три лубри-
катора, один из которых заполнен густым авиационным маслом
и сообщается с верхним сальником, а два других заполнены транс-
форматорным маслом и связаны с полостью двигателя. Сверху лубри-
каторы открыты, и поэтому давление промывочной жидкости пере-
122
дается через поршни, а избыточное давление создается специальными
пружинами. Помимо этого лубрикаторы обеспечивают постоянное
восполнение масла, теряемого через сальники, и регулируют давле-
ние в двигателе при нагреве масла.
К нижней части двигателя присоединяется
корпус шпинделя, в котором в радиальных
и упорном подшипниках смонтирован его полый
вал. В средней части шпинделя расположен
лубрикатор с пружиной, которая создает из-
быточное давление масла в полости шпинделя
и тем самым защищает подшипники от попада-
ния на них промывочной жидкости. Защита
полого шпинделя от промывочной жидкости
снизу обеспечивается торцовым сальником.
Валы двигателя и шпинделя соединены зуб-
чатой муфтой, а герметизация соединения дости-
гается при помощи шарнирного уплотнения.
Нижний конец вала шпинделя заканчивается
резьбой под переводник для присоединения
долота.
В настоящее время выпускают электробуры
с диаметрами корпуса 250, 215 и 170 * мм
для бурения скважин долотами соответственно
диаметрами 295, 243 и 190 мм.
Характеристика электродвигателя. В совре-
менных электробурах применяют двигатели,
типовая характеристика холостого хода которых
Рис. 86. Принципиальная схема устройства электро-
бура с маслонаполненным шпинделем:
1 — полый вал электродвигателя; 2 и 5 — радиальные шари-
ковые подшипники; 3 и 30 — опорные шариковые подшипни-
ки; -1 — секция ротора электродвигателя; в — секция статора
электродвигателя; 7 — обмотка статора; 8 — диамагнитный
пакет; 9 — корпус электродвигателя; 10 — соединительный
нижний корпус электродвигателя; 11 — соединительный верх-
ний корпус электродвигателя; 12 — корпус лубрикаторов;
13 — верхний переводник; 14 и 25 — лубрикаторы; 15 и зз —
поршни лубрикаторов; 16 и 34 — пружины лубрикаторов;
17 — нижнее сальниковое уплотнение; 18 — верхнее сальни-
ковое уплотнение; 19 — верхняя торцовая пара сальникового
уплотнения; 20 — кабельный ввод; 21 — контактный стержень;
22 — уплотнение кабельного ввода; 23 — предохранительный
стакан; 24 — опора контактного стержня; 26 — корпус шпин-
деля; 27 — зубчатая соединительная муфта; 28 — роликовая
радиальная опора; 29 — полый вал шпинделя; 31 — резино-
вый амортизатор; 32 — лубрикатор шпинделя; 35 — втулка
с резиновым уплотнением; 36 — сальниковое уплотнение
шпинделя; 37 — переводник; 38 — долото
* Шифры электробуров: Э250/16 и Э250/8; Э215/10 и Э215/8; Э170/8 и Э170/6.
Расшифровка: Э — электробур; 250 — наружный диаметр корпуса в мм; 16 —
число полюсов двигателя. Подробные данные о каждом типоразмере электро-
бура можно найти в специальной литературе.
123
приведена на рис. 87. Из рисунка видно, что при незначитель-
ном повышении напряжения на зажимах двигателя ток холостого
хода быстро возрастает. Например, повышение напряжения на
зажимах двигателя МАП1Д-25-617/10 * с 1100 (номинальное)
до 1200 В приводит к увеличе-
нию тока холостого хода со НО
до 140 А. Поэтому при пуске
электробура и перегрузках его
двигателя во время бурения
в связи с увеличением потерь
Напряжение на зажимах двигателя, fj
Рис. 87. Характеристика холостого Рис. 88. Зависимость вращающего
хода электродвигателя электробура момента двигателя электробура от
скольжения s
напряжения необходимо устанавливать несколько повышенное на-
пряжение. На рис. 88 приведена типичная кривая изменения вра-
Рис. 89. Рабочие характеристики двигателя
МАП1Д-25-617/10 .в зависимости от мощно-
сти, забираемой из сети Лгзаб
щающего момента двига-
теля электробура в зави-
симости от скольжения
при неизменном напряже-
нии на зажимах двигателя.
Как видно из рисунка,
за период пуска двигателя
момент от пускового зна-
чения М ,,ус снижается до
минимального Mmin, затем
возрастает до максималь-
ного Л/тах и падает до но-
минального ЛЛ,0М и близ-
кого к нулю. Mminno экс-
периментальным данным
в некоторых двигателях электробура достигает 0,6 МИ0№, что су-
щественно не влияет на запуск электробура.
* Расшифровка: МАП — мотор асинхронный погружной; 1 — для эле-
ктробура; Д — модель; 25 — наружный диаметр корпуса электробура в см;
617 — общая длина магнитопровода и всех немагнитопроводных пакетов ста-
тора в см; 10 — число полюсов. Ьтм двигателем укомплектован электробур
Э250/10.
124
Правая часть кривой от Мтах называется рабочей зоной, а ее
левая часть — пусковой зоной характеристики. Во время бурения
загрузка электробура кон-
тролируется по амперметру,
установленному на пульте
управления.
На рис. 89 показаны
рабочие характеристики элек-
тродвигателя МАП1 Д-25-617/
/10, по которым можно оп-
ределить величины всех па-
раметров при любых значе-
ниях мощности на валу N,
соответствующих различным
режимам работы двигателя.
Рабочие характеристики элек-
тродвигателей других типов
аналогичны.
Система токоподвода. На
рис. 90 приведена схема
размещения оборудования и
приспособлений, обеспечива-
ющих бурение скважин с
электробуром. Долото 1
с электробуром 2 спускают
в скважину на бурильной
колонне 3. Электроэнергия
к двигателю электробура
подводится от силового
трансформатора 14 по наруж
ному двухпроводному ка
белю 5, подвешенному к бу-
ровому шлангу 6, и по двух-
проводному кабелю, смонти-
рованному внутри бурильной
колонны.
Третий провод, необходи-
мый для питания трехфаз-
ного двигателя, являющийся
«землей», образует буриль-
ная колонна, и поэтому такая
система питания электробура
называется ДПЗ (два про-
вода — «земля»). Для ввода
Рис. 90. Схема размещения оборудования
и приспособлений для бурения с элек-
тробуром:
1 — долото; 2 — электробур; з — бурильная
колонна; 4 — ротор; 5 — наружный неподвиж-
ный кабель; 6 — буровой шланг; 7 — вертлюг,
8 — токоприемник; 9 — ведущая труба; 10 — вы-
соковольтный ящик; 11 — буровая лебедка;
12 — регулятор подачи долота; 13 пульт уп-
равления электробуром, 14 — силовой транс-
форматор; 15 — высоковольтный выключатель;
16 — станция управления электробуром
кабеля внутрь бурильной колонны и
создания непрерывной электрической линии, питающей электробур
как при вращающейся и перемещающейся в осевом направлении,
так и при неподвижной бурильной колонне, предназначен токопри-
емник, снабженный скользящими контактами.
125
Кабель внутри бурильной колонны смонтирован отрезками,
длина которых равна длине применяемых бурильных труб. Концы
кабеля устроены так, что при свинчивании бурильных труб отрезки
Рис. 91. Токоприемник:
1 — контактная муфта; 2 — вал;
3 — опора контактной муфты; 4 —
контактное кольцо; 5 — изолято-
ры; 6 — корпус токоприемника;
7 — соединительные провода; 8 —
специальная кабельная муфта; 9—
кабельная вводная головка; 10 —
козырек; 11 — подшипники сколь-
жения; 12 — фланец; 13 — хомут;
14 — труба; 15 — контактная щет-
ка; 16 — щеткодержатель; 17 —
стальная пластина; 18 — штырь,
покрытый миканитом
кабеля надежно соединяются друг с другом, образуя единую систему
токоподвода. 1
В связи с прокладкой кабеля внутри бурильной колонны, что
приводит к уменьшению проходного сечения в ней, потребовалось
Рис. 92. Кабельная секция двухпроводного токоподвода:
1 — кабель двухжильный; 2 — двухконтактный стержень; з — двухконтактная
муфта; 4 — опора стержня; 5 — опора муфты
создать бурильные трубы и замки специальной конструкции, особен-
ностью которых является равнопроходное сечение канала (см.
гл. IV).
Токоприемник (рис. 91) с помощью резьбы соединяется с валом
вертлюга вверху и ведущей трубой внизу. Вал 2 имеет боковое
126
отверстие, через которое
вводится кабель с контакт-
ной муфтой 1. Жилы ка-
беля присоединяются к
бронзовым кольцам 4. Ввод
кабеля герметизируется
фланцевым уплотнением
12- К бронзовым коль-
цам 4, которые при враще-
нии бурильной колонны
вращаются вместе с валом
2, напряжение подводится
через угольные щетки 15.
Вал вместе с деталями,
смонтированными на нем,
помещается в корпусе 6,
в котором он может сво-
бодно вращаться.
Кабельная секция двух-
проводного токоподвода
(рис. 92) на одном конце
имеет контактный стер-
жень 2, а на другом —
контактную муфту 3. Кон-
тактные муфта и стержень
выполнены из резины, в
которой завулканизиро-
ваны медные контактные
кольца с шинками. Шинки
одним концом припаяны
к контактному кольцу, а
другим—к жилам кабеля.
При свинчивании буриль-
ных труб контактный стер-
жень входит в контактную
муфту и кабельные сек-
ции соединяются, образуя
электрическую цепь двух-
проводного токоподвода.
Функции третьего про-
вода, как отмечалось выше,
выполняет бурильная ко-
лонна, заземленная по
всей длине.
При системе питания
ДПЗ все токоведущие ча-
сти токоподвода электро-
бура и вторичная обмотка
Рис. 93. Погружной контактор:
1 — двухконтактный стержень кабельного ввода в кон-
тактор; 2 — опора; 3 — переводник под элеватор;
4 — кабельный ввод; 5 — поршень лубрикатора;
6 — корпус лубрикатора; 7 — корпус контактора;
8 — труба; 9 — каркас контактора; 10 — верхний
открытый контакт; 11 — верхний якорь подвижной
траверсы; 12 — сердечник верхнего электромагнита;
13 — катушка верхнего электромагнита; 14 — сер-
дечник нижнего электромагнита; 13 — нижний
якорь подвижной траверсы; 16 — катушка нижнего
электромагнита; 17 — нижний открытый контакт;
18 — нижняя заглушка; 19 — трехконтактная муфта
нижнего кабельного ввода; 20 — болты, крепящие
контактор к внешнему корпусу; 21 — нижний пе-
реводник
127
трансформатора соединены с «землей», и поэтому для контроля
сопротивления изоляции токоподвода и обмотки двигателя элек-
тробура «землю» (бурильную колонну) периодически отключают
при помощи герметичного однополюсного забойного контактора,
ввинченного между электробуром и бурильной колонной. Для
этого верх бурильной колонны соединяют с одним из трех сколь-
зящих колец токоприемника, следовательно, с обмоткой пита-
ющего трансформатора, а низ бурильной колонны подсоединяют
к соответствующей фазе обмотки двигателя через верхние 10 и
нижние 17 силовые контакты забойного контактора (рис. 93). Кон-
тактор приводится в действие электромагнитом, катушка которого
последовательно включена в цепь двухпроводного токопровода. При
подаче напряжения по двум проводам к фазам обмотки двигателя
электробура с помощью линейного контактора, установленного на
поверхности, по катушке контактора потечет пусковой ток, электро-
магниты 11 — 16 приведут в действие подвижную систему, замкнут кон-
такты 10 и 17, обеспечив тем самым включение третьей фазы обмотки
двигателя на «землю». После этого в двигателе возникнет вращающее
магнитное поле, приводящее во вращение ротор.
ГЛАВ А VI
ПРОМЫВКА СКВАЖИН
И ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ
.(§ 20. НАЗНАЧЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
И ТРЕБОВАНИЯ К НЕЙ
На первом этапе развития вращательного бурения основной
функцией промывочной жидкости было непрерывное удаление с за-
боя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород. В даль-
нейшем функции ее постепенно расширялись, а требования к составу
и свойствам возрастали.
При бурении промывочная жидкость должна:
1) обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбу-
ренных частиц н вынос их на дневную поверхность;
2) удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии
и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки;
3) способствовать повышению устойчивости горных пород, сла-
гающих стенки скважины;
4) создавать на стенки скважины противодавление, достаточное
для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это
давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание
резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического
разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и погло-
щения промывочной жидкости;
5) хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота;
6) обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, осо-
бенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между
ними;
$ не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;
8) обладать закупоривающими свойствами, т. е. создавать в по-
рах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, мало-
проницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными поро-
дами и препятствующую проникновению в них не только самой про-
мывочной жидкости, но и ее фильтрата;
9) иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпера-
турных скважин и низкую температуру замерзания, а также не-
большую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых
породах;
10) быть достаточно инертной к воздействию обломков выбурен-
ных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно
9 Заказ 954
129
легко поддаваться химической обработке при регулировании ее
свойств;
11) облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом;
12) не содержать, по возможности, компонентов, способных ока-
зывать сильное абразивное воздействие на оборудование;
13) защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии;
14) достаточно легко перекачиваться буровыми насосами;
15) состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов.
Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов,
установленных па поверхности, забойному двигателю при турбин-
ном бурении, а также на забой, особенно при применении гидро-
мониторных долот.
§ 21. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Различные требования к составу и качеству промывочной жидко-
сти, предъявляемые в конкретных условиях разбуривания объекта,
многообразие геологических условий, наличие подходящего сырья
обусловили появление промывочных жидкостей нескольких типов.
Все промывочные жидкости можно разделить на следующие основ-
ные группы.
I. Промывочные жидкости на водной основе:
а) вода (пресная, морская, рассолы);
б) глинистые суспензии;
в) естественные суспензии, образующиеся при разбуривании
неглинистых пород и аргиллитов;
г) суспензии на базе гидрогелей;
д) эмульсии типа «масло в воде».
II. Промывочные жидкости на неводной основе:
а) дегазированная нефть и нефтепродукты;
б) многокомпонентные растворы на углеводородной основе;
в) обращенные эмульсии типа «вода в масле».
III. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, вы-
хлопные газы двигателей внутреннего сгорания).
IV. Аэрированные промывочные жидкости и пены.
При бурении скважин наиболее широко используют жидкости
на водной основе; за ними следуют газообразные агенты и аэриро-
ванные жидкости. Промывочные жидкости на неводной основе
применяют чаще всего для решения специальных задач (см. гл. XII),
а также при разбуривании пород, склонных к пластическому тече-
нию (бишофит, карналит, сильно засоленные глинистые породы),
и глубокозалегающих аргиллитов в скважинах с высокими забой-
ными температурами.
§ 22. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Вода. Во многих районах наиболее доступной и дешевой природ-
ной жидкостью является пресная или минерализованная вода.
Поэтому именно вода была использована для промывки скважин
еще на первом этапе развития вращательного бурения.
130
Вода лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото и трущиеся
поверхности бурильного вала. При достаточно высокой скорости
течения она может вполне успешно удалять выбуренные частицы
породы с забоя и из ствола скважины. От обломков выбуренной
породы вода удовлетворительно очищается даже в сравнительно
простых очистных устройствах, так как она не обладает тиксотроп-
ными свойствами. Когда коэффициенты аномальности пластовых
давлений ка <1 (см. § 26), гидростатическое давление столба воды
в скважине достаточно для предотвращения притока пластовых
жидкостей и газов.
Как наиболее легкая из жидкостей рассматриваемой группы,
вода оказывает меньшее давление на забой. Молекулы ее свободно
проникают в поры и микротрещины породы, препятствуя смыканию
последних и, таким образом, облегчая разрушение забоя долотом.
Поэтому скорость разрушения породы долотом при промывке водой
всегда выше, чем при промывке другими жидкостями рассматри-
ваемой группы.
Поскольку вода имеет небольшие вязкость и плотность, за-
траты мощности на промывку скважины меньше, чем при примене-
нии других жидкостей данной группы. Это позволяет значительно
большую часть мощности использовать для механического разруше-
ния породы. Благодаря малой вязкости воды режим течения ее
всегда турбулентный, что способствует лучшему удалению облом-
ков из скважины и уменьшает возможность образования рыхлой
корки из выбуренных частиц на проницаемых участках стенок
скважины. Кроме того, при использовании воды улучшаются усло-
вия труда буровой бригады, так как нет необходимости готовить
многие сотни кубометров промывочной жидкости.
Но вода не универсальная промывочная жидкость. Ряд суще-
ственных недостатков ограничивает область ее применения. Известно,
что устойчивость некоторых горных пород при увлажнении заметно
уменьшается; они приобретают способность к пластическому тече-
нию при значительно меньших напряжениях, чем в неувлажненном
состоянии. Вода не только не может препятствовать такому течению,
но и способствует ему. Небольшая вязкость воды облегчает проник-
новение ее даже в самые тонкие поры неустойчивых пород и ускоряет
процесс деформирования и обваливания последних. Например,
аргиллиты кыновского горизонта на месторождениях Татарии на-
чинают обваливаться спустя 20—40 ч после их вскрытия с промывкой
водой, но сохраняют устойчивость, если в качестве промывочной
жидкости используются хорошие глинистые растворы.
При промывке водой на проницаемых стенках скважины’ не
образуется плотная корка из тонких частиц твердой фазы, способ-
ная создавать большое сопротивление фильтрации промывочной
жидкости в окружающие породы. Даже при небольшом перепаде
давлений вода легко фильтруется через мелкие поры пород. При
разбуривании же сильнопористых и особенно трещиноватых пород
с коэффициентом аномальности меньше единицы вода может погло-
0* 131
щаться с большой скоростью. Опыт показывает, что в среднем объ-
емный расход воды в 6—8 раз превышает расход других жидкостей
рассматриваемой группы. Это, несомненно, должно учитываться
при выборе промывочной жидкости, так как увеличение расхода
может привести к росту стоимости скважины. Интенсивное погло-
щение воды приводит также к ухудшению очистки скважины от
обломков выбуренных пород.
Вода не обладает тиксотропными свойствами и потому не может
удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии в покое.
После прекращения промывки выбуренные обломки частично за-
висают на выступах стенок скважины, а частично осаждаются на
забой. Скопившийся вблизи забоя осадок из выбуренных обломков,
уплотняясь, способен прихватить бурильную колонну, особенно если
среди этих обломков имеются глинистые частицы. При спуске нового
долота и перед подъемом с забоя изношенного приходится более
тщательно промывать скважину, иначе долото и забойный двигатель
могут быть зашламлены осадком.
Вода легко растворяет многие хемогенные породы и насыщается
солями. Поэтому ее коррозионное воздействие на бурильные трубы
и оборудование может быть весьма серьезным фактором. Для за-
щиты оборудования от коррозии к воде приходится добавлять инги-
биторы (вещества, которые замедляют или предотвращают окисли-
тельные химические реакции). Она, как правило, неблагоприятно
влияет на коллекторские свойства продуктивных горизонтов (см.
гл. XII).
Таким образом, в качестве промывочной жидкости воду целе-
сообразно использовать при разбуривании устойчивых, достаточно
прочных пород непродуктивных горизонтов, механические свойства
которых практически не изменяются при увлажнении, а водный
рассол NaCl — для разбуривания отложений галита при наличии
обильных источников водоснабжения, т. е. когда недостатки воды
и рассола не могут существенно повлиять на успешность и стоимость
проходки скважины, а использование других промывочных жидко-
стей может вызвать снижение эффективности бурения.
Глинистые растворы. Требования, которые предъявляются к цро-
мывочным жидкостям в сложных геологических условиях, могут
быть удовлетворены лишь при применении многокомпонентной си-
стемы с регулируемыми составом и свойствами. В геологических
условиях, когда требуется промывочная жидкость с плотностью
1000 кг/м3 и более, такая система должна состоять из следующих
компонентов:
а) недефицитной и возможно более дешевой жидкой среды — основы;
б) небольшой массы коллоидных частиц, достаточной для обеспе-
чения седиментационной устойчивости системы в покое при превра-
щении ее в гель и способности к закупорке пор и тонких трещин
в породах;
в) минимального количества тонкомолотых тяжелых минералов
д 1я обеспечения заданной плотности системы;
132
г) небольшого количества химических реагентов для регулирова-
ния физико-механических и химических свойств системы и защиты
последней от неблагоприятного воздействия внешней среды (пласто-
вых жидкостей и газов, выбуренной породы, температуры и др.).
Такие многокомпонентные системы в бурении принято называть
растворами.
В природе наиболее распространенным и дешевым источником
получения коллоидного материала являются некоторые сорта глин.
Многокомпонентные промывочные жидкости, в которых в качестве
коллоидной фракции используются такие глины, получили название
глинистых растворов.
В земной коре существует большое количество глинистых мине-
ралов, имеющих за редким исключением кристаллическое строение.
Эти минералы различаются как химическим составом, так и строе-
нием кристаллической решетки. По своему составу глинистые мине-
ралы являются алюмосиликатами.
Кристаллические глинистые минералы подразделяются на двух-
слойные, трехслойные, правильные смешаннослоистые и с цепочеч-
ной структурой. Важнейшими для приготовления промывочных
растворов являются трехслойные минералы группы монтморилло-
нита и с цепочечной структурой группы палыгорскита. Основным
структурным элементом кристаллической решетки минералов монт-
мориллонитовой группы является пирофиллит — водный алюмо-
силикат, химический состав которого А12О3-4SiO2 • Н2О. Элемен-
тарная ячейка кристаллической решетки его имеет очень малую
толщину (10"6 мм) и состоит из трех слоев. Верхний и нижний слои
образованы тетраэдрами SiO2, а средний слой, связывающий внеш-
ние, — алюмокислородно-гидроксильными октаэдрами А12О3-пН2О.
На рис. 94, а показана ячейка, состоящая из двух молекул пиро-
филлита. При подобном соединении большого числа молекул обра-
зуется чешуйка, обладающая значительной прочностью во всех
направлениях. Площадь такой чешуйки могла бы расти неограни-
ченно, если бы не было механического разрушения кристаллической
решетки.
Элементарные чешуйки могут соединяться между собой вдоль
кристаллографической оси С (на рисунке — вертикальной) при
помощи ненасыщенных кислородных валентностей на гранях и
в вершинах кристаллической решетки. Соединяясь, такие чешуйки
образуют многослойный агрегат. Так как связи между чешуйками
слабые, такой агрегат при перемешивании в жидкости легко раз-
деляется по плоскостям напластования на элементарные чешуйки.
Наружные слои чешуйки пирофиллита эквипотенциальны, поэтому
сама чешуйка электрически нейтральна, кроме мест разлома кристал-
лической решетки, где могут быть положительные или отрицатель-
ные заряды.
Минералы монтмориллонитовой группы отличаются от пирофил-
лита тем, что в состав кристаллической решетки их входят атомы
магния, железа, хрома и других элементов. Эти атомы как бы за-
133
местили часть атомов алюминия и кремния, причем замещение,
как правило, было эквивалентным. Однако часть трехвалентных
атомов алюминия была замещена неэквивалентно, например двух-
валентными атомами магния или железа, а часть четырехвалентных
атомов кремния — трехвалентными атомами алюминия или других
элементов. При таком неэквивалентном замещении чешуйка приобре-
Рис. 94. Структура пиро-
филлита и минералов монт-
мориллонитовой группы:
а — пирофиллит; б — монтмо-
риллонит, в — бейделлит
б + 1 Y о + 0 +
0—sji" v Ч~+
0 0 0 0 0 0
1 Д)Н 1 1 хОн 1 1 „ хОН 1
АК 1 Alx. 1 ''ОН ьг 1 Л|?^ои А1< 1 АЬон
0 0 0 0 0 0
+ — 1 "0-" --S>- 1 "О' 1 о -г чк Ji 0 1
+ д + 0 0
в
тает избыточные отрицательные заряды. Эти заряды компенсируются
одно- или поливалентными катионами (натрия, калия, кальция
и т. д.), которые, однако, не входят в состав кристаллической ре-
шетки, а располагаются у внешней поверхности силикатных слоев,
но остаются связанными с ней (см. рис. 94, бив) силой электриче-
ского взаимодействия.
Если комочек монтмориллонита поместить в водный раствор,
содержащий, например, катионы кальция, реакция замещения между
Са и атомами, входящими в кристаллическую решетку монт-
мориллонита, невозможна. Но возможна реакция замещения
между Са ' и теми катионами, которые располагаются у внешней
поверхности силикатных слоев и компенсируют избыточные заряды
134
глинистой частицы. Поэтому такие катионы Называются обменными,
они составляют обменную емкость глинистых минералов и глин.
Обменную емкость обычно характеризуют количеством миллиграмм-
эквивалентов катионов, адсорбируемых поверхностью 100 г воз-
душно-сухого глинистого минерала или глины.
Наличие обменных ионов делает глинистый минерал активым,
предопределяет его многие важные свойства: способность к обменным
реакциям, ионизации, гидратации и др.
Другим представителем трехслойных глинистых минералов
являются гидрослюды. В состав кристаллической решетки их,
помимо атомов алюминия и кремния, входят атомы железа и магния.
Часть четырехвалентных атомов кремния неэквивалентно замещена
трехвалентными атомами алюминия; образовавшийся при этом из-
быточный отрицательный заряд компенсируется катионами калия,
а также других элементов. Катионы калия расположены на поверх-
ности кристаллической решетки и прочно связаны с ней неэкви-
валентным замещением атомов в кристаллической решетке обусло-
влена обменная емкость гидрослюд. По обменной способности неко-
торые гидрослюды приближаются к минералам группы монтморил-
лонита, другие — к минералам каолинитовой группы. Гидрослюды
характеризуются высокой степенью дисперсности.
Типичным представителем двухслойных минералов является
1 аолинит Al2O3-2SiO2-2H2O. Элементарная чешуйка его состоит
из одного силикатного и одного алюминатного слоев. Неэквивалент-
ное замещение атомов алюминия или кремния почти невозможно.
Поэтому чешуйки каолинита нейтральны или имеют весьма малый
заряд; обменная емкость такого минерала очень мала. Между со-
седними чешуйками вдоль кристаллографической оси С существует
прочная водородная связь типа ОН—О. Если комочек каолинита
опустить в воду, то, в отличие от монтмориллонита, он при переме-
шивании не расщепляется до элементарных чешуек.
К группе минералов с цепочечной структурой относится палы-
горскит. Он представляет собой водный алюмосиликат магния.
Элементарная ячейка палыгорскита состоит из сдвоенных кремне-
кислородных цепей. Смежные кремнекислородные тетраэдры такой
цепи обращены вершинами в противоположные стороны, что придает
цепи вид рубчатого слоя. Две смежные цепи располагаются так,
что вершины последовательных слоев обращены друг к другу, а сами
слои связаны между собой через алюмокислородные октаэдры.
Часть атомов алюминия в этих октаэдрах замещена атомами магния
и железа. Вследствие не вполне эквивалентного замещения частицы
палыгорскита имеют избыточный отрицательный заряд.
Обменные емкости глинистых минералов существенно различны
и находятся в пределах (в мг-экв/100 г):
Монтмориллонит ..................... 80—150
Палыгорскит .......................... 20—30
Гидрослюды............................ 10—40
Каолинит.............................. 3—15
135
В природе глинистые минералы в чистом виде встречаются редко.
Обычно они входят в состав горных пород, именуемых глинами
Природная глина состоит из смеси нескольких глинистых минералов
п неглинистых примесей, например кварца, коллоидного кремнезема
и других. Глины, в состав которых входят в основном монтморил-
лониты, называются бентонитовыми. Если в глине помимо монт-
мориллонитов содержится значительное количество гидрослюд или
каолинитов, ее называют суббентонитовой. Глины, в которых пре-
обладают каолиниты, называются каолиновыми.
Помимо коллоидных фракций в природной глине содержатся
крупные частицы, которые, конечно, влияют на плотность глинистои
Рис. 95. Двойной электри-
ческий слой и падение
суспензии, но не способны придать ей
седиментационную устойчивость. Поэтому
расход глины разных сортов для пригото-
вления 1 м3 стабильной глинистой су-
спензии может колебаться в довольно
широком диапазоне. Например, если
асканского бентонита требуется примерно
100 кг, то хабльской глины — свыше
800 кг.
При выборе сорта глины для пригото-
вления глинистого раствора существенное
значение имеют минерализация воды за-
в нем потенциала:
АВ — граница скольжения;
— потенциал частицы; 6, —
толщина слоя Гельмгольца;
б г — толщина слоя Гу и; £ —
дзета-потенциал: г — расстоя-
ние от частицы
творения и состав разбуриваемых пород.
Если нет опасности значительной минера-
лизации промывочной жидкости под влия-
нием обломков выбуренных пород и пла-
стовых жидкостей и газов, попадающих
в нее в процессе бурения, лучшим источ-
ником коллоидной фракции является бен-
тонитовая глина. Вследствие небольшой
прочности кислородных связей между чешуйками монтмориллонита
и высокой степени дисперсности бентонитовая глина способна в прес-
ной воде распускаться на элементарные чешуйки, набухать и связы-
вать физически большое количество воды. Особенно сильно набухают
натровые бентониты: комочек такой глины, распускаясь в пресной воде,
может увеличиться в объеме до 8—14 раз. Гораздо меньше набухают
кальциевые и магниевые бентониты. С уменьшением содержания
монтмориллонита в глине степень ее набухания уменьшается, и для
приготовления стабильной суспензии требуется значительно боль-
шее количество глинистого материала.
В пресной воде происходит поверхностная диссоциация бенто-
нита: адсорбированные катионы Na', Са", Mg” и других элементов от-
рываются от поверхности частицы, и последняя оказывается отри-
цательно заряженной. Большая часть этих катионов силой электри-
ческого поля глинистой частицы и силами адсорбции удерживается
вблизи ее поверхности на расстоянии одной-двух молекул, образуя
как бы плоский конденсатор с двумя обкладками, так называемый
двойной электрический слой Гельмгольца: на одной сосредоточен
отрицательный заряд глинистой частицы, на другой — положитель-
ный заряд противоионов (рис. 95). Часть же катионов под влиянием
теплового движения удаляется на большее расстояние от частицы
и образует диффузную часть двойного электрического слоя, или
диффузный слой Гуи. Между ионами слоя Гельмгольца и диффуз-
ного слоя Гуи идет непрерывный равновесный обмен. В пределах
слоя Гельмгольца наблюдается резкое падение электрического по-
тенциала, тогда как в диффузном слое Гуи падение потенциала бо-
лее плавное.
Для стабильности глинистых растворов важное значение имеет
величина потенциала на границе АВ скольжения при перемещении
жидкой фазы относительно твердой (рис. 95), которую обычно назы-
вают дзета-потенциалом.
jB результате поверхностной диссоциации вокруг каждой гли-
нистой чешуйки образуется ионное облако. Так как молекулы воды
представляют собой диполи, они ориентируются в электрическом
поле чешуйки и притягиваются к ней своими положительными
зарядами. К отрицательным же зарядам диполей притягиваются
новые молекулы воды, ориентирующиеся подобно первым. Одновре-
менно гидратируются катионы, оторвавшиеся от поверхности че-
шуйки; вокруг них также ориентируются диполи воды.
Таким образом, вокруг глинистой чешуйки образуется свое-
образное облако ориентированно расположенных молекул воды,
включающее и гидратированные катионы. Такое облако ориентиро-
ванно расположенных молекул воды называют гидратной оболоч-
кой^ совокупность же глинистой частицы, двойного электрического
слоя и гидратной оболочки представляет собой мицеллу. Последняя
электрически нейтральна.
Вода в гидратных оболочках является физически связанной.
Во внутренних слоях оболочки эта вода имеет структуру и свойства
льда: она обладает упругостью, повышенной вязкостью и механи-
ческой прочностью. С удалением от поверхности чешуйки силы связи
ослабевают, ориентирование молекул воды становится более слабым,
прочность гидратной оболочки уменьшается, а свойства ее прибли-
жаются к свойствам обычной воды. Толщина гидратной оболочки
существенно зависит от величины заряда глинистой частицы и валент-
ности противоионов. Чем больше заряд частицы и меньше валент-
ность противоионов, тем сильнее развито ионное облако, сильнее
гидратация глинистой чешуйки.
Между соседними гидратированными глинистыми чешуйками
существуют силы молекулярного притяжения, убывающие с увели-
чением расстояния между чешуйками по степенному закону (кри-
вая 1 на рис. 96), и силы электрического отталкивания между двой-
ными электрическими слоями, также убывающие с увеличением
расстояния, но по экспоненциальному закону (кривая 2). Геоме-
трическое сложение энергий притяжения и отталкивания показывает,
что на больших расстояниях между чешуйками энергия молекуляр-
ного притяжения несколько превышает энергию электрического
отталкивания (кривая 3). При средних расстояниях примерно 10~s см
перевес имеют силы электрического отталкивания; при небольших
расстояниях — около 10“7 см — вновь начинают преобладать силы
притяжения. Следовательно, чтобы две чешуйки могли слипнуться,
им необходимо извне сообщить энергию, которая бы превышала
энергию отталкивания при средних расстояниях, т. е. превышала бы
энергетический барьер, изображенный положительным максимумом
кривой 3 на рис. 96. Если сообщенная чешуйкам извне энергия
меньше этого энергетического барьера, сближение их до полного
слипания невозможно. Чем выше дзета-потенциал и энергетический
барьер, тем более устойчива глинистая суспен-
зия. Это, по-видимому, главный фактор устой-
чивости глинистых суспензий.
Толщина гидратных оболочек на поверх-
ности глинистых чешуек неодинакова: она мак-
симальна на плоских гранях и минимальна
на ребрах и в вершинах чешуек. При беспоря-
дочном тепловом движении молекулы воды,
ударяясь о чешуйки, сообщают им энергию
Рис. 96. Потенциальная кривая для частиц в обыч-
ном золе:
1 — изменение энергии молекулярного притяжения; г — изме-
нение энергии электрического отталкивания; .? — результиру-
ющая кривая потенциала; г — расстояние между частицами
и заставляют перемещаться. Перемещаясь, гидратированные чешуйки
сталкиваются друг с другом. Очевидно, разрыв гидратных оболочек
при столкновении более вероятен там, где оболочки наиболее тонкие
и где, следовательно, для разрыва их требуется затрата меньшей
энергии. Таким образом, гидратные оболочки являются вторым
фактором, способствующим устойчивости глинистых суспензий.
При механическом размалывании глины кристаллическая ре-
шетка ее может быть разрушена так, что в вершинах и на ребрах
чешуек будут сосредоточены довольно мощные не только отрицатель-
ные, но и положительные заряды. При столкновении чешуек вер-
шинами и ребрами разрыв гидратных оболочек и частичное сли-
пание происходят прежде всего под влиянием сил притяжения между
противоположными зарядами. В покое число сцепившихся друг
с другом вершинами или ребрами глинистых чешуек постепенно
возрастает. Со временем они образуют своеобразную сотовую струк-
туру, которая пронизывает весь объем раствора. Прочность струк-
туры постепенно увеличивается вследствие слипания все новых
глинистых чешуек и асимптотически приближается к некоторому
пределу. Благодаря такой структуре глинистый раствор способен
удерживать во взвешенном состоянии весьма крупные частицы
твердой фазы, в том числе обломки выбуренных пород.
138
При перемешивании глинистого раствора структура разру-
шается, и он вновь становится текучим. Способность растворов
загустевать в покое в результате образования структуры и вновь
становиться подвижным при перемешивании или встряхивании на-
зывается тиксотропией.
Слипание частиц может происходить двояким образом. Во-пер-
вых, частицы могут слипаться при столкновении вершинами и реб-
рами и образовывать сотовую структуру, в ячейках которой заклю-
чены свободная вода и инертные частицы твердой*фазы; при этом
на большей части поверхности частиц (и прежде всего, на гранях)
сохраняются гидратные оболочки. Это явление называют гидрофиль-
ной коагуляцией.
Во-вторых, частицы под влиянием некоторых факторов могут
потерять заряд и лишиться гидратных оболочек. В этом случае
при столкновении даже гранями они будут слипаться и образовывать
более крупные агрегаты, которые под действием силы тяжести оса-
ждаются из раствора. Раствор расслаивается на две фазы. Такая
коагуляция называется гидрофобной.
G увеличением степени минерализации промывочной жидкости
коагуляционные явления усиливаются, стабильность ее ухудшается.
Для поддержания заданных свойств глинистого раствора его обра-
батывают химическими реагентами. Чем выше степень минерализа-
ции, тем труднее поддерживать свойства раствора стабильными,
тем сложнее обработка, больше расход реагентов и, следовательно,
дороже сама промывочная жидкость.
В связи с этим при опасности сильной минерализации промы-
вочной жидкости целесообразно для приготовления ее в качестве
источника коллоидной фракции использовать солестойкую палыгор-
скитовую глину. Растворы из палыгорскита приготовляют на прес-
ной воде, так как в этом случае глина лучше распускается на эле-
ментарные чешуйки, а затем насыщают солью.
Промывочная жидкость на базе гидрогеля магния. При разбури-
вании хемогенных отложений в промывочную жидкость поступают
водорастворимые частицы хлоридов натрия, калия, магния (галита,
карналлита, бишофита, сильвина и др.), а также сульфатов кальция
(гипс, ангидрит). Исследования показали, что концентрированные
многосолевые рассолы с высоким содержанием магния можно пре-
вратить в седиментационно устойчивые системы, способные в покое
удерживать частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии.
При обработке такого рассола щелочью NaOH или Са (ОН)3 обра-
зуется структурированная система, условно называемая гидрогелем
магния, содержащая коллоидные частицы оксихлоридов магния,
а также сульфатов и карбонатов кальция и другие соединения и об-
ладающая тиксотропией. Такая промывочная жидкость с успехом
может использоваться при разбуривании хемогенных толщ, меж-
солевых, а иногда и подсолевых отложений.
Естественные водные суспензии. При разбуривании неглинистых
пород (карбонатных, сульфатных, алевролитов) и аргиллитов в про-
139
мывочную жидкость поступает некоторое количество тонкодиспер-
гированных твердых частиц и очень мало коллоидных частиц. Если
в качестве промывочной жидкости используется вода, образующаяся
водная суспензия выбуренных частиц оказывается седиментационно
нестабильной; она не способна удерживать выбуренные частицы во
взвешенном состоянии в покое. Положительным качеством такой
суспензии является малая чувствительность дисперсной фазы к ко-
агулирующему воздействию солей. Поэтому в ряде случаев стре-
мятся стабилизировать естественно образующуюся водную суспен-
зию тонкодисперсных частиц разбуриваемых пород введением в ее
состав некоторых структурообразующих химических реагентов
(крахмал, карбоксиметилцеллюлоза, углещелочной реагент, суль-
фатцеллюлоза и др.), а иногда также небольшого количества высоко-
качественной монтмориллонитовой глины.
§ 23. СВОЙСТВА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Статическое напряжение сдвига. Важнейшей особенностью
многокомпонентных промывочных жидкостей является способность
к образованию коагуляционной тиксотропной структуры, благодаря
которой обеспечивается в покое удержание выбуренных частиц гор-
ных пород во взвешенном состоянии. Прочность такой структуры
оценивают величиной напряжения, которое необходимо создать,
чтобы заставить раствор течь. Это напряжение называют статиче-
ским напряжением сдвига. Поскольку прочность структуры во вре-
мени растет, асимптотически приближаясь к некоторому пределу,
в практике бурения условно принято характеризовать промывочную
жидкость двумя значениями статического напряжения сдвига:
начальным 0Х, которое измеряют спустя 1 мин после очень интен-
сивного перемешивания, и десятиминутным 01О, измеряемым спустя
10 мин после перемешивания.
Статическое напряжение сдвига растворов для скйажип с невы-
сокой забойной температурой измеряют на приборах типа СПС-2
с коаксиальными цилиндрами (рис. 97).
На статическое напряжение сдвига большое влияние оказывают
температура и продолжительность теплового воздействия. Если при
повышении температуры примерло до 100° С статическое напряжение
сдвига интенсивно возрастает, то при более высоких температурах
характер этого влияния часто более сложный. Поэтому статическое
напряжение сдвига промывочных жидкостей для скважин с высокой
температурой измеряют с помощью более сложных приборов, чем
СНС-2, хотя и основанных обычно на таком же принципе.
Статическое напряжение сдвига должно интенсивно расти в пер-
вые минуты покоя и быстро достигать предельного значения, кото-
рое должно быть достаточным для удержания крупных выбуренных
частиц в покое во взвешенном состоянии, или лишь немного пре-
вышать эту величину. Не рекомендуется применять промывочные
1'0
жидкости с очень высоким статическим напряжением сдвига, так
как это может привести к серьезным осложнениям (высокие давления
при восстановлении промывки, опасность разрыва пород, поглоще-
ния и выбросов при перемещении колонны труб и др.). Обычно до-
статочно, чтобы 910 -С 5 Па. Лишь при операциях по ликвидации
поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать рас-
творы с высоким статическим напряжением сдвига.
Условная вязкость. Одной из важнейших характеристик промы-
вочной жидкости является ее прокачиваемость. О прокачиваемости
Рис. 97. Прибор для измерения
статического напряжения сдвига:
1 — цилиндр, 2 — упругая пить, з —
стойка; 4 — стакан; 5 — вращающийся
столик, 6 — электродвигатель; 7 — лимб,
8 — указатель; 9 — бесконечная пружина
Рпс. 98. Стандартный полевой вискози-
метр СПВ-5
можно судить по затрате энергии
на циркуляцию жидкости с задан-
ной объемной скоростью. Величина
затрат энергии зависит от реологических свойств, таких как дина-
мическая вязкость ньютоновской жидкости, пластическая вязкость
и предельное динамическое напряжение сдвига вязкопластичной
жидкости (см. § 32).
Из-за отсутствия на буровых предприятиях достаточно компакт-
ных и несложных приборов, с помощью которых можно было бы
определить реологические свойства, прокачиваемость промывочных
растворов принято характеризовать косвенно условной вязкостью.
Под условной вязкостью Т600 понимают продолжительность исте-
чения 500 см3 тщательно перемешанного промывочного раствора из
стандартного прибора СПВ-5, в который налито 700 см3 этой
жидкости.
Стандартный полевой вискозиметр СПВ-5 (рис. 98) состоит из
воронки высотой 300 мм с диаметром верхнего основания 150 мм,
к которой снизу припаяна трубка длиной 100 мм с внутренним диа-
метром 5 мм. В комплект вискозиметра входит также цилиндриче-
141
ская кружка, разделенная внутренним дном на две секции емкостью
500 и 200 см3.
f Водоотдача. В промывочной жидкости содержится значительное
количество свободной (т. е. не связанной физически или химически
с дисперсной фазой) воды. При промывке гидростатическое давление
столба промывочной жидкости в скважине
почти всегда поддерживают выше пласто-
вого. Под влиянием разности давлений
в скважине и пласте промывочная жид-
кость стремится проникнуть в пласты.
Размеры частиц дисперсной фазы, как
правило, больше размера пор, поэтому
основная масса частиц дисперсной фазы
задерживается на стенках скважины,
образуя плотную фильтрационную корку.
Лишь немногим самым тонким частицам
удается неглубоко проникнуть в наиболее
крупные поры. Чем больше в растворе
коллоидных частиц, тем меньше прони-
цаемость корки.
Свободная же вода из промывочной
жидкости фильтруется в пласты даже
через мельчайшие поры и иногда может
проникнуть весьма далеко от ствола сква-
жины. С увеличением содержания колло-
идных фракций и степени дисперсности
твердых частиц скорость фильтрации
и объем отфильтровавшейся свободной
воды уменьшаются не только потому,
что возрастает относительное содержание
связной воды, но и потому, что на стенках
скважины возникает почти непроницаемая
корка. Поскольку увлажнение пород мо-
жет неблагоприятно повлиять на их
устойчивость, а проникновение воды в про-
дуктивные пласты — на коллекторские
свойства последних (см. гл. XII), необхо-
димо контролировать и регулировать ско-
рость фильтрации свободной воды, а так-
же толщину и уплотненность фильтрационной корки.
В промысловой практике скорость фильтрации свободной воды
из промывочной жидкости при невысоких температурах измеряют
с помощью прибора ВМ-6 (рис. 99) при перепаде давлений 0,1 МПа;
при высоких же температурах и давлениях пользуются более слож-
ным прибором У ИВ.
О скорости фильтрации судят по объему воды, выделившейся
за 30 мин через фильтр диаметром 75 мм при избыточном давлении
0,1 МПа. Эту характеристику именуют водоотдачей. Каждое деле-
Рис. 99. Прибор ВМ-6 для
измерения водоотдачи при
обычной температуре:
1 — поддон; И— решетка; з —
стакан; 1 — цилиндр; S — втул-
ка; в — плунжер; 7 — груз;
з — кронштейн; 9 — тарелка
клапана; 10 — зажимной винт;
11 — игольчатый вентиль; 12 —
чашечка
142
ние шкалы прибора ВМ-6 соответствует 1 см3 фильтрата, выделив-
шегося через фильтр указанного выше диаметра, хотя истинный
диаметр решетки этого прибора в полтора раза меньше.
Водоотдача зависит от состава промывочной жидкости, дисперс-
ности твердых частиц, перепада давлений, температуры и некоторых
других факторов. Водоотдача уменьшается с увеличением содержа-
ния коллоидных частиц, возрастает при увеличении концентрации
грубодисперсных частиц, например утяжелителя, а также с повыше-
нием температуры. При увеличении перепада давлений водоотдача
промывочных жидкостей, как правило, возрастает. Исключение со-
ставляют только жидкости, обработанные такими химическими ре-
агентами (например, лигносульфонатами), которые вызывают цено-
образование. Водоотдача таких растворов при повышении перепада
давлений выше некоторого значения снижается вследствие сжатия
пузырьков воздуха, попавших в раствор при химической обработке,
и уплотнения фильтрационной корки, уменьшения ее пористости
и проницаемости.
Водоотдача промывочных растворов в покое намного меньше,
чем при движении. Это объясняется прежде всего тем, что в покое
по мере утолщения корки вследствие образования новых слоев и
уплотнения возрастает сопротивление фильтрации, и тем, что умень-
шается поровое давление в растворе (см. § 69); со временем водо-
отдача может прекратиться. Если же раствор движется, устанавли-
вается равновесие между отложением твердых частиц и образованием
новых слоев корки, с одной стороны, и смывом наружных, наиболее
слабых слоев, с другой стороны. Чем выше скорость течения рас-
твора, тем тоньше корка, тем меньше ее фильтрационное сопротивле-
ние и тем, следовательно, больше водоотдача.
Сжимаемость. В промывочной жидкости нередко оказывается
некоторое количество воздуха (или природного газа), и она стано-
вится сжимаемой. Знание степени сжимаемости жидкости и объем-
ного содержания газа имеет большое значение для регулирования
противодавления на стенки скважины, предотвращения серьезных
осложнений.
Содержание газа в промывочной жидкости можно определить
с помощью прибора ВГ-1 (рис. 100). От прибора ВМ-6 он отличается
в основном тем, что в цилиндр 4ввинчена удлиненная втулка 5
с отверстием 13, а неподвижно фиксированная шкала цилиндра за-
менена подвижной двойной шкалой 14.
Объем газа в порции жидкости, налитой в стакан прибора, вы-
числяют по формуле
ГГ = 2ЛРГ,
где A Vr — отсчет по шкале прибора в см3.
Коэффициент сжимаемости промывочной жидкости
Асж = у~уг • (VIA)
(V исходный объем жидкости, налитой в стакан 3 прибора ВГ-1,
в см3).
143
Плотность. Одним из важных параметров промывочной жидкости
является плотность р, т. е. масса единицы объема. От нее зависит
величина давления, оказываемого промывочной жидкостью на стенки
скважины и на пластовые жидкости и газы, величина потерь давле-
Рис. 100. Прибор В Г-1 для измерения содержа-
ния газа п водоотдачи при обычной температуре:
обозначения 1—12 те же, что и на рис. 99; 1з — отвер-
стие, 14 — двойная шкала, is и — винты
Рпс. 101. Ареометр АГ-2
для измерения плотности
промывочной жидкости:
1 — поплавок; 2 — стакан; з—
шкала, I — сосуд с чистой
водой; 5 —дополнительный груз
течения в циркуляционной системе; она существенно влияет на ско-
рость разрушения породы.
На буровых плотность определяют с помощью ареометра (рис. 101)
или рычажных весов.
Если в промывочной жидкости содержится газ, истинная плот-
ность ее в скважине будет больше измеренной ареометром, так как
газ под гидростатическим давлением столба жидкости сжимается.
Для технологических расчетов в глубоких скважинах следует поль-
зоваться истинной величиной плотности промывочной жидкости:
Р = ^сжРа! (VI 2)
гДе Ра — плотность, измеренная ареометром, в кг/м3.
144
При небольшой же глубине (примерно до 1000 м) следует учиты-
вать, что действительная плотность больше измеренной ареометром,
но меньше определенной по формуле (VI.2).
При бурении газовых и нефтегазовых скважин очень важно
непрерывно контролировать плотность и газосодержание промы-
вочной жидкости, выходящей из ствола скважины. Автоматический
непрерывный контроль можно осуществлять при помощи комплекса
приборов, разработанных в Украинском научно-исследовательском
институте природного газа.
Водородный показатель pH. Дважды дистиллированная вода
электрически нейтральна; концентрации положительных ионов Н'
и отрицательных ионов ОН- одинаковы, каждая равна 10~7. В кислой
среде концентрация Н’ больше 10~7, в щелочной — меньше 10-7.
В химии принято вместо концентрации водородных ионов пользо-
ваться водородным показателем pH, под которым понимают лога-
рифм концентрации ионов Н‘, взятый с противоположным знаком.
Таким образом, для кислой среды pH -< 7, для нейтральной pH — 7
и для щелочной pH > 7.
Знание водородного показателя весьма важно. Известно, напри-
мер, что при pH <7 существенно интенсифицируется коррозия
стальных труб, а при pH >=10 — труб из дюраля; промывочные
растворы, обработанные некоторыми химическими реагентами, ста-
бильны лишь в определенном, достаточно узком диапазоне pH
и что за пределами этого диапазона расход реагентов резко воз-
растает; термостабильность некоторых высокомолекулярных реаген-
тов существенно возрастает, если поддерживается оптимальное зна-
чение pH среды; с изменением pH промывочной жидкости иногда
связано возникновение осложнений; по изменению pH среды можно
судить о прохождении хемогенных пород.
Водородный показатель измеряют колориметрическим и элек-
трическим способами.
Л Содержание «песка». В промывочной жидкости, наряду с нераспу-
стившимися комочками глинистых пород, могут быть также частицы
твердых, абразивных пород, вызывающие интенсивный износ обору-
дования. Поэтому важно контролировать содержание таких ча-
стиц, чтобы своевременно принять меры к удалению их из рас-
твора.
Содержание в промывочной жидкости «песка», т. е. совокуп-
ности частиц твердых пород и нераспустившихся комочков глины,
определяют при помощи отстойника (рис. 102). Он представляет
собой цилиндрический сосуд 1, в который снизу вмонтирована мен-
зурка 3. Мерной кружкой 2 с двумя отсеками (емкостью один 50 см3,
второй 450 см3) в отстойник наливают 50 см3 промывочной жидкости
и 450 см3 воды. После интенсивного встряхивания отстойник уста-
навливают вертикально и оставляют в покое на 1 мин. Процентное
содержание «песка» численно равно удвоенному объему осадка в мен-
зурке, скопившегося за время покоя.
10 Заказ 954 145
Содержание «песка» в промывочной жидкости не должно пре-
вышать 1—2%.
^Стабильность. О седиментационной стабильности промывочной
жидкости судят по двум показателям: водоотстою за 1 сут покоя
и разности плотностей нижней и верхней половин столба жидкости,
налитой в стандартный цилиндр (рис. 103) после 1 сут покоя- В хо-
роших растворах суточный отстой равен нулю, разность плотностей
не превышает в неутяжеленных растворах 20 кг/м3, а в утяжелен-
ных 40—60 кг/м3.
Рис. 102. Отстойник для определения содер-
жания «песка»
Рис. 103. Цилиндр для оценки
стабильности
При бурении глубоких скважин с высокой забойной температу-
рой возникает необходимость оценки термостойкости химически
обработанных промывочных растворов. Общепризнанного способа
оценки термостойкости пока нет. О сравнительной термостойкости
растворов при различных рецептурах обработки можно судить по
расходу реагентов на 1 м3 промывочной жидкости для поддержания
исходных параметров после многократного нагрева ее до заданной
температуры.
Химический состав фильтрата. Ионы Na’, К’, Ga", Mg", С1_,
SO|_, ОН- и другие существенно влияют как на свойства промы-
вочной жидкости, так и на устойчивость и деформацию горных по-
род стенок скважин, на коллекторские свойства прискважинной
зоны продуктивных пластов. Поэтому часто требуется не только
определять свойства промывочной жидкости, но и делать химический
анализ фильтрата. Методы такого анализа описаны в специальной
литературе.
§ 24. ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ
ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
В процессе бурения в промывочную жидкость поступают частицы
выбуренных пород, нередко содержащих водорастворимые компо-
ненты, а также минерализованные и пресные пластовые воды. Уве-
146
личение содержания ионов и изменение качественного (солевого)
состава жидкой среды, как правило, вызывает коагуляцию промы-
вочного раствора, сопровождающуюся ростом водоотдачи, условной
вязкости, статического напряжения сдвига и изменением ряда
других свойств. Иногда влияние минерализации может быть на-
столько сильным, что коллоидные частицы полностью лишаются
электрического заряда и гидратных оболочек, слипаются в крупные
агрегаты, а промывочный раствор расслаивается (гидрофобная ко-
агуляция).
Для защиты промывочной жидкости от коагулирующего воз-
действия солей к ней добавляют специальные химические вещества.
К химической обработке прибегают также, чтобы повысить гидро-
фильность глин и облегчить распускание их в воде или уменьшить
гидрофильность и затруднить пептизацию их; улучшить подвиж-
ность раствора, снизить гидравлические сопротивления при цир-
куляции; усилить гидрофильную коагуляцию, увеличить вязкость
и статическое напряжение сдвига; уменьшить коррозионную актив-
ность или придать промывочной жидкости специальные свойства.
Ассортимент химических реагентов, применяемых для обработки
промывочных жидкостей, довольно широк. Условно все реагенты
можно подразделить на три группы: понизители водоотдачи, пони-
зители условной вязкости и реагенты специального назначения.
Следует, однако, иметь в виду, что реагенты, включенные условно
в одну группу, например понизителей водоотдачи, могут одновре-
менно влиять и на другие свойства: условную вязкость, статическое
напряжение сдвига, реологические свойства. Степень влияния зна-
чительно зависит от состава глины, вида содержащихся в растворе
ионов и величины минерализации его, а также температуры, кон-
центрации твердой фазы и других факторов.
Понизители водоотдачи /
К этой группе реагентов можно отнести водорастворимые эфиры
целлюлозы (карбоксиметилцеллюлоза —- КМЦ, сульфоэфирцеллю-
лоза — СЭЦ, этансульфонатцеллюлоза — ЭСЦ), конденсированную
сульфитспиртовую барду (КССБ), крахмалы, углещелочной ре-
агент (УЩР), реагенты на базе акриловых полимеров.
КМЦ. Натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы — высоко-
молекулярный порошкообразный препарат белого или кремового
цвета, хорошо растворимый в воде. В воде диссоциирует на катион
натрия и крупный анионоактивный радикал. Для обработки про-
мывочных жидкостей применяют несколько марок КМЦ, различа-
ющихся в основном степенью полимеризации. Степенью полимери-
зации (СП) называют число, показывающее, сколько элементарных
звеньев входит в состав высокомолекулярного соединения. СП обычно
указывают в названии марки, например КМЦ-300, КМЦ-500 и т. д.
Чем выше СП, тем лучше стабилизирующее действие препарата.
КМЦ наиболее эффективна в щелочной среде (pH >7), но мало-
10* 147
активна в кислой (при pH <4 7). Оптимальный интервал pH = 8-4-10.
КМЦ-250 служит для обработки пресных и слабоминерализован-
ных (NaCl ^7%) утяжеленных промывочных жидкостей, не со-
держащих водорастворимых солей кальция и магния. Предел термо-
стойкости около 100° С. При более высокой температуре препарат
разлагается (термоокислительная деструкция), и расход его на
обработку раствора резко возрастает.
КМЦ-350 предназначена для обработки среднеминерализованных
промывочных жидкостей (NaCl до 45%), содержащих не более 0,2—
0,3% солей кальция и магния. Оптимальная добавка в зависимости
от температуры и минерализации при первичной обработке соста-
вляет 1,5—2,5%, при последующих обработках 0,8—1,2%. Предел
термостойкости ее примерно 130° С.
КМЦ-500 служит для снижения водоотдачи высокоминерализо-
ванных промывочных жидкостей, в том числе содержащих значи-
тельное количество солей кальция. Расход ее на обработку раствора
в еще большей степени зависит от pH, чем расход КМЦ с меньшей
степенью полимеризации. Предел термостойкости ее составляет
150-160° С.
КМЦ-600 предназначена для снижения водоотдачи высокоминера-
лизованных промывочных жидкостей; она особенно эффективна для
стабилизации промывочных растворов, насыщенных NaCl и исполь-
зуемых для разбуривания глубокозалегающих отложений каменной
соли, а также высококальциевых, гипсовых и малосиликатных рас-
творов, применяемых при разбуривании мощных толщ потенциально
устойчивых глинистых пород. Оптимальная добавка при первичной
обработке составляет 0,7—1,5%, при последующих обработках 0,3—
0,7%. Предел термостойкости этого препарата достигает 160—180° С.
Препараты натриевой КМЦ рекомендуется вводить в промывоч-
ный раствор без предварительного растворения в воде.
Термостойкость промывочных жидкостей, обработанных КМЦ,
можно повысить, добавляя небольшое количество другого термо-
стойкого реагента (гипана, фенолов эстонских сланцев — ФЭС,
силиката натрия и др.), способного затормозить термоокислитель-
ную деструкцию. Например, термостойкость промывочной жидкости,
содержащей примерно 47% NaCl и 0,6—0,7% солей кальция и маг-
ния, была повышена до 190° С путем добавки 4% КМЦ-500, 0,8% ФЭС
и 0,3% NaOH. Примерно такое же повышение термостойкости было
достигнуто при добавке к минерализованному раствору вместе
с КМЦ-500 2—5% силиката натрия (модуль, т. е. = 2,4 —
—3,0) и поддержании за счет этого pH = 8,5 4-9,5. Такой раствор по-
лучил название малосиликатного.
КССБ. Представляет собой жидкость темно-коричневого цвета
с нлотностьЮ'Примерно 4120 кг/м3 и pH = 8-4-9; выпускается в про-
мышленных количествах трех марок.
КССБ-1 содержит немного фенолов и служит для снижения водо-
отдачи пресных, слабоминерализованных и известковых промывоч-
148
пых жидкостей при невысоких температурах. Оптимальная до-
бавка 1—3% (в пересчете на сухое вещество).
КССБ-2 характеризуется большим содержанием фенолов и благо-
даря этому имеет повышенную термо- и солеустойчивссть. Эффек-
тивна для стабилизации хлоркальциевых промывочных растворов
даже при сравнительно высоких забойных температурах (120—
130° С), а также пресных, слабо- и среднеминерализованных про-
мывочных жидкостей.
КССБ-3 в отличие от предыдущих содержит соли хроматов и
характеризуется высокой термостойкостью (до 200° С). Предназна-
чена для обработки пресных и слабоминерализованных промывоч-
ных жидкостей. Оптимальная добавка составляет 1—2% при тем-
пературе до 150° С и 3—3,5% (в пересчете на сухое вещество) при
болей высоких температурах.
КССБ хорошо снижает условную вязкость промывочных жидко-
стей и образует фильтрационные корки с малой липкостью. Она
совместима со всеми органическими реагентами, применяемыми
для обработки растворов.
Основным недостатком КССБ является вспенивание промывоч-
ной Жидкости при обработке. Поэтому вместе с КССБ часто при-
ходится^ вводить пеногасители. Другой недостаток — трудность
транспор'крровки и хранения, особенно в условиях низких темпе-
ратур, поскольку жидкий реагент содержит помимо активной со-
ставляющей много воды. Этот недостаток отсутствует у порошко-
образной КССБ, выпускаемой Карабулакским заводом.
Крахмальные реагенты используют для снижения водоотдачи
как слабо-, та,Ц и сильноминерализованных промывочных жидкостей,
в том числе содержащих соли поливалентных катионов (кальция,
магния и др.); такие соли оказывают сильное коагулирующее воз-
действие на жидкость. Так как крахмал очень плохо растворяется
в холодной воде, для обработки промывочных жидкостей исполь-
зуют водные щелочные растворы 5—10%-ной концентрации с соот-
ношением NaOH : крахмал равным от 1 : 10 до 1 : 2,5 (к массе су-
хого крахмала). Крахмальный реагент готовят непосредственно на
буровой перед началом обработки промывочной жидкости, так как
при длительном хранении он портится. Наибольший эффект обра-
ботки достигается в том случае, если фильтрат имеет pH 10.
Оптимальная добавка реагента при первичной обработке высоко-
минерализованной жидкости составляет 1,5—3% (в пересчете на
сухой крахмал); при повторных обработках расход реагента соста-
вляет 0,5—1,5%.
Термостабильность крахмального реагента не превышает 130—
140° С. Существенным недостатком крахмала является его склон-
ность к загниванию под воздействием бактерий (энзимов): разло-
жение крахмала сопровождается выделением большого количества
газообразных веществ, издающих неприятный запах, и вспенива-
нием промывочной жидкости. Жидкость, в которой начался про-
цесс загнивания, подлежит полной замене, так как свойства ее улуч-
149
шить практически невозможно. Для предупреждения фермента-
тивного разложения (загнивания) крахмала рекомендуется уве-
личивать pH до 11,5—12, поддерживать соленость не ниже 20%,
а также вводить антисептики (хлорная известь, формальдегид,
формалин, параформальдегид, фенол, катапин А и др.), подавля-
ющие жизнедеятельность бактерий. Применение антисептиков дает
наибольший эффект.
Помимо обычного, промышленность выпускает также химически
и термически обработанный крахмал, получивший название моди-
фицированного. Это порошок кремового цвета, хорошо раствори-
мый в холодной воде. Для снижения водоотдачи модифицированный
крахмал можно вводить в промывочную жидкость в порошкообраз-
ном виде без предварительного растворения. Для получения наи-
большего эффекта рекомендуется в крахмальную суспензию до-
бавлять 3% калиевоалюминиевых квасцов и кальцинированной
соды. Модифицированный крахмал отличается более высокой фер-
ментативной устойчивостью в широком диапазоне pH промывочной
жидкости. Оптимальная добавка его при первичной обработке не
превышает 3%, а при повторных обработках колеблется от 0,3 до
0,7%. Он хорошо совместим с другими реагентами.
Реагенты на базе акриловых полимеров отличаются высокой
термостойкостью (до 200—250° С) и полной ферментативной устой-
чивостью. Наибольшее распространение имеет гидролизованный по-
лиакрилонитрил — гипан (а также его разновидности К-4, PG-2
и PG-4).
Гипан предназначен для снижения водоотдачи пресных, минера-
лизованных хлоридом или сульфатом натрия, а также известковых
(т. е. содержащих гидроокись кальция) промывочных жидкостей.
Он представляет собой вязкую жидкость до темно-коричневого
цвета. Известны две марки гипана: более высоковязкий — 0,7 и
менее вязкий — 1. Первый значительнее снижает водоотдачу, но
вызывает более сильное загустевание обработанной промывочной
жидкости, особенно при повышенной концентрации твердой фазы.
При оптимальной концентрации твердой фазы условная вязкость
минерализованной промывочной жидкости при добавке гипана
обычно снижается. G ростом минерализации предельное статическое
напряжение сдвига может упасть до нуля.
Оптимальная добавка гипана при температуре до 120° С ко-
леблется от 0,5 до 0,75%, а при более высоких температурах может
возрасти в 2—2,5 раза.
Основной недостаток гипана — высокая чувствительность к солям
кальция *и других поливалентных металлов. К недостаткам отно-
сится выпуск гипана в жидком виде и содержание в нем воды, что
затрудняет его транспортировку, хранение и применение, особенно
в зимних условиях.
Метас — порошкообразный препарат белого или желтовато-
серого цвета, трудно растворимый в пресной или минерализованной
воде, но хорошо растворяющийся в немного подщелоченной воде.
150
По стабилизирующему действию при высоких температурах в неми-
нерализованных и в минерализованных хлоридами либо сульфатами
натрия промывочных растворах равноценен, а возможно, даже пре-
восходит гипан — 0,7. Как и все реагенты на базе акриловых поли-
меров, метас сильно чувствителен к солям поливалентных металлов.
УЩР. Основу его составляют натровые соли гуминовых кислот,
содержащихся в бурых углях (и торфе); эти соли образуются при
взаимодействии водного раствора каустической соды с тонко измель-
ченным бурым углем. Для получения УЩР используют бурые угли
с содержанием гуминовых веществ не менее 35%. Качество готового
реагента зависит от содержания гуминовых веществ в исходном
сырье, соотношения щелочь : уголь, температуры, длительности
перемешивания и ряда других факторов. Соотношение угля и ще-
лочи колеблется от 10 : 1 до 4 : 1. Оптимальная рецептура реагента
для обработки промывочной жидкости должна подбираться опытным
путем.
Наиболее удобен для транспортировки и использования порош-
кообразный УЩР, который готовят на заводах путем орошения под-
сушенного бурого угля концентрированной (40—45%) NaOH. В ряде
районов широко используется также пастообразный УЩР, получа-
емый путем смешения увлажненного бурого угля с концентрирован-
ной щелочью, последующего брикетирования и подсушки на воздухе.
Влажность брикетов составляет около 50%.
УЩР наиболее широко распространен, является одним из самых
дешевых и доступных для буровиков химическим препаратом;
хорошо совместим с большинством реагентов, используемых для
обработки промывочных жидкостей. Он предназначен для снижения
водоотдачи и часто вязкости пресных и слабоминерализованных
растворов при температурах примерно до 140° С. При более высоких
температурах его термостойкость в таких жидкостях можно повы-
сить добавлением 0,01—0,25% хроматов или бихроматов натрия или
калия. Гуматы натрия адсорбируются на поверхности глинистых
частиц промывочной жидкости и препятствуют взаимному сцеплению
последних.
Если промывочную жидкость многократно обрабатывать УЩР,
она может стать бесструктурной: статическое напряжение сдвига
ее упадет до нуля; фильтрационные корки таких жидкостей отли-
чаются высокой липкостью. Во избежание этого обработку УЩР
рекомендуется чередовать с обработкой другими реагентами. С по-
вышением минерализации эффективность действия УЩР резко сни-
жается даже при невысоких температурах. Это основной недостаток
реагента, к
Понизители условной вязкости
Условная вязкость зависит от ряда факторов и прежде всего
от статического напряжения сдвига и пластической вязкости. По-
этому снизить вязкость можно, лишь воздействуя на те факторы,
151
которые определяют величину статического напряжения сдвига
и пластической вязкости. Возможно несколько путей снижения
условной вязкости:
а) разжижение промывочной жидкости водой;
б) уменьшение заряда коллоидных частиц, обусловливающего
структурообразование;
в) предотвращение пептизации (расщепления) глинистых частиц
на элементарные чешуйки и роста удельной поверхности твердой
фазы.
Первый путь наиболее простой, но он ведет к быстрому увеличе-
нию водоотдачи и снижению стабильности системы. Для реализации
второго пути наиболее широко используют соли лигносульфоновых
кислот, производные гидролизного лигнина и танины или дубители.
Третий же путь реализуется в основном при комбинированной обра-
ботке промывочных жидкостей понизителями водоотдачи, понизи-
телями вязкости и реагентами специального назначения.
Производные лигносульфоновых кислот. Сюда относятся ССБ
и продукты взаимодействия ее с солями хрома, окисления хлором
или азотной кислотой.
ССБ представляет собой смесь различных лигносульфоновых
кислот и их солей, а также смол, белков и других веществ и является
отходом целлюлозно-бумажной промышленности. Состав разных
партий ее нестабилен. Она поставляется заводами в виде жидкости
или пасты темно-коричневого цвета либо в виде светло-коричневого
порошка. Так как ССБ имеет pH = 5-4-7, то в промывочные жидкости
с pH < 10 ее добавляют вместе со щелочью и часто с известью.
ССБ эффективно снижает условную вязкость и статическое напря-
жение сдвига сильно минерализованных промывочных жидкостей,
особенно с высоким pH. С уменьшением минерализации, а также pH
промывочной жидкости эффективность действия реагента снижается.
Оптимальная добавка при первичной обработке составляет от 1
до 5% (в пересчете на сухое вещество), при повторных обработках —
менее 1%.
Основные недостатки: вспенивание обрабатываемой промывочной
жидкости; трудности транспортировки, хранения и применения
жидкой ССБ, особенно в зимних условиях.
Окзил представляет собой продукт взаимодействия кальциевой
ССБ с бихроматом калия или натрия в кислой среде, pH = 3,5 4-4,5.
Предназначен для регулирования условной вязкости и реологиче-
ских параметров пресных, минерализованных, известковых и гип-
совых промывочных жидкостей, а также для снижения водоотдачи
неминерализованных растворов. Оптимальная добавка его до 1%
(в пересчете на сухое вещество). Реагент вводят в промывочную
жидкость, обработанную щелочью, для повышения pH; наибольшая
эффективность обработки достигается, если промывочная жидкость
имеет pH = 9 4-10.
Термостойкость неминерализованных промывочных жидкостей
при обработке окзилом достигает 200° С, а минерализованных и
152
тисовых — ICO—170° С; она заметно выше, чем при обработке ССБ.
Производные гидролизного лигнина получаются путем обработки
различными окислителями гидролизного лигнина, являющегося
массовым отходом гидролизной промышленности. Они эффективно
снижают условную вязкость и статическое напряжение сдвига,
а часто и водоотдачу промывочных жидкостей с pH = 8 4-10, но
в отличие от ССБ и ее производных не вспенивают их.
Нитролигнин — порошок светло-коричневого цвета, нераство-
римый в воде. Для обработки промывочной жидкости применяется
в виде водно-щелочного раствора 5—10%-ной концентрации. В за-
висимости от состава и pH жидкости соотношение питролигнип:
щелочь колеблется от 1 : 0,1 до 1 : 0,5 (в пересчете на сухое веще-
ство). Он предназначен для обработки неминерализованных и из-
вестковых растворов; оптимальная добавка его составляет 0,2—0,5% .
Нитролигнин может быть использован также для обработки минера-
лизованных растворов, стабилизированных понизителями водоот-
дачи. Рекомендуется pH промывочной жидкости поддерживать
около 10.
Сунил — продукт восстановления нитролигнина солями сер-
нистой кислоты — жидкость темно-коричневого цвета с pH = 7,5 4-8,
растворимая в воде. Эффективен для обработки как пресных, так
и минерализованных промывочных жидкостей; оптимальная добавка
ею составляет 0,2—0,5% (в пересчете на сухое вещество). При до-
бавках 1,5—2% снижается водоотдача неминерализованных промы-
вочных растворов.
Танины—сложные органические соединения,относящиеся к классу
полифенолов. Им присущи поверхностно-активные свойства и спо-
собность вспенивать промывочные жидкости. Для снижения услов-
ной вязкости и статического напряжения сдвига пресных и слабо-
минерализованных промывочных жидкостей применяют ряд есте-
ственных (еловый и ивовый экстракты, дубители Д-4, Д-6, Д-12
и др.) и синтетических (синтан-5, пекор, полифенол лесохимиче-
ский—ПФЛХ) танинов; пекор и ПФЛХ используют также для
обработки ингибированных промывочных жидкостей.
Танины поставляются заводами в твердом виде. Для обработки
промывочных жидкостей их применяют в виде водно-щелочных рас-
творов 5—10%-ной концентрации; оптимальная добавка их соста-
вляет 0,2—0,5% (в пересчете на сухое вещество); соотношение та-
нин: щелочь колеблется от 5 : 1 до 2 : 1. Наибольший эффект дости-
гается, когда промывочная жидкость имеет pH = 84-10; при pH
7 танины малоэффективны.
Как правило, вместе с танинами к промывочной жидкости при-
ходится добавлять пеногасители.
Реагенты специального назначения
Каустическая сода NaOH — бесцветная кристаллическая масса,
хорошо растворяющаяся в воде. Используется в основном для при-
готовления щелочных реагентов (УЩР, крахмальный реагент, ни-
153
тролигнин ит. д.), а также для повышения pH промывочной жидкости
и ограничения растворимости извести в известковых растворах.
При небольших добавках (до 0,1—0,3%) улучшается диспергиро-
вание глинистых частиц, повышается электрокинетический потен-
циал и, как следствие, снижаются вязкость и водоотдача глинистых
растворов. При значительной добавке NaOH возможна коагуляци
раствора, сопровождающаяся ростом условной вязкости и водо-
отдачи.
Каустическая сода ядовита, вызывает ожоги тела, а при попа-
дании в глаза — слепоту. Работать с ней разрешается только в за-
щитной одежде и защитных очках.
Кальцинированная сода Na2CO3 — порошок белого цвета, плохо
растворимый в холодной воде с ростом температуры растворимость
улучшается. Применяется она в основном для связывания ионов
кальция и магния, попадающих в промывочную жидкость с выбурен-
ной породой и пластовыми жидкостями и газами, а также для улуч-
шения смачиваемости глины при приготовлении глинистых раство-
ров; при этом водоотдача и условная вязкость уменьшаются. При
отсутствии NaOH кальцинированную соду используют также для
приготовления щелочных реагентов.
Жидкое стекло (силикат натрия или калия) — стекловидная масса
нестабильного состава, хорошо растворимая в воде. В бурении при-
меняются составы с модулем SiO2/Na2O = 2,44-3. Препарат пред-
назначен для увеличения статического напряжения сдвига и услов-
ной вязкости глинистых растворов, повышения термостойкости
(при добавке 2—5%) промывочных жидкостей, обработанных КМЦ.
Водный фильтрат промывочной жидкости, увлажняя глинистые
породы, обычно способствует существенному уменьшению их проч-
ности. При наличии же в фильтрате жидкого стекла темп снижения
прочности замедляется и тем значительнее, чем выше содержание
реагента.
Фосфаты (гексаметафосфат натрия, тринатрийфосфат, пиро-
фосфат натрия и др.) служат в основном для связывания ионов каль-
ция и магния и улучшения смачиваемости глин при температурах
до 100—120° С; при этом условная вязкость и статическое напряже-
ние сдвига пресных растворов уменьшаются. Эффект действия сравни-
тельно кратковременный.
Хроматы и бихроматы служат для повышения термостойкости
промывочных растворов, обработанных стабилизаторами (ССБ,
КССБ, УЩР, гипан и др.), и снижения вязкости при повышенных
(свыше примерно 70° С) температурах. Оптимальная добавка —
десятые и даже сотые доли процента.
Их не рекомендуется вводить в растворы, стабилизированные
водорастворимыми эфирами целлюлозы (например, КМЦ).
Хроматы ядовиты. Работать с ними следует только в защитной
одежде и защитных очках. (
Пеногасители. Для предотвращения вспенивания промывочной
жидкости при химической обработке к ней добавляют специальные
154
вещества, обладающие большей поверхностной активностью и ни-
чтожной стабилизирующей способностью, чем реагент-пенообразо-
ватель.
Эффективными пеногасителями являются 10%-ные суспензии
резины из бутадиеновых и натуральных каучуков, а также поли-
этилена в соляровом масле или керосине, соапстоки, полиметил-
силоксан (ПМС), сивушные масла, кальциевый мылонафт, карболи-
неум, реагенты на основе синтетических высших жирных спиртов,
нейтрализованные контакты — соли сульфонафтеновых кислот — чер-
ный (НЧК), керосиновый, газойлевый (ГК); окисленный петро-
латум.
Следует также иметь в виду, что некоторые пеногасители ток-
сичны (например, сивушные масла), нетермостойки или летучи при
повышенных температурах.
Смазочные добавки предназначены для уменьшения коэффициента
трения и интенсивности износа деталей породоразрушающего инстру-
мента (прежде всего подшипников долот) и бурильных труб, а также
для снижения вращающего момента, необходимого для преодоления
сопротивлений трения, встречаемых бурильной колонной при ротор-
ном бурении, и уменьшения зависания колоннъй на стенках скважины
при работе с забойными двигателями.
Некоторые из рассмотренных выше реагентов сами обладают
смазывающими свойствами (КЦМ, СЭЦ, крахмал). Другие же не
только не обладают такими свойствами, но и способствуют образо-
ванию фильтрационных корок с повышенным коэффициентом трения
(например, УЩР).
В качестве смазочных добавок используют синтетические жирные
кислоты, кубовые остатки, получаемые при дистилляции жирных
кислот, соапстоки, окисленный петролатум и некоторые другие
вещества.
В качестве смазочных добавок в СССР довольно широко исполь-
зуют окисленный петролатум, средние и высшие фракции синтети-
ческих жирных кислот (СЖК) и их кубовые остатки, различные
соапстоки, гудроны жировой промышленности и другие материалы.
Наиболее широко применяется СМАД-1 — смесь окисленного петро-
латума с дизельным топливом в соотношении 2 : 3. Оптимальная
добавка ее в зависимости от содержания твердой фазы и плотности
промывочной жидкости колеблется от 1 до 4%.
Для уменьшения вращающего момента, необходимого для пре-
одоления сопротивлений трения бурильной колонны о стенки сква-
жины, и степени зависания колонны на стенках при бурении с забой-
ными двигателями широко применяются добавки 0,8—1,5% графита
по массе от объема циркулирующей жидкости и 8—15% нефти или
дизельного топлива.
Наилучший эффект достигается при совместном применении
смазывающей добавки и графита.
155
§ 25. ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА
ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Свойства промывочной жидкости изменяются в процессе бурения.
В зависимости от причины, вызывающей изменение, выбирают способ
регулирования или стабилизации свойств.
Одной из причин является увеличение концентрации тонкодис-
персной твердой (прежде всего глинистой) фазы, сопровождающееся
ростом пластической и условной вязкостей, статического напряжения
сдвига и в меньшей степени плотности промывочной жидкости. Для
предотвращения интенсивного увеличения вязкости целесообразно
следить за концентрацией твердой фазы и регулярно удалять весь
излишек ее, чтобы поддерживать заданные плотность и статическое
напряжение сдвига. Если этого недостаточно, к промывочной жидко-
сти добавляют реагент—понизитель вязкости. При разбуривании
мощных глинистых толщ дисперсионной среде промывочной жидкости
следует придавать способность подавлять склонность выбуриваемых
глинистых частиц к пептизации и набуханию в воде. Промывочные
жидкости, обладающие такой способностью, условно названы ингиби-
рованными, а обработка с целью придания способности подавлять
пептизацию — ингибированием.
Другой причиной изменения свойств промывочной жидкости
является коагуляция ее под влиянием водорастворимых солей, по-
ступающих в составе выбуренной породы, и солей, содержащихся
в пластовых жидкостях и газах. Коагуляция сопровождается ростом
водоотдачи, статического напряжения сдвига и условной вязкости.
В зависимости от концентрации солей и валентности ионов суще-
ственно меняется сложность химической обработки. Иногда, в основ-
ном при малой минерализации, достаточно добавить к промывочной
жидкости понизитель водоотдачи, чтобы стабилизировать ее.В дру-
гих случаях вместе с понизителем водоотдачи вводят кальциниро-
ванную соду (реже фосфаты), чтобы связать в нерастворимое соедине-
ние кальций и магний; часто требуется более сложная обработка
комбинацией реагентов—понизителей водоотдачи и вязкости. Надо
сказать, что такие комбинированные обработки, как правило, более
эффективны и требуют меньшего расхода реагентов, чем обработка
каким-то одним веществом. Очень распространена, например, обра-
ботка УЩР совместно с лигносульфонатами.
При повышении минерализации промывочной жидкости часто
целесообразно сохранять в ней лишь минимум коллоидной фракции
бентонитовой глины, заменяя остальную часть твердой фазы мате-
риалом, не чувствительным или малочувствительным к коагулиру-
ющему воздействию солей (например, мелом); при высокой минера-
лизации вместо бентонитовых глин следует применять палыгорскит.
Третья причина — изменение щелочности промывочной жидко-
сти вследствие ее минерализации. Поэтому для поддержания задан-
ных свойств химически обработанной промывочной жидкости важно
поддерживать оптимальный для данного понизителя водоотдачи
156
пли вязкости диапазон рП с помощью добавки каустической (или
кальцинированной) соды, а к некоторым ингибированным раство-
рам — извести.
Четвертая причина — повышение температуры промывочной
жидкости по мере углубления скважины. С ростом температуры,
как правило, увеличивается статическое напряжение сдвига, умень-
шаются пластическая вязкость промывочной жидкости и динамиче-
ская вязкость фильтрата ее, возрастает водоотдача. При повышенных
и высоких температурах некоторые реагенты могут разлагаться.
Поэтому с ростом температуры может возникнуть необходимость
замены одних, менее термостойких реагентов другими, более термо-
стойкими, либо введения дополнительного реагента, способного
повысить термостойкость основных веществ, которыми обработана
промывочная жидкость.
Свойства однажды обработанного промывочного раствора со
временем изменяются не только из-за поступления в него новых пор-
ций твердой фазы, солей и воды, но и вследствие уменьшения кон-
центрации реагента в результате адсорбции последнего на стенках
скважины, на частицах выбуренной породы, выбрасываемых в очист-
ной системе из раствора, а также в результате отфильтровывания
в проницаемые породы вместе с дисперсионной средой. Поэтому хими-
ческую обработку проводят многократно, периодически добавляя
в промывочную жидкость новые порции реагентов. Как правило,
расход реагентов при первичной обработке в несколько раз больше,
чем при каждой повторной операции. Следует, однако, иметь в виду,
что при многократной обработке промывочной жидкости одним и
тем же реагентом эффективность каждой последующей операции сни-
жается. Поэтому целесообразно чередовать реагенты или практико-
вать комбинированные обработки.
При разбуривании мощных толщ глинистых пород или череду-
ющихся глинистых и хемогенных пород хороший эффект достигается,
если используют ингибированные промывочные жидкости. В ка-
честве ингибирующих реагентов, резко замедляющих пептизацию
и набухание глинистых частиц разбуриваемых пород в дисперсион-
ной среде промывочной жидкости, применяют в основном водорас-
творимые соли и гидроокись кальция, которые оказывают коагули-
рующее воздействие на глины. Поскольку при коагуляции возра-
стают водоотдача, условная вязкость и статическое напряжение
сдвига, наряду с ингибирующим реагентом в промывочную жидкость
необходимо вводить понизитель водоотдачи и вязкости. При такой
комбинированной обработке существенное увеличение содержания
твердой фазы не вызывает столь интенсивного роста вязкости, как
это наблюдается в неингибированных промывочных растворах.
Это имеет важное значение, особенно в тех случаях, когда
для бурения требуется промывочная жидкость с большой плот-
ностью.
Применяются следующие разновидности ингибированных гли-
нистых растворов.
157
1. Известковые, в которых ингибирующим реагентом является
известь, понизителем вязкости — лигносульфонаты, УЩР, ПФЛХ
или окисленные лигнины, а понизителем водоотдачи — крахмал,
КМЦ, иногда УЩР. Такие растворы имеют удовлетворительные
реологические и фильтрационные свойства при pH > 12 и содержа-
нии ионов кальция в фильтрате не более 300 г/м3, а растворы с не-
большим содержанием глинистой фазы — при pH > 10,5. С увели-
чением степени дисперсности глины добавку извести и понизителя
вязкости необходимо увеличивать. Так, если для обработки раствора
из гидрослюдистой глины требуется примерно 0,3—0,5% извести,
то для раствора из высокодисперсной монтмориллонитовой глины —
0,5—0,8%. Растворимость извести и pH фильтрата регулируют до-
бавкой каустической соды: с увеличением содержания щелочи рас-
творимость извести уменьшается.
Известковые растворы, как правило, не рекомендуется приме-
нять при температурах свыше 100—120° С вследствие резкого увели-
чения водоотдачи и опасности загустевания и даже затвердения
в покое, особенно при повышенном содержании тонкодисперсных
глия.
2. Гипсовые, в которых ингибирующим реагентом служит суль-
фат кальция (источником последнего являются гипс, алебастр или
ангидрит), понизителем вязкости — феррохромлигносульфонат, по-
низителем водоотдачи — КМЦ, а при температурах свыше 480° С —
бурый уголь, обработанный соединениями хрома. Эти растворы
оказывают более сильное ингибирующее действие, чем известковые,
поскольку содержание катионов кальция в них колеблется от 0,8
до 1,2 кг/м3. Гипсовые растворы наиболее эффективны при рН=
= 8,5 4-9,5 и не загустевают при повышении температуры до 190°tC
при обработке КМЦ с феррохромлигносульфонатом и до 260° С —
при замене КМЦ хромированным бурым углем.
Оптимальное значение pH поддерживают добавкой щелочи.
3. Высококальциевые, в которых ингибитором является хло-
ристый кальций, понизителем вязкости — лигносульфонаты и окис-
ленные лигнины, а понизителем водоотдачи — КССБ или КМЦ.
Содержание ионов кальция в фильтрате может колебаться от 0,8
до 5 кг/м3, оптимальный диапазон pH = 8 4-10. Для регулирова-
ния pH можно использовать каустическую соду или известь. Иссле-
дования показали, что более эффективны высококальциевые рас-
творы с содержанием Са" от 2 до 3 кг/м3, обработанные 0,12—0,15%
извести. Фильтрат такого раствора значительнее замедляет темп
снижения прочности глинистых пород и аргиллитов при увлаж-
нении.
Хлоркальциевые растворы можно применять при температуре
130— 170° С (в зависимости от термостабильности понизителя водо-
отдачи).
4. Бариевые, в которых ингибирующим реагентом является гидро-
окись бария, а понизителем водоотдачи — КССБ. Эти растворы
отличаются наиболее сильным ингибирующим действием.
158
При выборе способа ингибирования следует обязательно учиты-
вать возможный экономический эффект, поскольку стоимость неко-
торых реагентов высока, а расход их значителен.
Промывочную жидкость обрабатывать химическими реагентами
следует только предварительно очистив ее от обломков выбуренных
пород и избытка твердой фазы.
При некоторых видах комбинированной химической обработки
имеет значение последовательность ввода реагентов. Необходимо
учитывать также состав реагентов, которые использовались для пред-
шествующей обработки, поскольку некоторые реагенты несовме-
стимы друг с другом. Например, глинистый раствор, ранее обрабо-
танный УЩР, можно обрабатывать хлористым кальцием только
в том случае, если содержание гуматов в фильтрате не превышает
0,1%. В противном случае до обработки необходимо снизить кон-
центрацию гуматов разбавлением свежим глинистым раствором.
§ 26. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПЛОТНОСТИ
ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Для удобства дальнейшего изложения материала введем поня-
тие о коэффициенте аномальности пластовых давлений. Под коэф-
фициентом аномальности ка подразумевается отношение величины
пластового давления в рассматриваемой точке проницаемого гори-
зонта к давлению столба пресной воды, высота которого равна рас-
стоянию этой точки от устья скважины:
= (V 1.3)
где рпл — пластовое давление в данной точке горизонта в Па; рв —
плотность пресной воды в кг/м3; z — глубина, на которой находится
рассматриваемая точка от устья скважины в м.
Для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов
в скважину необходимо, чтобы давление столба промывочной жидко-
сти в ней было несколько выше пластового. Поэтому величину плот-
ности промывочной жидкости выбирают с учетом коэффициентов
аномальности в тех горизонтах, которые будут вскрыты в процессе
бурения интервала от башмака предыдущей колонны до глубины
спуска последующей обсадной колонны. Таким образом, величина
плотности промывочной жидкости, минимально необходимая для
предотвращения притока пластовых жидкостей и газов,
р=/,-б7-арвг, (\ 1.4)
где кб — коэффициент резерва, обычно принимают кб = 1,14-1,15
в скважинах глубиной до 1200 м и кб = 1,05-4-1,1 в более глубоких
скважинах; ка — наибольший коэффициент аномальности пласто-
вых давлений в рассматриваемом интервале; z — глубина залегания
горизонта с наибольшим коэффициентом аномальности в м.
159
Плотность промывочной жидкости иногда приходится повышать
также для предотвращения осыпания или обваливания неустойчи-
вых горных пород (см. § 42).
Плотность промывочной жидкости, содержащей необходимое
количество высокодисперсной монтмориллонитовой глины для по-
лучения стабильной суспензии с небольшой водоотдачей, невелика
и обычно не превышает 1050—1100 кг/м3. Сравнительно небольшое
увеличение плотности (на 200—300 кг/м3 )возможно путем добавле-
ния малоколлоидных глин с плотностью 2500—2700 кг/м3, как это
часто делают на практике. Однако такое решение нельзя считать
лучшим: даже для небольшого повышения плотности приходится
значительно увеличивать концентрацию твердой фазы, так как
вместе с глиной, вызывающей увеличение вязкости и чувствительной
к коагулирующему влиянию минерализации, в промывочную
жидкость необходимо добавлять значительное количество воды или
водного раствора понизителя вязкости, а часто и понизитель водо-
отдачи.
Во многих случаях для сравнительно небольшою повышения
плотности промывочной жидкости вместо малоколлоидных глин
целесообразно добавлять мел с плотностью 2700—2900 кг/м3. Поверх-
ность мела гидрофобна, поэтому для смачивания тонкомолотого мела
требуется значительно меньше воды, чем способна связывать глина,
и при одинаковой по массе добавке мела вязкость промывочной
жидкости увеличивается гораздо меньше, чем при добавке глины.
Кроме того, мел инертен к влиянию минерализации, не растворяется
в воде, и поэтому сам не оказывает вредного влияния на промывоч-
ную жидкость.
Более значительное увеличение плотности промывочной жидкости
^достигается добавлением специальных тонкомолотых тяжелых ми-
нералов (утяжелителей). Такие минералы должны иметь большую
плотность, не должны быть абразивными. Утяжелители не должны
содержать водорастворимые соли, способные коагулировать промы-
вочный раствор. Они должны быть достаточно тонко помолоты, и их
гранулометрический состав должен изменяться в узком диапазоне,
так как излишне крупные частицы могут осаждаться в покое в промы-
вочной жидкости, а слишком мелкие интенсифицируют рост вязкости.
Лучшим утяжелителем является баритовый, получаемцй при
помоле природного минерала тяжелого шпата (сульфат бария).
Плотность чистого сульфата бария достигает 4600 кг/м3. Для нужд
бурения поставляются технические сорта барита, содержащие раз-
личные примеси (кремнезем, известняк, доломит и др.).
Помимо барита, довольно широко используются железистые
утяжелители (гематит Ге2О3, магнетит Fe3O4, концентрат колош-
никовой пыли FeO • Fe2O3, офлюсованный агломерат), а иногда также
шлаки медных и свинцовых руд. Эти утяжелители обладают гораздо
большей абразивностью по сравнению с баритом. Применение их'
обусловлено более высокой плотностью и частично нехваткой ба-
ритового утяжелителя.
160
Перед утяжелением из промывочной жидкости следует удалить
избыток глины, а затем обработать химическими реагентами с таким
расчетом, чтобы водоотдача не превышала 10 см3 за 30 мин, условная
вязкость была не более 25—30 с по СПВ-5, а статическое напряжение-
сдвига было достаточным для удержания частиц утяжелителя, но-
не превышало 4—5 Па. Промывочную жидкость весьма полезно-
ингибировать.
Утяжелитель добавляют в промывочную жидкость во влажном;
состоянии. Сухой утяжелитель вводить в нее не рекомендуется,
так как адсорбированные на твердых минералах частицы воздуха
увеличивают условную вязкость жидкости и замедляют интенсив-
ность роста плотности. Так как при добавлении утяжелителя услов-
ная вязкость промывочной жидкости повышается вследствие уве-
личения концентрации твердой фазы, целесообразно утяжелитель
предварительно увлажнить водным раствором понизителей вязкости
и водоотдачи. Это позволяет достичь более интенсивного увеличения
плотности при небольшом повышении вязкости.
Необходимый расход утяжелителя (в кг) для приготовления 1 м3
утяжеленного промывочного раствора можно найти по следующей
формуле, которая при — 1 впервые была получена Н. А. Ку-
лигиным:
ду = д—т—РУЛ~ —/г-.—г > (VI.5)
у (ру+^Рж) — р(14-Ш1)
где ру, рк, р и рж — плотность соответственно утяжелителя, утя-
желенной промывочной жидкости, исходной промывочной жидкости,
водного раствора реагентов (или воды), добавляемого с утяжелите-
лем для уменьшения вязкости, в кг/м3; тх — отношение объема вод-
ного раствора реагентов (или воды), добавляемого для снижения вяз-
кости, к объему вводимого утяжелителя.
В процессе бурения вязкость утяжеленного промывочного рас-
твора постепенно возрастает вследствие увеличения концентрации
твердой фазы за счет тонких фракций выбуренных пород и коагу-
лирующего влияния солей. Для снижения вязкости раствор обычно
разбавляют водой и обрабатывают понизителем водоотдачи, а так
как при этом плотность снижается, добавляют новую порцию утя-
желителя. В результате со временем на буровой образуется большой
избыток утяжеленного раствора, сильно возрастает расход утяже-
лителя и реагентов на поддержание его заданных свойств.
Расход утяжелителя и реагентов и стоимость обработки можно
существенно снизить, если по мере образования избыточного рас-
твора регенерировать утяжелитель из него. Для этого периодически
из циркуляционной системы отбирают некоторую часть утяжелен-
ного раствора, разбавляют ее водой в 3—5 раз и затем направляют
в специальную гидроциклонную установку. В гидроциклоне раз-
бавленный раствор под действием центробежных сил расслаивается,
наиболее ценные фракции утяжелителя отделяются из раствора
и удаляются через нижний слив циклона в специальную емкость
11 Заказ 954 161
(например, в глиномешалку), а сильно разбавленная глинистая
суспензия с некоторой частью самых тонких и наименее ценных ча-
стиц утяжелителя через верхний слив циклона отводится в отвал.
Регенерированный утяжелитель вновь вводят в циркулирующую
промывочную жидкость.
При разбуривании неглинистых пород (например, карбонатных,
сульфатных и др.) промывочные жидкости с плотностью до 1800 кг/м3
могут быть получены путем размалывания шлама выбуренных пород
в шаровых или вибрационных мельницах мокрого помола и после-
дующей стабилизации суспензии добавкой КМЦ, КССБ, ССБ или
синтетических сульфоэфиров целлюлозы. Как показали опытно-
промышленные испытания, такой способ может дать больший эко-
номический эффект по сравнению с использованием тяжелых мине-
ралов.
§ 27. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ
Промывочные жидкости на неводной основе предназначены
в основном для вскрытия продуктивных пластов, когда растворы
на водной основе вредно влияют на продуктивность; для бурения
с отбором керна, когда необходимо получить образцы пород, не за-
грязненные фильтратом (для определения истинной нефтенасыщен-
ности, содержания погребенной воды, проницаемости); для разбу-
ривания аргиллитов и сланцеватых глин, склонных к потере устой-
чивости и осыпанию (или обваливанию) под воздействием фильтрата
водных растворов; для проходки скважин с высокой температурой
и нередко высокими коэффициентами аномальности пластовых да-
влений, когда трудно поддержать промывочный раствор на водной
основе в хорошем состоянии; для разбуривания хемогенных отложе-
ний (особенно при чередовании галита с калийно-магниевыми солями
или пропластков калийно-магниевых солей), которые легко рас-
творяются в водных промывочных жидкостях. Жидкости на невод-
ной основе можно использовать также при капитальном ремонте
скважин и для временной консервации последних.
Промывочные жидкости на неводной основе представляют собой
сложную многокомпонентную коллоидно-химическую систему, дис-
персионной средой в которой служат жидкие нефтепродукты, чаще
всего дизельное топливо. Существует довольно много рецептур таких
жидкостей, существенно отличающихся друг от друга.
Наиболее перспективными являются известково-битумные рас-
творы (ИБР), в состав которых помимо дизельного топлива входят
высокоокисленный битум, окись кальция высокой степени актив-
ности, стабилизирующее ПАВ и небольшое количество воды.
Свойства ИБР существенно зависят от химического состава
дизельного топлива, прежде всего от соотношения в нем парафиновых
и нафтеновых углеводородов, и от состава битума, являющегося
дисперсной фазой растворов. Дизельное топливо представляет собой
сложную смесь углеводородов различных классов с небольшим со-
162
держанием смолистых веществ и нафтеновых кислот. Химический
состав его зависит от типа исходной нефти и технологии переработки
последней. Соотношением парафиновых и нафтеновых углеводородов
в дизельном топливе контролируется степень коагуляции асфаль-
тенов, которые обусловливают структурообразование в ИБР.
Для приготовления ИБР используют высокоокисленный битум
специальной марки с температурой размягчения не ниже 135—140° С,
а для высокотемпературных скважин — не ниже 145—150° С.
Для регулирования структурно-механических свойств (стати-
ческого напряжения сдвига, вязкости, фильтрации и частично плот-
ности), устойчивости по отношению к воде и температуростой-кости
растворов на нефтяной основе используют высокоактивную окись
кальция. Последняя, реагируя с водой, образует тонкодисперсную
известь — пушенку с очень высокой удельной поверхностью (при-
мерно 3000 м2/кг), способствующую стабилизации раствора. Окон-
чательная стабилизация достигается введением ионогенного ПАВ,
обычно сульфонатриевых солей СНС.
При необходимости получить ИБР с повышенной плотностью
к нему добавляют утяжелитель, в качестве которого рекомендуется
использовать барит с влажностью не более 5—6%. Барит пред-
варительно обрабатывают сульфонатриевыми солями, получают па-
стообразную смесь, в которой твердая фаза тщательно диспергиро-
вана и гидрофобизована ПАВ. Перемешивая такую пасту с неутя-
желейным ИБР, получают систему с заданной плотностью.
В зависимости от качества дизельного топлива и битума, темпе-
ратуры скважины и заданных свойств ИБР соотношение отдельных
компонентов в нем колеблется примерно в таких пределах: дизель-
ное топливо — 40—60% (по объему), битум — 12—25% (по массе
от объема), известь негашеная с активностью не ниже 70% — 12—
30% (по массе от объема), вода — 0—10% (по объему), сульфона-
триевые соли — 1—5%. Чем выше заданная плотность ИБР, тем
больше вводят барита и тем меньше требуется битума и извести.
Чем выше температура, тем больше должна быть активность извести.
Известково-битумные растворы отличаются большой стабиль-
ностью, пока содержание воды в них не превысит примерно 20%.
Для связывания воды, поступающей в ИБР в процессе бурения,
добавляют известь и при необходимости ПАВ. Если при добавке
извести раствор чрезмерно загустевает, вязкость снижают, разба-
вляя его свежим ИБР. Плотность ИБР можно регулировать в ши-
роком диапазоне от 900 до 2500 кг/м3.
Приготовление ИБР связано с некоторыми трудностями. При
обычной температуре высокоокисленный битум плохо растворяется
в дизельном топливе, поэтому последнее требуется подогревать
примерно до 80° С. Обычно предварительно готовят концентрат
битума в сравнительно небольшом объеме нагретого дизельного
топлива, а затем уже на базе концентрата приготовляют ИБР.
При взаимодействии СаО с водой выделяется некоторое количество
тепла, способствующее лучшему распусканию битума.
11* 165
Растворы на нефтяной основе являются, как правило, нефиль-
трующимися жидкостями: даже при высоком перепаде давлений дис-
персионная среда из них либо совершенно не отфильтровывается
в проницаемую породу, либо объем фильтрата не превышает 1—3 см3
за 30 мин. Частицы выбуренных пород, в том числе глинистых, не
распускаются в таких растворах, а частицы хемогенных пород
не влияют на качество растворов. Растворы на нефтяной основе
не содержат веществ, которые могли бы ухудшить проницаемость
коллекторов. Они чувствительны к температуре: с ростом темпера-
туры возрастает фильтрация, уменьшается вязкость, более заметно,
чем у жидкостей на водной основе, уменьшается плотность, некото-
рые растворы при повышенных температурах утрачивают стабиль-
ность. Поэтому рецептуру раствора следует подбирать обязательно
с учетом забойной геостатической температуры в скважине.
Стабильность растворов на нефтяной основе существенно зависит
от содержания воды: некоторые растворы расслаиваются уже при
попадании в них 8—10% воды, другие, например ИБР, остаются
стабильными даже при поступлении 15% минерализованной воды.
При бурении необходимо предотвращать поступление воды в рас-
творы на нефтяной основе: хранить их в закрытых емкостях, приме-
нять закрытую (от атмосферных осадков и грунтовых вод) систему
циркуляции и т. д. Следует также систематически контролировать
содержание воды в растворе и при необходимости связывать ее
негашеной известью.
Растворы на нефтяной основе приготовляют из сравнительно
дорогих материалов. Стоимость 1 м3 такого раствора кратно выше
стоимости 1 м3 промывочной жидкости на водной основе. Поскольку
свойства растворов на нефтяной основе очень мало изменяются
ПРИ бурении и длительном хранении, целесообразно один и тот же
объем раствора использовать многократно, для промывки несколь-
ких скважин. В этом случае стоимость раствора, приходящаяся
на одну скважину, заметно сократится. Применение растворов на
нефтяной основе может иногда увеличить стоимость собственно
бурения скважины. Но экономия, которая получается благодаря
резкому сокращению продолжительности освоения, а также вслед-
ствие высокого дебита освоенной скважины, может перекрыть до-
полнительные затраты на бурение.
§ 28. ЭМУЛЬСИОННЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ
Эмульсионные промывочные жидкости применяются двух типов:
1. Эмульсии I рода, или типа «масло в воде», в которых диспер-
сионной (внешней) средой является вода, а нефть или нефтепродукт —
дисперсной фазой, равномерно распределенной в объеме раствора
в виде тончайших глобул. Хорошими считаются эмульсии, в которых
капельки нефти стабилизированы и имеют диаметр от 0,1 до 0,6 мм.
Промывочные жидкости этого типа обычно называют нефтеэмуль-
сионными.
164
2. Эмульсии II рода, или обращенные, типа «вода в масле»;
в них внешней средой является нефть или нефтепродукт, а вода
диспергирована в виде тончайших глобул и равномерно распреде-
лена в объеме раствора.
На поверхности контакта нефтепродукта с водой существует
высокое поверхностное натяжение. Если смесь из двух таких взаимно
нерастворяющихся жидкостей интенсивно перемешать, образуется
эмульсия: жидкость с более высоким поверхностным натяжением
будет диспергирована в виде тонких глобул в другой жидкости. Так
как на поверхности раздела двух фаз существует высокое поверх-
ностное натяжение, свободная поверхностная энергия диспергиро-
ванных глобул весьма велика. Но всякая система стремится к умень-
шению свободной поверхностной энергии, поэтому, если такую эмуль-
сию оставить в покое, диспергированные глобулы, входя в контакт
друг с другом, будут сливаться, и эмульсия разрушится, расслоится
на две самостоятельные фазы. Чтобы эмульсия была стабильной,
необходимо ввести третью фазу — эмульгатор.
Эмульгатор — это сложное химическое соединение, одна часть
молекулы которого хорошо растворима в воде, а другая — в нефте-
продукте. Благодаря этому эмульгатор концентрируется на поверх-
ности раздела фаз, уменьшает поверхностное натяжение на этой
границе и тем самым препятствует слиянию глобул в отдельные
крупные капли при контактировании; кроме того, вокруг каждой
глобулы образуется тонкая, но плотная механическая пленка,
которая стабилизирует глобулу. Стабилизация глобул возможна
также за счет адсорбции на их поверхности ионов из дисперсионной
среды. В результате адсорбции глобулы приобретают электрический
заряд, а одноименно заряженные частицы всегда взаимно отталки-
ваются.
Выбор эмульгатора предопределяет тип эмульсии. Если поверх-
ностное натяжение на границе контакта вода—эмульгатор оказы-
вается меньше, чем на контакте нефтепродукт—эмульгатор, обра-
зуется эмульсия I рода; если же больше — эмульсия II рода.
Нефтеэмульсионные растворы широко применяют при бурении
скважин. Их приготовляют путем добавления к обычной промывоч-
ной жидкости 5—30% (по объему) нефти или нефтепродукта (обычно
дизельного топлива) и прокачивания через циркуляционную систему
скважины в течение двух-трех циклов. Чаще всего концентрация
нефти составляет 8—15%. Если исходная промывочная жидкость
была хорошо стабилизирована понизителями водоотдачи и вязкости,
последние, а также тонкодиспергированные глинистые частицы вы-
полняют обычно функции эмульгатора, и специального ПАВ для
стабилизации эмульсии вводить не требуется. В высокоминерализо-
ванных и высококальциевых растворах содержащиеся в водной
среде электролиты могут нейтрализовать заряд на эмульгированных
глобулах, что способствует слиянию их в крупные капли. Для ста-
билизации таких эмульсий необходимо либо увеличить концентра-
цию понизителя водоотдачи (например, крахмала или КМЦ), а
165
нередко и понизителя вязкости, либо ввести специальный ПАВ —
эмульгатор. В качестве эмульгаторов используют различные кон-
такты (НЧК, газойлевый), сульфонол и др. Лучшими являются,
по-видимому, неионогенные ПАВ.
При добавлении нефти к водной промывочной жидкости резко
уменьшаются липкость фильтрационных корок и, следовательно,
момент, потребный для вращения бурильной колонны, сила трения
труб о стенки скважины при осевых перемещениях колонны и зави-
сание последней на стенках скважины; существенно снижается опас-
ность образования сальников из обломков выбуренных пород на
долоте и выступающих наружу элементах бурильной колонны; сни-
жается водоотдача раствора; заметно возрастают механическая ско-
рость проходки и нередко проходка за рейс долота.
Следует иметь в виду, что добавка нефти не может существенно
изменить структурно-механические свойства раствора. Поэтому
в эмульсии превращать следует только хорошо стабилизированные
промывочные жидкости с удовлетворительными свойствами. Свой-
ства нефтеэмульсионных растворов регулируют так же как и дру-
гих промывочных жидкостей на водной основе. Из хорошо стабили-
зированного нефтеэмульсионного раствора отфильтровывается только
дисперсионная среда — вода. Появление в фильтрате нефти свиде-
тельствует о недостаточной стабилизации раствора.
Использование солевых нефтеэмульсионных промывочных рас-
творов при разбуривании хемогенных (сульфатно-солевых) отложе-
ний позволяет значительно сэкономить расход барита и реагентов
и снизить общую стоимость промывочной жидкости.
Обращенные эмульсионные растворы. Созданы обращенные эмуль-
сионные растворы, содержащие до 80% воды. В качестве эмульгато-
ров в них используются кальциевые мыла жирных кислот, особенно
водорастворимые с окисью этилена, аминов, амидов, сульфонатровые
соли и другие ПАВ. Такие эмульсии, как и все другие растворы
на нефтяной основе, не затвердевают при высоких температурах,
не изменяются под действием солей и сульфатных пород, инертны
в отношении глин и аргиллитов. Из хорошо стабилизированной
эмульсии II рода в качестве фильтрата выделяется лишь небольшое
количество нефтепродукта; появление в составе фильтрата воды
является признаком недостаточной концентрации эмульгатора или
неправильного выбора его.
Одним из основных недостатков эмульсий II рода является их
стремление к обращению фаз и превращению в нефтеэмульсионный
раствор при увеличении температуры выше 50° С или повышении
содержания твердой фазы для увеличения плотности выше 1400 кг/м3.
Устранению этого недостатка значительно способствует применение
гидрофобных аминосоединений, которые способны адсорбироваться
на поверхности глинистых частиц.
Свойства обращенных эмульсий (фильтрацию, вязкость, стати-
ческое напряжение сдвига) регулируют подбором типа эмульга-
тора и его концентрации, введением обработанных аминами глин,
166
способствующих структурообразованию, изменением соотношения
несЬть : вода, фракционного состава и концентрации частиц твердой
фазы либо комбинацией этих факторов.
Поскольку в обращенном эмульсионном растворе на долю жидких
нефтепродуктов приходится не более 20—30% (по объему), стоимость
его значительно ниже, чем прочих растворов на нефтяной основе,
где доля жидких нефтепродуктов достигает 50%.
При применении растворов на нефтяной основе, в том числе и
обращенных эмульсий, возникают трудности с измерением электри-
ческого сопротивления пластов, так как из-за большого удельного
электрического сопротивления самой промывочной жидкости не-
возможны электрокаротаж и микрозондирование. Тем не менее
достаточно обширную геофизическую информацию о вскрытых сква-
жиной породах можно получить с помощью индукционного, ней-
тронного, акустического, температурного, гамма- и гамма-гамма-
каротажей, ядерного магнитного резонанса. Часто можно ограни-
читься индукционным, нейтронным и гамма-гамма-методами.
§ 29. ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ И АЭРИРОВАННЫЕ
ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ
Для разбуривания проницаемых пород с низкими коэффициентами
аномальности пластовых давлений (/да <1), а также с целью повы-
шения скоростей бурения и проходки на одно долото в устойчивых
породах целесообразно применять промывочные жидкости с плот-
ностью ниже 1000 кг/м3. Плотность промывочной жидкости сни-
жают введением в ее состав газа (воздух, природные газы, иногда
выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания). Таким путем
плотность можно регулировать в широком диапазоне: примерно
от 1 3 до 1000 кг/л3.
Газообразные агенты общедоступны. При бурении в сухом разрезе
они обеспечивают хорошую очистку забоя от обломков выбуренной
породы и удаление последних на дневную поверхность, удовлетво-
рительное охлаждение трущихся поверхностей, в том числе спе-
циально сконструированных долот, способствуют получению более
высоких технико-экономических показателей по сравнению с исполь-
зованием капельных жидкостей, уменьшают зависание бурильной
колонны на стенках скважины и величину крутящего момента,
необходимого для вращения колонны. Все это обусловило широкое
применение газообразных агентов при бурении нефтяных и газовых
скважин, а также мелких скважин в угольной, горнорудной и дру-
гих отраслях промышленности. В нашей нефтегазовой промышлен-
ности из-за отсутствия специального оборудования бурение с про-
дувкой почти не ведется.
Газообразные агенты удовлетворяют лишь некоторым из требо-
ваний, которые предъявляют к промывочной жидкости. Поэтому
применять их рекомендуется в основном при разбуривании много-
летнемерзлых пород, сухих устойчивых пород, а также объектов
167
с низкими коэффициентами аномальности (ка 1), не содержащих
глинистых частиц.
Если в процессе бурения в скважину поступает небольшое коли-
чество воды (примерно до 0,5 м3/ч) и среди выбуренных обломков
содержатся глинистые частицы, то последние, увлажняясь, сли-
паются друг с другом и образуют сальник, который поток газа не
в состоянии удалить из скважины. Для предотвращения сальнико-
образования в поток газа приходится вводить небольшие количества
специальных поверхностно-активных веществ, способных создавать
с водой стойкие пены и не допускать слипания частиц. В зависимости
от степени минерализации воды и состава выбуренных частиц суще-
ственно меняется эффективность действия ПАВ. Наиболее эффектив-
ными как в пресной, так и в соленой воде являются сульфонат и
смесь его с оксиэтилированным полифенолом ОП-Ю. Они могут
быть использованы при разбуривании глинистых и неглинистых по-
род. При разбуривании неглинистых пород и малоколлоидальных
глин в присутствии пресной или минерализованной воды удовлетво-
рительные результаты можно получить, применяя добавки ОП-10,
а при небольшой минерализации воды (не более 5% NaCl) также
добавки ПАВ «Прогресс», сульфонола и некоторых других.
ПАВ вводят в поток газа в виде водного раствора. Концентра-
цию его в воде выбирают с таким расчетом, чтобы вязкость раствора
была небольшой, а соотношение между количеством выбуренных
частиц на забое (по массе) и объемом воды не превосходило некото-
рого предела. Так, при разбуривании глинистых пород и использо-
вании сульфоната это соотношение не должно превышать 1 : 2,
а при разбуривании безглинистых пород — 1:1; при использова-
нии ОП-Ю концентрация выбуренных глинистых пород не должна
превышать 1 : 2-4-1 : 5, а безглинистых — 1 : 1 -н1 : 2.
При умеренных водопритоках (до 8 м3/ч) на забое при бурении
образуется подвижная пульпа, которая достаточно легко удаляется
потоком воздуха. Трудности возникают обычно при попытке восста-
новить циркуляцию после продолжительного простоя. За время
простоя на забое скапливается большой объем жидкости, для уда-
ления которой требуется значительное повышение давления в ком-
прессорах. Следовательно, в этих условиях для бурения с продувкой
требуются компрессоры повышенной мощности, рассчитанные на
сравнительно кратковременную работу при достаточно высоких
давлениях (3—6 МПа и более).
При бурении с продувкой практически невозможно создать
сколько-нибудь существенное противодавление на стенки скважины
и предотвратить приток пластовых жидкостей и газов. Поэтому перед
вскрытием горизонтов со значительным коэффициентом аномаль-
ности, а также сыпучих, слабосцементированных пород и плывунов
скважину обязательно заполняют капельной промывочной жидко-
стью.
При бурении с продувкой воздухом иногда возникают взрывы
в скважине. Они являются следствием образования взрывоопасной
168
смеси воздуха с углеводородами, поступающими в скважину из
какого-либо горизонта. Смесь становится взрывоопасной при кон-
центрации метана в воздухе 6,5—12,8% объемн. Для уменьшения
опасности возникновения взрывов рекомендуется в поток воздуха
добавлять некоторое количество водного раствора пенообразую-
щего ПАВ. Если во время простоя в скважине может скопиться нефть
или конденсат, целесообразно перед восстановлением циркуляции
воздуха в скважину закачать разделительную порцию воды и пены.
При бурении с продувкой природным газом существует опасность
возникновения пожара. Ликвидируют такой пожар, прежде всего
прекращая подачу газа и закачивая вместо него в скважину водную
промывочную жидкость.
Следует отметить, что при использовании газообразных агентов
интенсифицируется износ бурильных труб. Это обусловлено как
абразивным воздействием выбуренных частиц, движущихся в вос-
ходящем потоке газа с более высокой скоростью, чем при промывке
скважины капельной жидкостью, так и трением колонны труб
о стенки скважины, на которых нет глинистой корки. Сказывается
также влияние более высоких напряжений в колонне, поскольку
выталкивающая сила газа ничтожна по сравнению с архимедовой
силой капельной жидкости.
Аэрированные промывочные жидкости. При значительных водо-
притоках бурение с продувкой воздухом экономически нерентабель-
но, так как резко возрастает потребная мощность компрессоров.
Если ка <1, целесообразно использовать аэрированные промывоч-
ные жидкости. Такие жидкости получают путем смешивания воды
или раствора на водной основе с заданным объемом воздуха, нагне-
таемого компрессорами в смесительное устройство, которое встраи-
вают в нагнетательную линию буровых насосов, либо путем доба-
вления к промывочной жидкости пенообразующего ПАВ (напри-
мер, сульфонола). Последний способ обычно используют при про-
ходке сравнительно неглубоко залегающих горизонтов (до 500 м).
Степень аэрации, т. е. отношение объемного расхода воздуха, при-
веденного к нормальным условиям (давление 0,1 МПа, температура
20° С), к объемному расходу капельной жидкости, регулируют с та-
ким расчетом, чтобы не было притока пластовых жидкостей и газов
во время бурения либо, если приток допустим, депрессия в пласте
не превышала бы критическую, при которой может начаться разру-
шение скелета неустойчивой породы. Методика определения степени
аэрации в зависимости от заданного забойного давления изложена
в специальной литературе.
Аэрирование влияет только на плотность и условную вязкость
промывочной жидкости (вязкость глинистых растворов при аэра-
ции возрастает). Поэтому свойства ее регулируют методами, опи-
санными в предыдущих параграфах. Для лучшего диспергирования
пузырьков воздуха и уменьшения проскальзывания их относительно
жидкой фазы рекомендуется в аэрированную жидкость добавлять
ПАВ (например, анионоактивные типа «Прогресс»), сульфонат, а при
169
вскрытии нефтяных пластов неионогенные типа ОП-10 или ОП-7
и др.); при этом улучшается вынос обломков выбуренных пород,
уменьшается загрязнение продуктивных пластов, заметно снижается
потребный расход воздуха, и следовательно, необходимая мощность
компрессоров.
При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко-
стью, особенно минерализованной, заметно интенсифицируется кор-
розия оборудования. Для предотвращения коррозии стальных эле-
ментов оборудования (например, бурильных труб) целесообразно
в поток воздуха (или аэрированной жидкости) в качестве ингиби-
тора вводить гидроокись кальция и тем поддерживать pH жидкой
среды в скважине не ниже 10.
При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко-
стью несколько усложняется схема обвязки наземного оборудования
и увеличивается состав комплекта его. Устье скважины обязательно
герметизируют с помощью плашечных превенторов высокого давле-
ния (см. гл. IX) и универсального либо вращающегося превентора
или при отсутствии последних с помощью специального герметизи-
рующего устройства низкого давления. Превенторы служат для
герметизации устья в случае интенсивного притока пластовых
жидкостей и газов и необходимости создания повышенного давления
в скважине. Специальное же герметизирующее устройство предна-
значено для предотвращения выхода струи воздуха (или аэрирован-
ной жидкости) по кольцевому зазору между обсадной колонной
и ведущей трубой непосредственно в буровую. Его размещают над
превенторами.
§ 30. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ жидкости
НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Глинистые растворы готовят как из порошкообразных материа-
лов, получаемых путем сушки специально подобранных сортов глин
хорошего качества и последующего размола, так и из комовых глин,
добываемых в местных карьерах. Для приготовления растворов
из комовых глин применяют механические и гидромониторные
мешалки, фрезерно-струйные мельницы, а из глинопорошков —
также гидравлические мешалки эжекторного типа.
В отечественных буровых предприятиях распространены гидро-л
мониторные мешалки нескольких конструкций (Папировского,
УПР-Р-2 Резниченко, ГВТФ-1 и ГСТ). Гидромониторный смеситель
ГСТ (рис. 104) состоит из резервуара 2 емкостью 14 м3, загрузочного
трапа 1 и гидромониторов 6. Резервуар 2 разделен перегородкой
на два сообщающихся между собой отсека А и Б. В отсек А встроены
шесть гидромониторов 6, направленных под углом к оси резервуара.
Диспергирование комков глины (и утяжелителя) осуществляется
за счет энергии струй жидкости, вытекающих с большой скоростью
из гидромониторов, а также под воздействием интенсивного потока,
который возникает в отсеке А при работе наклоненных к оси резер-
вуара гидроциклонов.
170
Рис. 104. Гидромониторньш смеситель ГСТ
Суспензия, образовавшаяся в отсеке А, перетекает в отсек Б,
который перегородками разделен на четыре полости. Когда суспен-
зия проходит между перегородками, из нее осаждаются комочки
глины (или утяжелителя). Эти комочки под воздействием струй трех
гидромониторов, смонтированных в отсеке Б, вновь возвращаются
в отсек А. Освобожденная от комочков суспензия направляется
в барабанный фильтр 3, а оттуда через сливную трубу в приемную
емкость буровых насосов или в запасную емкость.
Для приготовления промывочного раствора гидромониторный
смеситель системой трубопроводов соединяют с буровым (или спе-
циально для этой цели установленным поршневым) насосом, который
подает в гидромониторы воду (или жидкий раствор). Если комовая
глина недостаточно высокого качества, для получения хорошего
раствора суспензию, поступающую из отсека Б в приемную емкость,
насосом вновь подают в гидромониторы, чем достигается лучшее
диспергирование глинистых частиц. Чтобы насадки гидромониторов
не засорились комочками материала, перед ними установлены
фильтры.
По окончании работы смесителя резервуар очищают от осадка
при помощи двухшарнирного гидравлического перемешивающего
устройства 5. Образующаяся при очистке пульпа удаляется через
люк 4.
Гидромониторные смесители имеют высокую производительность
и позволяют легко механизировать загрузку сырья. Так, произ-
водительность смесителя ГСТ достигает 40 м3/ч, тогда как произво-
дительность механической двухвальной глиномешалки — 4 м3/ч.
Исходное сырье для приготовления раствора подается в отсек А
самосвалом или бульдозером по загрузочному трапу 1.
Для приготовления растворов из порошкообразных глин широко
используют гидравлические мешалки ГДМ-1 (рис. 105). Такая ме-
шалка состоит из воронки 1 для загрузки порошка, камеры смеше-
ния 4 с соплом 5, емкости 2 и сварной рамы 3, на которой смонтиро-
ваны все элементы. К камере смешения насосом через сопло подается
вода (или глинистый раствор, плотность которого требуется увели-
чить) под давлением 2—3 МПа. Так как скорость струи на выходе
из сопла высокая, то в камере смешения образуется вакуум, в ре-
зультате чего из воронки засасывается порошок глины (или утяже-
лителя). Порошок смешивается с жидкостью, а образующаяся пульпа
поступает в емкость 2. При входе в емкость поток пульпы ударяется
в специальный башмак; при этом происходит дополнительное дис-
пергирование твердых частиц.
По мере подъема суспензии вверх по емкости скорость ее движе-
ния уменьшается, крупные нераспустившиеся комочки выпадают
на дно, а готовая суспензия сливается в циркуляционную систему
буровой через выходную трубу в верхней части емкости. Осадок
периодически удаляют через нижнюю сливную трубу.
Глинистый раствор можно готовить непосредственно на буровой
либо централизованно на глинозаводе, обслуживающем участок
172
или район. Раствор, приготовленный на заводе, транспортируют
либо по специально проложенным к буровым трубопроводам, либо
в автоцистернах.
При разбуривании глинистых толщ раствор часто образуется
непосредственно в скважине. В таких случаях целесообразно рас-
твор, выходящий из скважины, пропускать через фрезерно-струй-
ную мельницу для диспергирования еще не успевших распуститься
частиц, а затем избыточный объем раствора сливать в запасные
емкости, установленные на буровой. Этот раствор в дальнейшем
используют при разбуривании неглинистых пород.
Рис. 105. Гидравлическая мешалка ГДМ-1
Точно также рекомендуется пропускать через фрезерно-струй-
ную мельницу выходящую из скважины естественую водную суспен-
зию неглинистых пород, если ее предполагается использовать после
соответствующей химической обработки в качестве промывочной
жидкости.
§ 31. ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Промывочную жидкость приходится очищать от обломков вы-
буренной породы, от абразивных частиц, содержащихся в глинистом
сырье, а иногда также от излишней твердой фазы. Для очистки от
крупных частиц широко используют механические способы (вибра-
ционные сита и конвейерные сетки) и гравитационные (осаждение
в амбарах и при малой скорости течения в желобах); для удаления
наиболее мелких частиц применяют гидроциклоны, а за рубежом
иногда также центрифуги.
Вибрационное сито GBG (рис. 106) состоит из двух металлических
рам, наклоненных под углом 12—18° к горизонту. На каждую раму,
смонтированную на спиральных пружинах на прочном основании,
173
натянута сетка. Последняя изготовляется из нержавеющей прово-
локи диаметром 0,25 или 0,35 мм; на 1 см длины сетки приходится
соответственно 16 или 12 отверстий. На рамах установлены эксцен-
триковые валы, каждый из которых приводится во вращение от
Рис. 106. Сдвоенное ви-
брационное сито:
1 — барабан с храповым
устройством; 2 — сетка;
3 — вибрирующая рама; 4—
рессора; з — эксцентрико-
вый вал; в — неподвижная
рама; 7 — электродвига-
тель; 8 — желоб
электродвигателя мощностью 3,2 кВт. При угловой скорости вра*
щения двигателя около 150 рад/с сетка делает от 25 до 35 вибра-
ций в 1 с.
Вибрации сетки разрушают тиксотропную структуру промывоч-
ной жидкости и таким образом уменьшают условную вязкость ее.
Рис. 107. Конвейерное сито
Процеживаясь через сетку и освободившись от обломков выбуренной
породы, промывочная жидкость поступает в сборное корыто, откуда
через боковой лоток — в желоб циркуляционной системы или в ем-
кость. Частицы выбуренной породы под действием вибраций спол-
зают по наклонной поверхности сетки в отвал.
Вибрационные сита применяют для очистки утяжеленных рас-
творов, а также промывочных растворов с повышенной вязкостью.
174
Основной недостаток этих механизмов — сравнительно быстрый
износ дорогостоящих сеток.
Конвейерное сито СКР-650 (рис. 107) представляет собой про-
волочную сетку 2 из нержавеющей стали, натянутую в виде беско-
нечной ленты на два вращающихся обрезиненных барабана 1 и 6.
Оси барабанов укреплены на кронштей-
нах, установленных на прочной раме.
Промывочная жидкость из скважины
поступает в установленный над сеткой
распределительный желоб 3 с щелевид-
ными прорезями в днище. Через эти
щели жидкость стекает на движущуюся
сетку 2, процеживается через нее. по-
ступает в сборное корыто 4, смонтиро-
ванное между барабанами, а затем че-
рез боковой лоток в желоб циркуля-
ционной системы. При повороте сетки
вокруг ведомого барабана 1 шлам
сбрасывается с нее в отвал. Под дни-
щем сборного корыта 4 сетка 2 омы-
вается струей воды.
Для привода сита служит силовое
колесо 5, установленное в конце подво-
дящего желоба и вращающееся под
напором протекающей по нему про-
мывочной жидкости.
Сетки для таких сит изготовляют
с размером отверстий 0,7 X 2,3 мм,
1X 2,3 мм и 1 X 5 мм. Конвейерные сита
удовлетворительно очищают промывоч-
ные жидкости с вязкостью не более
60-80 с по СПВ-5.
Гидроциклон (рис. 108) состоит из
вертикального цилиндра 1 с тангенци-
альным вводным патрубком 5, конуса 3,
сливной трубы 2 и регулировочного
устройства с насадкой 4. Промывочный
Рис. 108. Гидроциклов
раствор под избыточным давлением 0,2—0,3 МПа по тангенциальному
патрубку 5 поступает в цилиндр 1 и приобретает вращательное движе-
ние. Под действием центробежной силы более тяжелые частицы от-
брасываются к периферии, а наиболее легкие концентрируются
в центральных и средних участках сечения гидроциклона. При вы-
сокой скорости вращения потока в гидроциклоне вдоль оси обра-
зуется воздушный столб, давление в котором ниже атмосферного.
Осевая скорость на границе этого столба максимальна и направлена
вверх; на стенках гидроциклона осевая скорость направлена вниз.
Вследствие такого распределения осевых скоростей в гидроци-
клоне возникает поверхность, проходящая через точки с нулевой
скоростью и отделяющая периферийную часть потока, в которой
сконцентрированы наиболее тяжелые частицы твердой фазы и кото-
рая опускается по стенке гидроциклона вниз, от центральной, наи-
более легкой части потока, движущейся вверх. Опускающиеся по
спирали вниз наиболее тяжелые частицы твердой фазы вместе с не-
большим количеством жидкости удаляются через насадку 4 в отвал
или отстойник. Основной же объем жидкости, содержащей наиболее
легкие фракции твердой фазы, направляясь вверх вдоль воздушного
столба, покидает гидроциклон через сливную трубу 2. Диаметр
насадки 4 регулируют в зависимости от наибольшего размера ча-
стиц, которые должны быть удалены из промывочной жидкости.
Наиболее быстро изнашивающиеся детали — внутреннюю по-
верхность вводного патрубка, насадку и внутреннюю облицовку
конуса — делают сменными из резины.
Гидроциклоны рекомендуется использовать для очистки про-
мывочной жидкости от мелких фракций твердых частиц, которые
не могут быть удалены с помощью сит. В связи с этим промышлен-
ность изготовляет специальные ситогидроциклонные установки
типа 4СГУ-2. В состав такой установки входят вибрационное сито,
батарея из четырех параллельно смонтированных гидроциклонов
с наружным диаметром цилиндра 250 мм, шламового насоса и емкости.
В процессе бурения промывочная жидкость постоянно очищается
от выбуренных частиц на вибросите; гидроциклоны же можно вклю-
чать в работу периодически, когда содержание песка в растворе
достигнет 2—3% либо при необходимости удалить избыточную твер-
дую фазу и тем снизить вязкость раствора. При таком периодическом
включении гидроциклона уменьшается объем промывочной жидкости,
выбрасываемой вместе с выбуренными частицами через насадку.
Через гидроциклон диаметром 250 мм можно удалить из промывоч-
ной жидкости частицы крупнее 0,1 мм. Еще более тонкая очистка
возможна в гидроциклонах меньшего диаметра. Гидроциклоны
нельзя применять для очистки утяжеленных промывочных растворов.
Амбарная система часто применяется при промывке скважин
водой. Обычно это котлован объемом 300—500 м3, вырытый в земле
и разделенный на две-три секции. Секции соединены между собой
последовательно коротким патрубком либо земляным желобом.
Вода из скважины по короткому желобу поступает в первую, боль-
шую по размеру секцию, в которой частично освобождается от вы-
буренных частиц. Осветленная жидкость перетекает в следующую
секцию, где продолжается осаждение уже более мелких частиц,
в затем в приемную емкость насосов. Полного осаждения выбурен-
ных частиц в амбарах не происходит, и концентрация твердой фазы
в воде постепенно увеличивается. Значительным недостатком этой
системы является также большая потеря воды через стенки котло-
вана. Поэтому целесообразно заменить очистку в земляных амбарах
комбинированной системой, состоящей из ситогидроциклонной уста-
новки и металлических отстойников.
ГЛАВА VII
ОСНОВЫ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
В БУРЕНИИ
S 32. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ
СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ ПРОМЫВКЕ СКВАЖИНЫ
Для описания зависимости между напряжением и деформацией
различных тел предложено несколько теоретических моделей. Так,
ламинарное течение (деформация) вязкого тела в трубе удовлетво-
рительно описывается уравнением Ньютона
(VII.1)
где т — касательное напряжение на границе контакта двух смежных
слоев в Па; цж — динамическая вязкость тела в Па-с; du/dr — ско-
рость сдвига одного слоя относительно смежного с ним, располо-
женного на расстоянии dr, в с-1.
Такие тела получили название ньютоновских жидкостей, при
ламинарном течении которых скорость любого элементарного слоя
обязательно отлична от скоростей соседних слоев; с наибольшей
скоростью движется слой вдоль оси трубы.
Течение вязкопластичного тела описывается уравнением Шве-
дова—Бингама
Т==П"^'+Т° (VII.2)
(г; — пластическая вязкость в Па-с; т0 — предельное динамическое
напряжение сдвига в Па).
Сдвиги слоев, характерные для ламинарного течения ньютонов-
ской жидкости, при течении вязкопластичной жидкости наблюдаются
лишь в периферийной части потока. Сопротивление сдвигу одного
слоя относительно другого в этой части характеризует пластическая
вязкость, подобно тому как динамическая жидкость характеризует
сопротивление сдвигу смежных слоев ньютоновской жидкости.
Центральная часть потока вязкопластичной жидкости пред-
ставляет собой пластичное тело и движется как пробка (ядро);
скорости всех слоев ядра одинаковы. На границах ядра касательные
напряжения равны т0. Для разрушения части ядра необходимо,
чтобы касательные напряжения между смежными слоями в этой
части превысили предельное динамическое напряжение сдвига.
12 Заказ 354 ^7
Поскольку профиль скоростей (т. е. характер изменения скоро-
стей слоев по поперечному сечению потока) при течении вязкопластич-
ной жидкости в центральной части потока отличается от соответ-
ствующего профиля ламинарного потока ньютоновской жидкости,
обычно ламинарный режим течения вязкопластичной жидкости на-
зывают структурным. Пластическую вязкость и предельное дина-
мическое напряжение сдвига вязкопластичных жидкостей изме-
ряют при помощи ротационных приборов с коаксиальными ци-
линдрами или специальных капиллярных вискозиметров.
На рис. 109 показаны кривые зависимости потери давления на
преодоление гидравлических сопротивлений в трубопроводе от ско-
Рис. 109. Зависимость по-
тери давления от скорости
течения вязкой 1 и вязко-
пластичной 2 жидкостей
рости течения ньютоновской (кривая 2)
и вязкопластичной (кривая 2) жидкостей.
Кривая 1 для ньютоновской жидкости
проходит через начало координат и со-
стоит из двух участков: прямолинейного,
соответствующего ламинарному режиму
течения, и криволинейного, соответству-
ющего турбулентному режиму. Кривая
2 для вязкопластичной жидкости не про-
ходит через начало координат, а отсекает
па оси давлений отрезок ОА, длина кото-
рого пропорциональна предельному дина-
мическому напряжению сдвига. На этой
кривой можно выделить три участка:
начальный криволинейный АВ, средний,
ВС, близкий к прямолинейному, и третий СД — криволинейный,
соответствующий турбулентному режиму течения. Первые два
участка принадлежат ламинарному (структурному) реяшму те-
чения.
Промывочные жидкости можно подразделить на ньютоновские
и неньютоновские, т. е. такие, течение которых нельзя описать
уравнением Ньютона. К первым относятся вода, рассолы, дегази-
рованная нефть и жидкие нефтепродукты, не содержащие парафи-
нов и смол. Все многокомпонентные промывочные жидкости, а также
тампонажные растворы (см. гл. XI) являются неньютоновскими.
Малотиксотропные промывочные жидкости можно отнести к вяз-
копластичным, так как зависимость потери давления на гидравли-
ческие сопротивления от скорости течения в трубопроводе примерно
соответствует кривой 2. Высокотиксотропные растворы ведут себя
аномально, и при уменьшении скорости течения в ламинарной
области потери давления возрастают вследствие быстрого восста-
новления структуры.
Проинтегрировав уравнения (VII.1) и (VII.2), можно получить
формулы для расчета потерь давления на гидравлические сопроти-
вления в трубопроводе при ламинарном режиме. Такие формулы
для вязкопластичных жидкостей довольно громоздки и неудобны
для практического использования.
178
Обычно потери давления на гидравлические сопротивления
принято определять по квадратичной формуле Дарси—Вейсбаха
Ртр = ^~~, (VII.3)
где к — коэффициент гидравлических сопротивлений; рж — плот-
ность жидкости в кг/м3; I — длина трубопровода в м; d — внутрен-
ний диаметр трубопровода в м; w — средняя скорость течения жидко-
сти в м/с.
Потери давления на гидравлические сопротивления в колонне
труб равнопроходного поперечного сечения. При ламинарном ре-
жиме течения ньютоновской жидкости коэффициент гидравлических
сопротивлений вычисляют по формуле
64
Ьт = Р-^-. (VII-4)
Здесь р — коэффициент, зависящий от формы поперечного сечения
трубопровода; для труб круглого поперечного сечения 0 = 1; Re —
параметр Рейнольдса:
Re = , (VII.5)
Рж
При турбулентном режиме течения величину коэффициента Хт
с достаточной точностью можно найти по приближенной формуле
А. Д. Альтшуля
Хт = О,1(1,4б4 + -^Г’25 (VII.6)
(Aj — эквивалентная шероховатость стенок трубопровода в м).
Для новых стальных цельнокатаных труб А]^ = (2-^7) 10“3 см;
для труб, бывших в употреблении, = (2 + 5) 10“2 см, а для сильно
корродированных Aj^l-10-1 см.
При ламинарном течении вязкопластичной жидкости коэффи-
циент гидравлических сопротивлений является функцией не только
параметра Рейнольдса, но и параметра Сен-Венана—Ильюшина,
характеризующего отношение силы пластичности к силе вязкого
трения:
Sen = jo£, (VII.7)
Т]1И
Определить величину коэффициента сопротивлений можно по
формуле
Хт=-|-5/(Sen). (VI 1.8)
Безразмерный параметр В характеризует отношение силы пла-
стичности к силе инерции жидкости:
to
рж»2
Величину / (Sen) легко найти по табл. 10
12*
(VII-9)
179
Значения функции / (Sen)
Таблица 10
Sen f (Sen) Sen /(Sen) Sen f (Sen) Sen / (Sen) Sen f (Sen)
3,34 11,18 14,29 5,52 33,3 4,40 100 3,71 500 3,29
4,00 9,97 16,67 5,25 40,0 4,25 125 3,63 1000 3,20
5.00 8,76 20,00 4,98 50,0 4,08 167 3,53 2000 3,14
6,67 7,54 22,22 4,84 62,5 3,94 200 3,48 oo 3,00
10,00 6,29 25,00 4,70 71,4 3,87 250 3,42
12,50 5,78 28,57 4,55 83,2 3,79 334 3,36
В турбулентной области коэффициент сопротивления зависит
только от параметра Рейнольдса и относительной шероховатости
поверхности труб; для стальных труб его можно найти по фор-
муле (VII.6), для легкоплавных бурильных труб (ЛБТ) Хт на 10—
15% меньше, чем для стальных, вследствие меньшей шероховатости
поверхности ЛБТ. При практических расчетах в бурении часто при-
нимают для стальных труб Хт 0,02.
Критическую скорость, при которой ламинарный режим вязко-
пластичной жидкости сменяется турбулентным, обычно с достаточ-
ной для практических расчетов точностью можно найти по эмпири-
ческой формуле
н'кр=25]/’-^-. (VII.10)
т Рж
Потери давления на гидравлические сопротивления в кольцевом
пространстве скважины. При ламинарном течении ньютоновской
жидкости в кольцевом пространстве между двумя соосно располо-
женными круглыми цилиндрами потери давления на гидравлические
сопротивления можно определить по формуле (VII.3), а коэффициент
сопротивлений — по формуле (VII.4), если принять
ReK = Wk(£>c- Д)..Рж-, (VII.И)
Рж
₽ =----’ (VII.12)
, - D
и вместо d подставлять разность между наружным и внутренним
диаметрами кольцевого пространства Dc — D.
Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления при
ламинарном течении вязкопластичной жидкости можно воспользо-
ваться формулой (VII.4), если вместо р подставить р 0:
₽о = ₽(1 + 4 Sen) .
(VII.13)
180
При турбулентном режиме течения коэффициент сопротивления
приближенно можно найти по формуле (VII.6), а критическую ско-
рость течения — по формуле (VII.10).
Все это полностью относится также к расчету потерь давления
на гидравлические сопротивления в трубах, используемых при бу-
рении с электробурами, поскольку вдоль труб проходит кабель круг-
лого или прямоугольного сечения. При турбулентном режиме такие
потери можно определять по формулам для труб равнопроходного
сечения, если в выражение (VII.3) подставить коэффициент сопро-
тивления:
Лэ=*э%1, (VII. 14)
где Хт вычисляется, как обычно, по формуле (VII.4); значения к^
найденные опытным путем, даны в табл. 11.
Таблица 11
Значения коэффициента кэ
Диаметры труб, мм Диаметр (размер) кабеля, мм /гэ
наружный внутренний
168 146 41,5 29,5 2x35 (плоский) 1,56 1,29 1,25
141 121 41,5 29,5 2x35 (плоский) 1 61 1,26 1,20
В реальной скважине кольцевое пространство, конечно, заметно
отличается своей конфигурацией от пространства между двумя соос-
ными цилиндрами: поперечное сечение ствола не всегда круг; ко-
лонна труб, как правило, расположена в скважине эксцентрично;
по длине кольцевого пространства есть участки сужений и расши-
рений. Расширения и эксцентричное расположение колонны способ-
ствуют уменьшению гидравлических сопротивлений; сужения уве-
личивают эти сопротивления. Так как учесть полностью все факторы
невозможно, при расчетах принимают, что кольцевое пространство
скважины образовано соосными цилиндрами. Вычисленные при
таком предположении потери давления обычно несколько выше дей-
ствительных.
Местные сопротивления. Значительные гидравлические сопро-
тивления имеются в бурильных замках типов ЗН и ЗШ, в промывоч-
ных каналах долота и других элементах колонны труб, где резко
изменяется скорость течения жидкости, а также в элементах назем-
ной обвязки.
181
Потерю давления на гидравлические сопротивления в буриль-
ных замках, а также в местах резких сужений или расширений ко-
лонны обычно определяют по формуле
Рз = бРж — п3, (VII 15)
где g — коэффициент местного сопротивления; w — средняя ско-
рость течения в трубе за местным сопротивлением в м/с; п3 — число
однотипных местных сопротивлений в колонне;
<™м>
Здесь к, — опытный коэффициент, учитывающий особенности
конфигурации местного сопротивления; для бурильных замков ти-
пов ЗН и ЗШ принимают кК 2; d — внутренний диаметр трубы
за местным сопротивлением в м; — диаметр наименьшего проход-
ного сечения в бурильном замке (или другом местном сопротивле-
нии) в м.
Для расчета потерь давления на гидравлические сопротивления
в промывочных устройствах буровых долот можно воспользоваться
формулой
где w0 — скорость струи жидкости в выходном сечении промывоч-
ного устройства в м/с; рд — коэффициент расхода, зависящий от
конфигурации промывочного устройства, отношения длины про-
ходного канала его к диаметру и числа Рейнольдса; для обычных
долот р.д = 0,64-у-0,70, а для гидромониторных долот с улучшенной
конфигурацией входного участка рд = 0,9 4- 0,95.
Потери давления на гидравлические сопротивления в обвязке
насосов. Часть давления, создаваемого буровыми насосами, расхо-
дуется на преодоление гидравлических сопротивлений в обвязке,
соединяющей насосы с бурильной колонной. Эти потери зависят
от длины и диаметра трубопроводов обвязки, гидравлической глад-
кости их внутренней поверхности, режима течения, числа и конфи-
гурации местных сопротивлений (задвижек, поворотов, сужений
и расширений). Основная часть потерь давления в обвязке прихо-
дится на местные сопротивления. При принятых в настоящее время
схемах обвязки допустимо для приближенного расчета потерь давле-
ния на гидравлические сопротивления пользоваться формулой
Ро = 2^рж<?2, (VII.18)
где — сумма коэффициентов сопротивления элементов обвязки
в м-4; примерные значения этих коэффициентов даны в табл. 12;
Q — объемный расход промывочной жидкости в м3/с.
182
Таблица 12
Значения коэффициентов
Элемент обвязки Условный размер элемента, мм Диаметр проходного канала, мм 10-' М-4
Стояк 114 3,4
140 1,1
168 0,4
Буровой рукав 38 38
76 1,2
102 0,3
Вертлюг 32 27
75 0,9
100 0,3
Ведущая труба 65* 32 И
80* 40 7,0
112* 74 1,8
140* 85 0,9
155* 100 0,4
* Сторона квадрата.
Давление в буровом насосе. Давление, которое должны создавать
буровые насосы при прокачке промывочной жидкости, складывается
из суммы потерь давления на преодоление сопротивлений во всех
звеньях циркуляционной системы и перепада давлений в турбобуре:
Рбн = Pl + Р2 + Рз + Рз + Ри + Ро + Ртб + Pf > (VI1-19
где р± — потери давления на гидравлические сопротивления в бу-
рильных трубах в Па; р2 — то же> в кольцевом пространстве; ps —
то же, в утяжеленных бурильных трубах; рл — то же, в бурильных
замках; ря — то же, в промывочных устройствах долота; рй — то же
в обвязке; ртС — перепад давлений в турбобуре; pv — разность ста-
тических давлений столбов промывочной жидкости в кольцевом
пространстве и бурильной колонне. Так как обычно разность между
плотностью жидкости в кольцевом пространстве, содержащей вы-
буренные обломки породы, и плотностью жидкости в колонне мала,
разность статистических давлений также незначительна, и при рас-
четах, как правило, ею пренебрегают.
Потребная гидравлическая мощность. Для прокачки промывочной
жидкости с заданной объемной скоростью через циркуляционную
систему скважины требуются буровые насосы с достаточно большой
гидравлической мощностью. Величина минимально необходимой
гидравлической мощности
лтг=дбн<2; (VII .20)
производительность Q выбирают в зависимости от заданного ре-
жима бурения (см. гл. VIII).
183
§ 33. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ДАВЛЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ
ПРИ ПЕРЕМЕЩЕНИИ КОЛОННЫ ТРУБ
Если скважина заполнена неподвижной жидкостью, последняя
создает на стенки скважины (и на колонну труб, погруженную в нее)
давление, которое называют обычно гидростатическим. Если жидкость
выводится из состояния покоя, давление, передаваемое ею на стенки
скважины (и колонны труб), изменяется: возрастает или уменьшается
в зависимости от направления движения жидкости. Дополнительное
давление, которое передается жидкостью на стенки скважины (и ко-
лонны труб) при движении и которое зависит от скорости и ускорения
движения, называют гидродинамическим.
Рис. 110. Схематизированная тахо-
грамма спуска колонны на длину од-
ной трубы
Рис. 111. Зависимость коэффициента
кс от соотношения DIDZ при разных
режимах течения;
1 — турбулентный режим, 2 — ламинарный
режим
Всякое движение колонны труб в скважине, заполненной жидко-
стью, связано с перемещением жидкости и возникновением гидро-
динамического давления. Высокие гидродинамические давления
возникают при осевом перемещении колонны труб с закрытым ниж-
ним концом, так как при этом вся жидкость, вытесняемая колонной,
движется только по зазору между трубами и стенками скважины.
При спуске колонны труб в скважину возникают обычно наиболее
высокие гидродинамические давления, обусловленные большими
скоростью и ускорением движения колонны. Период спуска колонны
на длину одной трубы или свечи можно разделить на три этапа:
разгон tp, движение с установившейся скоростью t„ и торможение tT
(рис. НО).
В начальный момент разгона гидродинамическое давление есть
сумма двух компонентов: давления, необходимого для разрушения
тиксотропной структуры жидкости в скважине
46L
Гтя~~О^О ’
(VII.21)
и давления, необходимого для преодоления инерции жидкости в коль-
цевом пространстве и сообщения ей ускорения:
D^~ D2 '
(VII.22)
184
Здесь 0 — предельное (т. е. возникшее за период покоя) статическое
напряжение сдвига промывочной жидкости в Па; L — длина колонны
в м; «к — ускорение колонны в м/с2.
После разрушения тиксотропной структуры первый компонент
р'га исчезает, но появляется новая составляющая гидродинамического
давления, зависящая от скорости перемещения колонны. Наиболь-
шей величины этот компонент достигает в период установившегося
движения колонны. Гидродинамическое давление наивысшего зна-
чения может достичь в период разгона, когда суммируются инерцион-
ный компонент и компонент, зависящий от скорости перемещения
колонны. При перемещении колонны вместе с ней движется и неко-
торый слой жидкости, прилипший к наружной поверхности труб.
Поэтому жидкость, вытесняемая трубами, перемещается в противо-
положном направлении не по всему сечению кольцевого зазора,
а лишь по внешней его части.
Величину гидродинамического давления, возникающего в кольце-
вом пространстве при установившемся движении колонны, можно
приближенно вычислить по формуле (VII. 3), если в нее вместо W
подставить эффективную скорость течения в кольцевом пространстве:
= ( Lf2D2 +^)а>п, (VII.23)
где шп — скорость перемещения колонны в м/с; кс — коэффициент,
учитывающий влияние слоя жидкости, движущегося вместе с ко-
лонной, на скорость течения вытесняемой жидкости в кольцевом
пространстве. Коэффициент /сс зависит от режима течения, поэтому,
зная соотношение диаметров колонны и скважины, по рис. 111
находят его величину сначала для ламинарного режима и сопоста-
вляют эффективную скорость, вычисленную по формуле (VII. 23),
с критической, определенной по формуле (VII. 11) для кольцевого
пространства. Если окажется, что w3 > шкр, расчет повто-
ряют, но кс уже определяют по кривой для турбулентного ре-
жима.
Если величина кольцевого зазора по длине колонны изменяется,
гидродинамическое давление определяют отдельно для каждою
интервала с постоянным зазором; общее же гидродинамическое давле-
ние в кольцевом пространстве есть сумма гидродинамических давле-
ний во всех интервалах.
В период торможения, как и в период разгона, гидродинамическое
давление в кольцевом пространстве складывается из инерционною
компонента и компонента, зависящего от скорости перемещения
колонны.
Гидродинамическое давление, которое возникает и передается
на стенки скважины ниже башмака колонны, в общем случае есть
сумма трех компонентов: инерционного, компонента, зависящего
от скорости вытеснения жидкости в кольцевом зазоре, и лобового
сопротивления башмака. Ориентировочно величину этого гидро-
динамического давления можно оценить так:
<VIL24)
где G'2— нагрузка на крюк при медленном спуске колонны с постоян-
ной скоростью в Н; Cj — то же, но при быстром спуске колонны, в Н.
Гидродинамическое давление возникает не только при переме-
щении колонны, но и при прокачивании промывочной жидкости
(или цементного раствора). Давление, которое возникает при уста-
новившемся режиме течения промывочной жидкости, численно равно
потере давления на гидравлические сопротивления на участке от
рассматриваемого сечения скважины до устья. Оно существенно
возрастает при значительном увеличении скорости течения, так как
появляется инерционный компонент, зависящий от массы и ускоре-
ния движения жидкости.
В скважине гидродинамическое давление алгебраически сумми-
руется со статическим давлением столба жидкости. Иногда сумма
этих давлений может оказаться очень высокой и явиться причиной
раскрытия микротрещин или разрыва пород и поглощения жидкости.
Во избежание этого необходимо соответственно ограничивать пре-
дельное статическое напряжение сдвига, темп восстановления цир-
куляции после покоя, скорость промывки, скорость и ускорение
перемещения колонны, чтобы полное давление на стенки скважины
всегда было меньше давления, при котором может возникнуть пог-
лощение.
Допустимые значения скорости и ускорения движения колонны
труб, скорости промывки, темпа восстановления ее и предельного
статического напряжения сдвига для конкретных условий скважины
можно найти, если вместо ргд в формулу (IX. 2) подставить соот-
ветствующую сумму компонентов гидродинамического давления.
Необходимый коэффициент резерва при таком расчете выбирают
в зависимости от достоверности данных о градиентах давления рас-
слоения (или разрыва) пород и реологических свойствах промывоч-
ной жидкости.
§ 34. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
Буровые насосы. Для прокачивания промывочной жидкости
через циркуляционную систему скважины используются поршневые
двух- или трехцилиндровые насосы двойного действия (рис. 112).
Такие насосы могут при достаточно большой производительности
создавать высокое давление.
Вследствие неравномерного движения поршня насоса поток
жидкости, выталкиваемой через нагнетательные клапаны в напор-
ный трубопровод, оказывается пульсирующим. Пульсация произ-
водительности (а следовательно, и давления) насоса вредно отража-
ется на работе его приводной части (переменные нагрузки на под-
186
Рис. 112. Двухцилиндровый
поршневой буровой насос
двойного действия:
J — гидравлическая коробка;
2 — цилиндры; 3 — нагнета-
тельные клапаны; 4 — порш-
ни, 5 — шток; 6 — всасываю-
щая труба; 7 — тройник; 8 —
пневмокомпенсатор; 9 — транс-
миссионный вал; 10 — криво-
шипный вал; 11 — станина,
12 — маховик; 13 — кривошип;
14 — шатун; 15 — крейцкопф;
16 — ползун; 17 — сальник;
18 — крышка; 19 — салазки;
20 — корпус пневмокомпенса-
гора; 21 — перфорированный
цилиндр; 22 — мембрана
шипники, зубчатую передачу, валы, штоки и т. д.), турбобуров,
элементов циркуляционной системы, а также на устойчивости сте-
нок скважины. Для частичного уменьшения пульсации кривошипы
смещают друг относительно друга на 90° в двухцилиндровых и на
120° в трехцилиндровых насосах.
Дальнейшее сглаживание пульсации и устранение толчков давле-
ния, обусловленных инерцией жидкости, достигается при помощи
пневмокомпенсаторов, устанавливаемых как на нагнетательной, так
и на всасывающей линиях насоса. Компенсатором на всасывающей
линии служит стальной цилиндр, заполненный воздухом под атмо-
сферным давлением.
Пневмокомпенсатор на нагнетательной линии представляет собой
толстостенный сосуд 20 (см. рис. 112), в который вставлен перфори-
рованный цилиндр 21 с днищем и наружной разделительной рези-
новой мембраной 22. Полость между мембраной и стенками сосуда 20
заполняют воздухом или азотом под давлением, примерно равным
20—30% максимального рабочего давления насоса. При использо-
вании таких пневмокомпенсаторов существенно уменьшается нерав-
номерность подачи насоса, и амплитуда колебания давлений соста-
вляет 2—3% среднего давления насоса.
Действительную среднюю производительность насоса определяют
по формуле
QH = *Hn(2Fn-/’0)^is, (VII.25)
где кя — коэффициент подачи; п — число двойных ходов (или число
оборотов кривошипного вала) в 1 с; F,, — площадь поршня в м2;
F 0 — площадь поперечного сечения штока в м2; гц — число ци-
линдров в насосе; ls — длина хода поршня в м.
Коэффициент ка учитывает уменьшение действительной произво-
дительности насоса по сравнению с теоретической вследствие утечек
жидкости при запаздывании закрытия клапанов, в сальниковых
уплотнениях между поршнем и цилиндром и по другим причинам.
При хорошем уходе за насосом и правильной установке его относи-
тельно приемной емкости (желательно, чтобы уровень жидкости
в ней был выше уровня всасывающих клапанов насоса) коэффициент
подачи достигает 0,95 и более. При расчетах в бурении принимают
обычно /св 0,9.
Важнейшей характеристикой насоса является его гидравличе-
ская мощность 2Vr. Она определяет предельное давление, которое
насос может создавать при заданной производительности:
(?бн)пред = Лгг/Он (VIL26)
По величине предельного давления при наименьшей производи-
тельности рассчитывают на прочность детали бурового насоса.
Мощность, необходимая для привода бурового насоса:
^ = ^гЛ1н,
(VII.27)
188
где Лн — полный коэффициент полезного действия, учитывающий
потери мощности в приводной и гидравлической частях насоса, а также
в трансмиссии от двигателя к насосу. Обычно цн 0,75 4- 0,8.
Гидравлическая мощность современных буровых насосов, при-
меняемых при бурении глубоких скважин, достигает 1000 кВт и бо-
лее, а максимально допустимое давление
40 МПа.
Вертлюг является промежуточным зве-
ном между поступательно перемещаю-
щимися в вертикальной плоскости поли-
спастом и буровым рукавом, с одной
стороны, и вращающейся вокруг соб-
ственной вертикальной оси бурильной
колонной, с другой. Он служит своеоб-
разной пятой, воспринимающей нагрузку
от веса колонны труб и другие осевые
силы, а также устройством для подачи
промывочной жидкости из нагнетательной
линии буровых насосов (из бурового
шланга) в бурильную колонну.
Конструкция вертлюга должна быть
достаточно прочна, рассчитана на дли-
тельный срок службы при переменных
нагрузках и герметична при самых вы-
соких давлениях, которые могут возни-
кать в циркуляционной системе.
Вертлюг (рис. 113) состоит из стального
литого корпуса 7 с крышкой 3, вращаю-
щегося ствола 14, смонтированного в кор-
пусе на подшипниках, промывочной трубы
4 с одним или двумя отводами 2 для
присоединения буровых рукавов и штропа
1 для подвески вертлюга на крюк поли-
спаста. Штроп соединен с корпусом верт-
люга при помощи двух мощных пальцев 9.
Основной подшипник 10 восприни-
Рис. ИЗ. Вертлюг
мает осевые усилия, которые передаются
через колонну труб и направлены сверху вниз. Нижний подшип-
ник 11 воспринимает нагрузки, направленные снизу вверх.
Радиальные подшипники 8 служат для центрирования ствола верт-
люга в корпусе. Внутренняя полость корпуса используется в ка-
честве ванны, в которую наливают масло для смазки подшипников.
Промывочная труба 4 опирается на фланец крышки 3. Герметич-
ность соединения промывочной трубы со стволом достигается при
помощи верхнего манжетно-пружинного сальника 5, а ствола с кор-
пусом — при помощи верхнего 6 и нижнего 12 самоуплотняющихся
масляных сальников. Нижний сальник закрыт крышкой 13. Конси-
стентная смазка в сальники подается специальными масленками.
189
На нижнем конце ствола имеется внутренняя замковая резьба.
С ее помощью вертлюг через предохранительный переводник 15
соединяют с бурильной колонной.
Буровой рукав предназначен для подвода промывочной жидкости
от стояка, установленного в фонаре вышки, к вертлюгу. Рукав
представляет собой гибкий полый цилиндр и состоит из внутреннего
резинового слоя, нескольких слоев прорезиненной ткани с заложен-
ными в них слоями ленты, сплетенной из стальной проволоки, и на-
ружной резинотканевой или резиновой оболочки. По концам рукава
заделаны два стальных штуцера с фланцами для соединения с верт-
люгом и стояком. Такие буровые рукава рассчитаны на работу при
внутреннем давлении до 20—25 МПа.
Помимо гибких, выпускают также металлические многозвенные
рукава, состоящие из нескольких патрубков длиной 2—2,5 м ка-
ждый, связанных между собою специальными вертлюжными соеди-
нениями с шарикоподшипниками. При обычных температурах неко-
торые стальные рукава могут выдержать рабочее давление до 100 МПа.
Буровые рукава следует защищать от ударов, резких перегибов,
соприкосновения с вращающейся колонной труб, износа, а рукава
с резиновой оболочкой — также от попадания нефти и нефтепродук-
тов. Гибкие буровые рукава при эксплуатации рекомендуется опле-
тать прядью стального каната.
ГЛАВА VIII
РЕЖИМ БУРЕНИЯ
§ 35. ПОНЯТИЯ О ПАРАМЕТРАХ РЕЖИМА БУРЕНИЯ
И ПОКАЗАТЕЛЯХ РАБОТЫ ДОЛОТ
Под режимом бурения следует понимать сочетание параметров,
которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик
может оперативно изменять с поста управления. К числу таких
параметров относятся осевая нагрузка Рд за забой, скорость враще-
ния долота (или число оборотов в минуту) <о, расход промывочной
жидкости Q. При бурении гидромониторными долотами на показатели
работы большое влияние оказывает энергия струй, вытекающих
из насадок долота, которая является функцией скорости истечения
и диаметра струи.
Сочетание этих параметров, обеспечивающее достижение наилуч-
ших показателей работы данного долота с помощью данной буровой
установки, называют оптимальным режимом бурения. Режим буре-
ния называют скоростным, если на данном этапе достигнуты наивыс-
шие показатели работы долот и использованы более мощная буровая
установка и другие более совершенные технические средства по
сравнению с теми, которые применяются для массового бурения
скважин на данной площади.
Если сочетание параметров выбирают не для получения высоких
показателей работы долота, а с целью предотвращения искривления
скважины, принудительного искривления ее с заданной интенсив-
ностью в нужном направлении, улучшения эффективности отбора
керна и т. д., режим бурения называют специальным.
Об эффективности работы долота на забое судят по нескольким
показателям, основными из которых являются следующие.
1. Проходка h, т. е. количество метров, пробуренных данным
долотом до полного износа.
2. Проходка Лр за рейс, т. е. количество метров, пробуренных
долотом с момента спуска до момента подъема его с забоя. Для всех
долот, кроме алмазных, обычно проходка за рейс равна общей про-
ходке hp = h. Алмазное же долото, отличающееся большой работо-
способностью, может быть спущено в скважину неоднократно;
иногда одно алмазное долото используют при бурении отдельных
интервалов в нескольких скважинах. Поэтому для алмазных долот
hp^h.
191
3. Средняя механическая скорость проходки vu, т. е. количество
метров, пробуренных в единицу времени (в м/ч):
Гм = ^р/би, (VIII.1
где t„ — время, затраченное на углубление забоя на 7гр (продолжи-
тельность механического бурения), в ч.
4. Средняя рейсовая скорость проходки ир, т. е. средняя ско-
рость углубления скважины с учетом затрат времени на разрушение
породы и замену изношенного долота новым, в м/ч:
где tc — время, затраченное на замену изношенного долота (точнее,
на подъем изношенного долота на поверхность, смену его и спуск
нового долота на забой, а также на промывку скважины и проработку
призабойного участка новым долотом), в ч.
5. Себестоимость 1 м проходки:
С = Сд | ~Ьссм^см (VIII 3)
где Сд — стоимость собственно долота в руб; см — стоимость 1 ч
механического бурения в руб/ч; ссм — стоимость 1 ч операции по
замене изношенного долота в данном интервале скважины в руб./ч.
Скорость разрушения породы долотом в любой данный момент
времени называют мгновенной (или механической) скоростью про-
ходки Гмг.
§ 36. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ
НА МГНОВЕННУЮ МЕХАНИЧЕСКУЮ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ
Нагрузка на долото. Горные породы при вращательном бурении
разрушаются под действием осевой нагрузки и крутящего момента.
Осевая нагрузка создается прежде всего частью веса бурильной
колонны. Эта составляющая нагрузки называется статической.
При бурении шарошечными долотами возникает также динами-
ческая составляющая нагрузки, обусловленная перемещением центра
тяжести нижнего ударного участка бурильной колонны при перека-
тывании шарошек с зуба на зуб. Величина динамической составляю-
щей возрастает с увеличением жесткости нижнего участка бурильной
колонны, скорости вращения долота, шага зубьев, твердости породы
и уменьшается с ростом пластичности породы и коэффициента сколь-
жения долота. Отношение динамической составляющей к статической
может колебаться от величины, близкой к единице при разбуривании
очень крепких пород с небольшой статической нагрузкой, но при
высокой скорости вращения, до величины, близкой к нулю при
бурении пород невысокой твердости с повышенной статической
нагрузкой и небольшой скоростью вращения. При бурении нефтяных
и газовых скважин динамическая нагрузка не превышает 20—30%
192
Рис. 114. Зависимость механиче-
ской скорости проходки от осе-
вой нагрузки на шарошечное до-
лото
статической. К сожалению, в настоящее время нет приборов для
изМерения динамической составляющей нагрузки на забое, поэтому
в дальнейшем, за исключением особо оговоренных случаев, под
осевой нагрузкой будем понимать только статическую составляющую.
Теоретическая зависимость механической скорости проходки от
осевой нагрузки на забой при разбуривании горных пород шарошеч-
ными долотами показана на рис. 114. При небольших нагрузках
(область I), когда давление по площади контакта зубьев долота
с породой (контактное давление) меньше предела усталости послед-
ней, происходит преимущественно поверхностное разрушение (в ос-
новном путем истирания) забоя с не-
значительной скоростью, которая
примерно пропорциональна на-
грузке.
В области II разрушение породы
носит в основном объемный харак-
тер и происходит вследствие устало-
стных явлений. Контактное давление
здесь меньше твердости породы и,
следовательно, недостаточно для вы-
калывания ее при однократном
ударе. При многократных ударах
возрастает хрупкость породы, воз-
никают усталостные микротрещины,
которые, развиваясь при каждом
новом ударе, приводят к разруше-
нию породы. Чем выше контактное
давление, тем меньше ударов (цик-
лов нагружения) требуется для раз-
рушения породы. С увеличением осевой нагрузки не только повы-
шается контактное давление, но и возрастает энергия каждого
удара. Все это и приводит к тому, что в области II механиче-
ская скорость проходки увеличивается быстрее, чем осевая на-
грузка.
В области III происходит эффективное объемное разрушение
породы. Контактное давление здесь превышает твердость породы,
поэтому она разрушается при каждом соударении зуба долота с за-
боем. Как видно из рис. 114, в этой области на кривой зависимости
гмг — f (Ра) может быть несколько максимумов (В, С,..........)
Нагрузка Р’ю соответствующая точке В, является оптимальной для
первого скачка хрупкого разрушения; нагрузка Рд, соответствующая
точке С, является оптимальной для второго скачка хрупкого разру-
шения. При этих нагрузках удельная объемная работа разрушения
минимальна. При нагрузке Р'я < Р„ < Рд энергия, подводимая
к забою, больше той, которая требуется для одного скачка разруше-
ния при контакте зуба с породой, но недостаточна для двух скачков.
Поэтому удельная объемная работа разрушения при такой нагрузке
больше, чем при нагрузке Рд и тем более при Рд, а зависимость
13 Заказ 954 193
механической скорости проходки от осевой нагрузки в рассматри-
ваемой области не является линейной.
Вследствие износа зубьев долота величина площади контакта их
с породой возрастает. При постоянной осевой нагрузке уменьшается
контактное давление, поэтому по мере износа зубьев долота режимы
поверхностного и усталостного разрушения породы будут при все
более высоких осевых нагрузках.
Практически бурение в большинстве случаев ведется при режи-
мах, соответствующих области II и началу области III. Одной из
причин этого является трудность создания осевой нагрузки, необ-
ходимой для второго скачка разрушения. Чем больше глубина сква-
жины, тем, как правило, выше твердость пород, тем, следовательно,
труднее создать нагрузку, необходимую для получения путем вда-
вливания зубьев долота даже первого скачка разрушения при одно-
кратном ударе. Поэтому при применении шарошечных долот с очень
небольшим коэффициентом скольжения на значительных глубинах
режим бурения соответствует области II и даже I.
В гл. II было показано, что с увеличением всестороннего сжатия
и, следовательно, глубины залегания породы повышается пластич-
ность ее и уменьшается объем лунки, образующейся при вдавливании
пуансона. Отсюда следует, что, во-первых, если нагрузка на забой
достаточно велика и контактное давление превышает предел теку-
чести породы, глубина внедрения зуба долота вследствие пласти-
ческой деформации также должна возрастать и может достигать не-
скольких миллиметров; во-вторых, для разбуривания породы,
залегающей на большой глубине, требуется долото с меньшим шагом,
чем для разбуривания породы на значительно меньшей глубине.
Но уменьшение шага ведет к снижению контактного давления
и, следовательно, к смещению в область менее эффективного режима
бурения.
Увеличение глубины внедрения зуба вследствие пластической
деформации породы создает благоприятные условия для скалывания
ее и, таким образом, для применения долот с большим коэффициентом
скольжения. Увеличение скалывающего воздействия может в неко-
торой степени компенсировать ухудшение эффективности разруше-
ния путем вдавливания. Бурение долотами с повышенным коэффи-
циентом скольжения, даже на больших глубинах, возможно при
режимах, соответствующих области III.
При бурении лопастными и фрезерными долотами, по-видимому,
не происходит усталостного разрушения породы. Эти долота исполь-
зуют для разбуривания высокопластичных и сильнопористых пород.
Такие породы разрушаются главным образом путем внедрения лез-
вий при пластической деформации породы под влиянием осевой на-
грузки и последующего скалывания ее передней гранью лопасти
(или резца) под воздействием крутящего момента.
Заметим, что динамическая составляющая осевой нагрузки может
возникать при работе и лопастными, и фрезерными долотами, пока
происходит хрупкое разрушение породы. Однако коэффициент
194
динамичности, т. е. отношение суммарной осевой нагрузки к стати-
ческой составляющей, меньше, чем при работе шарошечными доло-
тами.
Осевую нагрузку на долото обычно контролируют косвенно при
помощи гидравлического (реже электрического) индикатора веса
(рис. 115), датчик которого укрепляют на неподвижном конце тале-
вого каната. О величине нагрузки на долото судят по уменьшению
веса на буровом крюке, фиксируемого этим индикатором.
Скорость вращения. Механическую скорость проходки можно
представить как произведение величины углубления забоя за один
Рис. 115. Гидравлический индикатор веса ГИВ 6-1;
1 — трансформатор давления (датчик); 2 — основной манометр — указатель веса; 3 —
верньер-манометр; 4 — регистратор; S — бачок с незамерзающей жидкостью; « — запор-
ный вентиль; 7 — панель; 8 — трубопровод; 9 — неподвижный конец талевого каната,
J0 — зажим
оборот долота на общее число оборотов в единицу времени. Величина
углубления за один оборот долота не зависит от скорости вращения
только в области поверхностного разрушения породы. При более
высоких контактных давлениях она уменьшается с увеличением
скорости вращения.
Есть несколько причин для такого снижения. Во-первых, так
как с ростом скорости вращения сокращается длительность контакта
зуба с породой, при большой скорости длительность контакта может
оказаться недостаточной для реализации подведенной энергии.
Экспериментально установлено, например, что темп снижения вели-
чины углубления за один оборот долота тем выше, чем больше осевая
нагрузка на забой.
Во-вторых, для удаления раздробленной или сколотой породы
требуется определенный минимум времени. Если скорость вращения
долота велика, времени с момента воздействия зуба одной шарошки
до момента воздействия зуба другой шарошки с данной площадкой
забоя может оказаться недостаточно для удаления породы, разрушен-
ной предыдущим зубом, и последующий зуб вынужден повторно
измельчать оставшийся шлам.
13* 195
В-третьих, с ростом скорости вращения интенсифицируется износ
зубьев шарошек и, следовательно, уменьшается контактное давление
зубьев на породу.
В-четвертых, вследствие демпфирующего эффекта ранее выбурен-
ных, но не удаленных с забоя частиц породы уменьшаются сила удара
зубьев долота о породу и коэффициент динамичности. При высоких
скоростях вращения сила удара может уменьшиться также за счет
демпфирующего эффекта промывочной жидкости, которую вытесняют
зубья долота при перекатывании по забою.
Влиянием названных выше факторов можно объяснить характер
зависимости механической скорости проходки от скорости вращения
У глодая скорость, рад/с
Рис. 117. Влияние степени очистки за-
боя на характер зависимости углубле-
ния за один оборот долота диаметром
120 мм от осевой нагрузки на единицу
диаметра его при разбуривании цемент-
но-песчаного блока и промывке водой
(давление атмосферное):
I — полная очистка забоя; II — недостаточ-
ная очистка
Обозначе- ния точек Углов ая скорость вращения, рад/с Р асход воды, дм»/с
1 0,5 6,31
2 0,5 2,84
3 5,0 6,31
4 5 0 2,84
Рис. 116. Зависимость механической
скорости проходки от скорости вра-
щения долота:
1 — мел; 2 — известняк, з — мрамор;
4 — гранит
долота, показанный на рис. 116.
Отклонение от линейной зави-
симости и уменьшение темпа
роста механической скорости
проходки при меньшей скоро-
сти вращения тем больше, чем
выше пластичность и меньше
твердость породы. С увеличе-
нием осевой нагрузки скорость
вращения, при которой проис-
ходит отклонение, несколько
возрастает. Эта скорость увеличивается при уменьшении шага
зубьев шарошек. Скорость вращения долота при роторном бурении
измеряют при помощи тахометров, а при турбинном бурении — при
помощи специального турботахометра, датчик которого устанавли-
вают в верхнем узле турбобура и соединяют с валом последнего.
Расход промывочной жидкости. Показанная выше зависимость
механической скорости проходки от осевой нагрузки наблюдается
при совершенной очистке забоя и устранении повторного измельче-
ния выбуренных частиц породы. При недостаточной очистке забоя
темп роста механической скорости проходки с увеличением осевой
196
нагрузки снижается; в некоторых случаях скорость проходки даже
уменьшается (рис. 117). Это связано с тем, что все большая и большая
часть подводимой к долоту энергии затрачивается не на разрушение
новых участков породы, а на измельчение не удаленных с забоя
обломков.
При неизменных осевой нагрузке и скорости вращения механи-
ческая скорость проходки с увеличением расхода жидкости воз-
растает, однако темп роста постепенно (и чем больше расход, тем
сильнее) уменьшается.
Часть обломков выбуренной породы отрывается от поверхности
забоя при перекатывании шарошек с зуба на зуб и возникновении
турбулентных вихрей в жидкости при вращении долота. Часть же
обломков остается плотно прижатой к поверхности забоя под влия-
нием разности между давлением столба промывочной жидкости
в скважине и поровым давлением в породе призабойной зоны.
Увеличение расхода промывочной жидкости способствует удале-
нию из-под долота первой части обломков, а также выносу на дневную
поверхность всех обломков, оказавшихся над долотом. Для удаления
же из-под долота обломков, прижатых к поверхности забоя под
действием перепада давлений, необходимо создать условия для
выравнивания давлений под каждым обломком и над ним и разрушить
фильтрационную корку, которая образуется на забое под влиянием
перепада давлений (см. гл. VI) и дополнительно препятствует отрыву
обломков от забоя. Простым увеличением расхода промывочной
жидкости этого достичь не удается.
Практика бурения показывает, что, если механическая скорость
проходки не превышает 15 м/ч, увеличивать расход промывочной
жидкости при роторном бурении и бурении электробурами целе-
сообразно лишь до тех пор, пока скорость восходящего потока не
достигнет 0,5—0,75 м/с. При дальнейшем увеличении расхода в боль-
шинстве случаев потребная гидравлическая мощность возрастает
так значительно, что дополнительные затраты средств на повышение
мощности не оправдываются небольшим приростом механической
скорости проходки.
Существенно улучшить очистку забоя от выбуренных частиц
и повысить механическую скорость проходки можно, если гидравли-
ческую мощность потока промывочной жидкости реализовать в насад-
ках гидромониторного долота. Струя жидкости, вытекающая с высо-
кой скоростью из насадки, обладает большой энергией. При ударе
струи о забой возникает поперечный поток толщиной в несколько
миллиметров, движущийся почти параллельно поверхности забоя.
Если долото правильно сконструировано, поперечный поток охваты-
вает практически всю поверхность забоя.
Струя, вытекающая из насадки, вращается вокруг своей продоль-
ной оси. Ее вращение передается также поперечному потоку.
В слоях потока, примыкающих к поверхности забоя, касательные
напряжения весьма велики, поэтому, а также вследствие вращения
поперечный поток препятствует образованию фильтрационной корки
197
в процессе бурения и размывает корку, возникшую в период отсут-
ствия промывки, отрывает от поверхности забоя и приподнимает над
ним обломки выбуренной породы.
Наблюдения показывают, что значительный рост механической
скорости проходки достигается в том случае, когда скорость струй,
вытекающих из насадок гидромониторного долота, превышает ниж-
нее критическое значение. Нижнее критическое значение скорости
струи зависит от твердости пород и растет с увеличением последней,
однако количественной связи между этими двумя величинами не
установлено. Обычно считают, что нижнее
критическое значение скорости струи равно
60—75 м/с.
О степени влияния увеличения скорости
струи выше нижнего критического значения
на механическую скорость проходки высказы-
Рис. 118. Влияние гидравлической мощности, подведен-
ной к долоту при роторном бурении, на механиче-
скую скорость проходки разных пород:
интервал глубин: 1 — 1067—1463 м; 2 — 1463—1646 м;
3 — 1646—1829 м; 4 — 1829—2195 м; 5 — 2195 — 2438 м* 6 —
вероятные значения максимальной потребной гидравлической
мощности для получения наивысшей механической скорости
проходка при прочих равных условиях (модель долота, осе-
вая нагрузка, скорость вращения)
ваются различные мнения. Одни исследователи считают, что наиболь-
ший эффект достигается при увеличении силы удара, т. е. произведе-
ния расхода промывочной жидкости на скорость струи (сила удара
пропорциональна также плотности жидкости, которая остается не-
изменной и не зависит от расхода и скорости струи). Практически
скорость струи лимитируется износостойкостью материала гидро-
мониторных насадок. При высоких скоростях истечения насадки
нередко размываются в результате абразивного воздействия твердых
частиц, содержащихся в промывочной жидкости.
Иногда высказывается мнение, что увеличение скорости удара
способствует размыву породы струей промывочной жидкости. При
существующих скоростях истечения размыв возможен лишь в самых
мягких породах. Некоторые авторы поэтому считают, что критерием
силы удара струи целесообразно руководствоваться при бурении
в слабосцементированных, мягких и средней твердости породах.
Увеличение силы удара может быть, по-видимому, полезно также
в тех случаях, когда разность между давлением столба промывочной
жидкости на забой и поровым давлением в разбуриваемой породе
велика и образующаяся на проницаемой породе забоя фильтрацион-
ная корка создает значительное сопротивление отрыву выбуренных
частиц от забоя.
Согласно другой, более распространенной точке зрения, наилуч-
ший эффект достигается при увеличении произведения расхода про-
198
мывочной жидкости на квадрат скорости струи, т. е. гидравлической
мощности, реализуемой в насадках гидромониторного долота. На
рис. 118 сплошными линиями 1—5 показаны зависимости, получен-
ные при роторном бурении трехшарошечными долотами типа М на
разных глубинах в одной из скважин, а пунктиром — экстраполяция
их в области пониженной и повышенной гидравлической мощности.
Многие авторы считают, что критерием максимума гидравличе-
ской мощности струи можно пользоваться при разбуривании не только
мягких и средней твердости, но и весьма твердых пород, хотя абсо-
лютный прирост механической скорости проходки при увеличении
гидравлической мощности, как видно из рис. 118, с глубиной и,
следовательно, с увеличением твердости породы становится менее
значительным.
При бурении гидромониторными долотами ограничивающим фак-
тором является максимальное давление, которое создают буровые
насосы или которое допустимо с точки зрения прочности элементов
циркуляционной системы (бурового рукава, вертлюга). Если насосы
работают при наибольшем допустимом давлении, а режим течения
промывочной жидкости в циркуляционной системе турбулентный,
максимальная гидравлическая мощность будет подведена к долоту
тогда, когда перепад давлений в насадках составит две трети давле-
ния пасосов.
Для реализации этого перепада долото должно иметь насадки
диаметром (в м):
do = 1,05 (VII 1.4)
' НД^бн
где цд — коэффициент расхода насадки; для гидромониторных
долот рд 0,9-ь 0,95; п0 — число насадок в долоте; рби — давление,
создаваемое насосами, в Па.
Сила же удара струи будет наибольшей в том случае, если перепад
давлений в насадках равен половине давления, создаваемого буро-
выми насосами. Для этого диаметр насадок должен быть
4 /
do = 1,13)/
Рж<?2
Рд^о7?бн
(VIII.5)
Как уже отмечалось ранее, с увеличением скорости вращения до-
лота затрудняется удаление выбуренных обломков с забоя, несколько
возрастает также рассеяние энергии струи на пути от выходных
кромок насадки до поверхности забоя. Можно ожидать поэтому, что
при бурении с забойными двигателями, имеющими высокие скорости
вращения вала, нижнее критическое значение скорости струи будет
несколько больше, чем при роторном бурении.
Поскольку в насадках гидромониторных долот перепад давлений
достаточно велик, их следует применять только при бурении турбо-
бурами шпиндельного типа, чтобы свести к минимуму утечки жидко-
сти через ниппель.
199
Расход промывочной жидкости на водной основе измеряют при
помощи индукционного расходомера РГР-7.
§ 37. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ
НА ВЕЛИЧИНУ ПРОХОДКИ НА ДОЛОТО
Проходка на долото зависит от скорости разрушения породы
и длительности работы его на забое, т. е. долговечности
h=^vMrdt, (VIII.6)
о
где tn — долговечность долота.
При бурении разрушается не только порода забоя, но и вооруже-
ние самого долота, а в шарошечных долотах — также подшипники.
Любое изменение параметров режима сказывается на интенсивности
износа долота. По мере его износа снижается механическая скорость
проходки. Считают, что при данном режиме бурения в достаточно
однородной породе изменение механической скорости проходки
во времени вследствие износа долота можно описать уравнением
^,r = VMre"3”Z, (VIII 7)
где п*г — начальная механическая скорость проходки; t — время
с начала работы долота; р* — коэффициент, зависящий от износа
вооружения долота.
Под скоростью износа будем понимать объем изношенного металла
вооружения долота в единицу времени. Наиболее интенсивно зубья
изнашиваются в начале работы долота, пока площадь контакта их
с породой мала, а контактное давление велико. По мере их износа
и увеличения площади контакта уменьшаются контактное давление
и скорость износа. Поэтому механическая скорость проходки
наиболее интенсивно снижается также в начальный период работы
долота на забое.
Скорость износа возрастает примерно пропорционально осевой
нагрузке, пока контактное давление не достигнет некоторого значе-
ния, зависящего от предела текучести материала зубьев, а при
высоких скоростях вращения — от предела выносливости. При
дальнейшем повышении осевой нагрузки темп прироста скорости
износа существенно увеличивается. Если на первом этапе износ в ос-
новном происходит в результате истирания, то при высоком контакт-
ном давлении наблюдается объемно-усталостное (а порой — объем-
ное) разрушение металла. Важное значение имеет характер шерохо-
ватости поверхности контакта пары зуб—порода и соотношение
микротвердостей минеральных зерен породы и зуба. Чем больше
шероховатость породы, тем интенсивнее износ, так как выше реаль-
ные контактные давления в местах касания зуба с выпуклостями
поверхности породы. Износ особенно интенсифицируется, если
микротвердость минеральных зерен породы близка к микротвердости
зубьев долота.
200
Скорость износа зубьев возрастает примерно пропорционально
скорости вращения долота или даже несколько быстрее, особенно
при бурении в твердых породах. Последнее объясняется тем, что при
бурении в твердых породах контактные давления часто близки
(а иногда превышают) лк пределу выносливости материала зубьев,
и износ имеет объемно-усталостный характер.
Чем больше скорость износа, тем меньше долговечность вооруже-
ния долота. Поэтому связь между долговечностью вооружения и
параметрами режима бурения часто описывают следующей эмпири-
ческой формулой:
t. =.-,а-.- , (VIII.8)
где а — постоянная, зависящая от конструкции вооружения и типа
долота; Ъх и Ь2 — экспоненты, зависящие от абразивности породы
и промывочной жидкости, степени очистки забоя и некоторых других
факторов, они изменяются от 1 до 1,5.
Большое влияние параметры режима оказывают на долговечность
опор шарошечных долот. Основными причинами выхода из строя
опор являются появление большого люфта в подшипниках вслед-
ствие истирания тел качения и беговых дорожек и усталостное разру-
шение их под воздействием больших переменных контактных напря-
жений. Экспериментальные исследования показали, что срок службы
опор при неизменной скорости вращения долота уменьшается быстрее,
чем растет осевая нагрузка. Это связано, видимо, с интенсификацией
усталостного разрушения.
О влиянии скорости вращения долота на долговечность опор
имеются противоречивые данные. Ряд исследователей утверждает,
что моторосурс рпоры, т. е. суммарное число оборотов до выхода под-
шипников из строя, не зависит от скорости вращения долота. По
мнению же других, моторесурс опоры с увеличением скорости враще-
ния уменьшается. Полагают, что неблагоприятное воздействие
увеличения скорости вращения на моторесурс опоры проявляется
в том случае, когда осевая нагрузка превысит некоторое предельное
Для данной опоры значение.
В общем случае зависимость долговечности опоры шарошечных
долот от параметров режима бурения можно охарактеризовать сле-
дующей формулой:
(VHI9)
где а2 — постоянная, зависящая от конструкции опоры и свойств
промывочной жидкости; Ь3 и Ь± — экспоненты, зависящие от свойств
промывочной жидкости и некоторых других факторов. По данным
ряда исследователей, для глинистых растворов на водной основе
1 <С Ъ3 =5 1,5; &4 = 0,54-1, наиболее вероятное значение, судя
по последним публикациям, 64 1.
201
Если учесть, что проходка на долото зависит от механической
скорости проходки и долговечности долота, которые в свою очередь
являются нелинейными функциями параметров режима бурения, то
проходка на долото также должна быть сложной функцией тех же
параметров. Примеры этой функциональной зависимости при бурении
Рис. 119. Зависимость проходки за
рейс 1, долговечности долота 2 и ме-
ханической скорости проходки 3 от осе-
вой нагрузки при постоянной скорости
вращения
в преимущественно твердых
породах показаны на рис. 119
и 120. При данной скорости
вращения долота, как видно из
этих рисунков, существует
только одно оптимальное зна-
чение осевой нагрузки, при
Рис. 120. Зависимость механической
скорости проходки 3, долговечности
долота 2 и проходки за рейс 1 от
скорости вращения при постоянной
нагрузке
котором обеспечивается получение наивысшей проходки конкретным
долотом в определенной породе. При данной осевой нагрузке суще-
ствует одно оптимальное значение скорости вращения, при котором
достигается наибольшая проходка за рейс выбранным долотом в дан-
ной породе. Любое отклонение от этих оптимальных значений Ря
и ® ведет к снижению проходки за рейс даже в том случае, если
механическая скорость проходки при этом возрастает.
Улучшение очистки забоя от выбуренных частиц и снижение
концентрации их в промывочной жидкости в призабойной зоне, до-
стигаемое увеличением расхода жидкости и, особенно, гидравличе-
ской мощности, реализуемой в насадках гидромониторного долота,
положительно сказываются на долговечности опор. В подшипники
шарошек поступает менее загрязненная жидкость, и срок их службы
до износа заметно возрастает. Например, при опытном бурении
гидромониторными долотами на Усть-Балыкском нефтяном место-
рождении увеличение долговечности долота достигало 25—75%.
202
Улучшение очистки забоя ведет также к снижению затраты
энергии на повторное измельчение выбуренных обломков и соответ-
ствующему увеличению энергии, расходуемой непосредственно на
разрушение породы, а следовательно, к повышению механической
скорости проходки.
Таким образом, улучшение очистки забоя, способствующее росту
механической скорости проходки и долговечности долота, обеспечи-
вает повышение проходки за рейс. Так, по опубликованным данным,
при замене обычных долот гидромониторными и поддержании ско-
рости струи на уровне 60—75 м/с при роторном бурении проходка
за рейс возрастает на 30—50% и даже более. В Западной Сибири
при опытном бурении турбобурами ЗТСШ-7 1/2" ТЛ с гидромонитор-
ными долотами проходка на долото возросла примерно на 80%,
а средняя механическая скорость проходки на 50% при скорости
струи жидкости 95—105 м/с.
§ 38. ВЗАИМОСВЯЗЬ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ
Изменение какого-либо одного параметра режима не всегда ведет
к повышению эффективности бурения, если остальные параметры
остаются неизменными. Например, увеличение нагрузки на долото
может не сопровождаться ростом механической скорости проходки,
если при этом не улучшается промывка забоя; обломки выбуренной
породы, которые поток не в состоянии удалить с поверхности забоя,
нередко запрессовываются между зубьями долота, налипают на него
и образуют сальник, а скорость проходки снижается. При увеличении
скорости вращения механическая скорость проходки может не воз-
расти, а проходка за рейс снизится вследствие интенсификации
износа, если осевая нагрузка на долото и промывка забоя останутся
неизменными.
Параметры режима взаимосвязаны, и наибольшая эффективность
бурения достигается лишь при оптимальных сочетаниях этих пара-
метров, зависящих прежде всего от свойств разбуриваемой горной
породы и конструкции долота. При данной осевой нагрузке увеличе-
ние скорости вращения долота с целью повышения механической
скорости проходки целесообразно лишь до тех пор, пока возрастает
рейсовая скорость и снижается себестоимость 1 м проходки. Опти-
мальным является лишь тот режим бурения, при котором обеспечи-
вается рост рейсовой скорости или снижение себестоимости 1 м про-
ходки по сравнению со всеми другими режимами. Любое форсирова-
ние режима путем изменения Рд или и или обоих параметров, вслед-
ствие чего ускоряется износ долота и уменьшается проходка за рейс,
а следовательно, снижается рейсовая скорость и увеличивается
себестоимость 1 м проходки, следует считать нерациональным.
Роторное бурение. Особенностью роторного бурения является
возможность индивидуального изменения любого параметра режима;
при этом остальные параметры не изменяются. Оптимальное сочета-
ние пока может быть найдено только эмпирически, путем изменения
каждого из параметров режима.
203
В § 36 было показано, что определяющим параметром режима,
в наибольшей степени влияющим на эффективность разрушения по-
роды, является осевая нагрузка на долото. Величина ее зависит от
твердости породы и площади контакта долота с породой; она должна
быть достаточной для того, чтобы контактное давление было не
меньше твердости разбуриваемой породы:
Рд^к3ршРк, (VIII.10)
где рш — твердость породы по штампу при атмосферном давлении
в Па; FK — площадь контакта зубьев долота с породой в м2; к3 —
коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на твердость
горных пород; он зависит также от способа бурения и типа породо-
разрушающего инструмента и определяется опытным путем. По дан-
ным ряда авторов, этот коэффициент изменяется от 0,3 до 1,6, причем
наиболее часто к3 = 0,4-=-0,7.
Если твердость пород и коэффициент к3 неизвестны, при проекти-
ровании режима роторного бурения шарошечными долотами диа-
метром 190 мм и более, особенно на новых площадях, можно принимать
нагрузки на 1 см диаметра долота, приведенные в табл. 13. С умень-
Таблица 13
Примерные величины осевой нагрузки на 1 см
диаметра шарошечных долот для разных пород
Горные породы
Осевая
нагрузка,
кН
Весьма мягкие сланцы, глины, каменная
соль, известняки, несцементированные
отложения .......................
Мягкие и средней мягкости плотные и не-
сцементированные сланцы, соль, ангид-
рит, гипс, известняки, несцементиро-
ванные песчаники, а также мягкие по-
роды с прослойками пород средней
твердости и твердых .............
Породы средней твердости: твердые и пе-
счанистые сланцы, аргиллиты, ангидри-
ты, доломиты, мел, известняки, мета-
морфизованные сланцы, а также породы
средней твердости с прослойками твер-
дых ..................
Твердые породы: прочные известняки, до-
ломиты, аргиллиты, метаморфизованные
сланцы, твердые песчаники, доломиты,
доломитизированные известняки, окрем-
нелые известняки ................
Крепкие и очень крепкие породы: квар-
циты, песчаникй кварцевые, граниты и
т. п.............................
До 2
2-5
5-10
10-15
15
и более
204
шением диаметра долота эти величины несколько снижаются, и для
долот диаметром 140 мм они ниже примерно в 1,5—2 раза. Наиболь-
шая величина нагрузки на долото лимитируется прочностью вооруже-
ния и подшипников.
Основным фактором при выборе скорости вращения долота явля-
ется характер ее влияния на величину проходки за рейс (см. § 37).
Для роторного бурения специфичным является зависимость
сочетания осевой нагрузки и скорости вращения не только от механи-
ческих свойств породы, прочности и
но и от прочности и жесткости бу-
рильной колонны. G увеличением
осевой нагрузки возрастают напря-
жения сжатия в нижней части
бурильной колонны и изгиба, а с по-
вышением скорости вращения — на-
пряжения изгиба и частота продоль-
ных, а также крутильных колеба-
ний, что может ускорить разрушение
бурильных труб и особенно резь-
бовых соединений. Для безопасности
работы обычно при увеличении осе-
вой нагрузки снижают скорость вра-
щения долота.
На рис. 121 показаны примерные
соотношения между удельной осевой
нагрузкой и скоростью вращения
для шарошечных долот диаметром
214 мм при бурении на новых,
а также со сложными геологиче-
скими условиями площадях (кри-
вая А) и при бурении на площа-
дях с хорошо изученными и неослож-
Рлс. 121. Взаимосвязь между
скоростью вращения шарошеч-
ного долота диаметром 214 мм и
удельной осевой нагрузкой при
роторном бурении:
А — для новых и сложных площадей;
В — для площадей е хорошо изучен-
ными нормальными условиями
ненными геологическими условиями
(кривая В). Верхней третью диаграммы рекомендуется пользо-
ваться при разбуривании мягких и средней твердости песча-
ников, глин, сланцев и мела; средней третью — при разбуривании
в основном твердых сланцев, песчаников, известняков и других
твердых пород; нижней третью — при бурении в очень твердых и
метаморфизованных сланцах, песчаниках, конгломератах, известня-
ках, доломитах, кварцитах и в изверженных породах типа гранита
и базальта. Чем больше твердость породы, тем при данной осевой
нагрузке должна быть меньше скорость вращения. Интенсив-
ность промывки должна быть достаточной для хорошей очистки
забоя.
Зависимость, показанная на рис. 121, может быть использована
также для долот других диаметров; при этом скорость вращения
рекомендуется регулировать так, чтобы окружная скорость на пери-
ферии долота не превышала указанных здесь величин.
205
Более детально вопросы проектирования режима бурения рас-
смотрены в специальной литературе.
Фактором, ограничивающим увеличение скорости вращения до-
лота, может быть также мощность привода ротора. Мощность, затра-
чиваемая на роторное бурение, складывается из мощности 7УД, рас-
ходуемой долотом на разрушение породы, трение о забой и осевые
перемещения бурильной колонны, а также на трение долота о боко-
вые стенки скважины, мощности на трение бурильной колонны
о жидкость и стенки скважины, мощности на преодоление сопро-
тивлений в наземной системе передач от двигателя до ведущей трубы
и мощности N3 на промывку скважины.
Мощность N?, расходуемая долотом:
ЛД=МД«, (VIH.11)
где MR — момент, реализуемый долотом. Приближенно величина
этого момента
Мд = ЛГуД(/гд-г/’Дин) + Мо- (VIII.12)
Здесь Му,, — коэффициент пропорциональности, часто именуемый
Нм л
удельным моментом, в ——• Р^ — статическая составляющая
xi
осевой нагрузки в Н; Рдин — динамическая составляющая осевой
нагрузки, возникающая при работе долота, в Н; Мо — момент,
расходуемый на осевые перемещения нижней части бурильной
колонны, обусловленные динамичностью работы долота, и на трение
последнего о стенки скважины, в Н-м.
Величина удельного момента зависит от конструкции долота
(коэффициента скольжения, шага зубцов и т. п.), механических
свойств разбуриваемой породы и некоторых других факторов. Удель-
ный момент возрастает с увеличением скольжения долота и шага
зубьев, а также пластичности породы. Он несколько снижается при
увеличении скорости вращения долота, но это уменьшение невелико
и в приближенных расчетах им обычно пренебрегают. Значения
удельного момента можно найти в специальной литературе.
Мощность Nr (в Вт) в первом приближении можно определить
по формуле проф. В. С. Федорова
(VIII.13)
где ка — опытный коэффициент, зависящий от кривизны скважины,
М2
т> ________•
рад1’7 • с1"3 ’
Рж — плотность промывочной жидкости в кг/м3;
dH — наружный диаметр бурильных труб в м; L — длина бурильной
колонны в м; со — угловая скорость вращения в рад/с.
Значения коэффициента ка,
У го л искрив ления сква-
жины, градусы . . . 3—5 6—9 10—16
м2
fa, 1>7 . сьз .... (10,54-13,5) Ю-.з (14,54-16) • 10-з (16,5--19) • 10~з
2Э6
Мощность N2 (в Вт) можно вычислить приближенно также по
эмпирической формуле проф. В. С. Федорова
У2 = *1(0-|-/с2«>2, (VIII.14
где kt и к2 — опытные коэффициенты. В случае привода ротора
через лебедку кг 1100 -Вт-'с- , а непосредственно от двигателей
г рзд
через редуктор кг 240 . Коэффициент к2 11—.
Таким образом, мощность привода ротора
Агр = [Л/уд (Рд -Т'Рдии) о~ЬМ] ® 4“^аРж<?н^®1,7~Н^2®2- (VIII. 15)
Как видим, мощность, необходимая для привода ротора, с увели-
чением скорости вращения резко возрастает прежде всего вследствие
быстрого роста потерь на трение бурильной колонны о стенки сква-
жины. Коэффициент полезного использования этой мощности, пред-
ставляющий отношение мощности, затраченной на разрушение
породы, к мощности 4Vp, существенно снижается. Это одна из причин
снижения скорости вращения долота при роторном бурении в связи
с увеличением глубины скважины. Из выражения (VIII.15) видно
также, что основными способами повышения коэффициента полезного
использования мощности являются увеличение осевой нагрузки
и применение долот с возможно большими шагом зубьев и коэффи-
циентом скольжения.
Осевую нагрузку при роторном бурении создают только весом
нижней части колонны труб. Чтобы уменьшить величину напряжений
продольного изгиба и сосредоточить массу, с помощью которой
создается осевая нагрузка, возможно ближе к долоту, нижний
участок бурильной колонны комплектуют из толстостенных буриль-
ных труб. Желательно, чтобы длина секции утяжеленных бурильных
труб при роторном бурении была не менее
z (vni.16)
у g<i&
где Лв = 1,14-1,3; Рл — осевая нагрузка на долото вН; q6 — масса
1 м УБТ в кг.
В зарубежной практике применяют секции УБТ длиной 200—300 м.
Турбинное бурение. При турбинном бурении изменение одного
параметра режима вызывает автоматически изменение других. Так,
при увеличении осевой нагрузки снижается скорость вращения.
Если увеличить расход промывочной жидкости, соответственно воз-
растает скорость вращения. При постоянных расходе и осевой на-
грузке скорость вращения возрастает при повышении твердости
и хрупкости разбуриваемой породы и уменьшается с ростом пласти-
ческих свойств.
Предположим, что при работе долота осевая динамическая
нагрузка не возникает. Тогда момент Мт, развиваемый турбиной
турбобура, расходуется на преодоление сил трения в упорном Мгр
207
и радиальных 7Ирп подшипниках турбобура, сил трения вала о
жидкость и на работу долота Л?д:
Л/т = тр 4-Л/рп Л" Л/ж Мд.
(VIII.17
Момент сил трения в упорном подшипнике зависит от коэффи-
циента трения рп, а следовательно, от качества трущихся поверх-
ностей и качества промывочной жидкости, которая является смаз-
кой для них, и от силы нормального давления между этими поверх-
ностями. Сила нормального давления есть разность между осевой
гидравлической силой Рг, действующей на вал турбобура и напра-
Рис. 122. Взаимосвязь параметров режима турбинного бурения при постоян-
ном расходе промывочной жидкости:
а — зависимость составляющих вращающего момента от осевой нагрузки; б — моментная
характеристика турбины; в — зависимость скорости вращения, мощности, реализуемой
турбобуром, и механической скорости проходки от осевой нагрузки на долото
вленной вниз, и осевой реакцией забоя, направленной вверх и
численно равной осевой нагрузке РА. Осевая гидравлическая сила
прямо пропорциональна площади сечения турбины и разности
давлений промывочной жидкости на входе в турбобур и в скважине
после выхода из насадок долота, т. е. она пропорциональна квадрату
расхода жидкости через турбобур.
Экспериментальные исследования показали, что коэффициент
трения резинометаллического подшипника существенно изменяется
при увеличении нормального давления между трущимися поверх-
ностями, а при малых окружных скоростях — также с уменьшением
скорости вращения. При неизменном расходе жидкости момент сил
трения Мтр, таким образом, связан с осевой нагрузкой Рд степенной
зависимостью и имеет наименьшую величину при Р:, = Рт. Характер
этой зависимости показан на рис. 122, кривая 3.
Моменты Л/рп и Мх практически не зависят от осевой нагрузки,
их сумма представлена кривой 2 на том же рисунке. Между момен-
том Л/д и осевой нагрузкой Рд, как уже было сказано ранее, зави-
симость близка к линейной (кривая 1).
208
Сложив величины Л/тр 4- Мрп + Мж -|- Мд, найдем зависимость
суммарного момента, необходимого для турбинного бурения, от осе-
вой нагрузки (кривая 4). Сопоставив полученную зависимость
с моментной характеристикой турбины турбобура (кривая 5), можно
найти скорость вращения вала (пример такого определения показан
пунктиром) и построить зависимость между скоростью вращения
долота при турбинном бурении и осевой нагрузкой Р„ (кривая 6)
при том расходе промывочной жидкости, для которого взята момент-
ная характеристика турбины. Аналогично строятся зависимости
для любого другого расхода промывочной жидкости.
Мощность 7VT = 7Итсо представляет собой произведение суммар-
ного момента при данном значении Рд на соответствующую этой
нагрузке скорость вращения вала турбобура. Зависимость мощности,
затрачиваемой на турбинное бурение, от осевой нагрузки показана
на рис. 122, кривая 7. Как видно из этого рисунка, зависимости
Мт = М (Рд) и Ат = N (Рд) нелинейные. Область, расположенная
левее точки А на кривой мощности, соответствует устойчивому ре-
жиму работы турбобура. В этой области скорость вращения вала
уменьшается почти пропорционально увеличению осевой нагрузки.
Темп снижения скорости вращения растет с увеличением шага зубьев
и коэффициента скольжения долота, а также пластичности горных
пород. Правее точки А находится область неустойчивого режима
работы; даже при небольшом увеличении осевой нагрузки скорость
вращения резко падает и турбобур останавливается.
Исследования показали, что области наибольшей мощности,
выделенной на рис. 122, в штрих-пунктирными линиями, соответ-
ствуют также наиболее высокие значения механической (кривая 8)
и рейсовой скоростей проходки. Можно считать поэтому, что опти-
мальный режим бурения приходится на эту область.
При бурении в большинстве случаев возникает динамическая
составляющая Рдин осевой нагрузки, изменяющаяся во времени
по величине и знаку. Следовательно, суммарная осевая нагрузка
на забой также должна изменяться во времени от максимального
значения Ря Рдин до минимального Ря — Р№Н . Но при таком
изменении суммарной осевой нагрузки на забой будет сооответственно
изменяться и суммарный вращающий момент, а следовательно,
и скорость вращения вала турбобура. Чем тверже порода и выше
коэффициент динамичности, тем больше диапазон колебания ско-
рости вращения долота. Колебания скорости вращения особенно
возрастают при бурении в режиме так как при этом диски
пяты упорного подшипника турбобура занимают положение неустой-
чивого равновесия между подпятниками, и под влиянием динами-
Дескойсоставляющей систематически изменяется положение опорных
поверхностей атого подшипника.
Колебания скорости вращения, обусловленные динамической
составляющей, не позволяют работать при осевых нагрузках Ря,
соответствующих правой части области наибольшей мощности:
при создании такой нагрузки турбобур останавливается. Колебания
14 Заказ 954 209
неблагоприятно сказываются также на работоспособности долота.
Диапазон колебаний скорости вращения можно уменьшить, если
использовать турбобур с более крутой моментной характеристикой,
как показано на рис. 122, кривая 9 (например, секционные машины),
или если между валом турбобура и долотом разместить хорошо
отбалансированный маховик длиной 3—4 м, диаметр маховика
примерно равен диаметру корпуса турбобура.
Для повышения эффективности работы долота недостаточно
увеличения мощности турбобура, существенное значение имеют ком-
поненты мощности.
Величина удельной объемной работы разрушения пропорцио-
нальна отношению подведенной к долоту мощности к механической
скорости проходки:
ЛуД = А^- (VIIM8)
(Л’ — коэффициент пропорциональности).
Чем меньше удельная работа, тем эффективнее процесс бурения.
Механическая скорость проходки при увеличении осевой нагрузки
и неизменной скорости вращения долота растет быстрее, чем при
увеличении скорости вращения и постоянной осевой нагрузке.
Мощность на долоте линейно зависит от скорости вращения и осевой
нагрузки. Отсюда следует, что';форсировать режим бурения шарошеч-
ными долотами выгоднее путем повышения осевой нагрузки на долото
и снижения скорости вращения, так как при этом уменьшается
удельная объемная работа разрушения и замедляется износ вооруже-
ния и опор.
С увеличением глубины возрастают затраты времени на замену
изношенного долота новым, поэтому увеличение проходки за рейс,
достигаемое путем повышения осевой нагрузки и снижения скорости
вращения долота, ведет к росту рейсовой скорости, как это видно
из формулы (VIII.2). Из сказанного следует, в частности, что из
двух турбобуров лучшим является тот, у которого отношение Мт/(о
более высокое. Хорошие результаты, полученные при применении
секционных турбобуров типа ТСШ, а также турбобуров типов А7Н
и A9G с наклонной линией давления, для которых характерно более
высокое значение Myj(£> по сравнению с турбобурами типа Т12М,
подтверждают это положение.
Существенным резервом повышения эффективности турбинного
бурения является замена резинометаллических подшипников сколь-
жения, в которых расходуется значительная мощность, подшипни-
ками качения с более высоким к. п. д. При такой замене точка А
(см. рис. 122) на кривой мощности перемещается вправо, в область
повышенных нагрузок и пониженной скорости вращения. Ьолее
подробно вопрос о режиме турбинного бурения рассмотрен в специ-
альной литературе.
Для повышения эффективности процесса разрушения породы
при турбинном, как и при роторном бурении желательно создавать
210
осевую нагрузку на долото за счет веса секции УБТ. В отечественной
практике, однако, принято размещать над турбобуром лишь 25—
50 м УБТ, а нагрузку на долото создавать за счет веса тонкостенных
бурильных труб, так как наличие длинной секции УБТ существенно
снижает скорость подъема бурильной колонны. Но резкое увеличе-
ние длины сжатой части колонны, неизбежное при замене УБТ
тонкостенными бурильными трубами, приводит к соответствующему
росту силы трения колонны о стенки скважины и уменьшению дей-
ствительной осевой нагрузки на забой по сравнению с видимой,
определяемой по индикатору веса. Это расхождение между видимой
и действительной нагрузками на долото может еще более возрасти,
если часть колонны комплектуют из легкосплавных бурильных
труб. Чтобы избежать этого, при бурении вертикальных скважин
рекомендуется длину секции тонкостенных стальных бурильных
труб выбирать с таким расчетом, чтобы верхняя часть ее всегда
находилась в состоянии осевого растяжения. Это значит, что длина
секции тонкостенных стальных бурильных труб должна быть не
менее:
1С > /,Г1Р;'~56а4у . (VIII.19)
gQc
где кв = 1,1 — 1,3; q6 — масса 1 м УБТ в кг; дс — масса 1 м
стальных тонкостенных труб в кг.
$ 39, ВЛИЯНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ
ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ДОЛОТ
Одной из причин снижения механической скорости проходки
с увеличением глубины скважины является увеличение твердости
пород, о чем говорилось в гл. II.
Специально поставленные лабораторные опыты показали, что
с увеличением давления столба промывочной жидкости в скважине
механическая скорость проходки разных пород изменяется не одина-
ково (рис. 123): при разбуривании одних пород она может умень-
шиться кратно, при разбуривании других снижается незначительно
или даже остается неизменной.
На характер изменения скорости проходки с ростом гидростати-
ческого давления помимо увеличения твердости породы влияют
и другие факторы. Одним из основных факторов является разность
между давлением столба промывочной жидкости в скважине и поро-
вым давлением в разбуриваемой породе. Чем больше эта разность,
тем больше сила, прижимающая выбуренные частицы к породе, тем
труднее удалить их с забоя и, следовательно, приходится затрачивать
больше энергии на их измельчение.
Для отделения от забоя выбуренной частицы породы необходимо,
чтобы давление в микрощели между частицей и материнской породой
14*
211
стало равным давлению столба промывочной жидкости и микрощель
заполнилась жидкостью. Такой жидкостью может быть пластовая
жидкость, промывочная жидкость либо фильтрат последней. Ско-
рость заполнения микрощели зависит поэтому от проницаемости
породы, вязкости пластовой жидкости, а также реологических
свойств промывочной жидкости, ее водоотдачи и вязкости фильтрата.
Чем выше проницаемость породы и меньше вязкость насыщающей
жидкости, тем быстрее микрощель заполняется ею и тем меньше
Рис. 123. Влияние да-
вления столба промы-
вочной жидкости на ме-
ханическую скорость
проходки
влияние давления столба промывочной жид-
кости на механическую скорость проходки.
Например, при разбуривании в лабора-
тории высокопроницаемого известняка, по-
ровое давление в котором равно давлению
столба воды, используемой в качестве про-
мывочной жидкости, давление последней
практически не повлияло на скорость
проходки (см. рис. 123, кривая 1). При
разбуривании малопроницаемого мрамора
с промывкой чистой водой механическая ско-
рость проходки в тех же опытах снижалась,
хотя и медленно, при повышении давления
воды до 28 МПа; видимо, такой перепад да-
влений требуется для быстрого заполнения
жидкостью микрощелей, выравнивания да-
влений и отрыва частиц от забоя (см. рис.
123, кривая 2). В практически непроницае-
мый глинистый сланец вода проникает
крайне медленно, так что повышение поро-
вого давления до давления, создаваемого промывочной жидкостью,
затруднено. Поэтому механическая скорость проходки с ростом
давления столба промывочной жидкости здесь снижается значитель-
нее (см. рис. 123, кривая 5), чем даже в малопроницаемом
мраморе.
Особенно резко падает механическая скорость проходки при
увеличении разности между давлением промывочной жидкости
и поровым давлением до 7—10 МПа. Отсюда следует, что при бурении
необходимо стремиться к поддержанию равновесия между поровым
давлением в разбуриваемой породе и давлением столба промывочной
жидкости путем соответствующего регулирования плотности послед-
ней.
При бурении с промывкой незагрязненной водой давление ее
почти не сказывается на скорости проходки монолитных, практи-
чески беспористых пород. Чем выше пористость непроницаемых
пород, тем заметнее влияние разности давлений столба промывочной
жидкости и порового на механическую скорость проходки. Объя-
сняется это тем, что с увеличением пористости возрастает степень
локального (т. е. в зоне пор) сжатия породы под влиянием избыточ-
ного давления промывочной жидкости.
212
Из сказанного следует, что разность механических скоростей
проходки при бурении с продувкой воздухом и промывкой водой
с глубиной существенно возрастает, хотя при атмосферном давлении
она обычно мала, особенно при небольших скоростях вращения
долота. Так, при бурении скважин глубиной 2000—3000 м с продув-
кой воздухом механическая скорость проходки возрастает в 2—3 раза,
а проходка за рейс — в 5—10 раз.
При бурении с промывкой ньютоновскими жидкостями (вода,
нефть) механическая скорость проходки уменьшается с ростом вяз-
кости. Хотя течение промывочной жидкости вблизи забоя является
турбулентным, в слое, непосредственно примыкающем к поверхности
породы, жидкость движется ламинарно. Чем выше вязкость жидко-
сти, тем толще этот лами-
нарный слой и тем меньше
скорость течения в нем.
Уменьшение же скорости
течения затрудняет удале-
ние с забоя выбуренных
частиц даже после запол-
нения жидкостью микро-
щелей и выравнивания
давлений.
При использовании для
промывки жидкостей, со-
держащих твердую фазу,
Рис. 124. Влияние концентрации твердой
фазы в промывочной жидкости на механиче-
скую скорость проходки
механическая скорость проходки уменьшается с увеличением
содержания твердых частиц (рис. 124), причем темп снижения
скорости проходки особенно значителен в области малых концентра-
ций твердой фазы. Снижение механической скорости проходки
обусловлено прежде всего образованием на поверхности забоя филь-
трационной корки (или слоя) из частиц твердой фазы. Такая корка
резко уменьшает скорость фильтрации жидкой фазы из промывочного
раствора в микрощели, образуемые долотом в породе и, следовательно,
замедляет выравнивание давлений и устранение прижимающей
частицу силы. Кроме того, для удаления выбуренных обломков
с забоя необходимо еще преодолеть силы сцепления между частицами
корки.
Механическая скорость проходки снижается с уменьшением
водоотдачи. Это объясняется как образованием более прочной корки,
затрудняющей удаление обломков, так и снижением скорости про-
никновения фильтрата в микрощели породы и замедлением темпа
выравнивания давлений.
В промывочной жидкости почти всегда содержатся поверхностно-
активные вещества, способные при адсорбции на поверхности горной
породы уменьшать прочность последней (см. § 6) и тем облегчать
разрушение ее долотом. Наиболее заметно эффект Ребиндера про-
является при разбуривании твердых пород в режиме поверхностного
или усталостного разрушения. Так, в ряде случаев дри бурении
213
с промывкой водными растворами ПАВ механическая скорость
проходки увеличивалась в 1,3—2,5 раза. В качестве таких веществ
могут использоваться минеральные (NaOH, Na2GO3, силикаты натрия
и др.) и органические (сульфонол и др.) электролиты, неионогенные
ПАВ (ОП-10 и др.), а также коллоиды и некоторые высокомолеку-
лярные соединения в незначительных концентрациях (от 0,05 до
0,5-1%).
С увеличением вязкости, предельного динамического напряжения
сдвига или плотности промывочной жидкости при неизменной ско-
рости промывки возрастают гидравлические сопротивления в цирку-
ляционной системе и давление, которое должны создавать буровые
насосы, а следовательно, гидравлическая мощность на промывку
скважины. Поэтому при замене одной промывочной жидкости,
например воды, другой с большей вязкостью и значительным предель-
ным динамическим напряжением сдвига или большей плотностью
(например, глинистым раствором) приходится уменьшать расход
жидкости, если до замены при бурении поддерживалось давление,
предельно допустимое для насосов или прочности элементов нагне-
тательной линии.
Уменьшать расход жидкости приходится и в том случае, если при
бурении до замены полностью использовалась гидравлическая мощ-
ность буровых насосов. Снижение же расхода часто ведет к уменьше-
нию механической скорости проходки.
Почти все факторы, которые способствуют снижению механической
скорости проходки, неблагоприятно влияют также на величину
проходки за рейс. Исключение составляют лишь добавки к водным
промывочным растворам таких ПАВ, высокомолекулярных веществ
и нефти, которые оказывают смазывающее воздействие на подшипники
шарошечных долот и другие трущиеся поверхности и тем способ-
ствуют увеличению долговечности долота, снижению силы трения
бурильных труб о стенки скважины, уменьшению сальникообразова-
ния на долоте и повышению фактической осевой нагрузки на забой.
По этим же причинам возрастает проходка на долото при замене
водной промывочной жидкости раствором на нефтяной основе.
Добавка смазывающих веществ положительно сказывается и на
механической скорости проходки. Так, при увеличении концентра-
ции нефти в растворе на водной основе до 10% почти пропорционально
растет v№r. При концентрации нефти свыше 15% увеличение скорости
проходки обычно прекращается; довольно часто наблюдается даже
ее снижение.
Помимо названных выше причин, росту механической скорости
проходки способствует и то, что при добавлении к водному раствору
небольшого количества нефти турбулизация потока возникает при
значительно меньшей скорости течения.
При замене водной промывочной жидкости раствором на нефтяной
основе в скважинах глубиной до 2000—2500 м механическая скорость
проходки часто несколько уменьшается. Это объясняется тем, что
из растворов на нефтяной основе дисперсионная среда почти не
214
отфильтровывается, и поэтому выравнивание порового давления
Б призабойной зоне и давления столба промывочного раствора весьма
затруднено.
При бурении же на больших глубинах, особенно в глинистых
породах, часто наблюдается значительное увеличение механической
скорости проходки в результате повышения фактической осевой
нагрузки на забой. Например, в Краснодарском крае при роторном
бурении скважины с промывкой известково-битумным раствором
в интервале 4200—4700 м проходка на долото возросла в 3,7 раза,
а средняя механическая скорость проходки — в 1,45 раза по сравне-
нию с соответствующими показателями по другим скважинам при
промывке глинистыми растворами.
Большинство факторов, способствующих увеличению механи-
ческой скорости проходки, благоприятно влияет также на величину
проходки за рейс. Некоторые ПАВ, однако, облегчая разрушение
горных пород, одновременно значительно интенсифицируют износ
вооружения или подшипников долот, что в конечном счете может
привести к снижению проходки за рейс. К числу таких веществ
относятся некоторые электролиты и ионогенные ПАВ (например,
детергент ДС РАС — продукт сульфирования керосино-газойлевого
дистиллята).
ГЛАВА IX
ОСЛОЖНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
В процессе бурения возникают различные осложнения: поглоще-
ние промывочной жидкости или цементного раствора, нефте-газо-во-
допроявления, обваливание и осыпание пород, прихваты и затяжки
бурильной колонны, растепление многолетнемерзлых пород и другие.
Во многих случаях предупредить возникновение осложнения легче,
чем его ликвидировать. Нередко одно осложнение, возникшее в сква-
жине и не устраненное в достаточно короткий срок, усугубляется
другими видами, а иногда является причиной появления новых
осложнений. Поэтому предупреждению и быстрой ликвидации воз-
никших осложнений следует уделять большое внимание.
§ 40. ПОГЛОЩЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
Поглощение промывочной жидкости происходит:
а) если в горной породе имеются раскрытые трещины, каверны
и прочие крупные каналы, а давление, создаваемое промывочной
жидкостью на стенки скважины, превышает пластовое в рассматри-
ваемом горизонте;
б) когда давление, создаваемое промывочной жидкостью на стенки
скважины, достаточно для раскрытия имеющихся в данной породе
сомкнутых микротрещин либо для разрыва породы и образования
в ней новых трещин.
При поглощении многократно увеличивается общий расход про-
мывочной жидкости, необходимый для проходки скважины; замед-
ляется темп углубления, так как буровая бригада вынуждена расхо-
довать часть рабочего времени на приготовление и обработку допол-
нительного объема промывочной жидкости. В результате возрастает
стоимость бурения.
При поглощении уровень промывочной жидкости устанавливается
на несколько десятков и даже сотен метров ниже уровня скважины.
Вследствие этого снижается противодавление на стенки скважины
и может начаться приток пластовых жидкостей и газа из горизонта
с более высоким коэффициентом аномальности. Иногда при снижении
уровня жидкости обнажаются стенки скважины, сложенные неустой-
чивыми породами. Колебания противодавления на стенки и периоди-
ческое осушение и вновь увлажнение неустойчивых пород, вызван-
216
ные изменением положения уровня промывочной жидкости, могут
быть причиной их осыпания или обваливания.
Важно поэтому не допускать возникновения поглощения, и воз-
можно быстрее ликвидировать его, если оно возникло.
Естественная трещиноватость, кавернозность, прочность горных
пород и пластовые давления — это природные факторы, не зависящие
от воли человека; управлять ими в процессе бурения невозможно.
Для предотвращения и устранения поглощения в первом из назван-
ных выше случаев необходимо, чтобы сопротивление естественных
трещин и каналов растеканию но ним промывочной жидкости пре-
вышало разность между давлением, которое создает эта жидкость
на стенки трещины, и пластовым давлением в данном горизонте:
РсХР—'^аРв) о2-|-Дгд, (IX.1)
где рс — сопротивление растеканию промывочной жидкости по
естественным каналам в породе данного горизонта в Па; р — плот-
ность промывочной жидкости в кг/м3; z — глубина залегания
рассматриваемого горизонта от устья в м; kapvgz — пластовое давле-
ние в этом горизонте в Па; ргд — гидродинамическое давление,
передаваемое промывочной жидкостью на данный горизонт, в Па.
Во втором случае сумма статического и гидродинамического давле-
ний, передаваемых промывочной жидкостью на стенки скважины,
должна быть всегда меньше давления раскрытия микротрещин и раз-
рыва породы:
Pg^ + Pta =s£ ЛрРг, (IX.2)
где Дрр — градиент давления разрыва (или расслоения) породы
в Па/м.
Чтобы предотвратить поглощение промывочной жидкости, как
видно, очень важно знать величины градиентов давления разрыва
и коэффициенты аномальности не только продуктивных, но и всех
других горизонтов, вскрываемых скважиной. К сожалению, до
последнего времени сведения о коэффициентах аномальности непро-
дуктивных горизонтов по многим районам весьма неточны, а о гра-
диентах давления разрыва пород очень незначительны. Градиенты
давления разрыва пород могут колебаться примерно от 0,012 до
0,026 МПа/м. Например, на месторождении Нефтяные Камни в Азер-
байджане средний градиент давления разрыва равен 0,017 МПа/м,
но для разных горизонтов он не одинаков и возрастает от 0,012 МПа/м
на глубине 300 м до 0,015 МПа/м на глубине 1000 м и до 0,018 МПа/м
на глубине 2000 м; на месторождении Узень в Казахстане средний
градиент давления разрыва составляет около 0,017 МПа/м; на место-
рождениях Волго-Уральской области он изменяется в пределах
0,013-0,020 МПа/м.
Величину градиента давления разрыва можно определить по
промысловым материалам, сравнивая противодавления на соответ-
ствующий горизонт в скважинах, где были поглощения, и в скважи-
нах на той же площади, где заметного поглощения не наблюдалось.
217
Анализ неравенств (IX. 1) и (IX.2) показывает, что поглощение
может быть вызвано следующими причинами:
а) увеличением плотности промывочной жидкости выше предела,
который можно найти, решив эти неравенства;
б) чрезмерно высоким гидродинамическим давлением, возникаю-
щим при промывке скважины на участке от поглощающего горизонта
до устья и обусловленным большой скоростью течения, малой вели-
чиной зазора между колонной труб и стенкой скважины либо неудач-
ным выбором реологических свойств промывочной жидкости
(см. § 32);
в) высоким гидродинамическим давлением в момент восстановле-
ния циркуляции, обусловленным большой величиной статического
напряжения сдвига промывочного раствора (см. § 33);
г) высоким гидродинамическим давлением, возникающим при
попытке очень быстрого восстановления циркуляции и обусловлен-
ным инерцией промывочной жидкости;
д) высоким гидродинамическим давлением, возникающим при
спуске колонны труб с большой скоростью либо с большим ускоре-
нием (см. § 33);
е) высоким гидродинамическим давлением, возникающим при
промывке скважины или в период спуско-подъемных операций, если
на колонне труб или долоте образовался сальник.
Если известны градиенты давлений разрыва пород и коэффици-
енты аномальности, осложнения во многих случаях можно предупре-
дить соответствующим регулированием свойств промывочной жидко-
сти (уменьшением плотности, статического, предельного динамиче-
ского напряжений сдвига, пластической вязкости), ограничением
скоростей и ускорений при спуско-подъемных операциях, а также
правильным выбором конструкции скважины.
Если поглощение возникло при йскрытии трещиноватой или
кавернозной породы, необходимо регулированием свойств промы-
вочной жидкости снизить интенсивность поглощения до возможного
минимума, быстрее разбурить всю зону осложнения и затем изоли-
ровать ее с помощью того или иного тампонирующего материала
либо, в крайнем случае, обсадной колонной. Если мощность погло-
щающего пласта не слишком велика, проводить изоляционные ра-
боты или спускать обсадную колонну после вскрытия лишь части
зоны осложнения обычно нецелесообразно, так как при дальнейшем
разбуривании этого пласта поглощение возобновится; стоимость же
строительства скважины при этом заметно возрастает, а технико-
экономические показатели ухудшаются.
Если в процессе бурения скважины может быть вскрыто несколько
поглощающих горизонтов, вопрос об изоляции каждого горизонта
индивидуально до вскрытия следующего либо о проведении изоля-
ционных работ после вскрытия всех или нескольких горизонтов
решают с учетом интенсивности поглощения и влияния его на тех-
нико-экономическую эффективность бурения (скорость бурения,
стоимость скважины).
218
Рис. 125. Индикатор скорости
потока «Разведчик Р-8»
Интенсивность поглощения может колебаться в широких преде-
лах от сотых долей до нескольких десятков дм3/с и более. При буре-
нии без поглощения уровень жидкости в приемной емкости насосов
снижается медленно, так как некоторое количество промывочной
жидкости расходуется на заполнение вновь создаваемого объема
скважины и на компенсацию потерь фильтрата через проницаемые
стенки последней. При вскрытии зоны с небольшой интенсивностью
поглощения возрастает скорость снижения уровня в металлической
приемной емкости. Если в приемной емкости установить уровнемер
с самописцем, по изменению наклона кривой, записываемой прибором,
можно обнаружить начало поглощения,
а по темпу снижения уровня определить
интенсивность поглощения.
В случае вскрытия горизонта с высо-
кой интенсивностью поглощения часто
выход промывочной жидкости из сква-
жины на поверхность прекращается,
уровень ее в скважине снижается и
устанавливается на глубине в несколько
десятков и даже сотен метров от устья.
Интенсивность поглощения при этом
можно определить только при помощи
специальных исследований. Поглоще-
ния такой большой интенсивности
обычно называют полными, или ката-
строфическими.
Для ликвидации поглощений тре-
буется знать местоположение зоны
осложнения и интенсивность. Положе-
ние зоны можно уточнить несколькими
способами. Наиболее точно это позволяет сделать индикатор
скорости потока «Разведчик». Прибор «Разведчик Р-8» состоит
из глубинного снаряда, спускаемого в скважину на трехжильном
каротажном кабеле, и наземного блока питания и регистрации.
Глубинный снаряд (рис. 125) представляет собой цилиндрический
корпус 1, внутри которого размещены индуктивный датчик 2 и под-
вижный сердечник 5; к корпусу снизу присоединена камера 4 с рези-
новым разделителем 5, резиновым компенсатором 6 и узкими проточ-
ными каналами 7. Внутри камеры расположена коробчатая мемб-
рана 8, к центральной части которой прижат сердечник 3. Внутрен-
няя полость глубинного снаряда заполнена кремнийорганической
жидкостью.
Для определения местоположения зон поглощения глубинный
снаряд предварительно спускают на забой скважины; при этом под
влиянием разности давлений промывочного раствора, действующих
на резиновый разделитель 5 и компенсатор 6, кремнийорганическая
жидкость будет перетекать через каналы 7 из области повышенного
в область пониженного давления до тех пор, цока давления не вырав-
219
няются. Возникающий при движении жидкости скоростной напор
вызывает деформацию коробчатой мембраны 8, и соответствующее
перемещение сердечника фиксируется на поверхности фоторегистра-
тором автоматической каротажной станции АКСЛ-64.
Закачивая в скважину с постоянным расходом промывочную
жидкость, снаряд поднимают с постоянной скоростью. Пока он
перемещается на участке ствола, сложенном непроницаемыми поро-
дами, действующая на него разность давлений остается постоянной,
положение сердечника не меняется и регистратор на поверхности
фиксирует неизменность поступающего сигнала. Когда же снаряд
проходит через зону поглощения, скоростной напор потока промы-
вочной жидкости, действующий на резиновый разделитель 5, воз-
растает все более и более по мере перемещения прибора от подошвы
зоны к кровле, так как все меньшее количество промывочной жидко-
сти успевает уйти в пласт на участке от кровли его до места нахожде-
ния снаряда. Поэтому при перемещении снаряда через поглощающую
вону регистратор на поверхности фиксирует все возрастающий
сигнал.
Таким образом, по характерным точкам излома кривой, записы-
ваемой регистратором прибора, легко определить глубины подошвы
и кровли поглощающего горизонта. Если таких горизонтов несколько,
по кривой достаточно точно определяют положение каждого из них.
Аналогично можно определить положение горизонтов с более высо-
кими коэффициентами аномальности, если из них при снижении
уровня жидкости в скважине происходит приток пластовых жидко-
стей и газа.
О степени поглощения судят по интенсивности его, понимая
под этим объем поглощенной жидкости в единицу времени под дей-
ствием определенного избыточного давления, обычно 0,1 МПа. Для
этого скважину исследуют и строят экспериментальную зависимость
.объемной скорости поглощения от избыточного давления. Предва-
рительно исследуемый поглощающий горизонт разобщают от
расположенных выше проницаемых объектов с помощью гидромеха-
нического пакера, спускаемого на бурильных трубах. В бурильной
колонне вблизи нижнего открытого конца устанавливают специаль-
ный глубинный манометр, с помощью которого регистрируют уста-
новившееся давление при разных темпах нагнетания промывочной
жидкости в колонну, а также установившееся статическое (пластовое)
давление после прекращения подачи жидкости. При отсутствии
специальных глубинных манометров давления вычисляют по изве-
стной плотности закачиваемой жидкости и измеренной с помощью
электрического уровнемера глубине ее уровня.
Для устранения поглощений применяют следующие способы:
а) уменьшают плотность промывочной жидкости, например
аэрацией;
б) снижают скорость течения промывочной жидкости в затрубном
пространстве, особенно при небольшом зазоре между стенками
скважины и колонной труб;
220
в) задавливают в поглощающий горизонт некоторый объем про-
мывочной жидкости с высоким предельным статическим напряже-
нием сдвига и быстрым темпом структурообразования и оставляют
скважину в покое на несколько часов;
г) добавляют к промывочной жидкости небольшое количество
специальных волокнистых или гранулированных материалов для
закупорки ими трещин шириной менее 1—2 мм и каналов с эквивалент-
ным диаметром 4—5 мм;
д) бурят без выхода на дневную поверхность промывочной жидко-
сти; при этом полагают, что выбуренные частицы, поступая в каналы
и трещины поглощающего горизонта, постепенно закупоривают их;
е) задавливают в поглощающий объект некоторый объем быстро-
схватывающегося цементного раствора или другой тампонирующей
смеси с пониженной плотностью, часто с добавкой волокнистых
или гранулированных материалов;
ж) намывают в крупные каналы, трещины и каверны грубозер-
нистые инертные материалы (песок, гравий и т. п.) для закупорки их
и резкого уменьшения интенсивности поглощения и затем цементи-
руют быстросхватывающейся тампонажной смесью;
з) задавливают в пласт высокомолекулярные соединения, спо-
собные полимеризоваться при контакте с пластовой водой, затвер-
девать и надежно закупоривать каналы поглощения;
и) перекрывают зоны поглощения обсадными трубами (как край-
няя мера).
Способ ликвидации поглощения или комбинацию способов выби-
рают в зависимости от удельной интенсивности поглощения и с уче-
том возможной технико-экономической эффективности их. Если
в скважине вскрыто несколько зон поглощения значительной интен-
сивности, как правило, лучший результат достигается, когда каждую
зону изолируют индивидуально, предварительно разобщив ее от
других проницаемых горизонтов, пакером.
§ 41. ГАЗО-НЕФТЕ-ВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину прежде
всего, если пластовое давление хотя бы в одном из горизонтов будет
выше давления, создаваемого на него промывочной жидкостью.
Приток жидкостей и газов может возникнуть при вскрытии объекта
с повышенным коэффициентом аномальности, при плохом контроле
за плотностью и дегазацией промывочной жидкости, при понижении
уровня жидкости в скважине в результате поглощения ' либо во
время подъема колонны труб без долива, при быстром подъеме колон-
ны труб (особенно с алмазным или одношарошечным долотом, с саль-
ником на долоте либо замках, с пакером и т. д.). Интенсивность
притока зависит от перепада давлений, проницаемости приствольной
зоны пласта, свойств пластовых жидкостей и газов и других факторов
и нередко бывает весьма значительной.
Некоторое количество пластовых жидкостей и газов поступает
в промывочную жидкость с обломками выбуренной породы. Объем их
221
примерно пропорционален скорости разбуривания породы. Пласто-
вый газ может поступать также в результате диффузии через прони-
цаемые стенки скважины. Интенсивность притока пластовых жидко-
стей и газов, как правило, невелика и не представляет опасности,
если нет длительных перерывов циркуляции и на поверхности про-
мывочная жидкость хорошо дегазируется.
При благоприятных условиях пластовые жидкости и газы могут
поступать в скважину также под влиянием капиллярного давления,
возникающего вследствие искривления менисков на поверхности
контакта двух несмешивающихся жидкостей, например пластовой
нефти и водного промывочного раствора.
При длительных перерывах циркуляции в промывочную жидкость
может поступать некоторое количество газа из верхней части газо-
носного пласта. Во время промывки и в первый период после ее
прекращения под влиянием избыточного давления из промывочной
жидкости в газоносный объект отфильтровывается дисперсионная
среда. Плотность газа невелика, поэтому избыточное давление вблизи
подошвы газоносного объекта выше, чем у кровли, и эта разность
тем значительнее, чем больше мощность объекта.
В покое поровое давление тиксотропного промывочного раствора
(т. е. давление, создаваемое дисперсионной средой и взвешенными
частицами твердой фазы) снижается по мере того, как часть твердой
фазы выпадает из взвешенного состояния и зависает на стенках
скважины и колонны труб. Если поровое давление против кровли
газоносного объекта сравняется с пластовым, отфильтровывание
дисперсионной среды из раствора в эту часть горизонта прекратится.
Отфильтровывание же в нижнюю часть объекта будет продолжаться,
ио уже под влиянием избыточного давления, равного примерно
поровому давлению столба промывочной жидкости, расположенного
только против газоносного объекта.
Фильтрат, поступивший в верхнюю часть газоносного объекта,
под действием гравитации стекает к его подошве, а пластовый газ
получает возможность фильтроваться в скважину и замещать диспер-
сионную среду раствора, отфильтровавшуюся в нижнюю часть объ-
екта. Со временем против верхней части газоносного объекта может
образоваться пачка газированной промывочной жидкости.
Если газоносный пласт трещиноват, в процессе бурения нередко
в трещины поступает значительное количество промывочной жидко-
сти, которая смешивается затем в них с пластовым газом. При пони-
жении давления в скважине (например, при подъеме бурильной ко-
лонны) часть поглощенной жидкости вместе с содержащимся в ней
газом из трещин возвращается вновь в ствол. Возможно, что это
одна из основных причин появления в скважине газированной
промывочной жидкости.
После восстановления циркуляции но мере продвижения газиро-
ванной промывочной жидкости к устью, в область пониженного да-
вления, содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение
газ : жидкость возрастает. В результате давление, оказываемое
222
столбом промывочной жидкости на стенки скважины и пластовые
жидкости и газы, уменьшается, особенно на сравнительно небольших
глубинах (до 1000—1500 м); разность между пластовым давлением
и давлением в скважине увеличивается, что способствует интенсифи-
кации притока жидкостей и газа из пласта.
Как только порция газированной жидкости оказывается на глу-
бине нескольких сот метров от негерметизиров энного устья сква-
жины, происходит бурное расширение пузырьков газа. При этом часть
промывочной жидкости из скважины может быть выброшена, а давле-
ние на стенки скважины скачкообразно уменьшится. Часто подобные
выбросы переходят в открытое фонтанирование.
Приток негазированных или слабогазированпых пластовых
жидкостей (обычно воды) обнаруживается по переливу через устье
после прекращения промывки, а иногда даже во время ее и по
увеличению объема жидкости в приемной емкости буровых насосов.
При газировании, помимо уменьшения плотности промывочной
жидкости, выходящей из скважины, значительно возрастает условная
вязкость. В случае притока пресной воды снижаются плотность,
условная вязкость и статическое напряжение сдвига, возрастают
водоотдача и суточный отстой, из утяжеленного раствора нередко
выпадает утяжелитель. Если же поступает минерализованная вода,
может произойти коагуляция раствора, сопровождающаяся ростом
условной вязкости, статического напряжения сдвига, водоотдачи
и суточного отстоя. Иногда возможна даже гидрофобная коагуляция:
водоотдача и суточный отстой значительно увеличиваются, а твердая
фаза выпадает из взвешенного состояния.
Газо-нефте-водопроявления не только нарушают процесс бурения,
но и являются причиной аварий. При интенсивных газо-нефтепро-
явлениях нередки случаи разрушения устья скважины и бурового
оборудования, возникновения взрывов и пожаров.
Для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов
в скважину, выбросов и фонтанирования необходимо:
1) герметизировать устье скважины превенторами^'(см. § 45),
следить за их исправностью и работоспособностью, проверять надеж-
ность системы управления ими и своевременно устранять выявленные
дефекты;
2) систематически контролировать качество промывочной жидко-
сти, выходящей из скважины; с момента подхода к горизонту со зна-
чительно повышенным коэффициентом аномальности следует непре-
рывно контролировать плотность выходящего из скважины раствора
и величину газосодержания;
3) применять промывочные жидкости с небольшой водоотдачей
(не более 2—3 см3 за 30 мин), возможно меньшим (но достаточным
для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя) статическим
напряжением сдвига, нулевым суточным отстоем и небольшим пре-
дельным динамическим напряжением сдвига для вскрытия горизон-
тов со значительно повышенным коэффициентом аномальности (осо-
бенно газоносных);
223
4) увеличивать плотность промывочной жидкости в скважине до
уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления
в скважине над пластовым, но обязательно меньшего того, при кото-
ром возможно расслоение (или разрыв) пород и поглощение раствора,
перед вскрытием горизонтов с повышенным коэффициентом аномаль-
ности;
5) тщательно дегазировать промывочную жидкость, выходящую
из скважины; в случае значительного увеличения газосодержания
целесообразно приостановить углубление скважины и, не прекращая
промывки, заменить газированную жидкость свежей с повышенной
плотностью;
6) иметь на буровой запас промывочной жидкости того качества,
которое требуется для вскрытия горизонтов с повышенным коэффи-
циентом аномальности, в количестве не менее двух-трех объемов
скважины;
7) доливать в скважину промывочную жидкость при подъеме
колонны труб с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился
у устья;
8) установить в нижней части бурильной колонны обратный
клапан;
9) не допускать длительных простоев скважины без промывки;
при спуско-подъемных операциях необходимы промежуточные про-
мывки продолжительностью 1—1,5 цикла через каждые 500—1000 м.
Лучшим средством для удаления газа из промывочной жидкости
являются вакуумные дегазаторы. Их целесообразно использовать
также для удаления из промывочной жидкости воздуха, вовлекаемого
в нее при некоторых видах химической обработки, а также при
бурении с промывкой аэрированными растворами.
Для долива промывочной жидкости в скважину при подъеме
колонны труб целесообразно использовать автоматы.
Если не удалось предотвратить приток пластовых жидкостей и
газов и произошел выброс, когда в скважине находилась бурильная
колонна, следует срочно закрыть превентор, направить выходящую
из скважины струю жидкости через боковой отвод устьевой обвязки,
оборудованный штуцером, и через бурильные трубы закачивать нега-
зированную промывочную жидкость повышенной плотности с тем,
чтобы поднять давление на проявляющий горизонт выше пластового
и ликвидировать приток. Если выброс произошел, когда в скважине
не было бурильной колонны, необходимо попытаться срочно спустить
хотя бы несколько свечей бурильных труб, закрыть превентор и
закачивать утяжеленную промывочную жидкость. Если же спустить
трубы невозможно, превентор закрывают и через боковой отвод
устьевой обвязки в скважину задавливают раствор.
§ 42. ОСЫПИ И ОГВ АЛЫ ПОРОД, СУЖЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
При бурении иногда возникают осыпи и обвалы пород и сужения
стволов, что проявляется в повышении давления в насосах при
промывке, выносе на поверхность большого количества песка и до-
224
вольно крупных ооломков пород, существенном увеличении усилия,
необходимого для приподнимания колонны труб.
Одной из причин такого осложнения является изменение напря-
женного состояния в породе при разбуривании.
При естественном залегании породы любой элементарный объем ее
испытывает всестороннее сжатие, причем на стенки его в горизонталь-
ной плоскости действует боковое давление р6 (см. гл. II). После
вскрытия породы боковое давление на стенки ствола скважины
уменьшается от рб до давления столба промывочной жидкости. В ре-
зультате напряженное состояние в приствольной зоне изменяется.
Если напряжения на стенках и в приствольной зоне окажутся
выше прочности упруго-хрупкой породы, последняя будет разру-
шаться и осыпаться в ствол скважины. Если порода пластично-хруп-
кая или высокопластичная, она начнет пластически деформироваться
и выдавливаться в ствол скважины, как только напряжения на стен-
ках и в приствольной зоне превзойдут предел текучести. Это наблю-
дается при обнажении некоторых хемогенных (например, бишофит,
карналлит) и глинистых пород. Последствия тектонических процессов
(перемятость пород, трещиноватость, остаточные напряжения) сни-
жают сопротивляемость породы разрушению и, таким образом, спо-
собствуют возникновению осыпей, обвалов, а также сужений стволов
скважин.
Причиной уменьшения прочности и, следовательно, устойчивости
может явиться набухание некоторых, в основном глинистых, пород
при проникновении в них фильтрата промывочной жидкости, ослабле-
ние сил сцепления между частицами скелета породы. Величина
и скорость набухания зависят от минералогического состава породы
и химического состава фильтрата.
Осложнения могут возникать также при уменьшении коэффи-
циента трения между частицами тектонически нарушенных, перемя-
тых пород, особенно при больших углах падения пластов, в результате
смачивания поверхностей контакта фильтратом промывочной жидко-
сти. Существует мнение о возможности осыпания ненабухающих
аргиллитов под влиянием расклинивающего давления тонких пленок
фильтрата, проникающих по плоскостям спайности или сланце-
ватости.
Осыпи и обвалы могут явиться следствием резкого уменьшения
давления промывочной жидкости на стенки скважины при газонефтя-
ном выбросе или при опробовании пласта, а также периодического
увлажнения и осушения стенок в результате значительного колеба-
ния уровня жидкости в скважине (например, при поглощении или
несвоевременном доливе жидкости в процессе подъема колонны
труб). В глубоких скважинах подобные осложнения могут быть след-
ствием усталостного разрушения пород, вызванного многократными
колебаниями гидродинамического давления, возникающего при спу-
ско-подъемных операциях, а также колебаниями температуры.
При разбуривании трещиноватых и перемятых пород нередко
ствол скважины сужается в результате налипания на стенки обломков
15 Заказ 954
225
осыпающихся и выбуренных пород, увлажненных промывочной
жидкостью. В интервалах, сложенных проницаемыми породами,
причиной сужения является образование на стенках толстой фильт-
рационной корки, особенно при длительном отсутствии промывки и
при использовании промывочной жидкости с большой водоотдачей.
В результате осыпания и обваливания пород локально расширя-
ется ствол скважины (образуются каверны); существенно затруд-
няется транспортировка выбуренной и осыпавшейся породы на днев-
ную поверхность, так как уменьшаются скорость восходящего потока
и его подъемная сила; возрастает аварийность с бурильными трубами,
особенно при роторном бурении, так как в зоне каверны увеличи-
вается стрела прогиба и, следовательно, напряжение изгиба. Из-за
опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку
на долото, а это ведет к снижению скорости бурения. Возрастают
затраты времени и средств на промывку скважины перед подъемом из-
ношенного долота, на проработку и промывку при спуске нового до-
лота. Обваливание породы и сужение ствола скважины вызывают
рост давления в насосах при промывке из-за увеличения гидравли-
ческих сопротивлений в местах сужений, иногда промывка скважины
вообще становится невозможной.
При обваливании пород и сужении ствола может резко возрасти
величина силы, необходимой для перемещения колонны труб. Иногда
перемещение колонны становится невозможным, так как возникающие
при этом напряжения превышают прочность материала труб.
Во многих случаях предотвратить ссложнение рассматриваемого
вида можно увеличением давления на стенки скважины, т. е. практи-
чески повышением плотности промывочного раствора. Так, по данным
Л. А. Шрейнера, устойчивость майкопских глин с влажностью 12%
можно повысить примерно в 1,9 раза, если увеличить плотность гли-
нистого раствора с 1300 до 1800 кг/м3. Однако одного увеличения
плотности часто недостаточно. Например, при повышении влажности
той же майкопской глины с 12 до 16% устойчивость снижается при-
мерно в 3 раза.
Поэтому для предотвращения рассматриваемых осложнений не-
обходимо использовать промывочные жидкости только с малой водо-
отдачей и такого состава, чтобы фильтрат ее не вызывал заметного
уменьшения прочности и устойчивости пород. Например, целесооб-
разно использовать известково-битумные растворы, а также некото-
рые обращенные эмульсии и суспензии на базе гидрогелей, поскольку
дисперсионная среда из них практически не отфильтровывается
и не увлажняет породу. После длительного простоя скважины без
промывки участки ствола, сложенные проницаемыми породами, сле-
дует прорабатывать с целью удаления толстых фильтрационных корок.
Налипание на стенки скважины обломков осыпающихся и выбу-
ренных пород можно уменьшить путем снижения липкости корок,
например, заменой глинистого раствора, обработанного УЩР,
одним из ингибированных растворов, а также введением в раствор
смазывающей добавки и графита.
226
Кроме того, эффективным является уменьшение частоты и ампли-
туды колебаний гидродинамического давления. Когда усталостное
разрушение стенок скважины является главной причиой осложне-
ний, иногда целесообразно изменить конструкцию скважины и
перекрыть опасную зону обсадной колонной.
§ 43. ПРИХВАТЫ БУРИЛЬНЫХ И ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Нередко для подъема колонны труб из скважины требуется при-
ложить усилие, значительно (на 10—20% и более) превышающее вес
самой колонны. Иногда для страгивания колонны с места и подъема
на поверхность требуется приложить усилие, близкое к предельному,
допускаемому прочностью труб, или даже превышающее его. Такие
затяжки называют прихватами. Прихват — это осложнение, вызван-
ное нарушением технологии бурения или недостаточно правильным
учетом особенностей геологического строения месторождения, лито-
логического состава и свойств горных пород при разработке техноло-
гии бурения. Иногда при попытке устранить прихват прилагают
чрезмерно высокое усилие, и колонна обрывается; прихват усу-
губляется аварией. Поэтому часто прихваты классифицируют как
аварии.
Существует несколько причин затяжек и прихватов колонн
бурильных и обсадных труб.
1. Высокое избыточное давление столба промывочной жидкости
со значительной водоотдачей. Стволы скважин почти всегда хотя бы
немного искривлены. Если колонну труб оставить в покое в такой
скважине, она под действием составляющей силы тяжести прижмется
к стенке; при этом фильтрационные корки на участках, сложенных
проницаемыми породами, будут уплотняться под тяжестью колонны,
проницаемость и влажность корок сильно уменьшаются. Чем больше
водоотдача, тем толще корка, тем больше величина деформации ее
под действием труб, тем больше площадь контакта колонны с коркой.
В результате сильного уплотнения корки в зоне контакта про-
никновение в эту зону фильтрата промывочной жидкости затруднено.
Поэтому давление, которое создается на колонну столбом промывоч-
ной жидкости в скважине, оказывается гораздо больше порового
давления, которое передается на колонну через уплотненную зону
корки. Возникает сила, еще более прижимающая колонну к стенкам
скважины и зависящая от величины перепада давлений и площади
контакта ее с уплотненной фильтрационной коркой, а также от дли-
тельности оставления колонны в покое.
2. Образование желобов в стенках скважины, сложенных доста-
точно прочными породами, особенно на участках интенсивного
искривления ствола. Такие желоба обычно вырабатываются в стенках
скважины бурильными замками во время спуско-подъемных операций.
3. Обваливание и осыпание горных пород.
4. Образование сальника из кусков толстых фильтрационных
корок, содранных со стенок скважины при перемещении колонны
труб.
15*
227
5. Образование сальника из обломков выбуренных пород, выпав-
ших из восходящего потока промывочной жидкости вследствие
резкого снижения его скорости в местах значительных расширений
ствола скважины (например, в кавернах) либо при нарушении нормаль-
ной циркуляции (например, в результате размыва резьбового соеди-
нения труб).
6. Большая липкость некоторых фильтрационных корок.
Основными мероприятиями по предупреждению возникновения
затяжек и прихватов являются использование промывочных раство-
ров с небольшой (не более 3—5 см3 за 30 мин) водоотдачей и возможно
меньшим содержанием грубодисперсной твердой фазы; снижение до
минимума избыточного давления в скважине; предотвращение жело-
бообразования, в первую очередь, путем значительного сокращения
числа спуско-подъемов; тщательная очистка промывочной жидкости
от шлама на поверхности, применение забойных шламоуловителей
для удаления крупных выбуренных обломков из потока вблизи забоя;
соблюдение мер по предотвращению осложнений, рассмотренных
ранее; уменьшение липкости фильтрационных корок эмульгирова-
нием промывочной жидкости (см. § 28), введением смазочных добавок
или некоторых ПАВ (например, 1—3%-ного водного раствора
сульфонола).
Для уменьшения площади контакта утяжеленных бурильных
труб со стенкой скважины и опасности прихвата целесообразно
в нижней части колонны использовать УБТ со спиральными канав-
ками, а при роторном бурении — квадратного поперечного сечения.
Когда бурение прекращено, бурильную колонну следует системати-
чески проворачивать ротором, не оставлять ее на длительное время
в покое; если проворачивание или расхаживание невозможно,
например из-за отключения электроэнергии, колонну надо поставить
на забой и разгрузить на 0,2—0,3 МН.
Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируют путем рас-
хаживания и проворачивания ротором колонны труб при интенсивной
промывке скважины. Если расхаживанием и поворачиванием не
удается ликвидировать прихват, прибегают к более сложным спосо-
бам. Для этого предварительно определяют местоположение зоны
прихвата, например, с помощью индикатора ИЗП-2.
Если главной причиной прихвата является высокий перепад
давлений, для ликвидации осложнения необходимо существенно
понизить избыточное давление в скважине и уменьшить силу трения
колонны о фильтрационную корку. Для этого обычно в скважину
закачивают порцию нефти или раствора на нефтяной основе (объем
порции равен примерно 1,5—2 объемам ствола от забоя до верхней
точки прихвата) и, спустя несколько часов, вращением и расхажи-
ванием пытаются освободить колонну. Перед проведением такой
нефтяной ванны устье скважины следует герметизировать превенто-
ром. В зарубежной практике часто к нефти и раствору на нефтяной
основе добавляют специальные присадки, способствующие уменьше-
нию силы прижатия труб и силы трения.
228
Эффективным способом ликвидации прихватов является резкое
встряхивание колонны с помощью забойных гидроударников, вибра-
торов, взрыва шнурковых торпед малой мощности либо небольших
гидравлических ударов, возникающих при работе поршневых буро-
вых насосов с отключенными пневмокомпенсаторами.
Если причиной прихвата является осаждение шлама или осыпа-
ние неразмокающих в воде пород, положительные результаты могут
быть достигнуты при установке водяных (а в карбонатных породах —
солянокислотных) ванн либо при продавке воды насосами под давле-
нием до 20—25 МПа.
§ 44. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИН СКВАЖИН
В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ
В верхней части геологического разреза многих северных районов
страны залегает толща многолетнемерзлых пород; мощность этой
толщи иногда достигает 500 м и более. В состав ее могут входить как
хорошо связанные, прочные породы (например, известняки, песча-
ники), так и породы несвязанные (например, пески, галечники),
единственным цементирующим материалом для которых является лед.
Часто поры многолетнемерзлых пород полностью заполнены льдом;
иногда (обычно, если геостатическая температура близка к 0° С)
в порах содержится также некоторое количество воды.
Если при разбуривании многолетнемерзлых пород применяется
промывочная жидкость с положительной температурой, породы
в приствольной зоне постепенно нагреваются и оттаивают. Радиус
зоны растепления мерзлых пород тем больше, чем выше температура
промывочной жидкости и чем продолжительнее ее воздействие. Если
породы недостаточно прочны, то при растеплении и, следовательно,
исчезновении связывающего воздействия льда стенки скважины могут
осыпаться и обваливаться. При продолжительном воздействии тепла
радиус зоны растепления может достигать нескольких метров; при
этом часто наблюдается проседание породы вокруг устья скважины
на 1—2 м и более. Осыпи, обвалы и проседания пород часто являются
причиной прихвата бурильной колонны.
Иногда при бурении в мерзлых породах возникает поглощение
промывочной жидкости вследствие раскрытия трещин и других
полостей, частично заполненных льдом.
Основным способом предотвращения осложнений при бурении
в многолетнемерзлых породах является сохранение отрицательной
температуры стенок скважины. Это может быть достигнуто охлажде-
нием промывочной жидкости до температуры минус 2—5° С. Целе-
сообразно в качестве промывочной жидкости использовать инверт-
ные эмульсии с добавлением в водную фазу их хлористого натрия
или кальция для снижения температуры замерзания на 2—5° ниже
низшей температуры пород. Хорошие результаты можно получить
также при бурении с продувкой воздухом, который до поступления
в скважину должен быть осушен и соответственно охлажден.
229
После разбуривания всей толщи многолетнемерзлых пород ствол
скважины закрепляют обсадной колонной, башмак которой устана-
вливают на 100—150 м ниже глубины промерзания. Кольцевое
пространство между этой колонной и стенками ствола в газовых
и газоконденсатных скважинах рекомендуется герметизировать с по-
мощью пакера, устанавливаемого в 10—20 м от башмака. Это поз-
волит предотвратить прорыв газа в заколонное пространство и обра-
зование грифонов вокруг устья скважины, что часто наблюдается
при растеплении мерзлых пород.
§ 45. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Устье скважины при бурении, опробовании, а также при испыта-
нии герметизируют с помощью специального противовыбросового
оборудования. В комплект противовыбросового оборудования входят
плашечные, универсальный, вращающийся превенторы, аппаратура
для дистанционного и ручного управления ими, а также система
трубопроводов обвязки с задвижками (или кранами) высокого давле-
ния, имеющими дистанционное управление.
Плашечный превентор (рис. 126) состоит из корпуса 2, двух
подвижных плашек 10 и двух гидравлических цилиндров 1 и 6.
Каждая плашка 10 соединена со штоком 11 цилиндра 1 или 6 двойного
действия. Цилиндры закреплены на боковых крышках 12, которые
подвешены на корпусе 2 при помощи шарниров 13. Управление рабо-
той цилиндров гидравлическое со специального пульта. Рабочая
жидкость к цилиндрам подводится по трубкам 14 от специального
гидравлического привода, установленного вдали от превентора.
Превентор управляется дистанционно со специального пульта
с помощью гидравлического привода. При выходе из строя дистан-
ционного управления превентор можно закрыть вручную вращением
штурвалов, вынесенных за пределы буровой в специальное укрытие.
Для ручного закрытия плашек и блокировки их в закрытом положении
внутри штока каждого цилиндра имеются цилиндрическая втулка 7
с резьбой и валик 8 с такой же резьбой. Валик выведен наружу и
заканчивается вилкой 9 для карданного соединения с тягой, которая
соединяет его со штурвалом ручного управления.
Для обогрева превентора в зимний период в корпусе имеются
каналы 3 для подачи тепла. Боковые крышки крепятся к корпусу
при помощи винтов 5.
Герметичность соединения обеспечивается уплотнительными коль-
цами 4, которые перед установкой смазывают специальной уплот-
нительной смазкой.
Плашки 10 с помощью штока 11 и гидравлических цилиндров 1
и 6 могут перемещаться в корпусе 2 и открывать либо закрывать про-
ходное отверстие в нем. Плашки изготовляют с вырезом в виде полу-
круга, облицованным специальной резиной (так называемые вырез-
ные плашки), либо без такого выреза (глухие плашки). Поверхности,
которыми плашки касаются друг друга в закрытом превенторе,
230
10 11 12
Рис. 126. Плашечный
вентор ППГ 230 :
пре-
320
влическим управлением нескольких
Рис. 127. Универсальный превентор ПУГ
230 X 320
облицованы резиной. Превенторы с вырезными плашками служат
для герметизации устья, когда в скважину спущены бурильные
трубы; радиус полукруглого выреза равен наружному радиусу
бурильных труб. Превенторы с глухими плашками герметизируют
устье скважины после подъема бурильной колонны. Поэтому следует
устанавливать не менее двух плашечных превенторов: один с вырез-
ными плашками, второй — с глухими.
Завод «Баррикады» изготовляет плашечные превенторы с гидра-
типоразмеров: ППГ 156x320,
ППГ 230 X 320, ППГ 230х 500
и ППГ 230x700. Первое чи-
сло в шифре превентора оз-
начает диаметр проходного
отверстия в мм, второе — ра-
бочее давление превентора
в кгс/см2.
Универсальный превентор
герметично закрывает устье
скважины и когда в нем на-
ходится бурильная труба, и
когда бурильный замок и ве-
дущая труба. Он состоит из
корпуса 3 (рис. 127), закры-
того сверху крышкой 1,
плунжера 4 с уплотнитель-
ными манжетами, резинового
уплотнителя 2, верхней 6 и
нижней 7 запорных камер,
к которым по трубкам 5 под-
водится рабочая жидкость от
гидравлического привода.
Управление превентором ди-
станционное с того же пульта,
что и плашечными превенторами. Под давлением жидкости, подаваемой
в камеру 7, плунжер 4 перемещается вверх и своей наклонной по-
верхностью нажимает на уплотнитель 2. Последний, деформируясь
в направлении вертикальной оси превентора, плотно прижимается
к поверхности элемента бурильной колонны, оказавшегося в превен-
торе, либо полностью закрывает проходное отверстие в роторе, если
бурильная колонна поднята из скважины. При подаче же жидкости
в камеру 6 плунжер 4 опускается вниз, а уплотнитель 2 возвращается
в первоначальное положение и освобождает трубу.
Универсальные превенторы с гидравлическим управлением типа
ПУГ 230x320 изготовляют серийно.
Вращающиеся превенторы (рис. 128) применяются только при
роторном бурении и служат для герметизации устья скважины, когда
в ней находится ведущая труба. Превентор состоит из корпуса,
патрона, уплотнителя и пульта управления. Патрон фиксируется
232
в корпусе превентора при помощи двух кулачков и кольцевого паза.
В корпусе патрона на двух радиальных и упорном подшипниках
качения установлен вращающийся ствол, к нижней части которого
Рис. 128. Вращаю-
щийся превентор ПВ
u _ 230 X 320 Бр-1:
а —’патрон; t— корпус
с запорным устройством;
1 — шпилька’ 2 — ава-
рийные фиксаторы; 3 —
вкладыши; 4 — шинно-
пнезматическая муфта;
s — корпус; 6 — полу-
кольца; 7 и 9 — ради-
альные подшипники; 8—
упорный подшипник;
10 — ствол патрона; 11—
корпус патрона; 12 —
уплотнительные манже-
ты, 1з — упор; 14 —
пневмоцилиндр с запор-
ным устройством; 15 —
пружина; 16 — болт;
17 — кольцо пр ужинное;
18 — уплотнительные
манжеты; 19 — основа-
ние уплотнителя, го —
резиновый элемент уп-
лел игеля
а
присоединен резиновый армированный уплотнитель. Вращение стволу
передается от ведущей трубы при помощи ведущего вкладыша.
Корпус патрона герметизируется манжетами в корпусе превентора,
а ствол — в корпусе патрона. Для фиксации вращающегося ствола
в корпусе патрона служит шинно-пневматическая муфта. От провора-
чивания в корпусе патрон удерживается запорным устройством.
Управление запорным устройством осуществляется дистанционно:
с помощью пневмоцилиндра и вручную.
233
При установке противовыбросового оборудования на устье сква-
жины нижний плашечный превентор 13 укрепляют на крестовине 20,
соединенной через вспомогательный пьедестал с колонной головкой 11
(рис. 129). Если в промывочной и пластовой жидкости не содержится
веществ, которые могут вызвать интенсивную коррозию или абра-
зивный износ оборудования, плашечные превенторы соединяют друг
Рпс. 129. Типовая схема оборудования и обвязки устья для бурения скважин
при избыточном давлении до 50 МПа:
1 и 3— штуцер соответственно регулируемый и быстросменный; 2 — отбойная камера;
4,20 — крестовины; 5 — задвижка прямоточная (или кран) высокого давления, в — быстро-
съег-ге соединение к цементировочному агрегату; 7 — рабочий выкид; 8 и 18 — основные
задвижки (краны) высокого давления с гидроприводом; 9 — рабочая линия к регулируемым
штуцерам, 10 — тройник, 11 — колонная головка; 12 — универсальный превентор; 13 —
плашечные превенторы, 14 — манометр; 15 — вентиль для манометра, 16 — разделитель
для манометра; г 7 — буфер, 1S — аварийный выкид
с другом, а над ними устанавливают универсальный превентор 12
с дистанционным управлением. В случае же опасности интенсивной
коррозии или абразивного износа оборудования между плашечными
превенторами 13 устанавливают вторую крестовину. При роторном
бурении над универсальным превентором дополнительно размещают
вращающийся превентор.
Каждая из крестовин 20 имеет два боковых выкида: рабочий 7
и аварийный 19. Рабочий выкид служит для направления выходящей
из скважины жидкости в очистную систему в период бурения и про-
мывки, а также для подачи промывочной жидкости от бурового пли
234
цементировочного насоса в скважину при необходимости ликвиди-
ровать начавшийся приток пластовых жидкостей и газов (т. е. зада-
вить скважину). Он оборудован быстросменным 3 и регулируемым 1
штуцерами для контроля за скоростью течения жидкости, если на
устье возникло избыточное давление, и плавного увеличения проти-
водавления на забой, а также отбойной камерой 2, при ударе о стенки
которой рассеивается избыточная энергия струи газированной
жидкости.
Аварийный выкид предназначен для отвода от буровой и сброса
в специальный котлован пластовой жидкости при фонтанировании
(или сжигании в факеле). Длина этой линии должна быть не менее
100 м. Оба выкида снабжены манометрами 14 для контроля за давле-
нием жидкости и задвижками или кранами высокого давления 5,
8, 18 с гидроприводом и дистанционным управлением.
Если установлены две крестовины 20, выкидные линии, идущие
от нижней крестовины, являются резервными и используются в слу-
чае выхода из строя линии от верхней крестовины.
ГЛАВА X
ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН
§ 46. ПОНЯТИЕ ОБ ИСКРИВЛЕНИИ СКВАЖИН
Как уже отмечалось в § 1, скважины бурят вертикальные, на-
клонные и наклонно-искривленные. В первом случае предпринимают
меры, направленные на предупреждение искривления скважины,
а во втором и третьем стремятся пробурить скважину с наклонным
нлп наклонно-искривленным положением ее оси.
В связи с этим бурение любой скважины должно осуществляться
при строгом контроле за ее положением в пространстве, для чего
от интервала к интервалу замеряют (рис. 130):
1) зенитный угол а — угол между осью скважины 1 и верти-
калью 2\
2) азимутальный угол 0 — угол, взятый в горизонтальной пло-
скости 3 между плоскостью искривления скважины 4 и направлением
относительно стран света 5 (например, направлением на север).
Искривление скважины может быть плоским и пространственным.
В первом случае с ростом глубины скважины азимутальный угол
не изменяется, а во втором — постоянно меняет свое значение.
Пользуясь значениями зенитных и азимутальных углов, заме-
ренными в начале и конце каждого интервала, строят проекции оси
скважины на вертикальную и горизонтальную плоскости, при сов-
местном рассмотрении которых судят о пространственном положении
оси скважины (рис. 131). При этом проекция оси скважины на верти-
кальную плоскость называется профилем скважины, а на горизон-
тальную — инклинограммой. Однако при значениях зенитного угла
a 2° строить проекцию оси скважины на вертикальную и гори-
зонтальную плоскости не следует, так как измерение углов а и осо-
бенно 0 в этом случае сопровождается значительными ошибками.
Поэтому скважины, в которых а = 2° и менее, следует называть
условно вертикальными, при а > 2° — искривленными.
Ось условно вертикальной скважины может иметь различные
формы, обусловливающие величину отклонения забоя скважины
от вертикали, на которой расположен центр устья скважины.
Если при бурении условно вертикальной скважины наблюдается
износ бурильной колонны не по всей длине, а в местах, равноудален-
ных друг от друга, можно предполагать, что ось скважины имеет
236
форму крутой спирали с углом
проходки скважины возникают
йены спуск ее до забоя и спуск
до проектных глубин обсадные
ось такой условно вертикаль-
ной скважины в отдельных
местах имеет резкие пере-
гибы. При бурении условно
вертикальной скважины воз-
можно и незначительное от-
клонение ее оси от вертикали
в одном азимуте, что приво-
дит к образованию наклон-
ной скважины.
Ось искривленной верти-
кальной скважины, т. е.
скважины, имеющей значе-
ния зенитных углов а > 2°,
также может иметь самую
наклона до 2°. Если же в процессе
сломы бурильной колонны, затруд-
геофизических приборов, не доходят
колонны, можно предполагать, что
Рис. 130. Элементы, определя-
ющие пространственное искривле-
ние скважины:
1 — ось скважины; 2 — вертикаль:
3 — горизонтальная плоскость; 4 —
плоскость искривления скважины; 5 —
направление на север
Рис. 131. Вертикальная и горизонтальная
проекции искривленной оси скважины:
зенитные углы а и азимуты 0 различных уча-
стков оси скважины определяются лучами, вы-
ходящими из полюсов О' (вертикальная проек-
ция) и О (горизонтальная проекция)
разнообразную форму. Однако в этом случае представляется воз-
можным построить профиль и инклинограмму оси скважины, с по-
мощью которых с достаточной для практики точностью определяется
положение ствола скважины в пространстве.
Наклонные и наклонно-искривленные скважины всегда бурят
в направлении, определяемом заданным профилем: наклонном,
плоско искривленном и реже пространственно искривленном. При
бурении таких скважин контроль за положением оси скважины в про-
странстве, осуществляемый с помощью профилей и инклинограмм,
должен быть систематическим, что обеспечивает проходку скважины
по заданному профилю.
237
Приращение пространственного угла искривления скважины Аг
может быть определено по формуле М. М. Александрова
Ai = VAa2 + (A0sin аср)2, (X. 1)
где Аа — абсолютная величина разности зенитных углов в начале сс1
и в конце «а интервала /**; АЭ — абсолютная величина разности ази-
мутальных углов в начале 0Г и в конце 0* интервала I.
Из формулы (Х.1.) следуют частные случаи:
1) при Л9 = О происходит плоское искривление и, следовательно,
общее приращение угла искривления скважины на длине интервала I
равно приращению зенитного угла, т. е. Ai = Аа = а2 — с^;
2) при Аа = 0 происходит искривление по винтовой линии, и прира-
щение угла искривления скважины на длине интервала I опреде-
ляется по формуле Аг = А0 sin а, так как аср = а = const;
3) при Да = 0 и А0 = 0 скважина бурится наклонно, и приращение
угла искривления скважины нет, так как Лг = 0;
4) при Ла = 90° скважина бурится горизонтально, и приращение
угла искривления скважины происходит в горизонтальной пло-
скости, так как Дг = Д0 = 02 — 0Г
М. М. Александров рекомендует определять приращения про-
странственного искривления скважины графически, как гипотенузу
прямоугольного треугольника с катетами Ла и Д0 sin аср.
При нахождении А6 возможен такой случай, когда значение
азимута на границах участка I превышает 360°, тогда
де=(36Оо-02)+01,
где 02 — большее, а 0Х — меньшее численные значения азимута.
Если АО > 180°, то для расчета нужно принять А9* — 360° — АО.
По рассчитанному значению приращения угла искривления Аг,
отнесенному к определенному интервалу скважины (1,10 или 100 м),
судят об интенсивности искривления скважины I в -£р-а.дус
м
1 = (Х.2)
где п — число, показывающее, к какому интервалу отнесена интен-
сивность искривления скважины (1,10 или 100); I — длина интер-
вала, в начале и в конце которого определяли углы а и 0, в м.
§ 47. ПРИЧИНЫ И ПОСЛЕДСТВИЯ
ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ
Многолетний опыт бурения показал, что искривление стволов
скважин происходит при любом способе бурения. При бурении в гори-
зонтально и пологозалегающих пластах, сложенных изотропными
* Здесь и в дальнейшем а4, 0.2 — большие значения углов, а 0, — мень-
шие.
** Длину участка I обычно принимают равной расстоянию между точками,
в которых инклинометром замеряют углы а и 0.
233
породами, возможность искривления скважин значительно меньше,
чем при бурении в крутопадающих пластах, представленных анизо-
тропными породами. Поэтому при благоприятных геологических
условиях можно пробурить условно вертикальную скважину при
соблюдении элементарных технологических приемов.
При неблагоприятных геологических условиях требуется разра-
ботка и внедрение комплекса мероприятий, направленных на пре-
дупреждение искривления скважины. Естественно, что разработка
атих мероприятий невозможна без изучения причин, способствующих
искривлению скважины. К настоящему времени можно считать обще-
признанным подразделение этих причин на три группы: геологиче-
ские, технические и технологические.
Важнейшими из геологических причин являются:
анизотропность, слоистость, сланцеватость, трещиноватость гор-
ных пород;
перемежаемость пород различной твердости и степень наклона
пластов к горизонту;
тектонические нарушения, каверны и пустоты в проходи-
мых пластах;
твердые включения (валуны, крупный галечник) в проходимых
пластах.
К техническим причинам относятся:
несовпадение оси вышки с осью ротора и осью направления;
плохое центрирование кронблока по отношению к оси вышки;
наличие изогнутых бурильных труб и ведущей трубы в бурильной
колонне;
наличие перекоса в резьбовых соединениях бурильной колонны
(особенно в ее нижней части).
К основным технологическим причинам следует отнести:
потерю устойчивости нижней части бурильной колонны;
неправильное соотношение диаметров УБТ и скважины;
неправильный выбор количества, мест установки и конструкции
приспособлений, центрирующих нижнюю часть бурильной колонны
в скважине;
применение режима бурения, параметры которого не соответ-
ствуют конструкции нижней части бурильной колонны и геологи-
ческим условиям залегания горных пород.
Искривление скважины происходит в том случае, когда на долото
действует отклоняющая сила, величина и направление которой
обусловливаются, как правило, не одной, а совокупностью пере-
численных выше причин.
В результате искривления вертикальных скважин появляются
осложнения, отрицательно влияющие на процесс дальнейшего буре-
ния скважины, ее эксплуатацию и разработку месторождения.
В процессе бурения искривленной вертикальной скважины:
1) более интенсивно изнашиваются бурильные трубы, бурильные
замки и соединительные муфты, что приводит к увеличению числа
аварий с бурильной колонной;
239
2) осложняются спуско-подъемные работы из-за затяжек буриль-
ной колонны при ее подъеме и посадок при ее спуске в скважину
3) более вероятны желобообразования и обвалы пород вследствие
интенсивного трения бурильной колонны о стенку искривленного
ствола скважины;
4) больше мощности расходуется на вращение бурильной колонны;
5) истираются обсадные трубы промежуточной колонны (кондук-
тора);
6) затрудняется спуск обсадных колонн в скважину, что может
привести к недоспуску их до проектных глубин;
7) увеличивается опасность смятия труб обсадных колонн в местах
резких искривлений ствола скважины;
8) осложняется цементирование обсадных колонн, так как в искри-
вленной скважине более вероятно прилегание колонны к одной сто-
роне ствола скважины и вследствие этого неравномерное заполнение
цементным раствором затрубного пространства;
9) увеличивается объем инклинометрических измерений в сква-
жине и затрудняется производство этих работ.
Отрицательные последствия искривления скважины продолжают
проявляться и после сдачи ее в эксплуатацию, когда в течение всего
времени работы скважины происходят преждевременные выходы
из строя глубиннонасосного оборудования, насосных штанг, проти-
рания эксплуатационной колонны.
Искривленные скважины могут привести к неправильной экс-
плуатации месторождения, так как вследствие отклонения забоев
скважин от проектного положения зоны их питания пересекаются
и уменьшается суммарный дебит.
§ 48. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ
ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Основным мероприятием, направленным на предупреждение
искривления вертикальных скважин, является выбор конструкции
низа бурильной колонны, обеспечивающей проходку скважины
с высокими показателями работы долота в самых разнообразных
геологических условиях.
Существуют три принципиально различные конструкции низа
бурильной колонны, основанные на:
— использовании «эффекта отвеса»;
— принципе центрирования долота в скважине;
— использовании гироскопического эффекта вращающихся масс
под турбобуром.
Рассмотрим конструкции низа бурильной колонны, в которых
использован «эффект отвеса».
Поскольку абсолютно вертикальных скважин нет, представляет
интерес рассмотрение условий работы направляющего участка1
1 Направляющим участком называется участок бурильной колонны от
долота до первой точки касания колонны со стенкой скважины.
240
в наклонной скважине, отклоненной от вертикали на угол а (рис 132).
Предположим, что направляющий участок касается стенки
скважины в точке Т. При отсутствии нагрузки на долото единствен-
ной силой, действующей на него, является составляющая веса на-
правляющего участка колонны Рн, стремящаяся привести скважину
к вертикали. Если создать нагрузку на долото, на направляющий
участок будет действовать и другая сила, которая стремится откло-
нить скважину от вертикали. Результирующая этих двух сил Р3
может быть разложена на две составляющих: силу Рг, действующую
вдоль оси скважины, и силу Р2, перпендикулярную ей.
Рис. 132. Схема дей-
ствия сил, влияющих на
искривление скважины
при бурении в изотроп-
ных породах
ад 8
Если Р2 направлена на нижнюю стенку скважины, долото будет
стремиться занять вертикальное положение и Р2 может быть названа
выпрямляющей силой (см. рис. 132, а). Если Р2 направлена на
верхнюю стенку скважины, долото будет отклоняться от вертикали
и Р2 может быть названа отклоняющей силой (см. рис. 132, в) Если
Р2 равна нулю, наступит стабилизация зенитного угла и, следо-
вательно, скважина будет буриться наклонно (см. рис. 132, б)
При бурении в изотропных породах значение Р2 зависит от
нагрузки на долото, зазора между УБТ и стенкой скважины и диа-
метра УБТ. При повышении нагрузки на долото увеличится прогиб
колонны, точка Т приблизится к долоту, и составляющая веса на-
правляющего участка Ря уменьшится. Это приведет к снижению
силы Р2 и, следовательно, к увеличению искривления скважины.
С увеличением диаметра УБТ, т. е. с уменьшением зазора между
колонной и стенкой скважины, снижается прогиб колонны, точка Т
поднимается выше, силы Pv и Р2 увеличиваются и, следовательно,
зенитный угол уменьшается.
Сказанное выше справедливо для условий бурения в изотропных
породах, так как механические свойства горных пород и условия
их залегания не принимались во внимание.
Из геологических причин наибольшее влияние на искривленпе
скважины оказывают анизотропность горной породы и степень на-
16 Заказ 9о4
клона пластов. Анизотропность горной породы оценивается индексом
анизотропии, характеризующим относительную разницу между бури-
мостью (или твердостью) породы в направлениях, параллельном
и нормальном плоскостям слоистости.
Поскольку буримость породы в направлении, нормальном к пло-
скостям слоистости, имеет максимальное значение, то индекс анизо-
тропии всегда меньше единицы и для осадочных пород по А. Дубин-
скому оценивается значением от близкого к нулю до 0,75.
Однако для бурения нефтяных и газовых скважин представляют
интерес горные породы, характеризуемые индексом анизотропии от
0,004 до 0,2, так как породы с меньшими значениями этого показа-
теля практически не влияют на искривление скважин, а породы
с большим индексом анизотропии встречаются редко.
Для предупреждения искривления скважины наиболее благо-
приятными являются условия, когда долото занимает перпендикуляр-
ное или параллельное положение по отношению к плоскостям сло-
истости. Во всех других случаях долото, стремясь занять одно из
этих положений, отклоняет скважину от вертикали.
Обеспечить вертикальность ствола скважины еще труднее, когда
пласты, сложенные анизотропными горными породами, залегают
наклонно и чередуются по твердости и мощности. В таких условиях
в каждом пласте долото стремится занять перпендикулярное или
параллельное положение плоскости напластования пород, и поэтому
скважина будет искривляться в сторону восстания или падения
пласта. В результате возможно увеличение и уменьшение зенитного
угла скважины при одновременном изменении азимута.
Таким образом, в сложных геологических условиях наряду с си-
лой Р3 действует сила, величина и направление которой зависят от
анизотропности пород, угла наклона пластов и других трудно учи-
тываемых геологических причин. Равнодействующая этих сил и
определит направление бурящейся скважины.
Г. Вудс и А. Лубинский 1 на основании аналитических исследо-
ваний построили номограммы, увязывающие влияние рассмотренных
параметров (нагрузки на долото, диаметра скважины, зазора между
УБТ и стенкой скважины, индекса анизотропии, угла наклона
пластов, зенитного угла) на искривление скважины. С помощью этих
номограмм можно решать различные задачи, связанные с прогнози-
рованием возможного искривления скважины при различных сочета-
ниях указанных параметров.
Выше было показано, что увеличение диаметра УБТ усиливает
«эффект отвеса» и в результате уменьшается зенитный угол а. Исходя
из условий рациональной промывки забоя, можно установить макси-
мальный диаметр УБТ для данной скважины и выявить возможности
такой конструкции низа колонны, чтобы предотвратить искривление
скважины. В ряде случаев такое мероприятие оказывается недоста-
1 В уд с Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении.
М., Гостоптехиздат, 1960.
242
точным, и поэтому в колонне УБТ следует установить центрирующее
приспособление на оптимальном расстоянии от долота.
Р С применением центрирующего приспособления в нижней части
колонны УБТ увеличивается расстояние до места контакта колонны
со стенкой скважины, вследствие чего возрастают силы Рн и Р2,
уменьшается зенитный угол а.
Исследования Г. Вудса и А. Лубинского показывают, что опти-
мальным является такое расстояние от долота до центрирующего
приспособления, для которого
sin a— tg(a—ср) . ,v
------r-2-i-— = mm- (X .3)
sm a
В соответствии с формулой (Х.З) построены графики (рио. 133, а
и б), при помощи которых можно определить в безразмерных едини-
цах оптимальное расстояние от долота до центрирующего приспо-
собления. При этом использованы следующие величины:
т = 1/—безразмерная единица длины; г — радиальный за-
зор между УБТ и стенкой скважины в м; S — радиальный зазор
между стенкой скважины и центрирующим приспособлением в м;
Zx= —----расстояние от долота до центрирующего приспособле-
ния в безразмерных единицах; рл — нагрузка на долото в оез-
размерных единицах; Е — модуль Юнга для стали в Па; f — мо-
мент инерции поперечного сечения УБТ в м4; q — вес единицы
длины УБТ в Н/м; — расстояние от долота до центрирующего
приспособления в м; Рд — нагрузка на долото в Н; а — зенитный
угол в градусах.
Из графиков видно, что расстояние от центрирующего приспо-
собления до долота необходимо уменьшать с увеличением на-
грузки на долото Рд, зенитного угла скважины а и уменьшением
зазора г между стенкой скважины и УБТ.
Установка одного центрирующего приспособления в колонне УБТ
на оптимальном расстоянии 1Г от долота позволяет увеличить на-
грузку на долото до 20—50% без опасности возрастания зенитного
угла скважины. Дальнейшее увеличение «эффекта отвеса» можно
получить путем установки в колонне УБТ двух центрирующих
приспо с о бл ений.
На основании исследований, проведенных в МИНХ и ГП им.
И. М. Губкина, оптимальные расстояния до центрирующих приспо-
соблений от долота можно определить, пользуясь графиками
рис. 133, в и г.
Отложив по оси абсцисс значение sin а (точка А) и восста-
новив перпендикуляр, находим точки пересечения его с кривыми,
характеризующими заданную нагрузку на долото в безразмерных
единицах (точки Б, 51). Спроектировав точки Б и на оси ординат,
16* 243
находим расстояния в безразмерных единицах Zx от долота до первого
центрирующего приспособления (точка В) и Z2 между центрирующими
приспособлениями (точка В^.
Как и ранее, графические зависимости приводятся для S[r — О
и S!г = 0,5, что позволяет оценить влияние износа центрирующих
Рпс. 123. Оптимальное положение одного и двух центрирующих приспособле-
ний на одноразмерной колонне УБТ:
а и б— одно центрирующее приспособление соответственно при S/r=0 и S//-=0,5; в и
г — два центрирующих приспособления соответственно при S/r=O и S/r= 0,5
приспособлений на выбор места их установки. Путем линейной
интерполяции зависимостей, приведенных на рис. 133, можно полу-
чить 1Х и Z2 и для других значений S/r. При этом необходимо иметь
в виду, что с увеличением параметра <$, т. е. с увеличением зазоров
между центрирующими приспособлениями и стенкой скважины,
значения Zx и Z2 несколько уменьшаются. Поэтому при выборе мест
установки центрирующих приспособлений в колонне необходимо
уменьшать Zx и Однако фактические расстояния от центрирующих
244
приспособлений до долота не должны быть уменьшены более чем
на 5__Ю% по сравнению с расчетными, обеспечивающими макси-
мально возможное значение выпрямляющей силы Р.,.
Установка двух центрирующих приспособлений позволяет уве-
личить нагрузку на долото без опасения роста зенитного угла а
дрП S’r = 0 на 7—40% (рис. 134, а), а при S/r = 0,5 — на 7—20%
по сравнению с применением в колонне УБТ одного центрирующего
приспособления.
ЗУ 80 6060 80 W0 200 300 400 60030W5060 80100 '«200 300 WO 600
yS'oa —stna
Pre. 134. Эффективность применения двух центрирующих приспособлений на
колонне УБТ в сравнении с установкой одного центрирующею приспособления
на одноразмерной колонне УБТ при 5/г = 0;
а — одноразмерная колонна УБТ: б — двухступенчатая колонна УБТ (диаметр нижней
ступени 254 мм, верхней — 203 мм;; в — двухступенчатая колонна УБТ (диаметр нижней
ступени 2Р4 мм, верхней — 178 мм); г — трехступенчатая колонна УБТ (диаметр нижней
ступени 254 мм, средней — 203 мм, верхней 178 мм)
«Эффект отвеса» можно еще более увеличить, применив ступенча-
тую колоппу УБТ, когда над долотом устанавливают УБТ макси-
мально возможного диаметра, а над ними одну-две ступени УБТ
меньшего диаметра.
Если на границе перехода от ступени с большим диаметром
к ступени с меньшим диаметром УБТ установить центрирующие
приспособления, нагрузку на долото (по сравнению с применением
одноразмерных колонн УБТ с одним центрирующим приспособле-
нием) можно значительно увеличить без опасения увеличения зе-
нитного угла скважины.
На рис. 135 приведены зависимости, позволяющие определить lt
и 12 подобно тому, как это пояснено для случая применения центри-
рующих приспособлений в одноразмерной колонне УБТ. Следует
245
иметь в виду, что эти зависимости выражены в безразмерном виде
через значения т, q и г нижней ступени УБТ.
Для выявления эффективности применения ступенчатых колонн
УБТ воспользуемся графиками рис. 134, б, в, г, построенными для
S /г = 0. Из графиков видно, что применение ступенчатых колонн УБТ
0,9
0,7
0,7
0,9
1,3
1,5
1,
7,7
1,9
1г 15 20 30 50 70100 п 200 900 7001000
I,
1,7
1,5
1,3
1,9
0,9
0J
0,7
0,9
/,5
7,5
17
15 20 30 50 70100 200 900 700 Ф зела
6
Рис. 135. Оптимальные поло-
жения двух центрирующих
приспособлений на ступенча-
той колонне УБТ при S[г = 0:
а —д иаметр нижней ступени
254 мм, верхней — 203 мм; б —
диаметр нижней ступени 254 мм,
верхней — 178 мм, в — диаметр
нижней ступени 254 мм, средней-
203 мм, верхней — 178 мм
и двух центрирующих приспособлений позволяет увеличить нагрузку
на долото на 10—60% по сравнению с применением одноразмерных
колонн УБТ с одним центрирующим приспособлением.
По мере износа центрирующих приспособлений эффективность
применения колонн УБТ рассматриваемых конструкций значительно
•снижается. Так, при S/г = 0,5 без опасности увеличения зенитного
246
угла скважины нагрузку на долото можно повысить на 10—
35% по сравнению с применением одноразмерных колонн УБТ
с одним центратором.
В последние годы при бурении в сложных геоло-
гических условиях широко применяют конструкции
низа бурильной колонны (компоновки), основанные
на принципе центрирования долота в скважине
(рис. 136). Компоновки такого вида составляют из
расширителей, УБТ и центрирующих приспособле-
ний, выбираемых в зависимости от геологических
условий проходки скважины (твердости пород,
угла наклона и мощности пластов, чередующихся
по твердости, характеру тектонических нарушений)
и заданного режима бурения.
Несмотря на многообразие конструкций таких
компоновок оптимальную длину их L следует выби-
рать таким образом, чтобы отклоняющая сила, дей-
ствующая на долото, имела минимальное значение,
Рпс. 136. Конструкция низа бурильной колонны, основан-
ная на принципе центрирования долота в скважине (ро-
торное бурение):
1 — УБТ; 2 — центрирующее приспособление; з — расширитель или
центрирующее приспособление
так как нулевое значение этой силы может быть получено только при
заниженных нагрузках на долото.
На рис. 137 приведены графические зависимости, полученные-
Рис. 137. Зависимости, позволяющие определить оптималь-
ную длину компоновки, основанной на принципе центри-
рования долота в скважине
ляющие определить оптимальную длину компоновки Z, при которой
отклоняющая сила р2, действующая на долото, имеет минимальное
значение. Как и в предыдущих случаях, заданные (нагрузка на
долото и отклоняющая сила, как минимальная) и искомый (длина
компоновки) параметры выражены в безразмерных единицах.
Перевод безразмерных отклоняющей силы р2 и длины I в размер-
ные Р2 и L осуществляется следующим образом:
р2 . , L
р2 = ---:-- ’ I ==-- ,
mg sm а т
Рис. 138. Прибор Петросяна
где Р2 — в Н; L — в м.
Конструкции низа бурильной колонны, основанные на принципе
гироскопического эффекта вращающихся масс под турбобуром,
компенсирующего отклоняю-
щую силу, действующую на
долото, вследствие ряда недо-
статков не получили широкого
применения.
§ 49. ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ
ЗЕНИТНОГО И АЗИМУТАЛЬНОГО
УГЛОВ
Вызов геофизической партии
для инклинометрических изме-
рений в скважине не всегда воз-
можен, поэтому для буровой
бригады созданы приборы упро-
щенной конструкции, позволя-
ющие с достаточной для прак-
тики точностью определять
только зенитный угол и иг зе-
нитный и азимутальный углы
одновременно.
Частота замеров устанавли-
вается в зависимости от со-
стояния ствола скважины.
Обычно замеры делают через
25—100 м проходки. Несмотря
на это необходимо периодически
через 100—200 м проходки замерять зенитный и азимутальный углы
с большей точностью с помощью инклинометра.
Зенитный угол измеряется специальным инклинометром ЗИ,
прибором Шаньгина—Кулигина или прибором Петросяна (рис. 138).
Последний представляет собой стальной корпус 1 с крышками,
внутри которого помещен на осях 4 с заостренными концами полу-
цилиндр 3; центр тяжести последнего смещен относительно верти-
кальной оси корпуса, поэтому при наклоне прибора полуцилиндр
248
поворачивается на осях 4 до тех пор, пока его центр тяжести не
займет наинизшее положение. В полуцилиндре размещается прямо-
угольный пенал 5 с резиновой пробкой б, в пазы которого вставляется
стеклянная пластинка.
Для центрирования прибора в бурильной колонне на корпусе
имеются резиновые кольца 2.
Для измерения зенитного угла пенал заполняют наполовину
плавиковой кислотой 20%-ной концентрации и вставляют в полу-
цилиндр. Собранный прибор помещают в длинную желонку между
двумя пружинами, служащими для амортизации толчков. В таком
виде прибор спускают на канатике в бурильную колонну. При
достижении глубины, на которой необходимо измерить зенитный
угол, прибор оставляют в покое на 10—15 мин, после чего извлекают
на поверхность. Если скважина искривлена, прибор (пенал) в тру-
бах также займет наклонное положение, соответствующее наклону
скважины. При этом полуцилиндр повернется так, что плоскость
стеклянной пластинки совместится с плоскостью искривления сква-
жины. а от горизонтального уровня плавиковой кислоты на пла-
стинке останется след. Угол между этим следом и нижней гранью
пластпнки равен зенитному углу скважины.
Зенитный угол и азимут плоскости искривления скважины изме-
ряют инклинометром ЗП (см. стр. 261).
§ 50. СПОСОБЫ ИСКУССТВЕННОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
Бурить наклонные скважины рекомендуется в тех случаях,
когда технически затруднено или экономически нецелесообразно
строить вертикальные скважины (рис. 139). Независимо от способа
Рис. 139. Примеры применения наклонного бурения:
1 —гс морского основания; 2 — под дно океана, моря, озера, реки; з — в сложных рельеф-,
ных и тектонических условиях; 4 — под гору, 5 — на моноклинальные структуры; 6 — для
ликвидации пожара или открытого фонтана; 7 — уход в сторону при невозможности ликви-
дировать аварию; S — в условиях солянокупольных залежей
бурения (роторного, турбинного, с электробуром) технология про-
ходки наклонных скважин основана на использовании геологических
условий, способствующих искривлению скважин, и на применении
специальных отклоняющих приспособлений.
При роторном способе бурения отклонение ствола скважин от
вертикали осуществляется с помощью клиновидных (рис. 140, а и г)
или шарнирных (рис. 140, бив) отклонителей или специального.
249
долота, ооеспечивающего разрушение, а также размыв породы пото-
ком жидкости, направленным в сторону желаемого искривления
скважины (рис. 140, д). При использовании отклонителей искрив-
ление скважины осуществляется прерывисто, путем последовательных
зарезок. В результате значительно увеличивается объем спуско-
подъемных работ, снижается скорость бурения и возрастает стои-
мость строительства скважины.
Клиновидный отклонитель прикрепляют к долоту
с помощью штифта. Над долотом устанавливают одну (две) буриль-
ную трубу малого диаметра, обеспечивающую гибкость нижнего
Рис. 140. Отклонители, применяв- Рис. 141. Работа с клиновидным от-
мыв при роторном способе бурения клопптелем
участка колонны. После спуска колонны и установки отклонителя в за-
данном азимуте вдавливают острие отклонителя в породу (рис. 141, а),
срезают штифт, допускают долото до забоя и при небольших нагрузке,
частоте вращения и уменьшенном расходе жидкости бурят 3—4 м
(рис. 141, б). Затем отклонитель с бурильной колонной поднимают
(рис. 141, в), замеряют зенитный и азимутальный углы, расширяют
скважину (рис. 141, г) и повторно спускают бурильную колонну
с отклонителем. Спускают и поднимают отклонитель несколько раз,
пока не будет достигнуто требуемое отклонение ствола скважины
от вертикали.
Шарнирный отклонитель представляет собой рас-
ширитель, соединяемый с бурильной колонной при помощи шарнира,
который обеспечивает вращение нижней части колонны под некото-
рым углом к оси колонны, расположенной под шарниром.
Спустив отклонитель на бурильной колонне (рис. 142, а), ориенти-
руют его, включают насосы и при небольших расходе жидкости
250
несколько
расширения
обычным долотом
без
колонну с
метров
Рис. 142. Работа с
шарнирным отклони-
телем
нагрузке на забой вдавливают долото в породу без вращения колонны,
затем приподнимают отклонитель и вновь вдавливают долото. Такую
операцию осуществляют до тех пор, пока образуется новое направле-
ние ствола скважины (рис. 142, б). Затем при незначительной частоте
вращения колонны (20—40 об/мин) углубляют скважину на 4—6 м
(рис. 142, в), поднимают бурильную колонну и замеряют зенитный
и азимутальный углы.
После этого спускают бу
и углубляют скважину на
(рис. 142, г) или с одновре-
менным расширением сква-
жины (рис. 142, д). Затем
поднимают бурильную ко-
лонну, замеряют зенитный и
азимутальный углы, повтор-
но спускают отклонитель,
ориентируют его, и работы
по забуриванию повторяют.
Такое ступенчатое забу-
ривание нового ствола осу-
ществляют до тех пор, пока
не будет достигнуто необхо-
димое отклонение ствола
скважины от вертикали.
Г и д ромониторное
долото специальной кон-
струкции (см. рис. 140, д)
применяют в том случае,
когда гидромониторный эф
фект позволяет осуществить
углубление скважины в же-
лаемом направлении хотя бы
на несколько десятков сантиметров. После этого скважину углу-
бляют обычным долотом малого диаметра, под которым уставов-
лена одна свеча из бурильных труб небольшой жесткости. При
этом скважина искривляется с большой интенсивностью, а темп
роста зенитного угла регулируют изменением нагрузки на забой.
Затем ствол скважины расширяют, и если необходимый зенитный
угол набран, продолжают бурение скважины долотом проектного
диаметра.
При турбинном бурении и при бурении с электробуром отклонение
ствола скважины от вертикали осуществляется также с помощью
отклонителей различных конструкций.
На рис. 143 приведены типовые схемы компоновок нижней части
бурильной колонны, применяющихся при бурении наклонных
скважин с забойными двигателями.
Независимо от типа применяемой компоновки в месте перегиба
отклоняющего приспособления возникает момент упругих сил, соз-
251
дающий на долоте отклоняющую силу (рис. 144). Темп искривления
скважины определяется величиной этой силы, зависящей от конструк-
ции отклоняющего приспособления и места его установки в нижней
части колонны, механическими свойствами пород и условиями их
Рис. 143. Схемы компоновок бурильной колонны
при бурении наклонных скважин с забойными
двигателями:
а — с кривым переводником; б — с искривленным сек-
ционным турбобуром; в — с турбинным отклонителем;
е — с отклонителем Р-1; Э — с накладкой на турбобуре
и скривим переводником; е — с эксцентричным ниппе-
лем турбобура
Рис. 144. Схема низа бу-
рильной колонны для бу-
рения наклонной скважины
турбинным способом;
а — неупругое состояние низа
бурильной колонны; б — упру-
гое состояние низа бурильной
колонны, спущенной в скважи-
ну; 1 — угол между осью тур-
бобура и осью бурильной тру-
бы; 2 — кривая бурильная тру-
ба; 3 — место перегиба; 4— мо-
мент упругих сил; 5—турбобур;
6 — дотото; 7 — отклоняющая
сита
залегания, типом долота и забойного дви-
гателя, а также применяемым режимом
бурения. Темп искривления скважины
зависит и от зенитного угла скважины,
так как при прочих равных условиях
момент упругих сил будет тем меньше, чем больше угол наклона
скважины к вертикали. Рассмотрим конструкции отклоняющих
приспособлений, применяющихся в настоящее время при бурении
наклонных скважин с забойными двигателями.
252
Кривой переводник (рис. 145) представляет собой
отрезок УБТ с пересекающимися осями присоединительных резьб.
В зависимости от требуемой интенсивности искривления скважины
применяют кривые переводники, имеющие угол между пересекающи-
мися осями от 0°30' до 3°30'. Устанавливают кривой переводник
между забойным двигателем и утяжеленными бу-
рильными трубами. Применение этого отклонителя
в сочетании с односекционным турбобуром позво-
ляет осуществить интенсивное искривление
Рис. 145. Кри-
вой переводник
А-А
Рис. 148. Эксцен-
тричный ниппель
Рис. 146. От-
клонитель Р-1
Рис. 147. Отклони-
тель, состоящий из
турбобура с наклад-
ной и кривого пере-
водника
скважины с углом наклона ее оси к вертикали до 40—45°, а при
бурении с укороченным турбобуром — до 90° и более.
Отклонитель Р-1 (рис. 146) изготовляется из отрезка УБТ
длиной 4—8 м. на концах которого нарезаны присоединительные
резьбы с перекосом в одной плоскости и в одном направлении. Угол,
образованный осью трубы и осью нижней присоединительной резьбы,
принимается равным 2—3°, а угол, образованный осью трубы и
осью верхней присоединительной резьбы, 2°—2°30'.
Устанавливается отклонитель Р-1 между забойным двигателем
и утяжеленными бурильными трубами. Отклонитель позволяет осу-
ществить искривление скважины до 90° и более.
Отклонитель, состоящий из турбобура
с накладкой и кривого переводника (рис. 147),
рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над
кривым переводником устанавливают бурильные трубы. Работает
отклонитель аналогично отклонителю Р-1.
253
Эксцентричный ниппель (рис. 148) представляет
собой отклонитель, выполненный в виде металлической опоры 1,
приваренной к ниппелю турбобура 2- Применяется этот отклонитель
при бурении в устойчивых породах, где отсутствует
хвата бурильной колонны.
Упругий отклонитель (рис. 149)
состоит из специальной накладки с резиновой
опасность при-
Рис. 150. Отклоня-
ющее устройство для
секционных турбо-
буров:
1—соединительная муф-
та; 2 — наставка; з —
венец муфты; 4 — сталь-
ной шар; 5 — нижняя
муфта
Рис. 149. Упругий отклонитель:
1 — турбобур; 2 — отклонитель; з — резиновая рессора; 4 —
долото
рессорой. Накладка приваривается к ниппелю
турбобура. Применяется отклонитель при буре-
нии в неустойчивых породах, т. е. тогда, когда
применение отклонителя с эксцентричным нип-
пелем не рекомендуется.
Отклоняющее устройство для секционных
турбобуров (рис. 150) предусматривает соединение двух сек-
ций турбобура под углом 1°30'—2°, что обеспечивает несоосную пере-
дачу вращающего момента и осевой нагрузки от верхней секции
к нижней. Корпуса секций турбобура соединяются с помощью кри-
вого переводника, а валы — с помощью соединительной муфты.
254
Б-Б
2
Рис. 151. Отклонитель турбинный ОТ:
1 — корпус; 2 — вал верхней секции; 3 — per у л и"
ровочное кольцо; 4 — вал нижней секции; 5 — полу
кольцо; 6 — переводник; 7 — опора; 8 — пробка;
9 — шарик; 10 — уплотнительное кольцо; 11 —
втулка; 12 — специальное кольцо; 13 — упорное
кольцо
Отклонитель турбинный ОТ (рис. 151) отличается
от турбобура наличием искривленного переводника, установленного
между ниппелем и корпусом турбобура, и разрезного вала. Вра-
щающий момент и нагрузка на долото от одного отрезка вала к дру-
гому передается с помощью шаровой пяты, соединяемой с валами
при помощи конусов.
Отклонитель турбинный секционный ОТО,
аналогичный отклонителю ОТ, устанавливают между секциями
двухсекционного турбобура, что позволяет бурить наклонные сква-
жины с высокими технико-экономическими показателями.
§ 51. ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
В практике бурения наклонных скважин применяются профили,
приведенные на рис. 152.
Рис. 152. Профили наклонных скважшг
1 — верти: альный участок, 2 — участок набора кривизны; з — участок стабили-
зации или сброса кривизны, 4 — вертикальный участок или участок сброса кри-
визны, 5 — вертикальный участок
При профиле а до минимума сводится число рейсов с отклоните-
лем и при этом получается большое отклонение от вертикали при
незначительном угле наклона скважины. Простота профиля обеспе-
чивает эксплуатацию скважины без осложнений.
Профиль б отличается от предыдущего тем, что вместо прямо-
линейного наклонного участка имеется участок, на котором зенитный
угол уменьшается. Поэтому при бурении по данному профилю
необходимо на участке 2 набрать большой угол наклона скважины
в целях получения необходимого отклонения забоя скважины от
вертикали. Такой профиль рекомендуется применять в случае,
когда затруднено бурение скважины при неизменном зенитном угле
на участке 3.
При бурении по профилю в можно пересекать вертикальныл!
участком 5 ствола скважины несколько продуктивных горизонтов.
Этот профиль наиболее сложный из всех рассматриваемых, так как
он имеет участки увеличения, стабилизации и уменьшения зенитного
угла, что может привести к осложнениям при бурении и во время
эксплуатации скважины. Кроме того, профиль данного типа приводит
к наибольшему удлинению ствола скважины.
250
Профиль г отличается от профиля в заменой участков 3 и 4 уча-
стком 3, на котором происходит естественное (возможно и искусствен-
ное) уменьшение зенитного угла.
Профиль д имеет большой участок, на котором увеличивается
зенитный угол. Этот профиль рекомендуется применять при условиях,
способствующих естественному искривлению скважины, а также
в случаях, когда возможно бурение без ориентирования отклонителя.
Рассмотренные профили предусматривают вертикальную про-
ходку скважины на длине верхнего участка. Протяженность этого
интервала обусловливается глубиной спуска кондуктора.
§ 52. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЕЙ
Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно
в том случае, когда, начиная с момента забуривания вертикального
участка, отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте.
Ориентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной
колонны путем контроля за положением его после навинчивания
каждой свечи (ориентированный спуск) и после спуска бурильной
колонны с использованием специальных приборов, фиксирующих
положение плоскости искривления отклонителя по отношению к пло-
скости искривления скважины (забойное ориентирование). Следо-
вательно, ориентированный спуск бурильной колонны можно при-
менять при любом значении зенитного угла, а забойное ориентиро-
вание — в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол,
при котором с достаточной точностью фиксируется положение пло-
скости искривления скважины (обычно а > 5°). Забойное ориенти-
рование осуществляется быстрее и проще, поэтому при а 5°
ориентированный спуск бурильной колонны применять не следует.
Ориентированный спуск бурильной колонны осу-
ществляется несколькими способами, из которых большое распро-
странение вследствие простоты и достаточной для практической
цели точности получил «метод меток», предложенный А. С. Сквирским
и И. П. Галютой. При этом методе заранее на всех муфтах и ниппелях
бурильных замков при помощи специального шаблона или уровня
наносят метки так, чтобы они лежали на одной образующей трубы
(двухтрубки). Такую же метку наносят на образующей верхнего
конца отклонителя, лежащей в плоскости действия отклоняющей
силы.
Соединив отклонитель с забойным двигателем и докрепив резьбо-
вое соединение машинными ключами, поворачивают ротор вправо
до тех пор, пока метка на отклонителе не совпадет с заданным ази-
мутом искривления Затем шаблоном сносят метку на станину
ротора После этого отклонитель соединяют с бурильной трубой.
Так как во время свинчивания отклонитель с забойным двигателем
могли повернуться, вращением ротора совмещают метку на отклони-
теле с соответствующей меткой на станине ротора.
После совмещения меток на станину ротора сносят метку с ниж-
него конца навинченной трубы и спускают бурильную колонну
17
заказ 954
257
в скважину. Дальнейшие операции по переносу меток проводят ана-
логичным порядком. Отличие заключается лишь в том, что после
снесения’метки с нижнего конца вновь навинченной трубы на станину
ротора метка от предыдущей трубы стирается. Таким образом, на
станине всегда имеется метка, соответствующая метке на отклони-
Рис. 153. Приборы для ориентирова-
ния отклонителя на забое:
а — Шаньгина — Кулигина; б — Амбарцу-
мова
угольную пластину с наклонно
ной формы «Ножи» устанавлива!
теле, и метка, снесенная с по-
следней трубы, спущенной в
скважину. После спуска всех
труб навинчивается ведущая
труба. Совместив метку на верх-
нем конце последней бурильной
трубы с соответствующей ей
меткой на станине ротора, за-
мечают один из углов ведущей
трубы, и на станине ротора про-
тив него делают метку. После
спуска бурильной колонны
вкладывают зажимы в отвер-
стие стола ротора, вращением
последнего совмещают угол ве-
дущей трубы с соответствующей
меткой на станине и закрепляют
ротор. Чтобы устранить скру-
чивание колонны, которое могло
образоваться во время спуска,
ее несколько раз расхаживают
на длину ведущей трубы при
закрепленном роторе.
Забойное ориен-
тирование отклонителя
осуществляется несколькими
способами.
Способ А. Н. Шань-
гина и Н. А. Кулигина
основан на применении в муфте
отклонителя двух (одного) «но-
жей» и прибора Шаньгина—
Кулигина. «Нож» представляет
собой металлическую прямо-
нарезаными зубцами пилообраз-
>т в муфте отклонителя строго
параллельно плоскости его симметрии, причем наклонная часть
их зубцов должна быть обращена в сторону действия откло-
няющей силы.
Прибор Шаньгина—Кулигина (рис. 153, а) состоит из металли-
ческого стакана 1, в котором при помощи резиновых прокладок плотно
установлена пробирка 5, заполненная наполовину раствором плави-
ковой кислоты. Пробирка закупоривается резиновой пробкой, и на
258
такан навинчивается крышка 2, соединенная при помощи резьбы
с трубой 3, в верхней части которой имеется ушко для присоединения
канатика.
На боковые поверхности пробирки и стакана наносятся метки
для фиксации их взаимного расположения. В углубление, имеющееся
п основании стакана, залит свинец 4.
Подготовленный к работе прибор опускают в бурильную колонну
на канатике с помощью специальной лебедки. После посадки прибора
на «ножи» его оставляют в спокойном состоянии на 10—15 мин. За это
время плавиковая кислота оставляет отметку на стенке пробирки.
Затем прибор поднимают на поверхность, обмывают, осторожно
Рис. 154. Шаблон для
определения верхней
точки следа мениска
отвинчивают стакан, выливают из пробирки плавиковую кислоту и
промывают пробирку водой. Убедившись в совпадении меток на
пробирке и стакане и проверив наличие следа мениска кислоты на
пробирке и следа «ножей» на свинце в основании стакана, приступают
к расшифровке показаний прибора.
На вынутую стеклянную пробирку надевают специальный шаблон
(рис. 154), с помощью которого определяют положение верхней точки
следа мениска плавиковой кислоты на стенке пробирки. Шаблон
представляет собой кольцевую пружину с двумя окнами, располо-
женными относительно друг друга так, чтобы средняя линия основ-
ного окна, имеющего риски по обеим граням, лежала в одной верти-
кальной плоскости с гранью, имеющей также риски вспомогатель-
ного окна. Поворотом шаблона вокруг стеклянной пробирки до-
биваются такого положения, чтобы ветви следа мениска плавиковой
кислоты, идущие от верхней его точки, отсекли одинаковые отрезки
на гранях основного окна. При этом положении шаблона верхняя
и нижняя точки следа мениска будут лежать в плоскости, проходящей
через середину основного окна и грань вспомогательного окна.
Затем стеклянную пробирку с шаблоном вставляют в стакан при-
бора таким образом, чтобы метки, ранее нанесенные на пробирке и
стакане, совпали. После этого стакан прибора вставляют в приспо-
собление для расшифровки (рис. 155), состоящее из цилиндрического
корпуса 7, в основании которого имеется визирный крест 2, и но-
ниуса 3 с указателем 4 и азимутальной шкалой с делениями от 0°
17*
259
до 360°. Нониус может перемещаться в осевом и радиальном напра-
влениях по отношению к корпусу приспособления. Вращая корпус
приспособления вокруг стакана прибора, устанавливают указатель
визирного креста так, чтобы он был параллелен отпечаткам «ножей»,
а имеющаяся на корпусе приспособления риска была обращен?
Вив А
в сторону вершин отпечат-
ков. Стакан прибора вин-
том 5 закрепляют в кор-
пусе приспособления. Вра-
щая нониус, устанавлива-
ют указатель 4 так, чтобы
его острие было направ-
лено на грань вспомога-
тельного окна. Против
риски на корпусе приспо-
собления по шкале но-
ниуса читают значение
угла, на которое необхо-
димо повернуть колонну,
чтобы отклонитель устано-
вился в плоскости искрив-
ления скважины.
Угол поворота колонны
по ходу часовой стрелки
с учетом угла закручива-
ния бурильных труб от
реактивного момента тур-
бобура и угла установки
отклонителя при необхо-
димости изменения азиму-
та подсчитывают по фор-
муле
0 — 0пр + Ф ± ау.
(Х.4)
Рис. 155. Приспособление для расшифровки гДе ®пр угол по шкале
показаний прибора Шаньгипа — Кулигина нониуса приспособления,
т. е. угол между положе-
нием ножей и плоскостью фактического искривления скважины,
в градусах; <р — угол закручивания бурильной колонны от
реактивного момента турбобура в градусах; ау — угол установки
отклонителя в градусах; знак плюс принимается для случая, когда
необходимо увеличить величину азимута скважины, а знак минус —
при уменьшении этой величины.
После подсчета угла поворота бурильной колонны 0 навинчивают
ведущую трубу, совмещают метки на муфте бурильной свечи и ста-
нине ротора. На одной из граней ведущей трубы делают отметку
мелом, сносят при помощи шаблона положение этой грани на станину
ротора, опускают ведущую трубу в ротор и вставляют малые вкла-
и
приступают
дыши ротора. Затем устанавливают в прежнее положение ведущую
трубу и от него в направлении движения часовой стрелки поворачи-
вают бурильную колонну на угол 0, закрепляют ротор, несколько
раз приподнимают и опускают бурильную колонну ~ -------
к бурению.
Способ В. А. Амбарцумова заклю-
чается в применении прибора, показанного на
рис. 153, б.
Эксцентричный корпус 1 прибора Амбарцу-
мова, вращаясь вокруг канатика 2, на котором
прибор опускают в бурильную колонну, всегда
располагается так, что канатик и образующая
вершины эксцентричного корпуса находятся
в плоскости искривления скважины. К нижней
части прибора привинчивается стакан 3 со свин-
цовым основанием 4. Со стороны, противополож-
ной эксцентричному грузу, на образующей кор-
пуса прибора, лежащей в плоскости его симмет-
рии, наносится метка.
Прибор при спуске доводят до «ножей» и после
постановки на них его поднимают. Приемы рас-
шифровки показаний прибора Амбарцумова ана-
логичны описанным выше. Только в этом случае
указатель нониуса устанавливают против метки
на корпусе прибора, а по шкале нониуса нахо-
дят величину угла, на который требуется повер-
нуть бурильную колонну по движению часовой
стрелки для совмещения плоскости действия
отклонителя с плоскостью искривления скважины.
Преимуществом прибора Амбарцумова яв-
ляется меньшая затрата времени на измерение,
так как после постановки на «ножи» его сразу
поднимают.
Рпс 156. Принципиальная схема забойного инклино-
метра ЗИ
7
9
20
/о
10
13
11
12
19
21
2
-S
7
16
18
17
16
6
8
приме-
о м е т р а.
возможность осуществления
но и замера зенитного и ази-
Метод, основанный на
нении забойного инклин
Особенностью этого метода является
не только забойного ориентирования,
мутального углов при условии, если над отклонителем будет уста-
новлена не стальная, а немагнитная труба длиной 5—6 м.
Забойный инклинометр (рис. 156), разработанный Р. Н. Строцким,
Г. М. Раммом и Г. П. Малюгой, выполнен в виде корпуса и измери-
тельной системы. Измерительная система состоит из вращающейся
рамки 1, на которой находится^буссоль с магнитной стрелкой 2 для
261
измерения азимута искривления скважины, отвес 3 для измерения
зенитного угла и вспомогательный лимб 4 для определения положения
отклонителя относительно направления искривления скважины или
относительно меридиональной плоскости север — юг.
Вращающаяся рамка эксцентрична относительно оси вращения,
поэтому она сама устанавливается в плоскости искривления скважины
подобно тому, как это происходит с полуцилиндром в приборе Пе-
тросяна.
При спуске в скважину вся измерительная система закрепляется
фиксатором 5. В момент посадки прибора на «ножи» на свинце 12
образуются отпечатки «ножей», нижняя часть 10 корпуса прекращает
движение, тогда как верхняя часть 9 вместе с измерительной системой
продолжает спускаться вниз, надвигаясь на цилиндрический груз 14,
который соединен телескопически с обеими частями при помощи
пальцев 15 и прорезей 16. При этом диск б садится на нажимной шток 7
и освобождает измерительную систему.
Освобожденная рамка инклинометра устанавливается в плоскости
искривления скважины, а стрелки буссоли и отвеса занимают поло-
жения, соответствующие азимуту и углу наклона скважины в точке
замера.
Нажимной шток 7 имеет специальное гидравлическое реле 8,
которое после определенной, заранее заданной и отрегулированной
выдержки во времени устраняет нажатие диска. Как только диск
6 возвратится на свое место, фиксатор 5 закрепляет стрелки буссоли
и отвеса в тех положениях, которые соответствуют азимуту и зенит-
ному углу искривления в точке измерения. Для проверки правиль-
ности показаний инклинометра в стакан 11 можно вставить про-
бирку 13 с плавиковой кислотой и определить угол искривления
и положение отклонителя подобно тому, как это делается по способу
Шаньгина—Кулигина.
Средняя часть корпуса инклинометра заполнена маслом. Через
компенсатор 20 гидростатическое давление столба промывочной
жидкости передается на масло, вследствие чего происходит выравни-
вание давления внутри и снаружи прибора и достигается высокая
герметичность сальника 17, штока и резьбовых соединений. Масло
оказывает также демпфирующее влияние на стрелки буссоли и отвеса
и используется для работы гидравлического реле времени.
В нижней части прибора имеется кольцевой лимб 18, а вдоль
одной из образующих корпуса нанесена глубокая риска 21. Лимбы 4
и 18 и риска 21 позволяют связать отпечатки ножей на свинцовой
печати с показаниями измерительной системы и провести ориентиро-
вание отклонителя.
Инклинометр опускается в бурильную колонну при помощи
вспомогательной лебедки на тонком стальном канатике, прикреплен-
ном к кольцу колпака 19. Замер длится 3—5 мин, если не считать
времени на спуск и подъем прибора.
Подняв прибор на поверхность, снимают колпак 19 и определяют
зенитный угол скважины по показанию стрелки отвеса 3, а азимут
262
искривления — по показанию магнитной стрелки буссоли 2. Для
уточнения положения отклонителя относительно плоскости искривле-
ния скважины по лимбу 4 отсчитывают угол от нуля до образующей
корпуса, отмеченной риской 21. С этой образующей совмещают
показание лимба 18, при этом нуль этого лимба будет совпадать
с плоскостью искривления скважины.
Затем к свинцовой печати прикладывают специальный шаблон,
его визирную струну устанавливают параллельно отпечатку ножей,
как это делается при использовании прибора Шаньгина—Кулигина,
и замеряют по лимбу угол между плоскостью искривления скважины
(нуль по лимбу) и направлением отклонителя. Угол поворота рас-
считывают путем вычитания угла положения отклонителя, найден-
ного при помощи инклинометра, из заданной величины азимута уста-
новки его. Следует учитывать также угол компенсации от реактив-
ного момента забойного двигателя.
§ 53. ВИДЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Бурение наклонных скважин турбинным способом было предло-
жено в СССР в 1941 г., и он сразу же вытеснил роторное наклонное
бурение на всех промыслах Советского Союза.
В результате многолетних практических и теоретических разра-
боток в настоящее время в СССР применяют следующие виды наклон-
ного бурения турбинным способом:
1) последовательное бурение нескольких наклонных скважин
с одной площадки;
2) последовательное бурение двух скважин с помощью одного
комплекта бурового оборудования одной буровой бригадой;
3) параллельное бурение двух скважин с помощью одного ком-
плекта бурового оборудования одной буровой бригадой;
4) бурение скважины, заканчивающейся несколькими за-
боями;
5) бурение скважины с горизонтальным вхождением в пласт.
Последовательное бурение нескольких
наклонных скважин с одной площадки, получившее
название «кустовое бурение», осуществляется двумя путями.
1. Монтируются вышка и один комплект бурового оборудования
так, чтобы насосная находилась на расстоянии 20—50 м от устья
скважины. После окончания бурением первой скважины передви-
гается только вышка с привышечным оборудованием на расстояние
8 м, а насосная остается на прежнем месте. Затем подсоединяют
выкидные линии от насосов к новому стояку, соединяют новое устье
скважины с желобной системой и приступают к бурению второй сква-
жины.
После окончания бурения второй скважины передвигают вышку
с оборудованием еще на 8 м, а насосную не трогают. Обвязав выкид-
ные линии со стояком и соединив желобную систему с новым устьем
скважины, начинают бурение третьей скважины и т. д.
263
2. Монтируют две вышки и буровое оборудование к ним. Насос-
ную строят так, чтобы она могла обеспечить одновременное бурение
двух скважин (монтируется не менее четырех насосов).
После окончания бурения первой пары скважин перетаскивают
вышки на 8 м, подсоединяют выкиды насосов, удлиняют желоба и
начинают бурить вторую пару скважин и т. д.
В описанных приемах размещения скважин устья группируются
на небольшой площадке, а забои располагаются в соответствии
с сеткой разработки месторождения. Число сгруппированных сква-
жин выбирается в зависимости от принятого на месторождении
расстояния между забоями и глубин скважин.
Такой способ строительства скважин позволяет разбурить с боль-
шим экономическим эффектом не только месторождения, имеющие
сложный рельеф местности, но и месторождения платформенного
типа.
Последовательное бурение двух скважин
с помощью одного комплекта бурового оборудования осуществляется
следующим образом.
При монтаже вышки предусматривают возможность смещения
ротора. Для этого заранее устанавливают роторные брусья так,
чтобы ротор можно было смонтировать на расстоянии 0,6—0,75 м
от центра основания вышки (в сторону лебедки и мостков).
Первой начинают бурить скважину при расположении ротора
около лебедки. Для этого центрируют вышку над ротором путем ее
наклона в сторону лебедки. Отклонение верха вышки на 0,6—0,75 м
достигается подкладыванием под передние ноги вышки брусьев.
После окончания бурения первой скважины спускают в нее экс-
плуатационную колонну, цементируют ее, опрессовывают и вре-
менно работы на скважине прекращают (верх устья при этом рас-
полагается немного ниже пола буровой).
Затем передвигают ротор в сторону мостков, центрируют над ним
вышку (подкладывая брусья под задние ноги вышки), передвигают
желобную систему к новому устью и начинают бурение. После окон-
чания бурения второй скважины спускают в нее эксплуатационную
колонну, цементируют, опрессовывают и приступают к поочередному
освоению двух скважин.
Таким образом, между устьями скважин получается расстоя-
ние 1,2—1,5 м.
При таком способе бурения сокращается объем работ (следо-
вательно, затрата времени и средств) на сооружение фундаментов,
строительство, монтаж и демонтаж оборудования.
Параллельное бурение двух скважин с по-
мощью одного комплекта бурового оборудования осуществляется
при применении следующего специального оборудования.
1. Вышка ВМД-200 высотой 41 м представляет собой про-
странственную конструкцию башенного типа, имеющую форму
усеченной пирамиды. Основное отличие вышки от обычной пи-
рамидальной (см. § 80) заключается в изменении габаритных
264
размеров. Верхнее основание вышки представляет собой прямо-
угольник со сторонами 2x3 м вместо квадрата 2x2 м, как
у обычной вышки, а высота панели равна 3 вместо 4 м. Высота ворот
Рис. 157. Последовательность работы при параллельном
бурении двух скважин:
а — скв. 1 — вспомогательные работы; скв. 2 — бурение; б — скв. 1
— спуск бурильной колонны, скв 2 — подъем бурильной колонны;
в — скв 1 — бурение, скв. 2 — вспомогательные работы
увеличена с 8 до 12 м, что позволяет устанавливать свечу без разборки.
2. Перемещающийся кронблок, позволяющий центрировать та-
левую систему над одной из скважин. Движением кронблока (талевой
системы) управляет бурильщик с пульта, установленного у лебедки.
265
3. Два спаренных ротора с расстоянием между центрами 1,5 м.
Привод их осуществляется от лебедки, управление — с пульта
бурильщика.
Остальное оборудование стандартное, используемое при обычном
бурении.
Организация работ при этом виде бурения скважин показана
на рис. 157.
После сооружения вышки, монтажа бурового и энергетического
оборудования, оснастки талей и пуска буровой талевую систему
устанавливают при помощи передвижного кронблока над первым,
ближайшим к лебедке, ротором и бурят первый ствол на глубину,
необходимую для спуска кондуктора. По окончании бурения подни-
мают бурильную колонну с установкой свечей за палец. Затем спу-
скают и цементируют кондуктор. Во время затвердения цементного
раствора в первой скважине бурят вторую скважину на глубину
спуска кондуктора в ней, для чего талевую систему центрируют
с помощью передвижного кронблока над вторым ротором.
После спуска кондуктора во вторую скважину и его цементиро-
вания приступают к бурению первой скважины.
После отработки долота поднимают бурильную колонну. Не уста-
навливая свечи за палец, переносят их (по мере отвинчивания)
с помощью передвижного кронблока к ротору второй скважины.
Первую перенесенную свечу свинчивают с отклонителем, а все по-
следующие свечи — с бурильной колонной. После отработки до-
лота поднимают бурильную колонну из второй скважины и спус-
кают в первую.
Таким образом поочередно бурят два ствола.
Совмещение подъема и спуска бурильной колонны позволяет
на 10—12% сократить затраты времени на эти операции по сравне-
нию с обычным бурением в аналогичных условиях. Кроме того, исполь-
зование второго помощника бурильщика на работах у ротора и у ле-
бедки облегчает и ускоряет выполнение спуско-подъемных операций.
Экономия времени достигается также за счет работ в одном
стволе при твердении цементного раствора в другом. Экономится
время на замеры зенитного угла скважины и инклинометрические
работы, так как эти работы осуществляются в одном стволе во время
бурения другого. Сокращается затрата времени на подготовительно-
заключительные работы (сборка, разборка труб, опрессовка и т. д.),
так как они выполняются для двух скважин одновременно.
Скважины, заканчивающиеся несколькими
забоями, или с горизонтальным вхождением
в пласт бурят в целях увеличения поверхности фильтрации.
Особенно эффективны эти виды наклонного бурения на месторожде-
ниях, добыча нефти из которых невозможна из-за низкой прони-
цаемости пластов.
Выбор типа скважины (с несколькими забоями или с горизонталь-
ным вхождением в пласт) зависит от геологических условий место-
рождения.
266
Если продуктивный пласт сложен устойчивыми породами и воз-
можна добыча нефти из скважины, имеющей открытый забой, следует
заканчивать скважину несколькими забоями.
В этом случае скважину до продуктивного пласта бурят верти-
кально, а далее разветвляют путем проходки нескольких резко
искривленных стволов, расходящихся в разные стороны на сотни
метров друг от друга. Возможны случаи, когда некоторые стволы
переходят в горизонтальные, что позволяет получить большую пло-
щадь фильтрации (рис. 158).
Рис. 158. Схема бурения скважины, заканчивающейся не-
сколькими забоями
Для увеличения длины каждого разветвления в пределах про-
дуктивного горизонта необходимо интенсивно искривлять стволы
скважины. Для этого при рассматриваемом виде наклонного бурения
применяют только жесткие отклонители и укороченные турбобуры.
Очень важным фактором при проходке скважины с резким искри-
влением является самопроизвольное ориентирование отклонителя на
забое. При углах искривления отклонителей более 2°30' и углах
наклона скважины свыше 15—20° плоскости искривления скважины
и отклонителя совпадают с достаточной для практических целей
точностью. В связи с этим при бурении скважин, заканчивающихся
несколькими забоями, отпадает необходимость ориентирования откло-
нителя на забое после набора упомянутого выше зенитного угла.
Зенитный угол и азимут стволов измеряют инклинометрами.
Однако при углах наклона скважины более 55° требуется принуди-
тельное проталкивание прибора в скважину. Для этих целей в ниж-
ней части бурильной колонны помещается несколько труб из немаг-
нитного материала и инклинометр вводят внутрь бурильной колонны,
располагая его в немагнитных трубах. По мере спуска бурильной
колонны спускается инклинометр.
ГЛАВА XI
РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
§ 54. ЦЕЛИ И СПОСОБЫ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
В процессе бурения вскрываются горные породы, различающиеся
между собой по литологическому составу, физико-механическим
свойствам, степени насыщенности и виду насыщающей жидкости,
коэффициентам аномальности пластовых давлений, монолитности.
Наряду с устойчивыми, например карбонатными, породами, в кото-
рых ствол скважины может длительное время оставаться незакре-
пленным, встречаются породы неустойчивые и несвязные. Такие
породы легко осыпаются, обваливаются или пластически деформи-
руются, выпучиваются внутрь ствола скважины вскоре после раз-
буривания. Неустойчивые породы особенно часто встречаются на
сравнительно небольших глубинах, а также в зонах тектонических
нарушений. К их числу относятся многие хемогенные породы,
склонные к пластическому течению под влиянием горного давления,
особенно при повышенных температурах. Чтобы предотвратить нару-
шение устойчивости стенок скважины, ствол ее приходится крепить.
Проницаемые породы, как правило, насыщены водой, нефтью или
газом. Обычно коэффициент аномальности пластового давления при-
мерно равен единице. Такое давление называется нормальным.
Нередко, однако, встречаются горизонты с более высоким или более
низким пластовым давлением. Если в процессе бурения будут вскрыты
горизонты с разными коэффициентами аномальности пластовых
давлений, возникнут благоприятные условия для перетока пластовой
жидкости из горизонта с более высоким коэффициентом аномальности
в горизонт с более низким коэффициентом аномальности. Подобные
перетоки недопустимы, потому что они ведут к растрате природной
энергии, потере части пластовой жидкости, содержащейся в горизонте
с более высоким коэффициентом аномальности, а также к загрязнению
и ухудшению коллекторских свойств горизонта с пониженным коэф-
фициентом аномальности пластового давления. Перетоки могут
явиться причиной тяжелых осложнений (см. гл. IX), а также интен-
сивной коррозии оборудования, спущенного в скважину. Чтобы пре-
дотвратить эти осложнения, все горизонты с неодинаковыми коэффи-
циентами аномальности разобщают.
В эксплуатационных скважинах для подъема пластовой жидкости
из продуктивных горизонтов на поверхность, а в нагнетательных
268
скважинах для подачи рабочего агента (воды, газа, пара) с дневной
поверхности к эксплуатационным объектам требуется прочный
и герметичный канал, который мог бы надежно служить в течение
многих десятков лет. Таким каналом может быть колонна труб.
Основными целями крепления скважин являются:
а) создание долговечного и герметичного канала для транспорти-
рования жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной по-
верхности или в противоположном направлении;
б) герметичное разобщение горизонтов с неодинаковыми коэффи-
циентами аномальности пластовых давлений с целью охраны недр
и предотвращения серьезных осложнений;
в) укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устой-
чивыми горными породами.
Наиболее распространенными способами крепления скважин
являются спуск колонн, составленных из специальных труб, назы-
ваемых обсадными, и цементирование пространства между колонной
труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с разными
коэффициентами аномальности пластовых давлений также исполь-
зуют пакеры.
§ 55. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн
(наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну,
местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и
нижней границ) определяют понятие конструкции скважины. Кон-
струкция должна обеспечивать:
а) прочность и долговечность скважины как технического соору-
жения;
б) проходку скважины до проектной глубины;
в) достижение проектных режимов эксплуатации;
г) максимально полное использование природной энергии для
транспортирования нефти и газа;
д) надежную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;
е) минимальный расход средств на разведку и разработку место-
рождения;
ж) возможность проведения ремонтных работ в скважине.
При проектировании конструкции скважины необходимо прежде
всего решить вопрос о числе эксплуатационных колонн и выбрать
диаметр каждой. Обычно в скважину спускают одну эксплуатацион-
ную колонну. В нефтяных скважинах диаметр ее выбирают исходя
из ожидаемых дебитов жидкости (нефть + вода + газ) на различных
стадиях эксплуатации (фонтанная, компрессорная, насосная), габа-
ритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в экс-
плуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости,
и глубины скважины.Внутренний диаметр эксплуатационной колонны
должен быть достаточен для того, чтобы указанное оборудование
можно было свободно спустить и установить на заданной глубине
26)
и при необходимости в период эксплуатации скважины проводить
подземный и капитальный ремонты, а также ловильные работы.
При разработке многопластовых нефтяных месторождений в сква-
жину спускают две и даже три параллельные эксплуатационные
колонны для раздельной эксплуатации разных объектов. В этом
случае диаметр каждой эксплуатационной колонны выбирают инди-
видуально с учетом названных выше факторов. Глубина спуска
каждой колонны, как правило, определяется глубиной залегания
соответствующего продуктивного объекта. В некоторых зарубежных
фирмах иногда все эксплуатационные колонны спускают до проект-
ной глубины скважины; при этом улучшаются условия цементиро-
вания скважины, но стоимость ее возрастает.
В газовых и газоконденсатных скважинах диаметр эксплуатацион-
ной колонны выбирают с учетом заданного дебита на разных стадиях
разработки месторождения, устойчивости пород продуктивного гори-
зонта, допустимой депрессии в приствольной зоне, содержания жидкой
фазы (конденсат, вода), а также наличия в добываемом газе компо-
нентов, вызывающих коррозию труб; гидравлические сопротивления
при движении газа от забоя до устья должны быть возможно мень-
шими.
Если коллектор недостаточно устойчив, для предотвращения раз-
рушения его применяют специальные фильтры (см. гл. XII); иногда
в связи с этим необходимо увеличить диаметр колонны. Когда газ
сухой и коллектор устойчив, добычу газа можно вести непосред-
ственно через эксплуатационную колонну. Если же газ влажный
и содержит конденсат, для удаления с забоя жидкой фазы внутрь экс-
плуатационной колонны спускают специальную подъемную колонну
труб. Если газ содержит агрессивные компоненты (например, серо-
водород), эксплуатационную колонну необходимо защитить от кор-
розии и быстрого разрушения. Для этого в нее до фильтра спускают
подъемную колонну из коррозионностойких труб с башмачным
пакером, а кольцевое пространство между колоннами заполняют
нейтральной жидкостью (например, дизельным топливом). К защите
колонны от абразивного разрушения приходится прибегать, когда
коллектор недостаточно устойчив и в скважину выносится песок.
В этом случае эксплуатация возможна только через подъемные трубы,
хотя башмачный пакер и не требуется. Естественно, что диаметр
эксплуатационной колонны приходится увеличивать, если внутрь
нее должна быть спущена подъемная колонна.
В нагнетательных скважинах диаметр эксплуатационной колонны
выбирают в зависимости от заданного темпа закачки рабочего агента,
вида этого агента (вода, газ, пар), а также габаритных размеров
оборудования, которое должно'абыть’спущено в колонну.
При выборе диаметра эксплуатационной колонны можно ориенти-
роваться на данные табл. 14, коррективы следует вносить с учетом
конкретных условий.
Диаметр эксплуатационной колонны оказывает большое влияние
на стоимость скважины: чем он больше, тем, как правило, выше
270
Таблица 14
Возможные диаметры эксплуатационных колонн
стоимость. Поэтому стремятся уменьшить этот диаметр. При проекти-
ровании первых поисково-разведочных скважин на новой площади
целесообразно ориентироваться на наименьший диаметр, при котором
могут быть решены геологические задачи, обеспечено проведение
геофизических исследований и опробование перспективных гори-
зонтов. Диаметр эксплуатационных колонн для разведочных скважин
на уже открытых месторождениях выбирают так же, как для экс-
плуатационных и нагнетательных скважин.
Если на месторождении нет горизонтов с аномально высоким
пластовым давлением, стенки скважины, заполненной промывочной
жидкостью, которая требуется для вскрытия продуктивного объекта,
устойчивы и отсутствует опасность поглощения этой жидкости, то
конструкция скважины может быть одноколонной. В этом случае не
требуется спускать промежуточные колонны, можно ограничиться
установкой лишь направления и при необходимости — кондуктора.
Нередко, однако, помимо горизонтов с нормальным пластовым
давлением (&а = 1), в разрезе имеется один или несколько -горизон-
тов с аномально высоким (Ла > 1,0) либо аномально низким (ка < 1,0)
'давлением. Если разница между коэффициентами аномальности
Iнастолько велика, что промывочная жидкость, необходимая для
। вскрытия горизонта с аномальным давлением, непригодна для разбу-
, ривания других горизонтов из-за опасности возникновения осложне-
ний (выбросов или поглощений), в скважину спускают дополнитель-
ную колонну для изоляции горизонтов. Такие колонны называются
промежуточными. Их спускают перед вскрытием горизонта с аномаль-
ным давлением и цементируют, чтобы затем можно было увеличить
или уменьшить плотность промывочной жидкости до величины,
необходимой для вскрытия горизонта. Если для углубления скважины
271
ниже горизонта с аномальным пластовым давлением вновь потре-
буется существенно изменить плотность промывочной жидкости,
этот горизонт перекрывают новой промежуточной колонной.
Необходимость в спуске промежуточной колонны может быть
вызвана также неустойчивостью некоторых горных пород при исполь-
зовании промывочной жидкости в процессе бурения скважины либо
агрессивным действием пород на данную промывочную жидкость.
Например, глинистые растворы на пресной воде непригодны для
разбуривания хемогенных отложений, так как они растворяют соли
и коагулируют, а в скважине образуются большие каверны. Со-
леные же промывочные растворы, которые с успехом используются
при разбуривании хемогенных пород, не всегда подходят для разбу-
ривания вышележащих горных пород и предотвращения осложнений
। в верхней необсаженной части скважины.
В верхней части разреза месторождения обычно залегают слабо-
j устойчивые горные породы, встречаются трещиноватые и каверноз-
ные породы, горизонты с аномально низкими пластовыми давлениями.
Как правило, эту часть ствола скважины укрепляют кондуктором.
В нефтяных и нагнетательных скважинах глубина спуска кондуктора
определяется местоположением подошвы пород указанной выше
категории: башмак кондуктора должен быть установлен в прочных
устойчивых породах ниже зоны осложнений. В газовых же скважинах
одноколонной конструкции глубину спуска кондуктора нужно
выбирать так, чтобы он перекрыл все проницаемые породы, которые
имеют выход на дневную поверхность или сообщаются с ней посред-
ством родников, колодцев и других горных выработок, имеющихся
на данной структуре, а также слабые породы, которые могут быть
разорваны при действии высокого давления, возникающего при
закрытии превентора на устье скважины во время газового выброса.
Глубина спуска кондуктора
<xu'
где кб — коэффициент безопасности; рпл — пластовое давление
в кровле газоносного горизонта в Па.
Если давление в газоносном горизонте аномально высокое, по-
мимо кондуктора обязательно должна быть спущена хотя бы одна
।промежуточная колонна. В газовых скважинах многоколонной кон-
струкции глубину спуска кондуктора можно устанавливать так же,
как и в нефтяных, при условии, что промежуточная колонна, спущен-
ная до вскрытия газового горизонта, будет зацементирована по всей
длине или на 100—150 м выше башмака кондуктора.
При проектировании конструкции скважины большое значение
имеет правильный выбор интервалов цементирования. Чтобы устра-
нить опасность возникновения перетоков пластовых жидкостей из
одного горизонта в другой, затрубных газо-водопроявлений, ухудше-
ния коллекторских свойств продуктивных пластов, загрязнения их,
а также коррозионного разрушения обсадных колонн, необходимо
272
надежно разобщить между собой все газо-водо-нефтеносные гори-
зонты с неодинаковыми или меняющимися во времени коэффициен-
тами аномальности пластовых давлений, изолировать объекты, насы-
щенные агрессивными по отношению к металлу колонн и к артезиан-
ским и целебным водам жидкостями.
Условимся под относительным перепадом пластовых давлений
понимать отношение разности пластовых давлений в двух смежных
или расположенных вблизи проницаемых горизонтах к давлению
столба пресной воды, равного по высоте расстоянию между ними:
/Сп= Рпл~Рпл , (XI.2J
Рв? Дх
где р'пл и р'пл — пластовое давление соответственно в нижнем и верх-
нем горизонтах в Па; Az — расстояние между горизонтами в м-
Если относительный перепад пластовых давлений ка > 1,2 +1,3»
I рекомендуется во избежание возникновения перетока пластовой
I жидкости из одного горизонта в другой дополнительно разобщать
'их пакером. Его следует устанавливать выше кровли горизонта
с коэффициентом аномальности пластового давления Л'а > 1,2+1,3,
даже в том случае, если других проницаемых горизонтов над ним
в цементируемом интервале нет. Такая изоляция позволит предо-
твратить газо-нефтепроявление.
В «Единых технических правилах ведения работ при бурении
скважин» предусматриваются следующие требования при выборе
интервалов цементирования:
а) кондукторы цементируются по всей длине;
б) промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной
до 3000 м цементируются на участке длиной не менее 500 м от баш-
мака, а в более глубоких скважинах — по всей длине;
в) промежуточные колонны в разведочных и газовых скважинах
цементируются по всей длине;
г) эксплуатационные колонны в нефтяных скважинах цементи-
руются на участке от забоя до уровня, расположенного не менее чем
на 100 м выше башмака предыдущей колонны, а в газовых и разведоч-
ных скважинах — по всей длине; если приняты надежные меры к гер-
метизации соединений обсадных труб, в газовых и разведочных
скважинах разрешается длину участка цементирования эксплуата-
ционной колонны выбирать так же, как в нефтяных скважинах.
В технической литературе конструкцию скважины принято
изображать графически следующим образом (рис. 159): жирными
сплошными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего
конца линии означает диаметр колонны в мм, у нижнего конца —
глубину спуска в м. Интервалы цементирования показаны штри-
ховкой.
Обычно обсадные колонны подвешиваются на устье, поэтому
верхний интервал скважины оказывается перекрытым несколькими
колоннами. Это обусловлено рядом причин. Во-первых, во время
углубления скважины предыдущая обсадная колонна изнашивается
18 Заказ 95д 273
5400
бурильными замками, долотами и прочим инструментом. В резуль-
тате прочность ее может снизиться до опасного предела. Во избежа-
шие аварий в изношенной колонне верхний интервал скважины
шриходится укреплять дополнительной колонной.
I Во-вторых, чем глубже продуктивный горизонт, тем больше
пластовое давление в нем и выше избыточное давление, которое воз-
никнет в колонне в случае герметизации устья превентором при
выбросе. Обсадные колонны
большого диаметра имеют ма-
лую прочность на разрыв при
действии избыточного внутрен-
него давления, поэтому до
вскрытия горизонта с высоким
пластовым давлением, особенно
газового, часто спускают про-
межуточную колонну, имеющую
достаточную прочность на раз-
рыв, чтобы можно было устано-
вить противовыбросовое обору-
дование.
Если износ предыдущей об-
садной колонны не представ-
ляет опасности и не существует
угрозы возникновения высокого
избыточного внутреннего да-
вления, в скважине с целью
экономии металла и уменьше-
ния стоимости новой обсадной
колонной укрепляют лишь тот
участок ствола, который не был
перекрыт предыдущей проме-
жуточной колонной или кон-
дуктором (рис. 159, б). Такие
промежуточные колонны назы-
ваются хвостовиками. На схеме конструкции скважины сплошной
жирной линией показывают интервал размещения колонны-хвосто-
вика, а пунктиром — верхний участок, где данная колонна от-
сутствует.
Эксплуатационные колонны, как правило, подвешиваются на
устье.
В глубоких скважинах довольно часто применяют ступенчатые
колонны (как промежуточные, так и эксплуатационные): верхнюю
часть комплектуют из труб большего диаметра, чем нижнюю. Это
позволяет значительно уменьшить гидравлические сопротивления
при бурении под последующую колонну, использовать в колонне
обсадные трубы с меньшим пределом текучести и менее дефицитные,
разместить в верхней части эксплуатационной колонны более высоко-
производительное эксплуатационное оборудование. При графиче-
в
Рис. 159. Графическое изображение
конструкции скважины:
а — с промежуточной колонной; б — с хво-
стовиком; в — с комбинированной эксплуа-
тационной колонной
274
ском изображении конструкции скважины такую колонну показы-
вают двумя вертикальными отрезками прямых, нижний из которых
располагают ближе к оси скважины, чем верхний; в месте стыковки
секций колонны эти отрезки соединяют наклонной прямой и указы-
вают глубину стыка от устья. У верхнего же конца верхнего отрезка
числами указывают наружные диаметры верхней и нижней секций
колонны, например, 168x146, (рис. 159, в).
Диаметр скважины Dc, в которую предполагается спустить одну
эксплуатационную колонну, должен быть несколько больше на-
ибольшего внешнего диаметра самой колонны:
Dc^DM + 2bK, (XI 3)
где Dm — наибольший внешний диаметр колонны в мм, обычно это
наружный диаметр муфты, которой соединяются две обсадные трубы;
Дк — минимально необходимый радиальный зазор между выступа-
ющими деталями колонны (например, муфтой) и стенкой скважины
в мм.
Величину зазора Дк выбирают с учетом жесткости колонны,
глубины ее спуска, искривленности ствола скважины, устойчивости
стенок и ряда других факторов. Для вертикальных скважин реко-
мендуемые зазоры приведены в табл. 15. Большие зазоры следует
применять при большом выходе из-под башмака предыдущей колонны,
а также в скважинах с недостаточно устойчивыми стенками ствола.
Таблица 15
Рекомендуемые величины зазоров Дк
Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм Величина радиального зазора Дк, мм
114-127 7-10
140-168 10-15
178-194 15-20
219-245 20-25
273-299 25-35
324-351 30-40
377 и более 40-50
Если в скважину необходимо спустить две или три эксплуата-
ционные колонны параллельно, диаметр ее выбирают с учетом на-
ибольших внешних диаметров этих колонн; зазоры между выступаю-
щими деталями колонн должны быть не менее 2ДК.
Формулой (XI.3) пользуются и для определения необходимого
диаметра скважины под любую промежуточную колонну.
Диаметр долота d„ для бурения под последующую обсадную
колонну должен быть несколько меньше минимального внутреннего
диаметра предыдущей колонны:
—2Д, (XI.4)
275
18'
где d — наименьший внутренний диаметр предыдущей колонны
в мм; А — минимально необходимый радиальный зазор между
долотом и трубами в мм, учитывая существующие допуски на раз-
меры труб и долот, можно принимать А = 5-^-Ю мм, причем боль-
ший допуск для труб большего диаметра.
Обычно диаметр скважины примерно равен диаметру долота.
Однако бывают случаи, когда диаметр скважины оказывается суще-
ственно больше диаметра долота. Если опыт показывает, что на
данной площади диаметр скважины по всему стволу систематически
увеличивается по сравнению с диаметром долота, это следует учи-
тывать при проектировании конструкции скважины и соответственно
уменьшать зазор Дк. При этом, конечно, наибольший наружный
диаметр последующей колонны всегда должен быть меньше внутрен-
него диаметра предыдущей колонны, разность этих диаметров не
должна быть меньше 2 А.
§ 56. КОНСТРУКЦИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Обсадные трубы и их соединения. Обсадную колонну составляют
из стальных труб, соединенных между собой с помощью резьбы или
сварки. В СССР обсадные трубы изготовляют в основном в соответ-
ствии с ГОСТ 632—64. Это бесшовные, цельнокатаные изделия. За
рубежом некоторое применение имеют также электросварные обсад-
ные трубы.
Согласно ГОСТ 632—64, обсадная труба имеет форму длинного
полого круглого цилиндра, на концах которого нарезана наружная
коническая резьба (рис. 160). Две такие трубы соединяются между
собой муфтой с такой же конической резьбой. Профили резьбы об-
садных труб и муфт и профили трубной резьбы на бурильных трубах,
выпускаемых по ГОСТ 631—63, одинаковы. Характеристика трубной
резьбы дана в гл. IV.
Резьба треугольного профиля нарезается на слабоконической
поверхности конца трубы (угол наклона образующей конуса к его оси
<р — 1°47'24"). Поэтому часть витков в зоне сочленения конуса
с цилиндром имеет неполный профиль; вершины их срезаны (см.
рис. 56). Конец непрерывно исчезающей нитки резьбы называется
концом сбега. При навинчивании муфты на трубу вручную торец
муфты не должен доходить до конца сбега на величину натяга А ± 1
виток. После докрепления на муфтонаверточном станке торец муфты
должен находиться у конца сбега резьбы; допускается отклонение
±1 виток. Величина натяга А регламентирована стандартом.
По ГОСТ 632—64 обсадные трубы изготовляют с наружным диаме-
тром от 114 до 508 мм и различными толщинами стенок. Увеличение
толщины стенки достигается за счет соответствующего уменьшения
внутреннего диаметра. Трубы выпускают в основном длиной от 9,5
до 13 м. Однако в каждой партии, поставляемой заводом, могут быть
п более короткие трубы. ГОСТ 632—64 предусматривает изготовление
труб с нормальной и увеличенной длиной резьбы. Так как конусность
276
резьбы остается неизменной, увеличение длины участка, на котором
нарезается резьба, достигается уменьшением диаметра резьбы у торца
трубы. Удлинение резьбы составляет от 13% для труб диаметром
114 мм до 40% для труб диаметром 245 мм.
Обсадные трубы, согласно ГОСТ 632—64, должны изготовляться
из сталей нескольких групп прочности. Материал труб в состоянии
поставки должен удовлетворять требованиям, указанным в табл. 16.
Все трубы, кроме труб групп прочности С и Д, должны проходить
термическую обработку.
Рис. 160. Обсадная труба по ГОСТ 632—64 и муфта к ней
Обсадные трубы выпускают обычной и повышенной точности
изготовления, т. е. при производстве труб допускаются некоторые
отклонения от номинальных размеров, указанных в ГОСТ. Так, при
обычной точности изготовления допускается отклонение для труб с на-
ружным диаметром до 219 мм не более ±1%, а для труб большего
Таблица 16
Прочностные характеристики сталей, применяемых для изготовления
бурильных и обсадных труб
Показатели Группы прочности стали
с д к Е Л м р
Временное сопротивление, МПа . . . 540 635 685 735 785 880 1080
Предел текучести, МПа 314 372 490 540 635 735 930
Относительное удлинение, % §5 18 16 12 12 12 12 12
§10 14 12 10 10 10 10 10
Относительное сужение после разры- ва •, % 40 40 40 40 40
Ударная вязкость, кДж/м2 — 390 390 390 390 390 —
* Регламентируются только в ГОСТ 631 — 63 на бурильные трубы.
277
размера — не более ± 1,25%; по весу отдельной трубы — не более -4-9
и —6%; по толщине стенки — не более —12,5%, по длине муфты —
не более ±3 мм. Овальность обсадных труб, т. е. отношение разности
наибольшего и наименьшего диаметров к их полусумме, не должна
превышать 80% от допускаемых отклонений по наружному диаметру.
Это значит, что при обычной точности изготовления овальность труб
диаметром 219 мм и меньше не должна превышать 1,6%, а труб
большего диаметра — 2%. При повышенной точности изготовления
допуски уменьшаются соответственно до 1,2 и 1,6%.
Цельнокатаные трубы вследствие особенности технологии про-
изводства трудно получить с постоянной, неизменной толщиной
Конец сбега резьбы муфты
Рис. 161. Резьбовое соединение безмуфтовых обсадных труб ТБО
стенки. Толщина стенки в разных участках поперечного сечения
реальной трубы может несколько отклоняться от номинального
значения ее. Такие трубы принято называть разностенными.
Допуски на кривизну обсадных и бурильных труб одинаковы.
На заводе на один конец каждой трубы навинчивают муфту,
а затем закрепляют ее при помощи муфтонаверточного станка. Перед
навинчиванием муфты резьбу трубы следует покрыть смазкой,
обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу
от задиров и коррозии. Для защиты резьбы от повреждения и за-
грязнения при транспортировке и хранении на свободный конец
трубы навинчивают предохранительное кольцо, а в муфту ввинчивают
пробку.
Все трубы диаметром 219 мм и менее и 50% труб больших диаметров
на заводе должны испытываться на герметичность гидравлическим
способом. Перед испытанием муфты должны быть навинчены на трубы
и закреплены. Давление испытания определяют по формуле
_ 2Либсг-
Рисп — ——
где ка — отношение допустимого напряжения к пределу текучести,
для 219-мм труб и менее к., = 0,8, для остальных труб кК = 0,6;
6 — номинальная толщина стенки трубы в м; стт — предел текучести
материала трубы в Па; D — наружный диаметр трубы в м.
278
(XI.5)
Существенное увеличение прочности резьбового соединения мо-
жет быть достигнуто путем замены треугольного профиля резьбы
трапецеидальным.
Более высокой прочностью и герметичностью характеризуется
резьбовое соединение безмуфтовых обсадных труб ТБО (рис. 161).
Рис. 162. Профиль резьбы труб ТБО
1
Рис. 163. Схема сварного соединения об-
садных труб:
— обсадные трубы; 2 — центрирующее кольцо;
3 — сварной шов; 4 — проточка под хомут
Эти трубы имеют утолщенные за счет высадки наружу и внутрь концы-
На одном конце трубы нарезана внутренняя резьба трапецеидального
профиля, на другом — наружная. В соединениях труб диаметром от
127 до 194 мм резьба имеет шаг 4,23 мм и конусность 1 : 8; в трубах
большего диаметра — шаг
5,08 мм и конусность 1:10.
Угол при вершине профиля
витка составляет 12°, бис-
сектриса его перпендику-
лярна оси резьбы (рис. 162).
Высокая герметичность
достигается благодаря при-
менению упорных торцов и
уплотнительных поверхно-
стей — конической в муфто-
вом конце трубы и бочкооб-
разной в ниппельном. При до-
винчивании резьбового соеди-
нения до упора торцов
бочкообразная поверхность
ниппельного конца одной трубы
ческой поверхности муфтового конца другой трубы.
Вследствие большей трудности изготовления трубы ТБО дороже
стандартных труб. Их целесообразно применять в газовых скважинах
с высоким пластовым давлением, а также в глубоких скважинах для
компоновки верхних участков обсадных колонн.
очень плотно прижимается к кони-
279
Наиболее герметичными являются сварные соединения обсадных
труб, выполненные с помощью полуавтоматов или автоматов инсти-
тута сварки им. акад. Е. О. Патона. Существуют несколько разно-
видностей конструкций таких соединений. Одна из них,
применяемая в объединении Краснодарнефтегаз, показана на
рис. 163.
На стандартной обсадной трубе без резьб на расстоянии при-
мерно 0,2 м от одного из концов делают наружную проточку дли-
ной 0,3—-0,4 диаметра трубы и глубиной 0,3—0,35 толщины стенки.
С обоих концов трубы делают внутренние проточки длиной 30 мм
и глубиной 3—4 мм. При соединении труб в колонну во внутренние
проточки вставляют центрирующее кольцо, внутренний диаметр
которого равен внутреннему диаметру трубы. Наружная проточка
служит для обхвата обсадной трубы специальным хомутом, с помощью
которого она подвешивается в стандартном элеваторе.
Многие конструкции сварных соединений обладают большей
прочностью на растяжение по сравнению со стандартными резьбо-
выми соединениями. Применение сварных колонн позволяет в ряде
случаев облегчить конструкцию скважины (т. е. уменьшить суммар-
ный вес колонн, спускаемых в нее), поскольку наибольший внешний
диаметр сварных соединений меньше, чем муфтовых соединений,
в конструкции скважины можно использовать предыдущие колонны
меньшего диаметра.
Низ обсадной колонны. Стенки ствола скважины в некоторых
интервалах могут быть весьма неровными, с выступами, резкими
искривлениями. При спуске обсадной колонны в скважину торец
нижней трубы может упереться в выступ в стенке. Если колонна
спускается с достаточно большой скоростью, при внезапной посадке
торца нижней трубы на выступ в стенке скважины может произойти
авария. Чтобы свести к минимуму опасность посадки и облегчить
спуск колонны через участки скважины с неровными стенками, ниж-
ний конец колонны оборудуют специальным башмаком, который
снизу снабжают чугунной, дюралевой или бетонной направляющей
пробкой обтекаемой формы (рис. 164). Башмак представляет собой
стальной патрубок длиной 30—50 см с толщиной стенки около 15 мм.
В месте стыковки направляющей пробки с башмаком на наружной
поверхности не должно быть выступов. В направляющей пробке
имеется внутренний канал для прохода жидкости.
Если ствол скважины недостаточно чист или в нем имеются
сужения либо резкие перегибы, при спуске обсадной колонны отвер-
стие в направляющей пробке может быть забито спрессовавшимися
частицами пород и глинистой корки, сорванной со стенок скважины.
Это затрудняет восстановление циркуляции промывочной жидкости.
Поэтому над башмаком часто размещают башмачный патрубок —
отрезок толстостенной трубы длиной 1,5—2 м, в котором по спираль-
ной линии просверлены отверстия для прохода жидкости. Диаметр
и число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струи
при промывке и цементировании не превышала 15—20 м/с.
280
Над башмачным патрубком, а при его отсутствии —над башмаком
обычно устанавливают обратный клапан. Второй такой клапан как
резервный нередко устанавливают на расстоянии одной трубы от
первого. Основное назначение обратного клапана — предотвратить
поступление цементного раствора из заколонного пространства
внутрь обсадной колонны по окончании цементирования. Кроме того,
при наличии обратного клапана можно существенно уменьшить вели-
чину растягивающей нагрузки от веса колонны при спуске, если
не полностью заполнять ее жидкостью. Существенно интенсифици-
руется также промывка скважины жидкостью, вытесняемой колонной
при спуске.
Рис. 164. Башмак 1 с направля- Рио. 165. Шаровой обратный клапан
ющеи пробкой 2
На практике широко применяют тарельчатые и шаровые обратные
клапаны. Последний является наиболее герметичным. Шаровой
обратный клапан (рис. 165) состоит из стального корпуса 7, седла 2,
уплотнительной манжеты 3, кольца 4, шара 5 и корзины 6 для удер-
жания шара от падения в скважину. Все детали, кроме корпуса 1,
изготовляют из легко разбуриваемых материалов.
Обратный шаровой клапан пропускает жидкость только в одном
направлении — из колонны в заколонное пространство. При обрат-
ном токе жидкости шар 5 плотно прижимается к уплотнительной
манжете 3 и закрывает вход в колонну.
При спуске в скважину обсадная колонна, оборудованная таким
клапаном, вытесняет всю жидкость в кольцевое пространство. Если
скорость спуска значительна, а зазор между колонной и стенками
скважины невелик, в скважине может возникнуть высокое гидро-
динамическое давление, под воздействием которого начнется погло-
щение промывочной жидкости. Поэтому скорость спуска колонны
приходится существенно ограничивать.
Более совершенными являются дифференциальные клапаны.
Обратный дифференциальный клапан (рис. 166) состоит из стального
корпуса 1, внутреннего бетонного кольца 2, в котором укреплены
чугунное или дюралевое седло 3, резиновая диафрагма 4 и упор 5-
281
Диаметр отверстия в диафрагме выбирают так, чтобы гидродинами-
ческое давление, возникающее при перемещении колонны, было
заведомо меньше опасного предела. При спуске колонны с таким
клапаном часть жидкости, вытесняемой колонной, направляется
в кольцевое пространство, часть же — внутрь самой колонны.
По окончании спуска в колонну сбрасывают бакелитовый или
дюралевый шар 6 и потоком промывочной жидкости продавливают
его через диафрагму 4 до упора 5. После этого дифференциальный
клапан будет работать так же, как и шаровой, описанный выше.
Рис. 166. Дифференциальный клапан Рис. 167 Пружинный
центрирующий фо-
нарь
На расстоянии 10—20 м от башмачного патрубка устанавливают
упорное кольцо — чугунную шайбу толщиной 20—30 мм с внутрен-
ним отверстием, диаметр которого существенно (на 30—100 мм)
меньше внутреннего диаметра колонны. На упорное кольцо в конце
цементирования садится верхняя продавочная пробка (см. § 63).
Роль упорного кольца может выполнить описанный выше обратный
клапан, если он установлен на расстоянии 10—20 м от отверстий для
выхода цементного раствора из колонны.
Спущенная в скважину обсадная колонна должна быть хорошо
центрирована. Только в этом случае вокруг нее можно создать
сплошную равномерной толщины цементную оболочку и изолировать
друг от друга газо-нефте-водоносные горизонты. Для этого нижняя
часть колонны в интервале расположения горизонтов, подлежащих
разобщению, должна быть оснащена центрирующими устройствами.
Существует несколько конструкций таких устройств. На рис. 167
показан пружинный центрирующий фонарь. Он состоит из двух
шарнирных колец 7, между которыми расположены специально
282
изогнутые пластинчатые пружины 2. К нижнему кольцу дополни-
тельно прикреплены механические лепестки 3, повышающие интен-
сивность турбулизации восходящего потока в кольцевом простран-
стве. При спуске в скважину такой центрирующий фонарь надевают
на муфту обсадной колонны и запирают механическим замком;
муфта ограничивает перемещение фонаря по трубе. Жесткость
пластинчатых пружин, а также необходимое расстояние между фона-
рями следует рассчитывать с учетом угла искривления скважины
и диаметра колонны.
§ 57. ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБСАДНЫХ ТРУБ
И ИХ СОЕДИНЕНИЙ
Если на поверхность обсадной трубы создавать внешнее равно-
мерное давление, например жидкостью, в теле трубы возникнут
напряжения сжатия, и она будет деформироваться. Наибольшие
напряжения появятся на внутренней поверхности трубы, наимень-
шие — на наружной. Если наружное давление будет достаточно
большим, тонкостенная труба, деформируясь, может потерять устой-
чивость формы. Хотя максимальные напряжения в ней не превосхо-
дят предела пропорциональности и труба не разрушается, поперечное
сечение ее приобретает обычно форму восьмерки. Если же труба
толстостенная, максимальные напряжения в ней могут превысить
предел текучести, и тогда после пластической деформации труба
разрушается. Одной из основных прочностных характеристик обсад-
ных труб принято считать критическое давление, т. е. такое избыточное
внешнее гидравлическое давление, при котором напряжение на вну-
тренней поверхности достигает предела пропорциональности. Крити-
ческое давление для овальных разностенных труб определяют обычно-
по формуле Г. М. Саркисова
/?кр = 1Д^м + —
- У[оР +Wt (/ + ^Г) J2- 'Wfo/;'1C7p| > (XL6>
где <yp — предел пропорциональности материала трубы в Па; Е —
модуль упругости материала трубы в Па; е — овальность обсадной
трубы;
/ б,! . 7 бц , 6g 7VT
^0=-^, (XI./)
Здесь D — наружный диаметр трубы в см; 6М — минимальная
толщина стенки разностенной трубы в см; 60 — условная расчетная
средняя толщина стенки разностенной трубы в см; для труб обычной
точности изготовления по ГОСТ 632—64 6М = 0,8756, 60 = 0,9046;
/гт = 1,034; 6 — номинальная толщина стенки трубы по ГОСТ.
Если обсадную трубу поместить в толстостенный сосуд высокого
давления и пространство между стенками трубы и сосуда зацементи-
283.
ровать, а затем на боковую наружную поверхность трубы создавать
гидравлическое давление, то избыточное давление, при котором такая
труба потеряет устойчивость формы или разрушится, будет больше,
чем в случае, когда труба не зацементирована. Это различие тем
больше, чем больше овальность труб и прочность цементного камня
и чем меньше толщина стенки. Овальная труба, деформируясь под
действием внешнего давления, удлиняется вдоль большой оси овала
и укорачивается вдоль малой оси.
Если труба снаружи зацементирована, цементная оболочка,
соприкасающаяся со стенками сосуда высокого давления, препят-
ствует удлинению трубы вдоль большой оси овала. Вследствие этого
затрудняется сужение вдоль короткой оси, а критическое давление
возрастает. Если между цементной оболочкой и поверхностью сосуда
высокого давления будет небольшой зазор, положительное влияние
цементной оболочки практически исчезнет и наличие ее почти не
отразится на величине критического давления: цементный камень
плохо работает на растяжение и легко разрушается под влиянием
растягивающей силы, действующей вдоль большой оси овала.
Сопротивляемость обсадной трубы деформации под влиянием
внешнего давления уменьшается, если на нее одновременно действует
растягивающая сила. Например, если напряжение растяжения от
осевой силы равно 40% предела текучести, труба будет смята избы-
точным внешним давлением, когда тангенциальные напряжения
на внутренней поверхности ее превысят 75% предельно допустимой
величины их при отсутствии осевой растягивающей силы.
Предельно допустимую осевую растягивающую силу для тела
®рубы определяют по формуле (в Н)
Рт = 0,785 (£)2 — d2) <jp, (XI.8)
где d — внутренний диаметр трубы в м.
Если в трубе имеются проточки, прочность ее определяют по
наименьшему сечению.
Наиболее слабым участком является резьбовое соединение обсад-
ных труб. О прочности этого соединения у нас принято судить по
осевой растягивающей силе, при которой контактное давление на
нагруженной поверхности первого полного витка резьбы достигнет
предела текучести и появится возможность сдвига поверхности витка
трубы относительно поверхности витка муфты. Эту силу называют
страгивающей и для резьбовых соединений, предусмотренных
ГОСТ 632—64, обычно вычисляют по формуле Ф. И. Яковлева (в Н)
7>стр =--^србсОр------, (Х]9)
1 + ^2- ctg (a + q>o)
где dcp — средний диаметр резьбы в основной плоскости, т. е. в сече-
нии по первому витку полного профиля в м; 6С — толщина стенки
трубы по впадине того же витка в м; 1б — рабочая длина резьбы
(витков полного профиля) в м; а — угол наклона грани витка к оси
284
резьбы, по ГОСТ 632—64 а = 60°; <р0 — угол трения между поверх-
ностями резьбового соединения, обычно в расчетах принимают
Фо = 18°-
Действительная страгивающая нагрузка резьбового соединения
может заметно отличаться от вычисленной по формуле Яковлева.
Так, если трубы круглые и размеры их строго соответствуют номи-
нальным по ГОСТ, расчетная величина страгивающей нагрузки будет
меньше действительной вследствие того, что при выводе формулы
(XL9) не учтена жесткость муфты, а при расчетах вместо среднего
диаметра трубы подставляют средний диаметр резьбы в основной
плоскости и завышенное значение угла трения. Если же трубы имеют
овальную форму и размеры их отличаются от номинальных (меньше
толщина стенки, больше наружный диаметр и т. п.), расчетная стра-
гивающая нагрузка может оказаться намного больше действитель-
ной. Это особенно опасно, если используются трубы из сталей с боль-
шим пределом прочности (группы Л, М, Р).
Труба может быть разорвана избыточным внутренним давлением.
Прочность ее на разрыв принято определять по формуле Лямэ
Z>2 — Й2
Рл = ——Op- (XI.10)
Поскольку допускается уменьшение толщины стенки на 12,5%
против номинальной величины, расчет по формуле (XI.10) может
дать результат, завышенный примерно на 11%. Более правильно
было бы в формулу (XI. 10) подставить вместо D и d их значения
с учетом минусового отклонения на толщину стенки.
Одновременное наложение на трубу радиальных и осевых сил
влияет не только на ее сопротивляемость деформации под действием
избыточного внешнего давления, но и на другие прочностные харак-
теристики.
§ 58. УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
В СКВАЖИНАХ
Обсадные колонны испытывают действие многих сил, величина
которых изменяется как во времени, так и по длине колонны. Во
время спуска в скважину на колонну действуют растягивающая сила
собственного веса труб и жидкости, находящейся в них; силы инер-
ции колонны и жидкости; выталкивающая сила жидкости, заполняю-
щей скважину; сила трения о стенки скважины; гидродинамические
силы, возникающие при вытеснении промывочной жидкости; силы
гидростатического давления жидкости и другие. В местах изгиба
ствола скважины на колонну действует изгибающий момент. В мо-
мент приподъема колонны с клиньев или элеватора к ней приходится
прикладывать дополнительную силу, необходимую для разрушения
тиксотропной структуры промывочной жидкости.
При закачке цементного раствора в обсадную колонну возрастают
растягивающая сила от веса жидкости в ней, а при продавке —
285
растягивающая сила от высокого внутреннего давления в колонне
и выталкивающая сила жидкости в скважине, а также гидродинами-
ческие силы, особенно при большой скорости течения цементного
раствора в кольцевом пространстве. Если колонну расхаживают,
увеличиваются силы трения, инерции и гидродинамические. На
колонну действуют также силы внешнего и внутреннего давлений
жидкостей.
После окончания цементирования инерционные и гидродинами-
ческие силы, обусловленные движением колонны при расхаживании
и течением жидкости, исчезают. Но появляются новые силы вслед-
ствие изменения порового давления в цементном растворе в покое,
седиментационной неустойчивости этого раствора, а также изменения
температурного режима колонны. Во время промывки и цементиро-
вания температура нижней части ствола скважины понижается,
а верхней части повышается по сравнению с геостатической. В период
твердения цементного раствора температура нижней части колонны
повышается в связи с притоком тепла от окружающих пород, а также
тепла, выделяющегося при гидратации цемента (см. § 65). В верх-
ней же части колонны температура обычно понижается. Поскольку
верхнюю часть колонны часто не цементируют, при охлаждении
появляется дополнительная растягивающая сила, если осевое пере-
мещение верхнего конца колонны невозможно.
Если после цементирования колонну ставят на забой и частично
разгружают, увеличивается длина сжатой части ее, и в нижнем
интервале возможен продольный изгиб.
После затвердения цементного раствора обсадную колонну на
устье обвязывают с предыдущей и часть веса ее передают на цемент-
ный камень; при этом величина осевой растягивающей силы умень-
шается. В дальнейшем при углублении или эксплуатации скважины
осевые силы вновь могут возрасти в результате изменения темпера-
турного режима и внутреннего давления в колонне.
При освоении и часто при эксплуатации нефтяных скважин
внутреннее давление в эксплуатационной колонне значительно
снижают. Это может привести к смятию колонны избыточным внеш-
ним давлением. В газовых и фонтанирующих нефтяных скважинах
в процессе эксплуатации внутреннее давление в верхней части колонны
существенно возрастает и может стать опасным. Резкое увеличение
внутреннего давления может произойти и в случае закрытия пре-
вентора при газопроявлениях.
В последние годы при разработке нефтяных и газовых место-
рождений прибегают к такому методу стимулирующего воздействия
на продуктивный горизонт, как гидроразрыв. Нередко при его
проведении из-за недостаточно надежной пакеровки высокое давле-
ние, необходимое для образования трещин в горной породе, пере-
дается обсадной колонне.
Высокое избыточное внутреннее давление может действовать на
предыдущую колонну также в случае, если последующая обсадная
колонна, прежде всего в газовой скважине, оказалась негерметичной.
286
Если обсадная колонна перекрыла пласт породы, склонной к пла-
стическому течению, но между цементным камнем и этой породой
осталась прослойка промывочной жидкости, при уменьшении боко-
вого давления на породу, вызванном снижением уровня жидкости
в колонне или плотности этой жидкости либо другими факторами,
неустойчивая порода может сдвинуться. Так как величина зазора
между цементным камнем и породой в разных направлениях, как
правило, неодинакова, горное давление со стороны этой породы на
колонну будет передаваться локально. Такое воздействие высокого
горного давления почти всегда приводит к изгибу и даже разрушению
колонны.
Обсадные колонны после цементирования обычно жестко обвязы-
вают между собой. При фонтанной эксплуатации газовой или нефтя-
ной скважины поток пластовых жидкостей и газов, поднимаясь от
забоя к устью, нагревают колонну. Вследствие повышения темпера-
туры в верхней части колонны могут возникнуть осевые напряжения
сжатия и даже продольного изгиба, так как свободному перемещению
верхнего конца колонны препятствует жесткая обвязка. Это же
наблюдается в нагнетательных скважинах при закачке пара, особенно
перегретого. При закачке же холодной воды в верхней части колонны
возрастает растягивающая сила.
На обсадные колонны в разные периоды их службы действуют
и некоторые другие силы, часть из них не всегда поддается опреде-
лению.
Обсадные колонны на протяжении многолетней службы подвер-
гаются воздействию окружающей среды, прежде всего пластовых
вод и газов, которые достаточно агрессивны и способны вызвать
интенсивную коррозию металла. Промежуточные колонны и кон-
дукторы во время бурения, а эксплуатационные колонны при испыта-
нии, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются доло-
тами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб
и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Случаи протира-
ния промежуточных колонн встречаются довольно часто. Конечно,
при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти
особенности.
§ 59. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Эксплуатационная колонна обычно состоит из нескольких секций,
отличающихся друг от друга либо толщиной стенок труб, либо
качеством металла, либо тем и другим одновременно. Каждую
колонну конструируют, придерживаясь принципа равнопрочности,
т. е. во всех переходных сечениях коэффициенты запаса прочности
по отношению к основной расчетной силе должны быть одинаковыми.
В скважинах, пробуренных в устойчивых породах, наиболее
опасной для нижней части колонны является нагрузка от избыточного
внешнего давления, которое стремится смять трубы. Опасность
смятия может возникнуть при сильном снижении внутреннего давле-
287
ния в колонне в период опробования, испытания или эксплуатации
скважины, а также при спуске колонны, оборудованной обратным
клапаном.
Избыточное внешнее давление есть разность между наружным ря
и внутренним ръ давлениями:
Ди =?н —Л- (XI.11)
В интервале цементирования колонны за внешнее давление
следует принимать:
а) давление столба воды на участке, где коэффициенты аномаль-
ности пластовых давлений кл 1
Ph = Pb£z, (XI.12)
где рв — плотность пресной воды в кг/м3; z — расстояние от устья
до рассматриваемого сечения в м;
б) пластовое давление против горизонтов с коэффициентом ано-
мальности к:, > 1
А|=й-» (XI.13)
в) разность между пластовым давлением в кровле горизонта
с ка > 1 и давлением столба пластовой жидкости, равного по вы-
соте расстоянию от кровли до рассматриваемого сечения, места
установки изолирующего пакера
Дн = Дпл —Рф§ Az, (XI.14)
где рф — плотность пластовых жидкостей или газов в кг/м3; Az —
расстояние рассматриваемого сечения от кровли горизонта с аномаль-
ным пластовым давлением в м;
г) давление столба промывочной жидкости в поисково-разведоч-
ных скважинах для участка, расположенного против ожидаемых
продуктивных горизонтов, пластовые давления в которых достоверно
не известны
/‘Н--РЛ. (XI.15)
где р — плотность промывочной жидкости при вскрытии продуктив-
ных горизонтов в кг/м3.
В пределах нецементируемого участка колонны за внешнее при-
нимают давление столба промывочной жидкости, хотя действительное
давление обычно меньше этой величины.
Наименьшее внутреннее давление в обсадной колонне
Рв=Рн?(2—zH), (XI.16)
где рн — плотность жидкости в колонне в кг/м3; zH — расстояние
от устья до уровня жидкости в колонне в м.
Выше этого уровня внутреннее давление примерно равно атмос-
ферному, и при расчете колонны можно принять рв = 0.
Чтобы эксплуатационная колонна не могла быть смята избыточ-
ным внешним давлением, ее необходимо составлять из труб, удо-
влетворяющих следующему условию:
Ркр ^смРи- (XI.1 / )
288
Величину коэффициента запаса прочности принимают для всей
колонны Асм = если же эксплуатационный горизонт сложен
неустойчивыми породами, запас прочности повышают до ксм — 1,15.
Пользуясь формулами (XI.И)—(XI.16), строят эпюры (рис. 168)
внешнего (кривая 7), внутреннего (кривая 2) и избыточного внешнего
(кривая 3) давлений. Определив по кривой 3 величину избыточного
давления у забоя, находят по формуле (XI. 7) необходимое критическое
давление рйр для труб, из которых должна быть составлена нижняя
секция колонны. Зная Ркр, по таблице прочностных характеристик
[17] выбирают подходящие трубы для этой секции. В таблице прочно-
стных характеристик обсадных труб значения критических давлений
и страгивающих нагрузок вычислены соответственно по формулам
Г. М. Саркисова и Ф. И. Яковлева.
Вторую снизу секцию колонны комплектуют из труб с р'кР рйр.
Выбрав по таблице прочностных характеристик трубы с р'!р, по
формуле (XI.17) находят допустимое значение внешнего избыточного
давления, а затем по кривой 3 эпюры давлений (см. рис. 168) опре-
деляют предельно допустимую глубину спуска выбранных труб.
Длина секции колонны равна разности между предельно допусти-
мой глубиной спуска труб с данной величиной критического давления
(для нижней секции — между проектной глубиной спуска колонны)
и предельно допустимой глубиной спуска труб, находящейся выше
секции с несколько меньшим значением критического давления
(в случае нижней секции — глубиной спуска труб, для которых
критическое давление равно Ркр)-
При расчете зацементированного участка колонны можно не
учитывать уменьшение сопротивляемости труб смятию под действием
осевой растягивающей силы: во-первых, нижняя часть обсадной
колонны сжата архимедовой силой жидкости, а умеренное сжатие
19 Заказ 954 289
увеличивает сопротивляемость смятию; во-вторых, при оовязке
колонны с предыдущей или кондуктором вес зацементированного
участка обычно передается на цементный камень, при этом неизбежна
некоторая деформация сжатия этого участка; в-третьих, цементная
оболочка повышает сопротивляемость труб смятию. Лишь при очень
большой длине интервала цементирования или больших изменениях
температурного режима может возникнуть необходимость учитывать
уменьшение сопротивляемости труб смятию вследствие влияния
осевых сил.
В нецементируемой части колонны степень уменьшения сопро-
тивляемости труб смятию следует определять с учетом действитель-
ной величины напряжений растяжения, возникающих после натяга
колонны при обвязке.
Для расчета колонн существенное значение имеет правильный
выбор величины наименьшего возможного внутреннего давления.
Если принятая в расчете величина значительно больше фактической,
колонна может быть смята избыточным внешним давлением. Если
расчетное внутреннее давление намного меньше действительного,
будет допущен перерасход металла. Наибольшая величина снижения
уровня жидкости в эксплуатационных нефтяных скважинах на
месторождениях с поддержанием пластового давления, а также
в нагнетательных скважинах обычно не превышает 1000—1500 м,
а на других нефтяных месторождениях 2000—2500 м. В газовых и
газоконденсатных скважинах, а также в поисково-разведочных
эксплуатационные колонны принято рассчитывать на случай полного
опорожнения. Следует заметить, что для разведочных скважин
такой подход допустим только в случае, когда бурение ведется на
новых, еще не изученных площадях.
Чем дальше от забоя скважины находится рассматриваемое
сечение, тем меньше действующее на него избыточное внешнее давле-
ние, но тем больше растягивающая сила. Поэтому, начиная с некото-
рого сечения, критической становится уже не сопротивляемость
труб смятию, а прочность на растяжение. Именно последняя опре-
деляет выбор конструкции верхней части колонны.
Результирующая Рр осевых сил, действующих на рассматривае-
мое сечение обсадной колонны при спуске, промывке и цементиро-
вании, складывается из веса расположенных ниже секций и суммы
дополнительных сил: инерционных, возникающих при перемещении
колонны с ускорением (приподнимание с клиньев или элеватора,
разгон и торможение в период спуска в скважину, расхаживание
и др.); выталкивающей силы жидкости в скважине; силы трения
колонны о стенки скважины; гидродинамических сил, обусловленных
движением жидкости при промывке, цементировании, а также
жидкости, вытесняемой колонной при спуске; силы, обусловленной
разностью давлений жидкости внутри колонны и вне ее, а также
некоторых других сил. Часть из названных сил являются растяги-
вающими, часть — сжимающими; некоторые силы могут действовать
и как растягивающие, и как сжимающие в зависимости от направления
290
перемещения колонны и знака ускорения. Эту сумму дополнительных
сил часто называют силой сопротивления.
Обычно наиболее значительными из дополнительных сил являются
сила трения и архимедова сила. Основная часть силы трения дей-
ствует, как правило, на участке ствола скважины, не обсаженном
предыдущей колонной. При расчете обсадных колонн для вертикаль-
ных скважин поэтому можно принять в первом приближении, что
сила сопротивления равномерно распределена по участку эксплуата-
ционной колонны, расположенному ниже башмака предыдущей ко-
лонны. Тогда результирующая осевых сил, действующая на сечение,
расположенное ниже башмака предыдущей колонны,
А. (?1Н+ • • + Qnln) g + -?c (h + ^2 + • • + TJ, (XI.18)
а выше башмака предыдущей колонны
= (<71^1 <72^2 + • • + Чп^п) g~\-Pс (L — Ln), (XI.19)
где qr, q„ . . . qn — масса 1 м первой снизу, второй и т. д. секций
колонны в кг/м3; Zlf 12, ... 1п — длина соответствующих секций
в м; Рс — сила сопротивления, приходящаяся на 1 м необсаженного
ствола скважины, в Н; L — длина эксплуатационной колонны в м;
Ln — длина предыдущей промежуточной колонны в м.
Условие прочности колонны на растяжение
Рр .Рстр/^стр, (XI.20)
где Р— наименьшая прочность рассматриваемого сечения трубы
при растяжении (для стандартных труб по ГОСТ 632—64, соеди-
няемых муфтами, это страгивающая нагрузка резьбового соедине-
ния) в Н.
Рекомендуются следующие коэффициенты запаса прочности при
растяжении:
а) для колонн диаметром менее 219 мм при длине до 3500 м
^"стр 1,15;
б) для таких же колонн длиной более 3500 м Астр = 1,3;
в) для колонн диаметром 219 мм и более при длине до 2000 м
/сртр = 1,2ч-1,3;
г) для таких же колонн длиной более 2000 м кстр — 1,44-1,5.
Более высокие из указанных значений LCTp рекомендованы для
колонн из высокопрочных труб (группы прочности Л и выше) и для
колонн, спускаемых в наклонные скважины.
Предельно допустимую длину секции труб с данной толщиной
стенки и данного качества материала можно найти из следующих
выражений: ниже башмака предыдущей колонны
X ₽--------------(yi'-i' 72^2 • • + <7п-11/i-i) g—Рс (Ji 4-12+ • • • ,-!)] (XI.21)
19* 291
выше башмака предыдущей колонны
=5’ - Г-------(91^1 + ?2^г + - • • + ?л-1^л-1) ё — Pc (L — Лп)~) (XI.22)
Чпч L Лстр J
Если сумма длин п секций (й + ^2 + • • • + W меньше заданной
длины колонны, (п -|- 1)-ю секцию следует комплектовать из труб |
более высокого качества материала или с большей толщиной стенки;
для этой новой секции повторяют такой же расчет на прочность при
растяжении. Окончательное решение о компоновке колонны из труб
более толстостенных, но пониженной группы прочности или из труб
более тонкостенных, но повышенной группы прочности материала
следует принимать с учетом стоимости колонны, возможности полу-
чения труб, а для отдаленных районов также с учетом стоимости
транспортировки их и температуростойкости материала.
При цементировании колонны, а также при загустевании, схва-
тывании и твердении цементного теста возникают дополнительные
осевые силы, величину которых порой невозможно рассчитать.
Во избежание обрыва труб в течение указанного периода обсадная
колонна должна быть подвешена на буровом крюке; результирующую
же осевых сил необходимо регулировать так, чтобы она не превышала
максимума, допустимого для данной конструкции колонны.
Хотя коэффициенты запаса прочности для всех переходных
сечений верхней части колонны одинаковы, действительные абсо-
лютные запасы прочности различны. Наиболее слабым в отношении
осевых сил является верхнее сечение самой нижней из секций колон-
ны, рассчитанных на растяжение. Резерв прочности для этого сечения
Рм = Рт»-С'я, (XI.23)
где Ртм — наименьшая допустимая растягивающая нагрузка для
рассматриваемого сечения в Й, для труб с резьбовыми соединениями
обычно Ртм = РСТр/Лстр; — вес в жидкости участка колонны,
расположенного ниже данного сечения, в Н.
Тогда допустимый максимум осевых сил для данной конструкции
колонны
Рпр Gx4~Рм (XI.24)
(GiK — вес колонны в жидкости в Н).
Величину результирующей осевых сил, возникающих в период
схватывания и твердения цементного теста, необходимо контроли-
ровать, особенно в скважинах, проводимых в многолетнемерзлых
породах, и в глубоких скважинах с высокой температурой. Если
результирующая осевых сил приблизится к максимуму, определен-
ному по формуле (XI.24), нагрузку на буровой крюк следует не-
сколько (на 50—100 кН) уменьшить.
После затвердения цементного теста в скважине напряжения
растяжения можно существенно уменьшить, если оставить в растя-
нутом состоянии только незацементированную часть колонны, а вес
остальной ее части передать на цементный камень. Так обычно
и поступают при обвязке эксплуатационной колонны с промежуточ-
ной или кондуктором.
292
в дальнейшем при освоении и эксплуатации скважины в колонне
могут появиться дополнительные силы, обусловленные изменением
температурного режима или внутреннего давления. Под действием
этих сил возможны продольный изгиб незацементированного 3 частка,
смятие труб, разрушение резьбовых соединений или нарушение их
герметичности, обрыв колонны. Следовательно, при расчете колонны
эти силы необходимо учитывать.
Предположим, что эксплуатационная колонна после затвердения
цементного теста жестко обвязана с кондуктором, з цементированным
до устья. Жесткая обвязка исключает возможность осевого переме-
щения верхнего конца колонны, а цементный камень — нижнего.
Найдем величину осевых сил, которые появятся в колонне после
обвязки ее с кондуктором. При изменении температурного режима
эксплуатационная колонна стремится удлиниться (при нагреве) или
укоротиться (при охлаждении) на величину
дг = а/гндт, (XI.25)
где at — коэффициент линейного расширения материала труб в К"1;
1И — длина незацементированного участка колонны в м; АГ —
среднее изменение температуры незацементированного участка ко-
лонны после обвязки в К:
(х1.26)
7\ и — температура верхнего и нижнего сечений незацементиро-
ванного участка колонны при обвязке в °C; Тг и — температура
тех же сечений в рассматриваемый момент времени после обвязки
в °C.
Поскольку осевое перемещение концов колонны невозможно, на
них будет действовать осевая сила, препятствующая деформации
незацементированного участка (реакция заделки). Согласно закону
Гука,
= (XI.27)
где Е'— модуль упругости материала труб в Па; F — средневзве-
шенная площадь поперечного сечения тела незацементированного
участка колонны в м2.
Решая совместно уравнения (XI.25) и (XI.27), найдем величину
осевой силы (сжимающей при нагреве или растягивающей при
охлаждении), которая возникнет вследствие изменения температур-
ного режима эксплуатационной колонны после обвязки:
Pi = at£F ДГ. (XI.28)
В колонне, погруженной в жидкость, существуют тангенциаль-
ные <jt и радиальные аг напряжения, обусловленные внешним и
внутренним гидравлическими давлениями. Величину этих напряже-
ний можно найти по формуле Лямэ:
°*=------D2-d*-------’ - “-Рв, (X 1.29)
293
где р'а и ри — соответственно внутреннее и внешнее давления на
незацементированный участок эксплуатационной колонны перед ее
обвязкой с кондуктором в Па; D и d -— соответственно наружный
и внутренний диаметры колонны в м.
Под влиянием этих напряжений колонна удлинится на величину
AZ' = p?H , (XI.30)
(р, — коэффициент Пуассона).
Если в дальнейшем внутреннее давление в колонне уменьшить,
сохранив неизменным внешнее, то новому соотношению давлений
будут соответствовать напряжения
Р^Р^ + ^)~2РнР2
* pi—№
Or=-pr
и удлинение
дг=(хгн2х+£т.
£j
Таким образом, снижение внутреннего давления с р^ до р'ъ должно
вызвать изменение продольной деформации колонны на величину
M = = (XI31)
Л Oi— а*
Так как перемещение концов после обвязки невозможно, то при
уменьшении внутреннего давления в незацементированном участке
колонны появится осевая сжимающая сила. Величину ее найдем,
решив совместно уравнения (XI.27) и (XI.31):
= (XI.32)
где рв — внутреннее давление в незацементированном участке
колонны после обвязки (например, при освоении скважины) в Па.
Внутреннее давление изменяется по длине колонны, поэтому
при расчете по формуле (XI.32) вместо р^ и p"t подставляют средние
величины этих давлений в пределах незацементированного участка.
Так как перед обвязкой колонна до устья заполнена жидкостью
с плотностью рн, то средняя величина давления
Л = 0,5рн?/Р. (XI.33)
Если при освоении (или эксплуатации) скважины жидкость
в эксплуатационной колонне заменяют другой с плотностью рн < Рн
и уровень ее снижают до глубины zH от устья (причем zH < ZH),
то средняя величина внутреннего давления
p;=o,5P^(Zh-*h) • <Х1-34)
294
Подставив найденные значения р’в и р"в в уравнение (XI.32)
и приняв д = 9,8 м/с2, а р = 0,3, получим:
Р2 = 2,3<Z2 Qp^H — Р; <ZH-zH) (1--^-)] • (XI.35)
Если zH > lH, ТО р"в = 0 и при расчете по формулеДХ1.35) следует
принять Рн = 0.
После освоения скважины внутреннее давление в колонне может
существенно возрасти; нередко на устье возникает избыточное
давление в десятки МПа. Под влиянием возросшего внутреннего
давления колонна стремится расшириться в радиальном направлении
и укоротиться в осевом. Поскольку из-за жесткой обвязки осевое
укорочение невозможно, в колонне появляется осевая сила. Вели-
чину ее можно найти, если в уравнение (XI.32) вместо рв подставить
среднее значение внутреннего давления, которое возникнет после
освоения скважины:
р5=Ру4-О,5р^н,
где ру — избыточное давление на устье в Па; — плотность пла-
стовых жидкостей или газа при условиях, существующих в рассма-
триваемом участке обсадной колонны в кг/м3:
Тогда
Р = 0,47pyd2 _ 2,3 (рн - рн) ZHd2.
Для дальнейших расчетов эту силу удобно представить в виде
алгебраической суммы растягивающей силы
Рз = 0,47Руй2 (XI.36)
и сжимающей силы
/>4=2,3 (р;-Р;)М2. (XI.37)
Для газовой скважины можно принять рн 0.
Если результирующая осевых сил в пезацемептирован. ом участке
колонны будет сжимающей, этот участок может продольно изогнуться.
Критическая величина сжимающей силы, при которой возникает
продольный изгиб колонны, защемленной по концам,
7>кр = 15,6 (XI.38)
где I — момент инерции поперечного сечения колонны в м4; qn —
масса 1 м обсадной трубы в кг.
Во избежание продольного изгиба колонну при обвязце необхо-
димо натянуть так, чтобы сила сжатия в незацементйрованном
участке никогда не превышала критического значения. Следовательно,
за усилие натяжения следует принять наибольшее из значений
результирующей осевых сил, действующих при обвязке, освоении
или эксплуатации:
Рн 9-'о Ркр 1
Pk^Gq + Pi + P.-P^ kXI.39)
7>н Go ± Pi —Р3Ц-Р4 —Ркр J
(Go — вес незацементированного участка колонны в Н).
295
Условия прочности незацементированного участка на растяжение
после обвязки:
Pr— Gt> Р-гм
Ph-(G'0±P1+P2) ^ZPtu
Pr — (G^ ± P± — Ps + Р±) Pn,
(XI.40)
(Go — вес той части участка, которая расположена между устьем
и наиболее слабым сечением, в Н).
Обсадная колонна может быть разорвана под действием избыточ-
ного внутреннего давления, поэтому ее верхний участок необходимо
рассчитывать на сопротивляемость разрыву. Условие неразру-
шаемости колонны согласно энергетической теории прочности
(XI.41)
где кр — коэффициент безопасности; для эксплуатационных колонн
можно принимать кр = 1,4ч-1,6, а для промежуточных колонн
и кондукторов, на которые устанавливают превенторы, кР — 1,6ч-2;
gz — осевое напряжение в Па
Р„- (Gt + Pr-Ps-^Pj)
(XI.42)
(F — площадь рассматриваемого поперечного сечения тела ко-
лонны в м2);
st — тангенциальное напряжение в Па
(py+p»(Z>2+d2)_2pa2o2
<г<--------- ; (XI.43)
ог — радиальное напряжение в Па:
<7г = -(Ру + Р»- (XI.44)
Второе ограничительное условие для избыточного внутреннего
давления следует из уравнения (XI. 40):
„ < ^.M+(g;±Pi4-PQ-pR
0,47(22
(XI.45)
Если длина нецементируемого участка колонны велика, а усилие
натяжения намного превышает его вес, нижняя часть этого участка
может быть смята избыточным внешним давлением (например, при
освоении, при прекращении закачки горячего пара в процессе эксплу-
296
таВ;ии и т- Д')- Для проверки сопротивляемости колонны смятию
можно воспользоваться следующим соотношением:
7'см
(XI.46)
где
1 i/ (щ—щ)2 + (аг-аг)2 + (а<-щ)2
TT r 1
r __ /’h-(g;±pi+/,2)
g- - --------------
F
Ъг-= — Рн (z — ZH) q,
2pgzD2 - p" g (z - zH) (1)2 + J2)
at =-----------------------------
(XI.47)
В формулы (XI. 39), (XI. 40), (XI. 42), (XI. 45) и (XI. 47) силу Рг
подставляют со знаком плюс, если после обвязки температура участка
повышается, и со знаком минус, если он охлаждается.
Если в нецементируемой части колонны устанавливается ком-
пенсатор осевых деформаций, вместо расчетов по формулам (XI. 25)—
(XI.'47) проверяют лишь прочность на разрыв избыточным внутрен-
ним давлением. Условие прочности в этом случае
Рт(Д2_rf2) (2P-fa) Z)2-fad2
/Гр(Д2+(22) Д2-Н2
(XI.48)
Если условия (XI. 40), (XI. 45), (XI. 47) или (XI.*48) не выпол-
няются, верхний участок колонны необходимо укомплектовать более
прочными трубами, например типа ТБО, или оборудовать компенса-
тором осевых деформаций. Такие компенсаторы разработаны во
ВНИИБТ. Иногда следует также увеличить длину интервала це-
ментирования, при этом надо применять только высокопрочные це-
менты.
В газовых и газоконденсатных скважинах нецементируемый
участок эксплуатационной колонны целесообразно компоновать из
труб, соединяемых сваркой, либо с высокой герметичностью резьбо-
вых соединений (типа ТБО).
§ 60. РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ КОЛОНН
Методика расчета промежуточных колонн и кондукторов несколько
отличается от изложенной выше. Так, избыточное внешнее давле-
ние определяют, учитывая максимально возможное снижение вну-
треннего давления во время спуска колонны с обратным клапаном,
проверки герметичности ее снижением уровня жидкости, при погло-
щении промывочной жидкости или существенного уменьшения ее
плотности в процессе углубления скважины. В расчетах осевых
нагрузок учитывают возможное изменение температуры и давления
при углублении скважины, а иногда также в процессе эксплуатации ее.
На наружную промежуточную колонну (кондуктор) передается
сжимающая нагрузка от натяжения последующих колонн, обвязан-
297
ных с ней. Поэтому наружную колонну необходимо цементировать
по всей длине. Участок колонны, который выступает над поверх-
ностью земли и не цементируется, должен быть рассчитан на проч-
ность и продольную устойчивость по отношению к указанной сум-
марной нагрузке. Обвязываемые колонны необходимо строго центри-
ровать друг относительно друга на устье, так как при эксцентричном
их расположении резко возрастает изгибающий момент и нецементи-
руемый участок наружной колонны может продольно изогнуться.
В районах, где имеются многолетнемерзлые породы, осевую нагрузку
от веса колонн целесообразно передавать на специальную опорную
плиту, связанную с наружной колонной. Площадь опоры плиты
следует выбирать с таким расчетом, чтобы контактное давление
не превышало допустимое для грунта, на который укладывают плиту.
Если на промежуточной колонне (кондукторе) предполагается
установить превентор, ее рассчитывают на сопротивляемость раз-
рыву в наиболее опасном сечении. За избыточное внутреннее давле-
ние принимают разность между давлением разрыва наиболее слабых
пород, залегающих ниже башмака данной колонны, и давлением
столба газированной жидкости:
Pf (ЛДр-Рф?) Zp, (XI.49)
где Дрр — градиент давления разрыва в Па/м; рф — плотность
пластовых жидкостей и газов, которые заполняют колонну после
выброса, в кг/м3; zp — глубина залегания слабой породы в м.
В процессе бурения промежуточные колонны изнашиваются
бурильными замками, долотами и другими инструментами. Сопро-
тивляемость колонн воздействию внешних сил уменьшается. Для
защиты обсадных колонн от интенсивного износа на бурильные
трубы перед спуском в скважину необходимо надевать предохрани-
тельные кольца, диаметр которых больше диаметра бурильного замка
на 6—10 мм, на долота — предохранительные колпачки, а над до-
лотом устанавливать роликовый или резиновый центратор. Наибо-
лее эффективны предохранительные кольца и колпачки из алюминие-
вых сплавов, разработанные в СевКавНИПИнефть.
Так как при спуско-подъемных операциях происходит преиму-
щественно односторонний износ обсадных труб, время от времени
незацементированный участок промежуточной колонны целесообразно
поворачивать вправо примерно на 45°. Это позволит сделать износ
более равномерным и уменьшить опасность сквозного протирания
обсадных труб. Чтобы возможно было вращение колонны, перед
спуском в скважину ее необходимо оборудовать специальным при-
способлением, которое устанавливают несколько выше цементируе-
мого участка. Конструкции таких приспособлений разработаны
в СевКавНИПИнефть и ВНИИКрнефть.
В глубоких, а также искривленных скважинах, где опасность
протирания колонн велика, целесообразно толщину стенки обсад-
ных труб для таких колонн несколько увеличивать против расчет-
ной, особенно тех участков, которые могут быть смяты избыточным
298
ртпним давлением, разорваны избыточным внутренним давлением
Б0бо разрушены под действием осевых сил. Величину возможного
износа обсадных труб можно в первом приближении оценить по мето-
дике, разработанной ВНИИКрнефть. Концевые участки кондукто-
ров и промежуточных колонн комплектуют из труб более толсто-
стенных, чем требуется по расчету, в связи с интенсивным износом
их. В глубоких и искривленных скважинах минимально необходи-
мую толщину стенки обсадной трубы, устанавливаемой у устья
колонны, рекомендуется определять по формуле
(XI.50)
где d3 — наружный диаметр бурильного замка в мм; dH — наружный
диаметр бурильных труб в мм; б — расчетная толщина стенки обсад-
ной трубы без учета износа в мм.
Верхнюю секцию промежуточной колонны в ряде случаев целе-
сообразно спускать лишь после износа предыдущей обсадной колонны.
Делаются также попытки замены нецементируемого участка ко-
лонны после износа секцией из новых труб.
Иногда промежуточные колонны спускают для перекрытия пород,
склонных к пластическому течению (бишофит, карналлит, некоторые
засоленные глины и др.). Главными причинами нарушения целост-
ности колонн против таких пород являются неравномерный обхват
труб непосредственно самими породами и появление в результате
этого локальных боковых сил, а также продольный изгиб вследствие
повышения температуры и внешнего избыточного давления.
Предотвратить появление локальных боковых сил можно с по-
мощью комплекса мероприятий: использование промывочных жидко-
стей, не растворяющих соленосные породы и препятствующих
образованию каверн; сплошное заполнение пространства между
колонной и стенками скважины специально подобранным цемент-
ным раствором; поддержание давления внутри колонны не ниже
некоторой величины, зависящей от горного давления соленосной
породы и жесткости колонны, и др.
Если при бурении в соленосной породе образовалась крупная
каверна, возникновение локальных боковых сил можно предупре-
дить, установив в колонне против каверны герметичный компенса-
тор осевых деформаций, заполнив каверну вязкой нефильтрующейся
жидкостью (например, известково-битумным раствором), сразу же
после цементирования герметично изолировав при помощи пакеров
от расположенных выше и ниже интервалов скважины и в дальней-
шем не допуская большого снижения давления в колонне. Условие
устойчивости колонны:
Рм + Рт-Рв^дг2-, (XI.51)
^см
гДе Рм — давление, соответствующее пределу текучести соленос-
ной породы, в Па
Ры — ^Рг (XI.52)
299
z — коэффициент пропорциональности, зависящий от горного давле-
ния и температуры;
рт — давление, обусловленное расширением соленосной породы
при нагревании, в Па, при расчете можно принимать
Рт =(1,8= 2,3) 105 XT (XI.53)
(АГ — увеличение температуры приствольной зоны соленосной
роды в К).
Pp = Po?z, (XI.54
Здесь рг — горное давление соленосной породы в Па; р0 — сред
няя объемная масса вышележащих горных пород в кг/м3, обычно
Рис. 169. Диаграмма для определения коэффициента и для галита:
1 — t = 20° С; 2 — t = 80° С; 3 — t — 100° С; 4 — t = 180° G
Для бишофита и карналлита % & 1. Значения х для галита можно
найти с помощью рис. 169. Для этого, отложив на оси абсцисс вели-
чину горного давления при данной глубине залегания галита, вос-
станавливают перпендикуляр до соответствующей температурной
кривой и путем интерполяции находят величину х.
Довольно часто длинные колонны делят на две или три секции
и каждую секцию спускают отдельно при помощи бурильной колонны.
Каждую такую секцию рассчитывают на растяжение как самостоя-
тельную колонну. Поэтому суммарный вес всех секций всегда меньше,
чем в том случае, когда колонну спускают как единое целое.
§ 61. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Исходные данные. Глубина эксплуатационной сква-
жины Гс — 3000 м. Нефтеносный горизонт залегает в интервале
2950—2980 м и представлен хорошо сцементированным песчаником.
Пластовое давление в нем рпл = 36 МПа, геостатическая темпера-
тура 140° С. Ближайший проницаемый водоносный горизонт залегает
на 200 м выше нефтеносного. Пластовые давления в этом и располо-
женных выше проницаемых горизонтах примерно соответствуют
гидростатическим (ка 1,0).
300
Диаметр эксплуатационной колонны D = 178 мм. Колонна це-
ментируется от башмака до глубины 1200 м. Предыдущая промежу-
точная колонна спущена до 1000 м и зацементирована до устья.
Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного
горизонта р = 1350 кг/м3.
Перед освоением колонну заполняют пресной водой; возможное
снижение уровня в процессе освоения zH = 1100 м. Температура
нецементируемого участка колонны при освоении может понизиться
примерно на 7 К.
Избыточное давление в колонне у устья при эксплуатации ру =
= 15 МПа, среднее повышение температуры нецементируемого
участка Д77 = 30 К; средняя плотность жидкости в колонне ря =
= 700 кг/м3.
При цементировании колонну предполагается расхаживать. Сила
сопротивления среды при расхаживании составляет примерно Рс
15 Н на 1 м открытого ствола.
Коэффициент линейного расширения для обсадных труб а< =
= 12-10-в К"1.
Решение!. Определим внешние давления на эксплуатацион-
ную колонну:
в подошве нефтеносного горизонта на глубине z = 2980 м по фор-
муле (XI. 13)
рн = 36 МПа;
в подошве водоносного горизонта на глубине z = 2750 м по фор-
муле (XI. 12)
рн =1000• 9,8 • 2750 = 27 МПа;
у кровли цементного камня на глубине z = 1200 м по формуле
(XI. 12)
рн = 1000-9,8-1200 = 11,8 МПа;
в нецементируемой зоне на глубине z = 1200 м по формуле (XI. 15)
Рн = 1350 • 9,8 • 1200 = 15,9 МПа;
2. По формуле (XI. 2) определим относительный перепад пласто-
вых давлений между нефтеносным и ближайшим водоносным гори-
зонтами:
, (36—27)-10е
п 1000 • 9,8 • 200 ’ ’
При таком высоком Лгп в период загустевания цементного раствора
возможен переток пластовых жидкостей (см. § 68). Во избежание
этого предусматриваем установку пакера на обсадной колонне
на глубине 2850 м.
Возможное внешнее давление на колонну под пакером найдем
по формуле (XI. 14):
рн = 36.10® -700-9,8(2980-2850) = 35,1 МПа|
301
Результаты расчета колонны
Л
1=Г
к
14
ее
Н
Коэффициен- ты запаса прочности 1,54 1,17
S и 04 04 МО
НЯ иио хнааэо вир.Лэ со со о ио ио -<т со U0 о
НЯ ‘вин -эгаиюйпоэ ркиэ со 04 U0 О од со
НЯ ‘кннокон воэвя ввПтогвхэвйвн Х-И LO Ю LQ^O UO CD
Ня ‘иийчао воэвк г-.^ О ио о о со
Ня ‘uHsAdj -вы BBinoieanjBdJO ООО О СО О CD 00 о
ВШАС ‘вин -экавй эояоэьиьийн О 04 04 с-Гсо ио"
ля ‘иийяээ W J ВОЭВИ ио ио ио о" о" СО со со
июоиьойп ennidj «ПИ
ии ‘gAdi ИЯНЭ1О EHHlniTOJ, 00 г*
и ‘ииЬяээ внииЩ ООО ио ио О «ГН ио СО
‘ннидКиа квайэьни ОО ю о 00 со СМ ГН О 1 1 1 ООО О ио о О 00 со со 04
иийяээ Такой хн 04 СО
3. Возможное внутреннее давле
ние в колонне на глубине z =
= 2980 м при освоении определи1»
по формуле (XI. 16):
рв = 1000 • 9,8 (2980 — 1100) = 18 4 МПа.
4. По полученным данным строим
эпюры внешнего (см. рис. 168, кри-
вая 2) внутреннего (кривая 2) и
избыточного внешнего (кривая 3)
давлений. Избыточное давление на-
ходим по формуле (XI. 11).
Так как фактическое положение
кровли цементного камня может
несколько не совпадать с проект-
ным, на участке от 1200 до 1300 м
внешнее избыточное давление при-
нимаем таким же, как ив неза-
цементированной зоне на глубине
1200 м, т. е. рн — 14,9 МПа.
5. Выбираем обсадные трубы
для нижней секции колонны. Кри-
тическое давление для них, согласно
формуле (XI. 17), должно быть
Ркр 1,0-17,6 = 17,6 МПа.
По справочнику [17] находим,
что нижнюю секцию можно уком-
плектовать трубами группы прочно-
сти Д с толщиной стенки 8 мм.
6. Выбираем трубы для второй
снизу секции. Критическое давление
для труб с толщиной стенки 7 мм
той же группы прочности р"р =
= 13,2 МПа [17]. Такие трубы, как
видно из рис. 168, можно спустить
до глубины 2850 м, при этом коэффи-
циент запаса прочности в нижнем
сечении, согласно формуле (XI. 17),
, 13,2 А Щ
"'см~ 10,8 ~
Следовательно, длина нижней
секции
= 3000 — 2850= 150 м.
7. Третью секцию следует со-
ставлять из труб, для которых
302
литическое давление не меньше 14,9 МПа (см. рис. 168). По'справоч-
0ику [17] находим, что для труб с толщиной стенки 7 мм группы
прочности К критическое давление равно 15,2 МПа. В нижнем сече-
нии третьей секции, составленной из таких труб, коэффициент за-
паса прочности, согласно формуле (XI. 17),
^ = -^«1,02.
Длина второй секции (см. рис. 168)
Z2 = 2850 — 1300 = 1550 м.
8. Занесем в табл. 17 данные о трубах, выбранных для трех
секций колонны, и определим вес нижних двух секций:
вес нижней секции = 34,5-9,8-150 = 51 кН;
вес второй секции G2 = 30,5-9,8-1550 = 464 кН.
9. Определим по формуле (XI. 18) результирующую осевых сил,
которые действуют на верхнее сечение второй секции при расхажи-
вании колонны:
51+464+15 (150+1550)-10-3 = 540 кН.
Коэффициент запаса прочности на растяжение в этом сечении
для резьбовых соединений согласно формуле (XI. 20)
Коэффициент запаса прочности вполне допустим.
10. По формуле (XI. 22) найдем допустимую длину третьей
секции:
18 '30 5* 9 8 * ~(51 +464) ’103 ~15 (300°—100°)] =1350 м*
Таким образом, колонна должна состоять из трех секций (см.
табл. 17). Вес третьей секции
6'8 = 30,5-9,8-1300 = 390 кН.
Общий вес колонны
6 = 51 + 464 + 390 = 905 кН.
И. Теперь требуется определить усилие натяжения'колонны
при обвязке. По формуле (XI. 28) найдем осевую растягивающую
сил},, которая возникнет вследствие охлаждения колонны при освое-
нии:
Л = 12 • 10-е • 0 2 • 1012 37,5 • 10-1 • 7 = 63 кН,
поскольку площадь сечения тела колонны
F = 0,785 (0,1783 -0,1642) =37,5 • 10-4 м?.
303
12. Осевую сжимающую силу, обусловленную снижением вну-
треннего давления при освоении, находим по формуле (XI. 35):
Р2 = 2,3 • 0,1642 [1350 • 1200 -1000 • (1200-1100) • (1 - 1 = 100 кН.
13. Вес нецементируемого участка колонны
= 30,5 • 9,8 • 1200 = 358 кН.
14. Осевую сжимающую силу от нагрева колонны при эксплуата-
ции находим по формуле (XI. 28):
Pi = 12 • 10-6 • 0,2 • 1012.37,5 . Ю-4.30 = 270 кН.
15. По формуле (XI. 36) найдем осевую растягивающую силу
от избыточного давления на устье при эксплуатации:
Р8 = 0,47-15-106.0,1642 = 190 кН.
16. Осевую сжимающую силу, обусловленную уменьшением вну-
треннего гидростатического давления в колонне, найдем по формуле
(XI. 37):
Р4= 2,3 (1350—700) 1200 • 0,1642 = 48,5 кН.
17. Критическая осевая сжимающая сила, согласно формуле
(XI. 38),
Икр = 15,6 Vo,2 • 1012 • 0,22 • 10-1 • 30,52= 25 кН,
так как момент инерции
7=2^(0,1781—0,1644) = 0,22 • 10'4 м4.
64
18. Усилие натяжения определим по формуле (XI. 39):
г 358 — 25 = 333 кН;
358—63+100—25 = 370 кН;
I 358 + 270-190 + 48,5 —25 = 461,5 кН.
Следовательно, во избежание потери устойчивости нецементируе-
мого участка при эксплуатации обсадную колонну следует при об-
вязке натянуть с усилием не менее 462 кН. Примем усилие натяже-
ния Ps = 480 кН.
19. Проверим, выполняются ли условия прочности по уравнению
(XI. 40). В нашем случае наиболее слабым является сечение у устья:
( 480
1090
_=950>1 480-(100-63) =443
I 480 - (270 -190 + 48,5) = 356,5
Прочность на растяжение достаточна.
334
20. Проверим, выполняются ли условия прочности у устья по
уравнениям (XI. 45) и (XI. 48):
(950—270 + 48,5 —480) • 103
-------0.47Т0Д642-----= 62’5 •106
о =15 • 10в <7
у 490 -106 -(0,1782-0,1642) _
1,3-(0,1782 + 0,1642) °’
Следовательно, сопротивляемость разрыву от избыточного вну-
треннего давления достаточна.
§ 62. СПУСК ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНУ
Спуск обсадной колонны является весьма ответственной опера-
цией. Ему должна предшествовать тщательная подготовка элементов
колонны, бурового оборудования и инструмента, а также самой
скважины.
Подготовка колонны. Подготовка элементов обсад-
ной колонны начинается на трубной базе. Все трубы, предназначен-
ные для спуска в скважину, на трубной базе тщательно осматривают
и проверяют. При осмотре отбраковывают трубы с дефектами (вмя-
тины, трещины, заметная кривизна, плены, закаты, шлаковые вклю-
чения, поврежденные резьбы и др.); при помощи калибров прове-
ряют конусность и шаг резьбы; подбирают муфты к трубам по вели-
чине натяга. Трубы, у которых при осмотре не обнаружено дефектов,
опрессовывают. Обычно трубы опрессовывают водой. Давление при
опрессовке должно не менее чем на 20% превышать максимальное
давление, которое может возникнуть в соответствующей секции
колонны при испытании скважины на герметичность после цемен-
тирования. Однако оно не должно превышать величины, найденной
по формуле (XI. 5). Обсадные трубы, предназначенные для спуска
в газовые и газоконденсатные скважины, рекомендуется опрессо-
вывать воздухом. Продолжительность опрессовки обычно 30 с.
Трубу и ее резьбовое соединение считают герметичными, если в те-
чение этого времени созданное в трубе давление не изменяется.
Трубы, оказавшиеся негерметичными, отбраковывают, признан-
ные годными завозят на буровую за несколько дней до спуска в сква-
жину. Общая длина доставленных труб должна на 5% превышать
длину обсадной колонны. На буровой трубы вновь тщательно осма-
тривают и отбраковывают те из них, которые повреждены при транс-
портировке. Исправные трубы проверяют жесткими двойными шабло-
нами соответствующего размера. Трубы, через которые шаблон
не проходит, бракуют, так как они имеют увеличенную овальность.
Все трубы, кроме отбракованных, сортируют по группам проч-
ности и толщинам стенок, укладывают на стеллажи в порядке,
обратном очередности их спуска, и нумеруют; при укладке измеряют
длину каждой трубы. Буровой мастер в специальный блокнот против
номера каждой трубы записывает ее длину, а также нарастающую
длину колонны. Против номера соответствующей трубы следует
20 заказ 954 305
делать пометку об элементе дополнительного оборудования колонны
(центрирующий фонарь, скребок, обратный клапан и т. д.), который
должен быть размещен на данной трубе или между смежными тру-
бами.
На трубопрокатном заводе, как правило, перед навинчиванием
муфты резьба трубы должна быть смазана специальной смазкой,
обеспечивающей высокую герметичность соединения как при пони-
женных, так и при высоких температурах. Если этого не сделано,
на трубной базе или на буровой муфту отвинчивают, резьбу очищают
жесткой волосяной или капроновой щеткой, промывают углеводо-
родной жидкостью. Затем на нее наносят специальную смазку и на-
винчивают муфту, контролируя при этом крутящий момент. Так же
очищают и смазывают резьбу на другом конце трубы. Для смазки
резьб обсадных труб, спускаемых в нефтяные и нагнетательные сква-
жины с невысокими температурами, можно использовать глицерино-
графитовые смазки с добавлением порошков меди и свинца или смазку
Р-2 на силиконовой основе. Для обсадных колонн, спускаемых
в газовые, газоконденсатные, а также высокотемпературные сква-
жины, такие смазки непригодны, так как не обеспечивают герметич-
ность при высоких перепадах давлений и повышенных температурах.
В этих случаях повышать герметичность резьбовых соединений сле-
дует путем металлизации, либо с помощью специальных смазок на
базе эпоксидных смол (например, УС-1, герметик КНИИ НП-2),
либо при помощи фторопластовой ленты ФУМ.
Тщательно проверяют также исправность деталей оборудования
низа обсадной колонны (фонари, скребки, башмак, направляющая
пробка, обратные клапаны и др.). Обратные клапаны должны быть
опрессованы давлением, превышающим примерно в 1,5 раза наиболь-
шую разность давлений столбов жидкости в кольцевом пространстве
и обсадной колонне после цементирования.
Помимо обсадных труб, на буровую доставляют обычно два
патрубка длиной по 1,5—2,5 м с резьбой на обоих концах. Эти пат-
рубки используются для замены верхней обсадной трубы, если
после спуска колонны окажется, что верхний конец ее расположен
слишком высоко над полом буровой.
Муфты нижних пяти-десяти труб приваривают к телу последних
прерывистым швом либо навинчивают с применением названных
выше специальных смазок.
Подготовка ствола скважины. К началу спуска
колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские
и измерительные работы (каротажи, отбор проб боковым грунто-
носом, кавернометрия, инклинометрия, опробование перспективных
объектов и т. д.).
Получив последнюю кавернограмму, определяют участок суже-
ния ствола скважины и уточняют места установки на колонне цен-
трирующих фонарей и скребков. Фонари рекомендуется размещать
в тех участках интервала цементирования (прежде всего, против
продуктивных горизонтов), где диаметр ствола близок к поминаль-
306
иОму. Если зенитный угол не превышает 3°, расстояние между фона-
рями может составлять 20—25 м; на участках же с большим зенит-
ным углом, а также на участках интенсивного изменения зенитного
или азимутального углов фонари целесообразно ставить на каждой
обсадной трубе.
По инклинограмме выясняют участки резких изменений зенит-
ного и азимутального углов. Участки сужений, выступов и переги-
бов ствола скважины тщательно прорабатывают новыми долотами
и расширяют до нормального диаметра. Прорабатывать ствол реко-
мендуется новыми долотами со скоростью 35—40 м/ч, а участки наи-
более опасных сужений и перегибов — со скоростью 20—25 м/ч.
Жесткость компоновки низа бурильной колонны при проработке
должна по возможности соответствовать жесткости обсадной колон-
ны, подлежащей спуску, особенно в тех случаях, когда прорабаты-
ваются интервалы интенсивного искривления или резкого измене-
ния направления ствола.
После проработки и промывки глубокой скважины ствол ее часто
шаблонируют. Для этого в скважину спускают на бурильной колонне
компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том,
что она доходит до забоя без посадок. По окончании шаблонирования
скважину промывают в течение полутора-двух циклов циркуляции
для полного удаления шлама. Во время промывки необходимо под-
держивать турбулентный режим течения жидкости в кольцевом
пространстве.
Для проработки и промывки скважины следует использовать
промывочную жидкость с минимальной водоотдачей, низкими зна-
чениями статического и предельного динамического напряжений
сдвига и возможно меньшей вязкостью. Состав этой жидкости должен
обеспечивать устойчивость стенок скважины. Для уменьшения лип-
кости глинистых корок к промывочному раствору добавляют 5—7%
дегазированной нефти, 1,5—2% серебристого графита или другие
смазочные добавки.
При подъеме бурильной колонны после проработки или шабло-
нирования измеряют ее длину и, таким образом, уточняют длину
скважины; при этом надо иметь в виду, что действительная длина
ствола скважины больше суммарной длины поднятых из нее буриль-
ных труб на величину удлинения колонны:
*£,4#Н)’ <XL55>
где fcB — коэффициент, учитывающий увеличение веса колонны за
счет бурильных замков и высадки концов труб; G — вес бурильной
колонны в Н; L — длина колонны, измеренная как сумма длин
поднятых из скважины бурильных труб, в м; F — средневзвешенная
площадь поперечного сечения тела колонны в м2, р и рм — плотность
соответственно промывочной жидкости в скважине и металла колонны
в кг/м3.
20*
307
Спуск обсадной колонны. К спуску обсадной колонны
приступают сразу же после шаблонирования скважины, если во время
подъема бурильных труб с шаблоном не было затяжек.
Обсадные колонны длиной до 3000—3500 м обычно спускают с по-
мощью механизированных клиньев и одного элеватора, при большей
длине колонны клинья не применяют из-за опасности повреждения
труб сухарями. Вместо клиньев используют второй элеватор.
Перед соединением труб в колонну тщательно очищают резьбу
свободного от муфты конца трубы жесткой капроновой щеткой и сма-
зывают ее; через трубу пропускают жесткий шаблон. Обсадную
трубу навинчивают с помощью механизированных ключей или вруч-
ную с помощью кругового ключа Залкина, а докрепляют машинными
ключами. Если во время навинчивания сорвана резьба, трубу отбра-
ковывают и заменяют новой. Так же поступают и в случаях, когда
труба навинчивается до конца резьбы свободно или навинчивание
вручную идет с трудом и длина оставшихся свободными ниток резьбы
превышает регламентированную величину натяга.
При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное
гидродинамическое давление в скважине, которое может явиться
причиной поглощения промывочной жидкости, разрушения обрат-
ных клапанов и смятия колонны. Поэтому скорость спуска колонны
ограничивают. Скорость спуска считается допустимой, если сумма
гидродинамического и статического давлений столба промывочной
жидкости меньше давления разрыва пород, обнаженных в стволе
скважины.
Если колонна оборудована обратными клапанами не дифферен-
циального типа, после спуска каждых 300—400 м в нее следует
доливать промывочную жидкость. При спуске длинных колонн
рекомендуется делать промежуточные промывки через каждые
500—800 м, чтобы освежить промывочную жидкость, удалить ско-
пившийся шлам и уменьшить опасность газирования. По окончании
спуска всей колонны скважину вновь тщательно промывают в те-
чение одного-двух циклов циркуляции. Восстанавливать циркуля-
цию всегда следует с малой скоростью, а после разрушения тиксо-
тропной структуры промывочной жидкости скорость необходимо уве-
личивать до достижения турбулентного режима в кольцевом про-
странстве.
По окончании промывки колонну обвязывают с цементировочными
насосами.
Секционный спуск обсадных колонн. Не-
редко обсадные колонны спускают по частям. Так поступают, когда
максимальная грузоподъемность буровой установки меньше веса
обсадной колонны, когда из-за недостаточной прочности обсадных
труб невозможно скомпоновать цельную колонну либо когда длитель-
ное (на сутки и более) оставление скважины в покое опасно из-за
возможности газопроявлений или других серьезных осложнений.
В подобных ситуациях колонну делят на две-три секции и каждую
секцию (кроме верхней) спускают с помощью бурильной колонны.
308
Длину секции выбирают с учетом грузоподъемности буровой уста-
новки и прочностных характеристик обсадных труб, а также состоя-
ния ствола скважины. Так, в газовых скважинах часто длину ниж-
ней секции выбирают с таким расчетом, чтобы верхний конец ее
располагался на 100—200 м выше кровли газоносной толщи.
3
10
Рис. 170. Разъедини-
тель для спуска ниж-
ней секции обсадной
колонны или хвосто-
вика
Рис. 171. Узел
стыковки секций
При секционном спуске в состав обсадной
колонны вводят два дополнительных узла:
разъединитель — для соединения секции
садной колонны с буриль-
ными трубами — и стыковоч-
ный узел — для соединения
секций между собой.
Разъединитель (рис. 170)
состоит из корпуса 1, соеди-
няемого с бурильной колон-
ной; муфты 5, соединенной
с нижней секцией 10 обсад-
ной колонны; поршня 3, пе-
рекрывающего промывочные
отверстия 4 в корпусе; втул-
ки§с верхней разделительной
пробкой 9 и переводника 6,
ввинченного в корпус 1.
Втулка 8 подвешивается в пе-
реводнике 6 с помощью срез-
ных шпилек 7. Корпус 1 и
муфта 5 соединяются между
собой с помощью левой лен-
точной резьбы. йуа-
Когда для окончания це-
ментирования нижней секции
обсадной колонны остается
закачать объем продавочной
жидкости, равный объему внутренней полости
бурильной колонны, в бурильные трубы сбра-
сывают специальную продавочную пробку типа
«елка». Эта пробка потоком проталкивается до поршня 3 и задержи-
вается в нем. Под влиянием избыточного давления, возникающего
об-
после посадки пробки, шпильки 2 срезаются, поршень смещается
вниз и открывает отверстия 4 для прохода жидкости и промывки
скважины. После затвердения цементного теста вращением буриль-
ной колонны по часовой стрелке отсоединяют корпус 1 от муфты 5
и бурильные трубы поднимают из скважины.
Чтобы облегчить сочленение верхней и нижней секций колонны,
нижний конец верхней секции оборудуют направляющей пробкой 5,
патрубком 3 с отверстиями для прохода жидкости и уплотнительным
кольцом 2 (рис. 171). Наружный диаметр патрубка 3 всегда меньше
внутреннего диаметра муфты 4 разъединителя.
309
Промывку скважины восстанавливают, когда нижний конец
верхней секции 1 приблизится к верхнему концу нижней секции 7.
Как только патрубок 3 верхней секции войдет в муфту 4 разъедини-
теля, оставшуюся на верхнем конце нижней секции 7 после освобо-
ждения бурильных труб, гидравлические сопротивления возрастут
вследствие образования местного сопротивления (узкого зазора
между патрубком и муфтой). Рост давления, фиксируемый мано-
метром на стояке буровой, является сигналом о сочленении секций.
После цементирования верхней секции ее частично сажают на ниж-
нюю, при этом уплотнительное кольцо 2 плотно прижимается к верх-
нему концу муфты 4 разъединителя. В некоторых конструкциях
соединительного узла для повышения герметичности на одну из
контактирующих поверхностей наплавляют свинцовую подушку.
При спуске колонн секциями центрирующие фонари необходимо
устанавливать на муфтах трех-четырех верхних труб нижней секции
колонны и стольких же нижних труб верхней секции, чтобы облег-
чить сочленение. Место сочленения секций всегда приурочивают
к нижнему участку предыдущей обсадной колонны 6 или к участку
ствола скважины с нормальным диаметром. Этот участок выбирают
по кавернограмме, снятой непосредственно перед спуском колонны.
Спуск хвостовиков. Хвостовик спускают в скважину
на колонне бурильных труб, с которой его соединяют при помощи
описанного выше разъединителя (см. рис. 170). Длинные хвостовики
после цементирования подвешивают в предыдущей колонне с помощью
специальных устройств — подвесок, либо на цементном камне.
В последнем случае бурильные трубы отвинчивают от хвостовика
только после затвердения цементного раствора.
Короткие хвостовики иногда ставят на забой сразу же после
цементирования и освобождают бурильные трубы. Надо иметь в виду,
что хвостовик под действием собственного веса может продольно
изогнуться.
Если хвостовик спускают в газовую скважину, соединение его
с предыдущей колонной герметизируют при помощи пакера.
§ 63. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
Цементированием называется процесс заполнения заданного
интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной
в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непро-
ницаемый камень. В нефтегазодобывающей промышленности цемен-
тирование широко применяется для решения следующих задач:
а) изоляции насыщенных жидкостями и газом проницаемых
горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной;
б) создания высокопрочных мостов в скважине, способных вос-
принимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при
забуривании новых стволов, при опробовании горизонтов испыта-
телями пластов с опорой на забой и др.);
в) создания разобщающих экранов, препятствующих обводне-
нию продуктивных горизонтов;
310
г) удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;
д) защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пласто-
вых жидкостей и газов, вызывающих коррозию металла;
е) ликвидации поглощения промывочной жидкости;
ж) упрочнения стенок скважины в неустойчивых породах.
Существует несколько способов цементирования. Условно их
можно разделить на две группы: способы первичного цементирования
и способы вторичного (ремонтного) цементирования. В данном па-
раграфе рассматриваются основные способы первичного цементи-
рования.
Одноступенчатое цементирование. Из всех
способов первичного цементирования наиболее распространенным
является одноступенчатое через башмак обсадной колонны.
После окончания промывки скважины в обсадную колонну вста-
вляют нижнюю разделительную пробку (рис. 172), навинчивают
специальную цементировочную головку, боковые отводы которой
с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными насосами,
и внутрь колонны закачивают водную суспензию тампонажных
материалов, которую называют цементным раствором, или тестом.
Суспензию готовят, как правило, с помощью специальных машин.
Цементный раствор, закачиваемый через нижние боковые отводы
2 (рис. 173, а) цементировочной головки 7, проталкивает раздели-
тельную пробку 4 вниз по колонне. Закачав в колонну порцию
цементного раствора в объеме, необходимом для заполнения задан-
ного интервала кольцевого пространства и участка обсадной колонны
ниже упорного кольца, закрывают краны 9 и промывают водой ли-
нии обвязки цементировочных насосов. Затем освобождают верхнюю
разделительную пробку 10, подвешенную в цементировочной головке,
открывают кран 8 на верхнем боковом отводе и закачивают в колонну
продавочную жидкость (рис. 173, б). Когда верхняя пробка войдет
в обсадную колонну, открывают краны 9 и закачивают продавочную
жидкость также через нижние боковые отводы.
Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца 6 в колонне, остана-
вливается. Так как закачка жидкости продолжается, давление в ко-
лонне возрастает, диафрагма в нижней пробке под влиянием разности
давлений в колонне и в кольцевом пространстве разрушается, и це-
ментный раствор устремляется в кольцевое пространство между ко-
лонной и стенками скважины (рис. 173, а).
Плотность цементного раствора почти всегда выше плотности
промывочной жидкости в скважине, поэтому по мере того, как ко-
лонна заполняется цементным раствором, разность давлений столбов
жидкости в ней и кольцевом пространстве возрастает, а давление
в цементировочных насосах и цементировочной головке уменьшается.
С того момента, как цементный раствор начнет выходить в кольце-
вое пространство, давление в насосах и цементировочной головке
вновь возрастает.
Как только верхняя пробка достигнет нижней и остановится,
давление в колонне начнет резко возрастать. Быстрый рост давле-
311
ния («скачок») служит сигналом для прекращения закачки в колонну
продавочной жидкости. Краны 8 и 9 цементировочной головки зак-
рывают, а колонну оставляют в покое на период твердения цемент--
ного раствора. Разделительные пробки изготовляют из легко-
Рис. 172. Цементировочные
пробки^
и — нижняя; б — верхняя; е — верх-
няя с якорем; 1 — упорное кольцо;
2 — корпус обоймы; 3 — уплотнитель-
ные кольца; 4 — металлические коль-
ца; 5 — фасонная гайка; в — якорь;
7 — цементировочная пробка; 8, 11 —
обсадные трубы; 9 — муфта обсадной
трубы; 10 — стержень; 12 — кольце-
вая проточка
разбуриваемых материалов (резина,
пластмасса, дюраль).
Если колонна’оборудована проч-
ными и герметичными обратными
Рис. 173. Схема одноступенчатого цемен-
тирования:
а — закачка цементного раствора; б — начало
закачки продавочной жидкости; в — заключи-
тельная стадия продавки цементного раствора;
1 — цементировочная головка; 2 — боковые от-
воды; 3 — цементный раствор; 4 — нижняя проб-
ка; 5 — обсадная колонна; в — упорное кольцо;
7 — обратный клапан; 8 и 9 — краны высокого
давления; 10 — верхняя пробка; 11 — промывоч-
ная жидкость; 12 —.продавочная жидкость
клапанами, после окончания закачки продавочной жидкости (про-
давки) ее целесообразно оставлять открытой на устье.
При цементировании длинных колонн сигнал об остановке верх-
ней пробки приходит на поверхность и фиксируется манометром
на устье с запозданием на несколько секунд. Это опасно, так как
закачка жидкости в колонну продолжается, и под влиянием быстро
возрастающего давления могут быть разрушены пробка, упорное
кольцо или колонна. Во избежание этого целесообразно на некото-
312
ром расстоянии (150—200 м) от упорного кольца устанавливать
сигнал-кольцо.
Такое кольцо укрепляют в колонне с помощью тарированных
шпилек (рис. 174). В момент, когда верхняя пробка достигнет сиг-
нал-кольца и давление в колонне резко возрастет, возникнет сигнал,
который через несколько секунд будет зафиксирован на поверхности
как скачок стрелки манометра.
При повышении давления на 3—
4 МПа шпильки срезаются, и
пробка продолжает двигаться
к упорному кольцу. Получив на
поверхности сигнал, операторы
смогут своевременно прекратить
закачку продавочной жидкости.
Рис. 175. Муфта для ступенчатого
цементирования:
t — корпус; Я — уплотнительные кольца;
3 — верхняя втулка: 4 — срезные штиф-
ты; з — запорная втулка; 6 — отверстия
для цементного раствора; 7 — нижняя
втулка; в — ограничитель для нижней
втулки
Рис. 174. Сигнал-кольцо:
I — втулка; 2 — шпилька; з — кольцо; 4 —
резиновые кольца
Двухступенчатое це-
ментирование (с разры-
вом во времени). В этом случае
интервал цементирования делят на две части, а в обсадной колонне
у границы раздела устанавливают специальную цементировочную
муфту (рис. 175). Снаружи колонны над [муфтой и под ней разме-
щают центрирующие фонари.
Сначала цементируют нижнюю часть колонны. Для этого в ко-
лонну закачивают первую порцию цементного раствора в объеме,
необходимом для заполнения кольцевого пространства от башмака
колонны до цементировочной муфты (рис. 176, а), а затем продавоч-
ную жидкость. Для цементирования первой ступени объем прода-
вочной жидкости должен быть равен внутреннему объему колонны.
Закачав продавочную жидкость, сбрасывают в колонну шар 12
(рис. 176, б). Под действием силы тяжести шар опускается по колонне
и садится на нижнюю втулку 7 цементировочной муфты. Тогда вновь
313.
начинают закачивать продавочную жидкость в колонну. Давление
в ней над пробкой возрастает, втулка 7 смещается вниз до упора 10,
а продавочная жидкость через открывшиеся отверстия 8 выходит
за колонну Через эти отверстия скважину промывают, пока не зат-
вердеет цементный раствор (от нескольких часов до суток) (рис 176, в).
Рис 176 Схема двухступенчатого цементирования
а — закачка цементного раствора для нижней степени б — перед окончанием цементирова-
ния нижней ступени, в — промывка скважины после цементирования нижней ступени г —
продавца цементного раствора для верхней ступени Э — окончание цементирования верхней
ступени 1 — цементировочная головка, 2 — обсадная колонна, з — цементный раствор
для нижней ступени, 4 — промывочная жидкость, 5 — верхняя втулка муфты 6,9 — срез-
ные штифты, 7 — нижняя втулка В — отверстия в муфте, 1 о — сраничитель перемещения
нижней втулки, 11 — продавочная кидкость для нижней ступени, 12 — шар, 13 — верхняя
разделительная пробка 74 — цементный раствор для второй ступени 15 — продавочная
жидкость для второй ступени
После этого в колонну закачивают вторую порцию цементного
раствора, освобождают верхнюю пробку 13 и вытесняют раствор
второй порцией продавочной жидкости (рис. 176, з). Пробка, до-
стигнув втулки 5, укрепленной с помощью штифтов 6 в корпусе
цементировочной муфты, сдвигает ее вниз; при этом втулка 5 закры-
вает отверстия 8 муфты и разобщает полость колонны от кольцевого
пространства (рис. 176, д'). После затвердения цементного раствора
пробки разбуривают
314
Место установки муфты выбирают в зависимости от причин,
вызвавших проведение ступенчатого цементирования. В газовых
скважинах цементировочную муфту устанавливают на 100—200 м
выше коовли продуктивного горизонта Если же при цементирова-
нии скважины существует опасность поглощения, место установки
муфты рассчитывают так, чтобы сумма гидродинамического давления
и давления столба растворов в заколонном пространстве была меньше
давления разрыва пласта Цементировочную муфту следует разме-
щать против устойчивых непроницаемых пород и центрировать
фонарями.
Цементирование хвостовиков. Хвостовики це-
ментируют в одну ступень через башмак, причем нижнюю раздели-
тельную пробку не применяют Поскольку диаметры хвостовика
и бурильных труб, на которых его спускают, существенно различны,
для разделения цементного раствора и продавочной жидкости исполь-
зуют секционную верхнюю пробку Такая пробка состоит из двух
секций Нижняя секция выполняется по диаметру хвостовика,
имеет внутренний проходной канал и при спуске хвостовика в сква-
жину подвешивается при помощи срезных шпилек в разъединителе
(см рис. 170). Верхняя же секция изготовляется под внутренний
диаметр бурильных труб. Ее сбрасывают в бурильные трубы сразу же
после закачки цементного раствора. В процессе закачки продавочной
жидкости в бурильную колонну верхняя секция, продвигаясь вниз,
садится на нижнюю; при этом давление жидкости возрастает, шпильки
срезаются, и пробка движется дальше по хвостовику до упорного
кольца
По окончании продавки скважину, начиная от верхнего конца
хвостовпка, промывают, удаляя попавший сюда цементный раствор.
Для этого в конце закачки продавочной жидкости в бурильные
трубы сбрасывают шар, который перекрывает отверстие во втулке 3
(см рис. 170) разъединителя; при этом срезаются шпильки 2, втулка
смещается вниз и открывает отверстия 4 для выхода жидкости
в заколонное пространство.
Аналогично цементируют нижние участки обсадных колонн при
cnjcKe секциями.
Обратное цементирование. Перед цементирова-
нием устье обсадной колонны оборудуют головкой с кранами высо-
кого давления и лубрикатором, а заколонное пространство — пре-
вентором. Цементный раствор закачивают непосредственно в коль-
цевое пространство скважины. Так как разделительные пробки при
этом способе применить невозможно, цементный раствор отделяют
от промывочной и продавочной жидкостей с помощью порций буфер-
ной жидкости.
Наибольшую трудность при обратном цементировании предста-
вляет определение момента, когда первая порция цементного раствора
подойдет к башмаку обсадной колонны Обычно для этого в обсад-
ную колонну через лубрикатор спускают прибор для радиоактив-
ного каротажа, устанавливая его поблизости от башмака
31
При обратном цементировании на стенки скважины создается
меньшее давление, чем при одноступенчатом цементировании через
башмак колонны; требуется значительно меньшая мощность насосов;
легче, чем при других способах, добиться хорошего вытеснения про-
мывочной жидкости из заколонного пространства.
Однако при этом способе качество цементного раствора, поступаю-
щего в нижнюю часть скважины, в зону залегания продуктивных
пластов, существенно ниже, чем при цементировании через башмак
колонны. Поэтому способ обратного цементирования целесообразно
применять в тех районах, где трудно или невозможно сосредоточи-
вать на буровой достаточное число мощных цементировочных на-
сосов, а также в случаях, когда существует опасность поглощения
при цементировании через башмак колонны.
Из-за большей сложности по сравнению с первым из описанных
способов обратное цементирование применяется довольно редко.
§ 64. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Тампонажными называются материалы, которые при затворении
с водой образуют суспензии, способные в условиях скважины со вре-
менем превращаться в практически непроницаемое твердое тело.
Самыми распространенными тампонажными материалами являются
цементы различных видов. В последние годы расширяется примене-
ние также пластических масс и смол.
Портландцемент. Портландцементом называется по-
рошок определенного минералогического состава, из црторого при
замешивании с водой образуется вяжущая масса, способная затвер-
девать в водной среде и на воздухе. Он представляет собой смесь
специально подобранных тонкоизмельченных материалов. Основ-
ной частью смеси является клинкер, который получают путем обжига
до спекания известняка и глины или других горных пород и промыш-
ленных отходов, содержащих окись кальция, кремнезем, глинозем
и окись железа. Для производства портландцемента смесь горных
пород подбирают с таким расчетом, чтобы содержание окислов в ней
было следующим: СаО — 60—67%, SiO2 — 17 —25%, A12OS—3— 10%
и Fe2O3 — 0,3—6%. В составе смеси содержится также небольшое
количество примесей. В процессе обжига такой смеси при температуре
1300—1400° С образуются искусственные минералы, именуемые клин-
керными, а также стекло. Главнейшими клинкерными минералами
являются алит, белит, целит и трехкальциевый алюминат.
Алит — трехкальциевый силикат, в котором часть ионов крем-
ния замещена ионами алюминия или железа и магния.
Белит — двухкальциевый силикат. В зависимости от температур-
ных условий формирования белит может выступать в одной из трех
модификаций, существенно отличающихся друг от друга физиче-
скими свойствами.
Целит представляет собой алюмоферрит кальция.
Стекло состоит в основном из невыкристаллизовавшихся алюми-
натов, ферритов, двухкальциевого силиката и щелочных соединений.
316
Образовавшийся при обжиге клинкер размалывают в мельницах
в порошок с удельной поверхностью 250—350 м2/кг. При помоле
к клинкеру добавляют 3—6% гипса (для регулирования сроков схва-
тывания цементного теста и увеличения прочности камня) и до 15%
минеральных добавок, которые улучшают некоторые свойства це-
ментного теста и камня, а также позволяют экономить дорогостоящий
клинкер. При производстве тампонажного портландцемента раз-
решается вводить до 1% специальных добавок, облегчающих помол
клинкера, но не ухудшающих качества цемента.
Тампонажный портландцемент выпускается двух видов: для
«холодных» скважин и «горячих» скважин. Свойства этих цементов
должны удовлетворять требованиям ГОСТ 1581—63.
Названные тампонажные портландцементы являются базовыми,
т. е. их используют как для приготовления раствора с плотностью
примерно 1800—2000 кг/м3 путем замешивания с водой и некото-
рыми химическими реагентами, необходимыми для регулирования
свойств, так и для производства специальных тампонажных мате-
риалов (облегченных, утяжеленных, волокнистых цементов).
Плотность тампонажного портландцемента колеблется от 3000
до 3200 кг/м3.
Растворы из цемента для «холодных» скважин используют при
цементировании интервалов с температурой не выше 50° С, а из
цемента для «горячих» скважин — участков с температурой не
более 90° С.
При длительном хранении портландцемента в бумажных мешках
в условиях влажного климата существенно снижается его активность
и, следовательно, прочность камня. Поэтому Стерлитамакский содо-
во-цементный комбинат выпускает низкогигроскопичный пластифи-
цированный тампонажный портландцемент НПТЦ, в который при
помоле клинкера добавляют гидрофобизирующие ПАВ. Такие це-
менты особенно необходимы для северных районов страны.
Шлак о-п есчаные цементы получаются путем сов-
местного помола гранулированного доменного шлака и кварцевого
песка, а также портландцементного клинкера. Доменные шлаки
состоят примерно из тех же окислов,что и клинкер, но количествен-
ное соотношение их иное. В частности, в шлаке содержится меньше
окиси кальция. Основным компонентом шлака, обладающим вяжу-
щими свойствами, является двухкальциевый силикат, поэтому актив-
ность шлако-песчаных цементов возрастает с повышением темпера-
туры. Кварцевый песок при повышенных температурах играет роль
активной добавки, связывающей выделяющуюся при гидролиз
известь и способствующей образованию комплексных гидратных
соединений с пониженным содержанием СаО. Камень из шлако-
песчаных цементов обладает более высокой прочностью и большей
коррозионной стойкостью в пластовых водах, чем камень из портланд-
цемента.
Промышленность выпускает такие цементы двух видов :ШПЦС-120,
предназначенный для скважин с температурой от 80 до 160° С,
317
и ШПЦС-200 — для скважин с температурой от 160 до 220° С.
Первый из них готовят путем совместного помола доменного шлака,
портландцементного клинкера и песка, второй клинкера не содержит.
Плотность этих цементов составляет 2800 кг/м8.
Б е л и т о -к р е м и е з е м и с т ы й цемент получают пу-
тем совместного помола нефелинового шлама, являющегося отходом
производства глинозема, и кварцевого песка в соотношении соот-
ветственно 70—50% и 30—50%. Тонкость помола составляет 200—
300 м2/кг. При помоле добавляют 1—2% бентонита от массы цемента
для придания большей стабильности раствору. Вяжущую основу
такого цемента составляет |3-модификация двухкальциевого сили-
ката (белита). Так как скорость гидратации белита мала, белито-
кремнеземистый цемент предназначен для использования в скважи-
нах с высокими температурами (150—300° С).
Облегченные тампонажные цементы пред-
назначены для получения цементных растворов с плотностью менее
1800 кг/м3. Приготовляют их путем совместного помола портланд-
цементного клинкера (гранулированного доменного шлака, нефели-
нового шлама — в зависимости от температуры применения) и активной
минеральной добавки или путем смешения цементного порошка с
топкопзмельченной добавкой. Минеральную добавку подбирают так,
чтобы после помола удельная поверхность ее была 1000 м2/кг или
более. В качестве таких добавок используют диатомит, трепел, опоку,
вулканический пепел, пемзу, а также бентонитовые глины и вспу-
ченный перлит.
Например, трепельно-тампонажный цемент ТТЦ получают пу-
тем совместного помола 45—55% клинкера, 45—55% Вольского
трепела и 1—4% гипса, а песчанисто-трепельный цемент ТПТЦ —
путем совместного помола 50—60% клинкера, 25—30% кварцевого
песка и 10—20% трепела. Плотность ТТЦ равна примерно 2750 кг/м8,
а ТПТЦ — 2850 кг/м3. Первый из них предназначен для скважин
с температурой 50—90° С, второй — для скважин с температурой
90—120° С. Облегченные цементы для более высоких температур
можно получить путем совместного помола доменного шлака или
нефелинового шлама с опокой, трепелом, диатомитом или другими
кремнеземистыми добавками.
В скважинах с температурой до 60—80° С широко применяют
гельцементы, получаемые путем смешения тампонажного портланд-
цемента с бентонитовым глинопорошком. Количество добавляемого
глинопорошка колеблется от нескольких процентов до 100% к массе
портландцемента и зависит от качества глинопорошка и заданной
плотности гельцементного раствора. Для скважин с более высокой
температурой готовят смеси из молотого доменного шлака и бенто-
нита. Облегченные тампонажные цементы должны удовлетворять тре-
бованиям технических условий ТУ 21-1-6-67.
. Утяжеленные цементы готовят путем совместного
помола клинкера с минеральными добавками высокой плотности
(4000 кг/м8 и выше) или путем смешения тампонажного портланд-
318
цемента с тонкоизмельченной добавкой. В качестве добавок исполь-
зуют барит и железные руды. Например, Константиновский завод
утяжелителей (УССР) изготовляет утяжеленные цементы двух видов
путем совместного помола клинкера и железной руды. Эти цементы
предназначены для «горячих» скважин.
Расширяющиеся цементы предназначены для при-
готовления растворов,'расширяющихся при твердении. При цемен-
тировании «холодных» скважин используют смеси тампонажного
портландцемента (80—90% от массы смеси) с гипсоглиноземистым
цементом (10—20%), а также тампонажного портландцемента с мо-
лотой негашеной известью. В последнем случае количество извести
составляет 10—15% от массы портландцемента. Увеличение объема
смеси портландцемента с гипсоглиноземистым составляет!% в тече-
ние первых дней твердения, затем расширение прекращается. Смеси же
портландцемента с негашеной известью позволяют получить увеличе-
ние объема до 6—10%, но это расширение происходит в период
схватывания цементного теста, т. е. пока оно высокопластично,
и потому неопасно для целостности камня. Значительное расшире-
ние камня в твердом состоянии ведет к возникновению в нем внутрен-
них напряжений и растрескиванию или полному разрушению. По-
этому цементы, которые обеспечивают значительное (свыше 1—2%)
увеличение объема после затвердения цементного теста, непригодны
для цементирования скважин.
§ 65. СХВАТЫВАНИЕ И ТВЕРДЕППЕ
ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
Взаимодействие цемента с водой является прежде всего реак-
цией отдельных его компонентов. Одновременно идут две реакции:
реакция гидратации, т. е. присоединения воды к клинкерным мине-
ралам с образованием гидратных соединений (гидроалюминатов,
гидросиликатов, гидрогранатов), и реакция гидролиза, в процессе
которой образуются гидросиликаты с меньшим, чем при гидратации,
отношением CaO/SiO2 и выделяется гидроокись кальция Са(ОН)2.
Присутствующий в цементе гипс быстро растворяется и, взаимодей-
ствуя с трехкальциевым алюминатом, образует при обычной темпе-
ратуре гидросульфоалюминат кальция.
Скорости гидратации клинкерных минералов неодинаковы: наи-
более быстро вступает в реакцию трехкальциевый алюминат, нем-
много медленнее — четырехкальциевый алюмоферрит, наиболее мед-
ленно гидратируется белит. Поэтому цемент, в котором преобладает
белит, гидратируется значительно медленнее алитового цемента.
При смешивании цемента с водой в реакции вступают поверхно-
стные слои цементных зерен. В результате этих реакций образуется
пересыщенный раствор, из которого выделяется гелеобразная масса
кристаллов. Внутренние слои цементных зерен оказываются покры-
тыми малопроницаемыми гелевыми пленками. Эта начальная стадия
гидратации протекает очень интенсивно, с выделением большого
19
количества тепла. После образования пленок процесс гидратации
существенно замедляется, так как вода к внутренним непрореаги-
ровавшим слоям цементных зерен может проникать через поверхно-
стную пленку только путем диффузии.
Спустя некоторое время пленка разрушается, обнажаются вну-
тренние слои зерен, и скорость гидратации вновь возрастает. Это
сопровождается усилением тепловыделения. Растрескивание поверх-
ностных пленок происходит под влиянием повышения осмотического
давления, которое возникает в результате пересыщения жидкой
фазы в поровом пространстве пленки. Этот второй период интенсив-
ной гидратации продолжается до тех пор, пока частицы вновь не
покроются гелевыми пленками. В течение второго периода происхо-
дит схватывание: цементное тесто утрачивает пластичность и стано-
вится более хрупким. В дальнейшем происходит упрочнение цемент-
ной массы, а твердость ее возрастает до такой степени, что она при-
обретает текстуру камня и становится почти полностью водонепро-
ницаемой.
Гидратные соединения, образующиеся на первом этапе гидрата-
ции, неустойчивы (метастабильны); волокнистые кристаллы частиц
геля и сами частицы занимают больший объем и содержат больше
воды, чем в устойчивом состоянии. Со временем излишняя вода вы-
деляется из геля. Если твердение происходит в воздушной среде,
наблюдается усадка геля. При твердении же во влажной среде усадки
не происходит, и уменьшение объема геля вследствие выделения воды
компенсируется постоянной гидратацией тех слоев цементных зерен,
которые еще не успели прореагировать с водой. Таким образом,
постепенно неустойчивые гидратные новообразования переходят
в устойчивые формы.
Состав гидроокислов, образующихся при гидратации, и коли-
чественные соотношения между ними существенно зависят от темпе-
ратуры. С повышением температуры изменяется не только содержа-
ние воды в гидроокислах, но и соотношение CaO/SiO2 и даже форма
кристаллической решетки.
Скорость реакций гидратации значительно влияет на быстроту
схватывания и твердения цементного теста. Она возрастает с повыше-
нием температуры, давления, тонкости помола цемента и зависит
также от объемного соотношения цемент: вода, состава цемента и со-
левого состава воды.
Прочность цементного камня зависит от степени гидратации це-
мента. Раннюю прочность камня определяет алит, гидратирующийся
довольно быстро. Белит же гидратируется медленнее, но непрерывно
и также влияет на прочность цементного камня. Наиболее интенсивно
прочность камня растет в течение первых 2—3 сут твердения. Но
так как гидратация цемента за этот срок не заканчивается, прочность
камня медленно увеличивается в течение нескольких недель и даже
месяцев.
При повышенных температурах конечную прочность камня опре-
деляет белит.
320
с повышением температуры все реакции ускоряются и цемент-
ный раствор быстрее схватывается, а камень быстрее приобретает
конечную прочность. Поэтому для цементирования скважин с высо-
кой температурой требуются цементы, не содержащие трехкальцие-
вого алюмината и алита или содержащие небольшое количество
последнего.
§ 66. СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ П КАМНЯ
О пригодности раствора для цементирования конкретного интер-
вала скважины судят по совокупности следующих свойств: плотно-
сти, прокачиваемости, срокам загустевания и схватывания, стабиль-
ности, скорости водоотдачи через проницаемую перегородку под
влиянием перепада давлений, склонности к са-
мопроизвольному возникновению каналов в за-
густевающем растворе; прочности и проницае-
мости цементного камня, характеру и равно-
мерности объемных изменений при твердении,
коррозионной и трещиностойкости его.
Прокачиваемость. В течение вре-
мени, пока цементный раствор закачивают
в заданный интервал скважины, он должен
оставаться легкоподвижным. Подвижность
раствора обычно оценивают косвенно с по-
мощью усеченного стального конуса АзНИИ
(рис. 177) объемом 120 см3, имеющего диа-
метр верхнего основания в свету 36 мм,
нижнего — 64 мм. Такой конус перед испытанием устанавливают
на стекло соосно со шкалой, укрепленной на алюминиевом диске.
Свежеприготовленный цементный раствор наливают в конус
вровень с верхним торцом, затем конус поднимают вертикально
вверх и измеряют наибольший и наименьший диаметры круга расплы-
ва. О подвижности судят по среднему из этих двух значений. Счи-
тают, что удовлетворительной подвижностью обладают растворы,
диаметр круга расплыва которых не менее 18 см.
Описанный способ оценки подвижности непригоден при цементи-
ровании глубоких и высокотемпературных скважин. Поэтому при
подготовке к цементированию таких скважин подвижность оцени-
вают с помощью более сложного прибора — консистометра. Он
состоит из стального стакана 18 (рис. 178), приводимого во вращение
от электродвигателя 1 через коробку передач 2; лопастного устрой-
ства 17, смонтированного на валике,установленном в подшипниках;
измерительной пружины 9, одним концом жестко прикрепленной
к валику, а вторым — к корпусу прибора; автоклава 19, в котором
размещены названные выше элементы (кроме двигателя и коробки
передач). Заданное давление в автоклаве поддерживается с помощью
пресса 5, а температура — с помощью нагревателя 20.
Для измерения консистенции (величины, характеризующей гу-
стоту) цементный раствор наливают в стакан 18, герметизируют
21 3,чьа5 954
321
автоклав 19, включают двигатель 1 и создают необходимое давление
и заданный температурный режим. Цементный раствор вращается
вместе со стаканом 18 и стремится увлечь с собой лопастное устрой-
ство 17. Вращению валика с лопастным устройством 17 препятст-
вует момент упругих сил пружины 9. Поэтому валик поворачивается
лишь до тех пор, пока момент, действующий на лопастное устрой-
ство 17 со стороны цементного раствора, не будет уравновешен мо-
ментом упругих сил пружины 9. Угол поворота валика, пропорцио-
Рис. 178. Принципиаль-
ная схема консистометра:
1 — электродвигатель; 2 —
коробка передач; 3 — раз-
делитель; 4 — манометр; 5—
пресс; в — плунжерный на-
сос; 7 — масляный бачок;
8 — гидравлический подъем-
ник; 9 — измерительная
пружина; 10 — кулачок,
11 —'шток плунжера; 12 —
самопишущий прибор; 13 —
датчик; 14 — блок питания;
15 — самопишущий потен-
циометр; 16 — термопара;
17 — лопастное устройство;
18 — стакан; 19 — автоклав;
20 —_электронагреватель
нальный моменту упругих сил, фиксируется самопишущим прибо-
ром 12. Температура раствора во время испытаний измеряется с по-
мощью термопары 16 и самопишущего потенциометра 15.
Шкала прибора 12 градуирована в единицах консистенции, ко-
торые иногда называют условными паузами. Хорошо прокачивае-
мыми являются цементные растворы с консистенцией 5—10 услов-
ных единиц. Растворы' ^ консистенцией 50 условных единиц счита-
ются труднопрокачиваемыми.
Г~С роки загустевания и схватывания. При це-
ментировании важно знать не только начальную консистенцию
раствора, но и время, по истечении которого консистенция начинает
быстро возрастать. Время от момента затворения цементного раствора
322
до момента, после которого наблюдается интенсивный рост консистен-
ции, условимся принимать за начало загустевания.
О развитии процесса загустевания цементного раствора в покое
0 превращения его в полутвердое тело судят обычно по срокам на-
чала и конца схватывания. При отсутствии консистометра по началу
схватывания приближенно оцени-
вают начало загустевания.
Сроки схватывания измеряют
с помощью игл Вика при темпера-
туре и давлении, которые ожидаются
на предельной глубине цементируе-
мого интервала. Игла 12 диаметром
1,1 мм и длиной 50 мм с помощью
оправки 8 укрепляется на нижнем
конце трубки 6 (рис. 179). Фасонная
пробка 5 на верхнем конце трубки
служит для подвески последней на
тарелке 4 автоклава. Масса трубки
с пробкой и иглой 300 г. Обычно
в автоклаве на тарелке 4 подвеши-
вают несколько (от 5 до 20) игл.
Испытуемый цементный раствор
наливают в полуконический стакан
9 высотой 40 мм с внутренними
диаметрами: нижним — 75 мм и верх-
ним — 65 мм. Стакан помещают на
дно автоклава 2 с помощью стойки 7.
Автоклав заполняют водой, закры-
вают крышку 1, устанавливают
нижние концы на уровне зеркала
раствора, а затем с помощью гидра-
влического пресса, подсоединяемого
через штуцер 11, и электропечи,
надеваемой на наружную поверх-
ность автоклава, создают заданные
давление и температуру.
Температуру измеряют термомет-
ром, помещенным в кармане 3.
Спустя 1 ч после приготовления
раствора вращением штока 10, сое-
Рис. 179. Автоклав для опреде-
ления сроков схватывания це-
ментного теста
диненного через сальник с тарелкой 4, сбрасывают первую иглу.
Затем через заданные промежутки времени сбрасывают поочередно
остальные иглы. Когда все иглы сброшены, автоклав охлаждают,
снижают давление в нем до атмосферного, извлекают стакан 9 и изме-
ряют глубину погружения игл.
При приемке цемента от поставщика сроки схватывания опре-
деляют при атмосферных давлении и температуре, указанных
21*
323
Время от начала приготовления раствора до момента, когда игла
не доходит до дна стакана на 0,5—1 мм, называют началом схваты-
вания. Под концом схватывания понимают время от начала приго-
товления раствора до момента, когда игла погружается в раствор
не более чем на 1 мм. Следует иметь в виду, что начало схватывания
и начало загустевания характеризуют разные степени структуро-
образования в растворе и не являются синонимами.
Стабильность. Стабильными считаются цементные рас-
творы, из которых после 2-ч покоя выделилось не более 2,5% воды
по объему. Измеряют ее при помощи мерного цилиндра.
Водоотдача. Водоотдачу цементных растворов измеряют
с помощью таких же фильтр-прессов, что и водоотдачу промывочных
растворов, но, как правило, при более высоком перепаде давлений.
В СССР величина перепада давлений до настоящего времени не регла-
ментирована; в США она составляет 7 МПа. Хорошими считаются
растворы, водоотдача которых не превышает 200 см3 за 30 мин при
перепаде давлений 7 МПа.
Прочность цементного камня. О прочности обычно
судят по сопротивляемости цементного камня изгибу (а иногда сжа-
тию) .
Для определения прочности камня при изгибе в стандартных
формах готовят образцы в виде прямоугольных призм размером
40 X 40 X 160 мм. В течение первых суток образцы в этих формах
хранят в термостате с пресной водой или в ванне с гидравлическим
затвором при температуре, указанной в ГОСТ 1581—63. Через 1 сут
образцы извлекают из форм и хранят до испытания в тех же условиях,
укладывая в один ряд с расстоянием между образцами не менее
1 см. Уровень воды должен быть выше поверхности образцов на 2 см.
Воду периодически меняют.
По истечении заданного срока хранения образцы извлекают из
термостата (ванны), насухо вытирают, измеряют площадь попереч-
ного сечения каждого и сразу же определяют прочность при помощи
испытательной машины. За величину прочности камня принимают
среднее из трех определений.
Если разрабатывают рецептуру для цементирования при высоких
температуре (100° С) и давлении, образцы после заполнения форм
раствором хранят в автоклавах при температуре и давлении, соот-
ветствующих забойным. Разработаны специальные автоклавы, в ко-
торых можно определить прочность образцов, не изменяя условий
формирования камня.
Температуростойкост ь. О температуростойкости
цементного камня судят по характеру изменения прочности и про-
ницаемости его в процессе длительного хранения при повышенных
температурах.
G увеличением температуры возрастает скорость гидратации,
а прочность камня быстрее достигает наибольшего значения. Вместе
с тем чем вышеЧемпература, тем раньше начинается старение цемент-
ного камня и снижение его прочности. Кроме того, максимальная
324
прочность портландцементного камня при повышенной температуре
(например, 80° G) меньше максимальной прочности при темпера-
туре 20° С.
Уменьшение прочности камня во времени при повышенных при-
мерно до 60—80° С температурах в основном объясняется тем, что
вследствие высокой скорости процесса гидратации в этих условиях
к моменту затвердения цементного раствора успевает прогидрати-
роваться относительно меньшее количество цементных частиц, чем
при температурах 20—30° С, и большая часть цемента гидратируется
уже после того, как образовался камень с некоторой начальной проч-
ностью. В результате гидратации в твердом состоянии появляются
внутренние напряжения, которые способствуют снижению прочности
портландцементного камня. При еще более высоких температурах
снижение прочности связано также с неустойчивостью первоначально
образующихся гидросиликатов, переходом их со временем из одной
формы в другую и выделением свободной извести.
Те же причины обусловливают увеличение пористости, иногда
и появление микротрещин, следовательно, рост проницаемости
камня с температурой. Стойкими при данной температуре считаются
камни, прочность и проницаемость которых при длительном хране-
нии существенно не снижаются.
Коррозионная стойкость. Камень считается кор-
розионностойким, если при длительном хранении его в пластовых
водах, которые могут контактироваться с ним в условиях скважины,
прочность и проницаемость его существенно не ухудшаются. Во время
испытаний пластовую воду периодически заменяют свежей.
Трещиностойкост ь. О трещиностойкости камня су-
дят по способности его оставаться монолитным (не растрескиваться)
при простреле обсадных колонн перфораторами. Обычно хорошей
трещиностойкостью обладают камни в раннем возрасте, когда проч-
ность их еще мала.
Объемные изменения. Для обеспечения надежного
разобщения пластов важно, чтобы изменение объема цементного
раствора при твердении было равномерным, камень не растрески-
вался и не давал усадки. Об усадке цементного раствора при тверде-
нии судят по уменьшению площади поперечного сечения балочек,
приготовленных для измерения прочности камня, по сравнению с но-
минальной, определяемой поперечными размерами формы, в которой
их готовят.
Для испытания на равномерность изменения объема при тверде-
нии из цементного раствора нормальной густоты, определяемой
ГОСТ 310-60, готовят четыре лепешки диаметром 7—8 см и тол-
щиной в середине около 1 см. В течение 1 сут хранят их в ванне
с гидравлическим затвором, затем помещают в специальный бачок
с водой, кипятят в течение 4 ч и сразу же после извлечения из воды
осматривают.
Цементный раствор считается соответствующим требованию рав-
номерности изменения объема, если на лицевой стороне лепешек
325
после испытаний не будет обнаружено радиальных трещин, доходя-
щих до краев, или сетки мелких трещин, видимых невооруженным
глазом либо в лупу, а также каких-либо искривлений и увеличения
объема лепешки.
§ 67. РЕГУЛИРОВАНИЕ СВОЙСТВ ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ И КАМНЯ
Продолжительность процесса цементирования ограничивается
прежде всего тем, что во времени подвижность цементного раствора
ухудшается, он загустевает и превращается в труднопрокачиваемую
массу. Как правило, даже цементирование глубокой скважины огра-
ничивают 1,5—2 ч, используя для этого большое число мощных
цементировочных агрегатов, что увеличивает стоимость скважины.
При высоких температурах и давлениях время, в течение кото-
рого подвижность цементного раствора остается удовлетворительной,
может оказаться недостаточным для завершения цементирования.
При низких положительных температурах процесс загустевания
может идти настолько медленно, что цементный раствор в течение
длительного времени после окончания цементирования остается
жидким. Это отрицательно сказывается на качестве разобщения
пластов. При отрицательных температурах, например, в зонах
многолетнемерзлых пород, цементный раствор вообще может не
схватиться, замерзнет лишь вода затворения.
Прокачиваемость и сроки загустевания и схватывания цементных
растворов можно регулировать изменением водосодержания. Однако
существенное увеличение содержания воды сверх того количества,
которое необходимо для гидратации цемента, ведет к увеличению
пористости и проницаемости цементного камня и появлению запол-
ненных водой каналов в цементном растворе, оставшемся в покое.
' Поэтому более радикальным способом регулирования прокачивае-
мости и сроков загустевания и схватывания является обработка
растворов специальными химическими веществами.
Для улучшения прокачиваемости цементных растворов при по-
вышенных температурах могут быть использованы гипан, лигно-
сульфонаты кальция, виннокаменная кислота и ее соли, нефть, со-
ляровое масло, дисолван, НЧК, катапин А и другие ПАВ — пласти-
фикаторы, вводимые в небольших количествах (0,05—2%). Их до-
бавляют в воду затворения вместе с бихроматами натрия или калия.
Увеличение сроков начала загустевания и схватывания достигается
добавкой высокомолекулярных веществ (различные марки КМЦ,
карбосульфат, гипан, полифенолы, сулькор, окзил), виннокаменной
и борной кислот или их солей и других ПАВ, а также комбинации
этих ПАВ.
Для ускорения схватывания при пониженных температурах
используют добавки хлоридов натрия, кальция, алюминия, карбо-
наты натрия и калия, сернокислый глинозем и другие вещества.
При цементировании в многолетнемерзлых породах с отрицательной
температурой необходимо также понизить температуру замерзания
воды затворения ниже минимально возможной температуры в сква-
326
,кИне. Это достигается обычно увеличением концентрации хлоридов
в воде затворения (как правило, СаС12).
В цементном растворе всегда содержится избыточное количество
воды, поэтому водоотдача его велика. Во время цементирования
значительная часть этой воды под влиянием большого перепада да-
влений может отфильтроваться в проницаемые породы. Если при
спуске или расхаживании колонны или во время других операций
фильтрационная глинистая корка со стенок скважины сорвана,
цементный раствор может очень быстро обезвоживаться. При этом
сильно ухудшается прокачиваемость раствора, возрастает давление
в цементировочных насосах, на проницаемых стенках ствола обра-
зуется прочная, толстая цементная корка. Предотвратить осложне-
ние можно, уменьшив водоотдачу путем обработки цементного рас-
твора КМЦ, сульфатцеллюлозой, гипаном, крахмалом, синтетиче-
скими латексами, карбосульфатом, бентонитом и др.
При цементировании длинных интервалов, а также трещиноватых
и слабых пород часто во избежание поглощения применяют цемент-
ные растворы с пониженной плотностью. Основным способом сниже-
ния плотности является увеличение водосодержания цементного
раствора. Но для того чтобы раствор был стабильным, к цементу
добавляют порошки, способные связывать большой объем воды.
К таким материалам относятся бентонит, мел, тонкодисперсный
кремнезем (трепел, опока, диатомит). Добавки бентонита к портланд-
цементам рекомендуется вводить при температурах до 60—70® С,
так как они вызывают интенсивное загустевание раствора. При более
высоких температурах целесообразно использовать облегченный
цемент с добавкой тонкодисперсного кремнезема, например тампо-
нажно-трепельный.
При цементировании горизонтов с аномально высокими пласто-
выми давлениями (ка >1,7 4- 1,8) используют цементные растворы
с плотностью более 2000 кг/м3. Такие растворы готовят из утяжелен-
ных цементов и обрабатывают ПАВ — пластификаторами с целью
уменьшения водосодержания и улучшения прокачиваемости.
При цементировании трещиноватых пород рекомендуется к це-
менту добавлять небольшое количество волокнистых или гранули-
рованных твердых материалов. Такие материалы способны созда-
вать на устье трещин мостики и, закупоривая трещины, препятство-
вать поглощению цементного раствора.
Повысить температуростойкость портландцементного камня можно
Добавлением к цементному раствору при затворении кварцевого
песка или тонкодисперсного кремнезема. В практике применяют
смеси с содержанием от 30 до 100% и более песка от массы взятого
Для приготовления раствора цемента. Для каждого данного сочета-
ния температуры и давления существует определенное соотношение
между цементом и песком, при котором прочность камня максимальна.
Добавление оптимального количества песка способствует снижению
проницаемости цементного камня, особенно при температурах выше
60—80° С, и повышению его коррозионной стойкости.
327
§ 68. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ
НА КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Разобщение пластов будет надежным, если:
а) исключена возможность образования каналов в цементном
растворе в период его загустевания и схватывания;
б) устранена возможность фильтрации пластовой жидкости из
одного горизонта в другой через загустевающее цементное тесто;
в) промывочная жидкость из интервала цементирования пол-
ностью вытеснена и замещена цементным раствором;
г) создана прочная связь между цементным камнем, горными
породами стенок скважины и поверхностью обсадной колонны;
д) устранена возможность отрыва обсадной колонны от цемент-
ной оболочки и образования между ними зазора при изменении вну-
треннего давления или температуры жидкости в колонне;
е) исключена возможность разрушения глинистых фильтрацион-
ных корок, оставшихся при цементировании на поверхности про-
ницаемых пород;
ж) обеспечена непроницаемость и высокая коррозионная стой-
кость цементного камня по отношению к пластовым жидкостям
и газам.
Правильный подбор сорта цемента, состава и свойств цементного
раствора имеют важное значение для качественного разобщения
пластов. Однако качество цементирования зависит также от многих
других факторов. Например, от полноты вытеснения промывочной
жидкости цементным раствором. Исследования показали, что на
полноту замещения существенно влияют прежде всего режимы те-
чения промывочного и цементного растворов в кольцевом простран-
стве. Если ствол скважины ровный, стенки непроницаемые, обсадная
колонна и ствол расположены строго соосно, то при развитом турбу-
лентном режиме течения промывочного и цементного растворов оста-
ется около 3% объемн. незамещенной промывочной жидкости; при
развитом ламинарном режиме объем невытесненной промывочной
жидкости достигает 10%, а при недостаточно развитом — даже
30—40%. В последнем случае цементный раствор часто дви-
жется отдельными струйками в массе загустевшей промывочной
жидкости.
При эксцентричном расположении колонны в скважине добиться
турбулизации потока цементного раствора во всех точках попереч-
ного сечения заколонного пространства практически невозможно.
В то время как в широком зазоре между колонной и стенкой сква-
жины течение становится турбулентным, в узком зазоре сохра-
няется ламинарный режим. Вследствие большого различия в вели-
чине гидравлических сопротивлений скорость течения в широком
зазоре намного больше, чем в узком. В результате поток цементного
раствора устремляется по широком^ зазору с большой скоростью,
тогда как в узком зазоре остается неподвижный или медленно дви-
жущийся промывочный раствор. Более полного вытеснения промы-
328 t
ночной жидкости цементным раствором при эксцентричном распо-
70жении колонны можно добиться, поддерживая небольшую ско-
рость восходящего потока (не более 0,3—0,4 м/с) при продавке;
оазность между плотностями цементного и промывочного растворов
не менее 200—250 кг/м3
р* = р + (200250) (XI.56)
и соотношение между предельными динамическими напряжениями
сдвига их
(то)ц^То/ео, (XI.57
где р — плотность промывочной жидкости в кг/м3; (т0)ц и т0 — пре-
дельное динамическое напряжение сдвига соответственно цемент-
ного раствора и промывочной жидкости в Па;
?0 = Лт /Атах, (XI.58)
Amin и Атах —наименьший и наибольший радиальные зазоры между
обсадной колонной и стенкой скважины в м.
Степень замещения существенно уменьшается, если:
а) в стволе скважины имеются локальные расширения и су-
жения;
б) колонна расположена эксцентрично или даже прижата к стенке
скважины;
в) предельное динамическое напряжение сдвига и вязкость про-
мывочной жидкости близки к соответствующим параметрам цемент-
ного раствора или превосходят их;
г) плотность промывочной жидкости равна или больше плотности
цементного раствора;
д) промывочная жидкость имеет высокое предельное статиче-
ское напряжение сдвига.
Даже турбулентный поток цементного раствора при возможных
скоростях течения не в состоянии размыть загустевшие массы про-
мывочной жидкости с высоким статическим напряжением сдвига
в зонах локальных расширений ствола скважины, а также в так
называемых защемленных зонах, т. е. в суженных участках, кото-
рые образуются между стенкой скважины и поверхностью колонны,
прижатой к стенке.
В процессе закачки цементный раствор частично перемешивается
с промывочной жидкостью; часто при этом образуется трудно-
прокачиваемая гельцементная смесь. Прослойки такой смеси
и промывочной жидкости, оставшиеся не замещенными цементным
раствором, являются наиболее слабыми участками цементируе-
мого интервала. В них легко могут образоваться каналы, по кото-
рым возможны перетоки пластовых жидкостей и газов и газопро-
явления.
Поток цементного раствора не может существенно размыть филь-
трационную корку из частиц твердой фазы промывочной жидкости,
329
образующейся на проницаемых стенках скважины. Корка же пре-
пятствует прямому контакту цементного камня с горными породами
и сцеплению их. Чем толще корка, тем легче она может быть раз-
мыта пластовой жидкостью при наличии значительного перепада
давлений между расположенными близко горизонтами. Поэтому необ-
ходимо либо удалять при цементировании такую корку, либо так
изменять ее структуру, чтобы система цементный камень—корка—
порода становилась прочной и герметичной.
Чтобы добиться хорошего вытеснения промывочной жидкости
цементным раствором и надежного сцепления цементного камня
с горными породами, необходимо препятствовать образованию каверн
в стволе скважины в процессе бурения; размещать соосно обсадную
колонну и ствол скважины,
Рис. 180. Скребок для сдирания гли-
нистой корки при расхаживании ко-
лонны
жидкости; расхаживать на длину не
используя для этого центри-
рующие фонари; после спуска
колонны для промывки сква-
жины применять растворы
с возможно меньшим предель-
ным статическим напряжением
сдвига (не более 5—10 Па);
поддерживать в период про-
мывки скважины турбулентный
режим течения в кольцевом
пространстве; прокачивать пе-
ред цементным раствором доста-
точно большую по объему пор-
цию разделительной (буферной)
менее 5 м или вращать обсад-
ную колонну в период промывки и цементирования скважины;
удалять глинистую фильтрационную корку с проницаемых стенок
скважины в интервале цементирования.
Наиболее надежным способом удаления фильтрационных корок
является механическое сдирание их при помощи специальных скреб-
ков в период расхаживания или вращения обсадной колонны. Один
из таких скребков показан на рис. 180. Скребки размещают в тех
участках колонны, которые должны быть расположены против под-
лежащих изоляции проницаемых горизонтов, между центрирующими
фонарями.
Для предотвращения перемешивания промывочного и цементного
растворов и образования высоковязких смесей, повышения степени
замещения промывочного раствора, а иногда также для разрыхле-
ния фильтрационных глинистых корок широко практикуется исполь-
зование буферных жидкостей. В качестве такой жидкости чаще ьсего
применяют воду и водные растворы ПАВ, реже — нефть, нефтепро-
дукты или специальные высоковязкие жидкости. Минимально необ-
ходимый объем буферной жидкости выбирают с таким расчетом,
чтобы не происходило сколько-нибудь существенного перемешивания
промывочного и цементного растворов в период движения по
330
колонне и кольцевому пространству. Для скважин средней глу-
бины, порцию считают минимально достаточной, если столб ее
в кольцевом пространстве будет не менее 100—150 м.
Минимальным объемом ограничиваются в тех случаях, когда в ка-
честве буферной используют сравнительно дорогие жидкости (нефте-
продукты или непарафинистая нефть) или когда геологические
условия (высокий коэффициент аномальности, недостаточная устой-
чивость стенок) не позволяют разместить в скважине большой объем
воды или водного раствора ПАВ.
Буферная жидкость может вступать в реакцию химического
и физико-химического взаимодействия с загустевшим промывочным
раствором и фильтрационной коркой и разрушать их. Эти реакции
протекают достаточно медленно и требуют значительного времени.
Так, например, на Ромашкинском нефтяном месторождении замет-
ное разрушение глинистой корки наблюдается после прокачивания
примерно 10—15 м3 воды в скважинах диаметром 214 мм со 146-мм
обсадной колонной.
В качестве химически активной буферной жидкости могут быть
использованы водные растворы веществ, способствующих или усадке
глинистой корки в результате ионного обмена, или существенному
изменению заряда глинистых частиц и росту сил отталкивания
(следовательно, диспергированию частиц), или значительному умень-
шению поверхностного натяжения.
Эффективность воздействия буферной жидкости на фильтрацион-
ную глинистую корку можно увеличить, если в состав жидкости
ввести небольшое количество твердых частиц (например, песка,
вспученного перлита и т. д.) или аэрировать ее. Движущиеся в по-
токе жидкости твердые частицы и пузырьки воздуха вызывают эро-
зию корки.
Предельно допустимый объем буферной жидкости определяют
с учетом двух факторов. Во-первых, статическое давление столба
промывочной и буферной жидкостей в кольцевом пространстве
всегда должно быть несколько выше пластовых давлений в необса-
женном интервале скважины. Если коэффициент аномальности пла-
стового давления хотя бы в одном из горизонтов больше единицы,
для повышения статического давления в качестве буферной жидкости
используют меловую или жидкую цементную суспензию с плот-
ностью 1200—1300 кг/м3, обработанную понизителями водоотдачи.
Во-вторых, применение буферной жидкости не должно отрица-
тельно сказываться па устойчивости стенок скважины (особенно
если по окончании цементирования она остается в необсаженной
части ствола скважины).
Если фильтрационная корка разрушается под воздействием
скребков или буферной жидкости, предотвратить опасное обезвожи-
вание цементного раствора можно, прокачав вслед за буферной
жидкостью специальный раствор с тампонирующими свойствами
РТС. Этот раствор образует на проницаемых стейках твердеющую
корку небольшой проницаемости. Такая корка имеет удовлетвори-
331
тельное сцепление с породами и цементным камнем. Примерный
состав РТС для скважины с температурой до 50—60° С приведен
ниже (по данным ТатНИПИнефть):
Тампонажный портландцемент, кг......... 300—400
Глинопорошок, кг....................... 100— 200
КМЦ, кг................................ 7,5—10
Кальцинированная сода, кг................. 20
Вода, м3................................ 1
В «холодных» скважинах в порцию буферной жидкости объемом
3—5 м8, прокачиваемую непосредственно перед цементным раство-
ром или РТС, целесообразно добавлять ускоритель схватывания.
Если буферная жидкость способна интенсифицировать коррозию
обсадной колонны и к концу цементирования не вытесняется полно-
стью из заколонного пространства, в ее состав следует обязательно
вводить ингибитор коррозии.
Если в качестве буферной жидкости используют нефть или нефте-
продукты, перед цементным раствором рекомендуется прокачивать
небольшой объем водного раствора ПАВ моющего действия или со-
леную воду.
Когда буферная жидкость не применяется или объем ее мал,
плотность цементного раствора должна быть больше плотности
промывочной жидкости на 200—250 кг/м3, чтобы уменьшить возмож-
ность гравитационного перемешивания их.
Расхаживание и особенно вращение обсадной колонны всегда
благоприятствуют замещению промывочной жидкости цементным
раствором. Улучшению степени замещения способствует также уста-
новка на обсадной колонне механических турбулизаторов (прежде
всего против продуктивных горизонтов, кровли и подошвы их).
Так как плотность цементного раствора всегда больше плотности
промывочной жидкости, давление, создаваемое на стенки скважины
в конце продавки, может оказаться выше давления поглощения.
Во избежание поглощения цементного раствора необходимо всегда
соблюдать условие;
Рцр + Дпр + Рж ,
где рчр, рпр и рж — давление столбов соответственно цементного
раствора, промывочной и буферной жидкостей в Па; рр — давление
поглощения (разрыва или расслоения) пород, залегающих в интер-
вале цементирования, в Па; к6 — коэффициент безопасности.
Подставив в это выражение значения соответствующих давлений,
можно найти предельно допустимую величину плотности цементного
раствора при одноступенчатом цементировании:
Рц£<
g 4- (р — рб) leg
(XI.5S)
(zp~b (ц~Ь) g
332
где р 11 Рб — плотность соответственно промывочной и буферной
жидкостей в кг/м3; L — глубина спуска обсадной колонны в м;
_1 длина цементируемого интервала в вертикальной скважине
вр м; — глубина залегания поглощающего горизонта в м.
Цементный раствор представляет собой седиментационно неустой-
чивую систему. Во время движения он ведет себя подобно псевдо-
гомогенной жидкости, и давление, которое он создает на пластовые
жидкости и газы, определяется высотой столба и его плотностью,
ц покое, однако, псевдогомогенность постепенно исчезает, начинается
седиментация твердой фазы, осложняющаяся структурообразова-
нием, возникновением связей между частицами, а также между
частицами п поверхностями стенок скважины и обсадной колонны.
В результате этих процессов частицы твердой фазы постепенно
образуют своеобразный каркас, разрастающийся во времени, кото-
рый частично опирается на породу забоя, частично же зависает на
стенках скважины и наружной поверхности обсадной колонны.
Частицы, вошедшие в состав каркаса, перестали быть взвешенными
в жидкой среде цементного раствора; их вес больше не восприни-
мается жидкой средой. Поэтому в покое давление в жидкой среде
цементного теста постепенно снижается от начального давления
столба всего цементного раствора до давления столба только диспер-
сионной среды. То же происходит и в глинистых растворах, но ско-
рость снижения давления в них обычно меньше. Давление жидкой
среды раствора называется поровым.
Давление на пластовые жидкости и газы может передаваться
только посредством жидкой среды цементного раствора. А так как
в покое поровое давление в цементном растворе быстро уменьшается
до давления столба воды, соответственно уменьшается давление,,
создаваемое цементным раствором на пластовые жидкости и газы,
и могут возникнуть условия для затрубных газопроявлений и пере-
тока жидкости из одного горизонта с более высоким коэффициентом
аномальности в другой с меньшим коэффициентом через несхватив-
шийся цементный раствор. Возникновению этих перетоков благо-
приятствует образование в цементном растворе седиментационных
каналов, заполненных водой, а также так называемых водяных
поясов. Наиболее благоприятные условия для возникновения кана-
лов существуют в искривленных участках ствола скважины и при
применении нестабильных растворов.
Наиболее радикальными способами предотвращения перетоков
и газопроявлений в период загустевания и схватывания цементного
раствора являются:
а) установка пакеров (например, типов ПЦС или ППГ конструк-
ции ВНИИБТ) па обсадной колонне в промежутке между двумя го-
ризонтами с повышенным относительным перепадом пластовых
Давлений (fcu >1.2 -е 1,3) либо над горизонтом с повышенным коэф-
фициентом аномальности;
б) быстрое обезвоживание цементного раствора и образование
цементного моста в указанном выше участке сразу после окончания
3’1
продавки с помощью пакера-фильтра/ГатНИПИнефть, центрирован-
ного фонарями;
в) использование быстросхватывающихся тампонажных смесей,
если относительный перепад пластовых давлений не превышает
1,4 -е 1,6.
Прочность сцепления между поверхностью обсадной колонны
и цементным камнем очень мала. Сцепление может быть нарушено
в случае радиальной деформации обсадной колонны, вызванной
снижением внутреннего давления в ней. Чтобы уменьшить опасность
отрыва колонны от камня и образования между ними зазора, по кото-
рому возможен переток пластовых жидкостей и газов, рекомендуется
по окончании цементирования избыточное давление в колонне сни-
жать. Для этого колонна должна быть оборудована прочным и гер-
метичным обратным клапаном.
§ 69. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Цементосмесительная машина. Для пригото-
вления цементного раствора на буровых обычно используют специ-
альные смесительные машины. Такая машина монтируется на шасси
мощного автомобиля и состоит из бункера (рис. 181) с двумя гори-
зонтальными разгрузочными и одним наклонно устанавливаемым
погрузочным шнеками, которые приводятся в действие от тягового
двигателя автомобиля через раздаточную коробку и карданный вал,
и смесительного устройства струйного типа. Некоторые машины
снабжены также водоподающим насосом, который приводится в дей-
ствие от дополнительного двигателя, установленного на том же
шасси.
Смесительное устройство вакуумно-гидравлического типа (рис. 182)
представляет собой камеру 3 с диффузором 2, переходящим в выкид-
ную трубу 7, и соплом 4. Оно присоединяется к нижнему фланцу
воронки, смонтированной на днище у задней стенки бункера машины.
Вода подается в сопло под давлением 0,7—1,5 МПа через одну из
насадок, установленных в поворотном магазине 6 смесительного
устройства. Вследствие разряжения, которое возникает в камере
при высокой скорости течения воды в сопле, из бункера через воронку
поступает цемент и, смешиваясь в камере с водой, превращается
в раствор. у
Производительность смесительной машины можно регулировать
сменой насадки (т. е. изменением подачи воды) или изменением
скорости вращения горизонтальных шнеков, подающих цемент
в .воронку. Одна смесительная машина может готовить от 0,01 до
0,027 м3/с раствора из портландцемента.
Цементировочные агрегаты. Для закачкп и про-
давки цементного раствора в скважину используют специальные
цементировочные агрегаты. Современный цементировочный агрегат
(рис. 183) монтируется на шасси мощного грузового автомобиля.
Он состоит из двух- или трехцилиндрового насоса 4 двойного
334
9700-
Рис. 181. Смесительная машина 2СМН-20:
1 — автомобиль; 2 — раздаточная коробка; з — карданный вал; 4 —
разгрузочный шнек; 5 — приводной вал шнекового транспортера; в —
шнековый транспортер погрузочный; 7 — бункер; 8 — приемная во-
ронка; 9 — смесительное устройство; 10 — домкрат
Рис. 182. Смесительное устройство:
7 — выкидная труба; 2 — диффузор; 3 — камера; 4 — сопло; S — гайка; в — магазин,
~ — крышка; 8 — прокладка; 9 — фиксатор; 10 — прижимной винт; и — поворотный
рычаг; 12 — шпилька; 13 — муфта
действия с приводом от специального двигателя 2 через промежуточ-
ный вал, коробку передач 3 и редуктор 8, двух мерников 5 и системы
обвязки. Насос обычно имеет сменные втулки нескольких диаметров.
Управление всеми механизмами агрегата ведется с единого поста,
расположенного на платформе машины. Мерники агрегата служат
для измерения объема продавочной жидкости, закачиваемой в сква-
жину.
Рис. 183. Цементировочный агрегат ЗЦА-400:
г — шасси автомобиля; 2 — двигатель; а — коробка передач; 4 — насос цементировочный;
5 — мерные баки; в — опоры; 7, 16 — ящики для инструмента; S — редуктор; 9, 11 — про-
межуточные валы; 10 — пост управления; 12 — контрольно-измерительные приборы; 13 —
узлы освещения; 14, 19 — манифольды; 16 — монтажная рама; 17 — аккумуляторы; 1S —
ограждения
Во время цементирования цементный раствор, приготовляемый
смесительной машиной, сливается в бачок, который устанавливают
на земле; насос цементировочного агрегата засасывает раствор из
бачка и по нагнетательной линии подает его в цементировочную
головку.
В конструкциях некоторых цементировочных агрегатов, помимо
цементировочного, предусмотрен еще водоподающий (часто рота-
ционного типа) насос. Его используют для подачи воды в смеситель-
ные машины, которые не имеют водоподающпх блоков.
Цементировочная головка. Цементировочная
головка служит для обвязки устья колонны с цементировочными
насосами. Современная цементировочная головка (рис. 184) состоит
из корпуса 2 с четырьмя нижними 1 и верхним 8 боковыми отводами,
крышки 5, укрепляемой в корпусе накидной гайкой 4, трехходовых
22S
пробковых кранов 12 на нижних отводах, проходного пробкового
крана 5 на верхнем отводе, двух стопоров 7 для удержания верхней
продавочной пробки 6, разделительного устройства 10, трехходового
крана 9 и манометра 11.
Блок обвязки. Цементировочную головку на устье ко-
лонны обвязывают с цементировочными насосами с помощью трубо-
проводов. Для ускорения обвязки создал самоходный блок]1БМ-700.
Рис. 184. Цементировочная головка 2ГУЦ-400
Станция контроля за процессом цементи-
рования. Управление процессом цементирования и контроль
за основными технологическими параметрами осуществляют с по-
мощью станции СКЦ-2М. В ее состав (рис. 185) входят самоходная
лаборатория 1, смонтированная в утепленном кузове автомобиля
ГАЗ-63, блок манифольда 5, на котором размещены датчики расхода
прокачиваемой жидкости, давления, плотномер, распределитель
для подключения нагнетательных линий цементировочных насосов
и распределительная коробка, к которой присоединены бронирован-
ными кабелями все датчики; комплект выносных блоков датчиков
и узлов связи, которые устанавливаются на цементировочных агре-
22 Заказ 954
337
Рис. 185. Станция кон-
троля за процессом це-
ментирования СКЦ-2М:
1 — самоходная лаборато-
рия; 2,3,4 — кабели соот-
ветственно соединения, пита-
ния и связи; 5 — блок ма-
нифольда; в — панель теле-
фонной связи; 7 — цементи-
ровочный агрегат; S — сме-
сительная машина
Csmo
гатах 7, смесительных машинах 8, в насосном сарае буровой и вблизи
цементировочной головки.
В самоходной лаборатории установлены вторичные регистрирую-
щие и показывающие приборы,*узел телефонной связи, а также вспо-
могательная аппаратура. Станция позволяет контролировать расход
и суммарный объем закачиваемой в скважину жидкости, плотность
этой жидкости и давление в нагнетательном трубопроводе. Для кон-
троля за расходом применяют индукционный расходомер РГР-7.
Расходомер РГР-7 снабжен дополнительным счетным блоком, при
помощи которого учитывается суммарный объем закачанной в сква-
жину жидкости.
Плотность закачиваемой жидкости измеряется радиоактивным
прибором ПЖР-2МП, датчикДюторого снабжен защитным экраном.
Прибор имеет радиоактивный источник. Принцип измерения осно-
ван на том, что поглощение гамма- излучателя, направленного через
жидкость, изменяется, если*меняется плотность жидкости.
Руководитель работ управляет процессом цементирования из
лаборатории. Для этого между лабораторией и всеми машинами,
участвующими в операции, имеются кабельные линии телефонной
связи. Распоряжения руководителя передаются также через громко-
говорители.
Контрольная аппаратура станции рассчитана на одновременную
работу 6 смесительных машин и 14 цементировочных агрегатов.
Самоходная лаборатория питается от сети переменного тока напря-
жением 220 В.
§ 70. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Целью расчета является определение количества материалов,
необходимых для цементирования заданного интервала скважины,
параметров оборудования, числа смесительных машин и цементи-
ровочных агрегатов, а также продолжительности операции.
Расход материалов. Объем цементного раствора, необ-
ходимый для цементирования скважины:
Рц-'р = + <Л2ЛС], (XI.60)
где к * 5а 1 — коэффициент резерва; Dc — фактический средний
диаметр ствола скважины в интервале цементирования, определяе-
мый по кавернограмме этого участка, в м; D — наружный диаметр
обсадной колонны в м; Za — длина интервала цементирования в м;
d — внутренний диаметр колонны в м;’7гс — расстояние от упорного
кольца до башмака колонны в м.
Для приготовления такого объема цементного раствора требуется
сухого цемента (кг)
Уц /,-цУЦР?Ц,
(XI.61)
339
29*
где к,, — коэффициент, учитывающий потери цемента при затари-
вании смесительных машин и приготовлении раствора; </,, — расход
сухого цемента на 1 м3 раствора в кг,
_ Рц. Р
(XI.62)
(Рц. р — плотность целшнтного раствора в кг/м3; т — относительное
водосодержание раствора, т. е. отношение массы воды к массе сухого
цементного порошка в 1 м3 раствора.
Две последние величины обычно определяют в лаборатории при
разработке рецептуры цементного раствора для данной конкретной
скважины. Приближенно плотность цементного раствора можно
рассчитать также по формуле
Рп. р
(1 4- Гп) Рдрж
Рж + «Рц ’
(XI. 63)
где рц и рж — плотность соответственно сухого цементного порошка
и воды в кг/м3.
Часто цементные растворы готовят из смеси цемента с твердыми
порошкообразными наполнителями (мел, бентонит, глина, утяжели-
тели), причем смесь при заданном соотношении составляющих го-
товят на буровой. В этом случае плотность цементного раствора
можно вычислить по формуле (XI. 63), приняв рц = рсм. Плотность
сухой смеси
Рц I «ОрД
Рсм < । f
1 + «0
(XI.64)
где рд — плотность наполнителя в кг/м3; тд — отношение массы
наполнителя к массе цементного порошка в 1 м3 раствора, преду-
смотренное рецептурой.
Величины, найденные по формулам (XI. 61) и (XI. 62), характери-
зуют соответственно суммарное количество 8Т твердой фазы, необхо-
димое для операции, и содержание твердой фазы в 1 м3 цементного
раствора. Количество же собственно цемента, требуемое для при-
готовления раствора,
<хь65>
а наполнителя
Хд~Хт — (XI.66)
(XI.67)
Объем воды для приготовления цементного раствора:
Т7 «Хт
Количество химических реагентов, необходимое для регулиро-
вания свойств цементного раствора, определяют в зависимости от
рецептуры, предварительно разработанной в промысловой лабора-
тории, и общего объема его. Необходимый объем буферной жидкости
устанавливают с учетом факторов, рассмотренных в § 68.
340
Объем продавочной жидкости
VnP = -Y*c«da(^-M. (XI.68)
где ^сж — коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной
жидкости и определяемый экспериментально (см. § 23).
Режим работы цементировочного обору-
дования. Расчет режима работы цементировочного оборудова-
ния при каждом способе цементирования имеет свою специфику,
рассмотрим методику расчета при наиболее распространенном одно-
ступенчатом цементировании.
Предположим, что объем цементного раствора, который надо
закачать в скважину, меньше внутреннего объема обсадной колонны.
Тогда число смесительных машин, необходимых для приготовления
цементного раствора,
?гс=-Дг, (XI.69)
q-tU
где дт — насыпная масса твердой фазы в кг/м3; U — емкость бункера
смесительной машины в м3.
Поскольку рецептура цементного раствора задана, производи-
тельность одной смесительной машины
<2СМ (xi.7O)
Рц. р
(().. — объемная производительность машины при подаче сухого
порошка в гидросмеситель в м3/с).
Для обеспечения такой интенсивности приготовления раствора
соотношение между объемной скоростью подачи сухой смеси в гидро-
смеситель и расходом воды должно быть
(XI.71)
тЧ г Si
где QB — объемная скорость подачи воды* в гидросмеситель в м3/с.
Для закачки цементного раствора с каждой смесительной маши-
ной обвязывают i цементировочных насосов (обычно i = 1). Сум-
марная производительность цементировочных агрегатов при закачке
раствора должна быть
(?ц. а — ^сСсм. (XI./2)
Поэтому необходимая производительность цементировочного на-
соса
। (XI.73)
По мере того, как более тяжелый цементный раствор вытесняет
из обсадной колонны промывочную жидкость, давление в цементи-
ровочных насосах снижается. Определяющим при выборе насосов
Для первого этапа цементирования является давление в начальный
момент закачки. Его можно рассчитать с достаточной точностью,
341
•если воспользоваться формулами гл. VII и учесть наличие в колонне
порции буферной жидкости. С небольшой погрешностью можно при-
нять, что коэффициенты гидравлических сопротивлений при тече-
нии буферной и промывочной жидкостей одинаковы. Тогда давление
в насосах в начальный момент закачки
Рц а = 0,81р(?ц. aL 1'Д)з(рс + £>)2] + (Р~P6)£Z6t, (XI.74)
где р, рб — плотности соответственно промывочной и буферной жидко-
стей в кг/м3; L — длина обсадной колонны в м; ХТДК — коэффициенты
гидравлических сопротивлений соответственно обсадной колонны
и кольцевого пространства при течении промывочной жидкости;
(бт — длина столба буферной жидкости в колонне в м.
Часто ствол скважины искривлен, имеет локальные расширения,
а колонна не строго центрирована в нем. В подобных случаях целе-
сообразно цементный раствор ^вытеснять из колонны, поддерживая
небольшую скорость течения в заколонном пространстве (см. § 68).
Так же следует поступать и в том случае, если колонна хорошо
центрирована, но создать турбулентный режим течения цементного
раствора в заколонном пространстве невозможно.
Для поддержания такого режима производительность цементи-
ровочных насосов при продавке
Q,, = 0,785 »ц, (XI.75)
I
где =0,1 -ь 0,4 м/с — скорость восходящего потока в заколон-
ном пространстве.
Давление в конце продавки цементного раствора
" — О Я4 /12 Г2)пРпЛ , ^К, цРц, р^Ц + ^кР (Ь гц)~1 I
Рц. а d5 + (дс_д)3(Дс + 2>)2 _|"Г
+ ?[(Рц.р — Рп) (ц+(Р~Рп) (i—1ц) —(р—Рб) *б1, (XI.76)
где %п — коэффициент гидравлических сопротивлений при течении
продавочной жидкости в колонне; рп — плотность продавочной
жидкости в кг/м3; ц — коэффициент гидравлических сопротивле-
ний заколонного пространства при течении цементного раствора;
16 — высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве
в м.
Чтобы ускорить процесс цементирования, целесообразно из об-
щего объема Гц. р Уп_ р цементного и продавочного растворов с воз-
можно большей производительностью (Уа закачивать объем V * =
= Упр — ДУ и уменьшать скорость закачки до QM в тот момент,
когда нижняя разделительная пробка приблизится к упорному
кольцу. При цементировании эксплуатационных колонн можно
принять ДУ «=/ 1 4- 2 м3.
342
Необходимое число цементировочных агрегатов для продавки
цементного раствора
па == (XI.77)
где <?'ц — производительность одного цементировочного насоса при
давлении рпред Рц. а В м3/с.
Так как плотность цементного раствора должна превышать
плотность промывочной жидкости не менее чем на 200—250 кг/м3
(см. § 68), в первый период цементирования давление столба жидкости
в колонне может намного превышать давление столба жидкости
за колонной. Поэтому для поддержания заданного режима продавки
необходимо перед цементированием кольцевое пространство сква-
жины герметизировать превентором, а в период продавки следить
за тем, чтобы расход жидкости, выходящей из скважины, был равен
производительности цементировочных насосов, участвующих в про-
давке. Для этого на выкидной линии превентора необходимо уста-
новить расходомер РГР-7. В ряде случаев требуется поддерживать
противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера.
Продолжительность цементирования (в мин)
ц “ 60 I Сц .а + <?м ) { }
Срок начала загустевания 'должен быть больше продолжитель-
ности цементирования:
Z3 = «u+At, (XI.79)
где At — резерв времени в мин, обычно можно принимать At = 10 -s-
-е 20 мин.
В процессе цементирования возможно поглощение промывочной
жидкости: на первом этапе вследствие высокого гидродинамического
давления при закачке цементного раствора; на втором этапе из-за
чрезмерно большого противодавления, создаваемого в кольцевом
пространстве у устья для ограничения скорости восходящего потока.
Во избежание этого на первом этапе цементирования необходимо
соблюдать условие
1 ' Рр
Рпр+Ргд -7
где Рпр — давление столба промывочной жидкости в кольцевом про-
странстве на поглощающий горизонт в необсаженном интервале
скважины в Па; рр — давление поглощения для этого горизонта
в Па; рпр — гидродинамическое давление на поглощающий горизонт
в Па.
Подставив соответствующие ^значения давлений, получим:
-^2--Pg-XK -D^~D ПТ5*0’ (XL80>
где Арр — градиент давления поглощения данного горизонта
в Па/м; — скорость восходящего потока в заколонном простран-
стве на первом этапе в м/с.
343
Чтобы избежать поглощения на втором этапе, необходимо выпол-
нять условие
Ру. к -5=^ — Рпр, (XI.81)
где ру к — избыточное давление в кольцевом пространстве у устья
в Па.
Отсюда
Ру.к=с(4^~рфр- (XI.82)
После окончания цементирования скважину оставляют в покое
для твердения цементного раствора.
В зависимости от температурного режима скважины и состава
тампонажной смеси, а также назначения обсадной колонны регла-
ментированный правилами срок твердения цементного раствора
может составлять от нескольких часов до 3~сут и более (табл. 18).
Таблица 18
Сроки ожидания твердения цементного раствора
на месторождениях Урало-Поволжья
Состав цементного раствора Кондуктор или проме- жуточная ьолонна Эксплуа- тационная колонна
Срок тверд( зния, ч
Раствор портландцемента . . 16 24
То же, с добавкой ускорителя Растворы пониженной плотно- 8 16
сти 24 5&48
Если колонна оставлена с закрытым устьем, внутреннее давле-
ние в ней в период твердения цементного раствора может опасно
возрасти вследствие изменения температурного режима — нагрева
за счет тепла, выделяющегося при гидратации цемента, а также в ре-
зультате восстановления естественной геостатической температуры.
Поэтому необходимо следить за давлением в колонне по манометру
на ее устье и при необходимости снижать его. Целесообразно на одном
из отводов цементировочной головки устанавливать предохрани-
тельный клапан, рассчитанный на безопасно допустимое для колонны
давление.
Если при цементировании обнаружено газирование промывочной
жидкости, необходимо закрыть превентор и продолжать процесс
с регулированием противодавления в заколонном пространстве.
Если газирование обнаружено в период твердения цементного теста,
устье скважины и колонны необходимо герметизировать и создать
избыточное противодавление жидкостью. Контроль за показаниями
манометров, регистрирующих давление в колонне и за колонной,
обязателен.
344
§ 71. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Условие задачи. Требуется зацементировать проме-
жуточную колонну диаметром 168 мм, спущенную в скважину на
глубину 2000 м. Внутренний диаметр колонны 148 мм. Ствол сква-
жины имеет диаметр 270 мм по всей длине, кроме интервала 1700—
1800 м. По данным профилеметрии в последнем интервале сечение
ствола близко к овалу с длинной осью 310 мм и короткой 290 мм.
Кондуктор спущен до глубины 500 м. Промежуточная колонна
должна быть зацементирована с глубины 1300 м до ее башмака.
В интервале цементирования колонна оборудована жесткими цен-
трирующими фонарямй с наружным диаметром 260 мм. В период
цементирования колонну расхаживать не предполагается.
В качестве промывочной и продавочной жидкостей используется
глинистый раствор с плотностью 1200 кг/м3, пластической вязкостью
8 мПа-с и предельным динамическим напряжением сдвига 8 Па.
Температура на забое 60° С.
Геологические условия скважины ниже башмака кондуктора
приведены в табл. 19.
Геологические условия скважины
Таблица 19
Интервал бурения, м Литологический состав пород Насыща- ющая жидкость Коэффициент аномально- сти пластового давления Градиент давления поглоще- ния, кПа/м
500-800 Доломиты 20
800-1200 Известковистые песчаники . . . Вода 0,95 15
1200-1360 Глины — — 21
1360-1500 Известняки трещиноватые . . . Вода 1.0 15
1500-1700 Известняки глинистые — — 19
1700-1800 Глины — — 21
1800-1950 Песчаники Вода 1,05 19
1950-2000 Доломиты с прослоями глин . . — — 19
Решение 1. Наихудшая степень центрированности обсад-
ной колонны в скважине, очевидно, будет в интервале 1700—1800 м.
Согласно формуле (XI. 58)
130-84 _./я
е° 310-130-84 °’48'
Поэтому желательно, чтобы предельное динамическое напряже-
ние сдвига цементного раствора, согласно формуле (Х1. 57), было
О
(т0)ц 17 Па.
345,
2. В качестве буферной жидкости используем порцию нефти
с плотностью 850 кг/м3, высота столба*ее в кольцевом пространстве
= 100 м. По формулам (XI. 56) и'(Х1. 59) находим предельные
значения плотности цементного раствора:
Р$.р= 1200+250 = 1450 кг/м»;
15 • 103
—• 1500 -1200 • 1300 • 9,8 + (1200-850) • 100 • 9.8
рц. Р < (1500—1300) -9,8 = 2730 К17м3»
3. Так как температура у забоя 60° С, для цементирования сква-
жины можно использовать либо раствор из тампонажного портланд-
цемента для «горячих» скважин, либо раствор из смеси этого цемента
с бентонитом. Предположим, что в лаборатории для экономии це-
мента разработана рецептура облегченного раствора с добавкой
20% бентонита. Плотность раствора рц р = 1570 кг/м3 при относи-
тельном водосодержании т — 0,85.
Тогда расход сухой цементно-бентонитовой смеси на 1 м3 раствора,
согласно формуле (XI. 62),
1570 о.л . „
1 + 0,85 '850 ?г/м
4. Определим расход материалов на цементирование:
а) требуемый объем цементного раствора находим по формуле
(XI. 60). Поскольку в интервале 1700—1800 м средний диаметр
скважины
п 310+290
Dc =--2-----“ 30° мм,
то
уц р = 0,785 • 1,1 [(0,272-0,1682) .600 +(0,302—0,1682) • 100+0,1482 • 10] = 29 м»;
б) количество тампонажной смеси определяем по формуле (XI. 61):
Ут = 1,05 • 29 • 850 = 26 000 кг;
количество цемента — по формуле (XI. 65):
п 26 000 „.
% = 1 + 02 = 21 600 кг;
количество бентонита — по формуле (XI. 66):
Уд = 26 000—21 600 = 4400 кг;
г7[в) необходимый;объем воды для приготовления раствора нахо-
дим по формуле (XI. 67):
346
5. Предположим, что насыпная масса цементно-бентонитовой
смеси, определенная в лаборатории, дт = 1230 кг/м3. Тогда число
смесительных машин 1АС — 20, согласно формуле (XI. 69),
26 000 _
Пс~ 1230-14,5 2*
6. Объем продавочной жидкости находим по формуле (XI. 68):
Fnp = 0,785 • 1,04 • 0,1482 (2000 —10) = 35,6 м».
7. Поскольку р < Упр, весь цементный раствор будет закачан
в обсадную колонну прежде, чем ен начнет поступать в заколонное
пространство. Поэтому закачивать его можно при одновременной
работе обеих смесительных машин. Так как производительность
водоподающего насоса QB — 13-IO-3 м3/с, объемная скорость подачи
сухой смеси в гидросмеситель, согласно формуле (XI. 71), должна
быть
п _ 13-10-3-1000
0,85 • 1230 — 12,4 ‘10 м
8. Производительность одной смесительной машины найдем по
формуле (XI. 70)
<2см= 1 1230.12,4-10-3 = 18-10-3 мз/с.
10 (и
9. При одновременной работе двух смесительных машин скорость
течения жидкости в колонне
2-18-Ю-з _
W~ 0,785-0,1482 2.08 м/с,
в заколонном пространстве
12 • 18 • Ю-з , п„ ,
Wk 0,785 (0,272-0,1682) 1,03 м/с’
10. Предположим, что пластическая вязкость цементного рас-
твора, измеренная в условиях забойных температуры и давления,
оказалась т]ц = 10 мПа-с, а предельное динамическое напряжение
сдвига (т0)ц = 26 Па. Найдем критические скорости течения по фор-
муле (V. 10):
а) для промывочного раствора
wKp = 25 jZ-ylo =2,04 м/с;
б) для цементного раствора
<«кр = 25 3,22 м/с.
Таким образом, при закачке режим течения промывочной жидко-
сти в колонне будет турбулентным, а в заколонном пространстве
— ламинарным.
347
11. Определим по формулам (VII. 4), (VII. 7), (VII. 11) и (VII. 91
коэффициент гидравлических сопротивлений при течении промывов"-
ной жидкости в кольцевом пространстве:
/Сг~Д270 ’е2>
Scn_ 8 (0,27-0,168) .
Ь 8-10-3-1,03 —
о - (1 — 0,62)2 (
₽° 1 + 0 622+ 1~°’622 ' +
1 + 0>62“ + -ьДб2~
_ 1,03-(0,27-0,168)-1200
ReK =----------Й77Г4--------= 15,7 • 103;
100
6
810-3
Лк = '15,76Лбз- 23,6 = 0,096.
Для обсадной колонны
Хт = 0,025
12. Давление в цементировочной головке в начальный момент
закачки находим по формуле (XI. 74):
Рц. а = 0,81 • 1200 (36 • 10-3)2 2000 [3^77= т (0,27-0,168)3 (0,27 + 168)2
+(1200—850)-9,8-215 =2,8 МПа,
0,096
поскольку
, 1,05 (0,272—0,1682)
1б- т =-----0Д482------= 215 М>
13. Примем, что скорость восходящего потока в заколонном про-
странстве при продавке цементного раствора поддерживается на
уровне = 0,3 м/с. Тогда скорость течения в обсадной колонне
.„ 0,272-0,1682 л„. ,
w = 0>3---0Д482----= 0’61 М/С-
14. Определим коэффициенты гидравлических сопротивлений при
продавке:
а) в обсадной колонне при течении продавочной жидкости — по
формулам (VII. 7)—(VII. 9)
В = 1200 • 0,612 = °’01 /9;
с 8-0,148
Sen 8-10-3-0,61 2431
/(Sen) =3,42 (см. табл. 10);
?.т = 2-0,0179 • 3,42=0,163;
и
348
61 в кольцевом пространстве при течении промывочной жидкости —
п0 формулам ((VII.4), (VII.7), (VII.11) и (VII.13):
8 (0,27 — 0,168)
b 8-10-3-0,30 ° °’
(1-0,62)2 Л. 340 \
Ро ------------1—0 622 ' \ 1 6~ J ~ Zb,b’
1—1-0 622 + - ' °
-г- Ь0,62
„ 0,3-(0,27-0,168) 12Q0
ReK =-----1—---------------= ^600;
8-10-s
1к-4®0rt-e = 1,07’
в) там же, при течении цементного раствора:
Sen = 800;
₽о = 179;
Век =4800;
+ц = 2,38.
15. Производительность цементировочного насоса при продавце,
согласно формуле (XI. 75),
2м = 0,785 (0,272-0,1682) 0,3 = 10,5 • 10'3 Мз/с.
16. Давление в цементировочной головке в конце продавки
определим по формуле (XI.76):
Рц. а "= 0,81 (10,5 • Ю"3)2 ^^22+^^212222. _[_
. 2,38-1570-700 + 1,07-1200(2000-700) “I ,
“Г" (0,27-0,168)3 (0,27 + 0,168)2 J
+ 9,8 [(1570—1200) • 700 —(1200 —850) • 100] = 4,7 МПа.
17. Для закачки цементного раствора в колонну можно исполь-
зовать два цементировочных агрегата ЦА-320М, насосы которых
при втулках диаметром 115 мм и V скорости включения могут пода-
вать по 18,3 дм3/с при давлении до 5 МПа. Для продавки же требуется
один такой агрегат, который должен работать на IV скорости и угло-
вой скорости вала двигателя
“дв = 210 74,3 Гб-з = 154 рад/С‘
18. Продолжительность цементирования, согласно формуле
(XI.78),
, 1 Г 29 । 35,8 Л „п
ц 60 L 36 • 10-8 + 10,5 • 10-з J 70 МИН‘
349
19. Минимально необходимыйДщок начала загустевания цемент-
ного раствора находим по формуле (Х.79):
«,=70 + 20 = 90 мин.
20. Проверим по формуле (XI.80) нет ли опасности поглощения
промывочной жидкости в период закачки цементного раствора. При
минимальном коэффициенте безопасности кб — 1,05
-TJT- — <200 9.8- 0,096 - 0.1 >0.
Как видим, скорость течения в заколонном пространстве близка
к предельно допустимой и увеличивать ее нельзя.
21. По формуле (XI.82) найдем предельно допустимое значение
противодавления в заколонном пространстве у устья в период про-
давки цементного раствора:
( 15 • 103 \
Ру. к ( ~~----- 1200 ‘ 9,8 ) 800 = 2 МПа
§ 72. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
После затвердевания цементного раствора и приобретения кам-
нем минимально необходимой прочности проверяют качество цемен-
тирования: истинную длину зацементированного интервала, полноту
вытеснения промывочной жидкости цементным раствором, а также
герметичность обсадной колонны.
В скважинах с невысокой температурой, зацементированных
растворами портландцемента, положение кровли цементного камня
можно определить с помощью электротермометра. Для этого не позже,
чем через 1 сут после окончания цементирования, следует записать
кривую изменения температуры с глубиной: против кровли цемент-
ного камня температура резко повысится вследствие нагрева сква-
жины теплом, выделяющимся при гидратации цемента.
В скважинах с высокой температурой или зацементированных
тампонажными смесями пониженной плотности этот метод не дает
надежных результатов. Если разность между плотностями цемент-
ного раствора и промывочной (буферной) жидкости превышает
300 кг/м®, определить положение кровли цементного камня можно
с помощью цементомера, регистрирующего интенсивность рассеян-
ного гамма-излучения. Так как интенсивность излучения умень-
шается с ростом плотности среды, то на границе двух сред с суще-
ственно разными плотностями цементомер фиксирует скачок кривой.
При небольшой разнице в плотностях промывочного и цемент-
ного растворов кровлю цементного камня можно определить с по-
мощью счетчика гамма-излучения, если в первую порцию цемент-
ного раствора предварительно ввести радиоактивный изотоп с малым
периодом полураспада.
350
В последние годы для оценки качества сцепления цементного
камня с обсадной колонной и стенками скважины, а также обнаруже-
ния участков, в которых осталось значительное количество невы-
тесненной промывочной жидкости, все шире используют метод аку-
стического каротажа. Этот метод основан на том, что амплитуда
акустических сигналов, проходящих через систему обсадная ко-
лонна—цементный камень—горная порода, зависит от плотности
контакта колонны с камнем и камня с породой, а также частично
от силы сцепления их друг с другом. Чем больше плотность контакта
камня с обсадной трубой, тем меньше амплитуда сигнала, прошед-
шего по трубе. Чем больше плотность контакта камня с горной по-
родой, тем больше амплитуда сигнала, прошедшего по породе.
После затвердения цементного раствора и проверки качества
цементирования демонтируют превенторы и обвязывают обсадную
колонну с предыдущей при помощи колонной головки, а затем
опрессовывают. В эксплуатационных колоннах, а также в тех про-
межуточных колоннах и кондукторах, на которых должно быть уста-
новлено противовыбросовое оборудование, предварительно уточняют
положение цементного стакана. Если длина последнего очень велика,
излишнюю часть его, расположенную над упорным кольцом, разбу-
ривают до опрессовки колонйы. Если колонна зацементирована
в две ступени, герметичность проверяют дважды: сначала после
затвердения цементного раствора второй ступени; вторично после
разбуривания верхнего и излишней части нижнего цементных ста-
канов. Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой.
При проверке герметичности давление опрессовки должно на
20% превышать максимальное устьевое давление, которое может
возникнуть при эксплуатации данной колонны. Во всех случаях
давление опрессовки должно быть не менее указанного ниже:
Диаметр ко- 426- 324— 245— 194 168 146— 127—
[лонны, мм Давление на устье, МПа (не менее) 377 273 219 141 114
5 6 7 7,5 8 10 12.
Колонну считают герметичной, если не наблюдается перелива
воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давле-
ние снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением
более 7 МПа, и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением
менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания
давления.
В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют
снижением уровня жидкости, если плотность промывочной жидкости
при бурении была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелой
промывочной жидкости на воду. Нормы снижения уровня и кри-
терии для суждения о герметичности при таком способе контроля
приведены в справочнике [17].
351
Обсадные колонны обвязывают друг с другом при помощи колон-
ных головок разных конструкций. Клиновая колонная головка
(рис. 186) состоит из корпуса, навинчиваемого на верхний конец
предыдущей обсадной колонны, пьедестала, клиньев, при помощи
Рис. 186. Схема обвязки об
садных колонн на устье
I — пьедестал, 2 — нажимная raf-
ьа, 3 — металлическое кольцо
5 — резиновые уплотнительные
кольца, в — паьер, 7 — Kopnv
головни, 8 — контрольное отвер-
стие с пробкой 9 ~ клинья, ю —
фланец, 11 — резиновая уплотни
тельная манжета 12 — вн^тре ±-
няя обсадная колонна, 13 — про-
межуточная обсадная колонна 14
кондуктор
которых в головке подвешивается вну-
тренняя обсадная колонна, и уплот-
нительного устройства. В теле корпуса
и пьедестала имеются контрольные от-
верстия, в которые ввинчиваются
краны высокого давления. Через них
контролируют давление в заколонном
пространстве и при необходимости отво-
дят газ. При обвязке колонн в газовых
скважинах рекомендуется хотя бы одно
из отверстий расширить, вставить
в него и приварить к корпусу боко-
вой патрубок, через который в зако-
лонное пространство можно было бы
закачать промывочную жидкость для
устранения газопроявлений.
После подвески внутренней колонны
верхний конец ее приваривают к флан-
цу пьедестала.
К одному из контрольных отвер-
стий целесообразно присоединить пре-
дохранительный клапан, отрегулиро-
ванный на допускаемое для внешней
колонны давление, и трубопровод от
клапана отвести от скважины в сторону
(к факелу). В случае опасного повыше-
ния давления в кольцевом простран-
стве предохранительный клапан сра-
ботает, и целостность промежуточной
колонны (кондуктора) не -будет на-
рушена.
В газовых скважинах после опрес-
совки всей эксплуатационной колонны
дополнительно проверяют герметич-
ность верхней ее части и устьевого
оборудования. Для этого в колонну
спускают насосно-компрессорные трубы
и промывают скважину водой. Затем,
подключив компрессор У КП-80, в про-
странство между эксплуатационной
колонной и насосно-компрессорными
трубами закачивают воздух и повы-
шают давление до 8 МПа; герметизи-
руют это пространство на устье и це-
352
монтировочным агрегатом закачивают в насосно-компрессорные
трубы воду до тех пор, пока давление в межтрубном пространстве
у устья не поднимется до нормы, установленной для опрес-
совки данной эксплуатационной колонны. О герметичности судят,
сопоставляя величину снижения давления за 30 мин с нормой,
названной выше.
После проверки герметичности цементный стакан в кондукторе
и промежуточных колоннах (а при некоторых конструкциях сква-
жин также в эксплуатационной колонне) разбуривают. Если башмак
кондуктора или промежуточной колонны, на которых должно быть
установлено противовыбросовое оборудование, находится в не-
проницаемой породе, после углубления газовой скважины на 1—2 м
ниже башмака проверяют герметичность цементного кольца. Для
.этого скважину через спущенную в нее бурильную колонну промы-
вают водой и, герметизировав устье, опрессовывают. Давление на
устье при опрессовке должно быть
Доп = 1>2рв — PxgL, (Х1.83>
где р; — ожидаемое максимальное давление в скважине у башмака
в случае выброса и фонтанирования в Па; оно, конечно, не может
быть больше давления разрыва слабых пород, залегающих ниже
башмака; рж — плотность жидкости в колонне при опрессовке,
кг/м3; L —.глубина установки башмака колонны в м.
Если роп 0, скважину не опрессовывают.
О результатах проверки герметичности обсадной колонны и це-
ментного кольца составляют соответствующий акт.
Если колонна или цементное кольцо негерметичны, необходимо
определить места негерметичности и устранить их. После ремонта
герметичность проверяют заново.
23 Заказ 954
ГЛАВА XII
ВСКРЫТИЕ И ОПРОБОВАНИЕ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Конечной целью бурения нефтяных и газовых скважин является
получение продукции (нефти, газа). Большие затраты труда, мате-
риалов и денежных средств могут оказаться напрасными, если не
удастся получить приток нефти и газа; они будут в значительной
степени неоправданными и в случае, если приток нефти и газа ока-
жется намного меньше потенциально возможного. Конечный резуль-
тат бурения, т. е. величина притока и продолжительность освоения
скважины зависят от качества промывочной жидкости, применяе-
мой при разбуривании продуктивного объекта, метода вхождения
в продуктивный объект и способа заканчивания скважины.
§73. ВЛИЯНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ жидкости
НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Длительные промысловые наблюдения и специальные исследова-
ния, проводившиеся на протяжении многих лет, показывают, что
промывочная жидкость может оказать большое влияние на продол-
жительность освоения скважины, трудоемкость этой операции и ве-
личину притока (дебит) нефти и газа. Можно привести много при-
меров, когда из скважины, пробуренной с промывкой, например,
химически необработанным глинистым раствором, не удавалось
получить приток нефти, хотя соседние скважины,-пробуренные с про-
мывкой другими растворами, эксплуатировались с достаточно вы-
сокими дебитами.
Известно много случаев, когда скважины, пробуренные с очень
высокой коммерческой скоростью при промывке пресной водой,
осваивались с большим трудом и дебит их был значительно меньше,
чем скважин, пробуренных с применением высококачественного
глинистого раствора. На освоение затрачивалось много времени,
а экономия, достигнутая за счет высокой скорости бурения, пол-
ностью или почти полностью утрачивалась из-за чрезмерной продол-
жительности работ по освоению. Так, на Дерюжевском, Сосновском,
Якушкинском нефтяных месторождениях удельные среднесуточные
дебиты (т. е. дебиты, отнесенные к 1 м мощности продуктивного
пласта, вскрытой перфорацией) оказались в 1,5—3 раза ниже соот-
ветствующих показателей в скважинах, где продуктивные пласты
разбуривали при промывке глинистыми растворами.
354
Нередки случаи, когда при бурении наблюдается интенсивное
газирование промывочной жидкости или появление в ней пластовой
нефти. После же цементирования скважины и перфорации обсадной
колонны получить приток газа (или нефти) из пласта не удается.
Часто при испытании скважины получают интенсивный приток
нефти или газа. Если же такую скважину приходится временно
законсервировать, для чего ее заполняют глинистым раствором,
то при повторном освоении, как правило, дебит оказывается гораздо
меньшим и продолжительность работ по вызову притока заметно
возрастает. Иногда такую скважину вообще не удается освоить.
Например, на месторождении Газли после освоения в скважину
закачали 13 м3 глинистого раствора с плотностью 1300 кг/м3, вяз-
костью 45 с по СПВ-5, водоотдачей 10 см3 за 30 мин и оставили ее
в покое на 4 сут. После этого дебит газа уменьшился почти вдвое —
с 575 тыс. до 305 тыс. м3/сут при одинаковой депрессии 0,2 МПа.
В чем же причина столь серьезного влияния качества промывоч-
ной жидкости на эффективность вскрытия продуктивного пласта?
Во время разбуривания продуктивного пласта в него из промы-
вочной жидкости отфильтровывается жидкая фаза. Объем поступив-
шего в пласт фильтрата тем больше, чем выше водоотдача промывоч-
ного раствора, продолжительность разбуривания пласта, перепад
давлений, скорость восходящего потока в кольцевом пространстве,
температура промывочного раствора и чем меньше зазор между бу-
рильной колонной и стенками скважины. Радиус зоны проникнове-
ния фильтрата в продуктивный пласт может достигать нескольких
метров. В продуктивном пласте практически всегда содержится не-
которое количество глинистых и иных частиц, чувствительных
к воздействию фильтрата и способных взаимодействовать с ним.
Если для промывки скважины при бурении используют жидкости
на водной основе, их фильтрат, проникая в продуктивный горизонт,
может способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению
их объема и, следовательно, сужению (а порой полному закрытию)
поровых каналов и уменьшению проницаемости. Химические реа-
генты, используемые для регулирования свойств промывочной
жидкости, попав в продуктивный пласт в составе фильтрата, могут
усилить или уменьшить набухание глинистых частиц и, таким обра-
зом, способствовать изменению первоначальной нефте-газонепрони-
цаемости коллектора.
Каустическая и кальцинированная соды, фтористый * натрий,
силикат натрия, фосфаты, гипан существенно интенсифицируют
набухание глинистых частиц, если содержатся в фильтрате в неболь-
шом количестве (до 0,5—1%). При значительной концентрации сили-
ката натрия и щелочи в фильтрате (свыше 1%) набухание глинистых
частиц уменьшается. Набухание глинистых частиц резко возрастает,
если в фильтрате содержится свыше 5% УЩР. Хлориды натрия и
кальция, карбоксиметилцеллюлоза, конденсированная сульфит-спир-
товая барда, полифенол ПФЛХ, сунил, хромат и бихромат калия,
а также ПАВ: ОП-Ю, УФЭ8 и КАУФЭ14, азоляты А и Б, катании,
23*
355
сульфонол, уже при небольшой концентрации в водном фильтрате
способствуют уменьшению набухания глинистых частиц по сравне-
нию с набуханием их в пресной воде.
Степень ухудшения проницаемости в результате набухания
глинистых частиц существенно зависит от содержания глинистой
фазы в коллекторе и ее минералогического состава. Известно, что
натровый бентонит набухает в пресной воде намного больше, чем
другие глинистые породы. Поэтому ухудшение проницаемости кол-
лектора, содержащего значительное количество натрового бентонита,
будет более резким, чем коллектора, где таких частиц мало. Уси-
лению набухания могут способствовать обменные реакции на поверх-
ности глинистых частиц в щелочном фильтрате и превращение в при-
ствольной зоне скважины, например, кальциевых глин в натровые.
Реакции же в бесщелочном фильтрате, содержащем поливалентные
катионы, например кальция, алюминия, способствуют уменьшению
набухания глин и могут привести к некоторому улучшению прони-
цаемости коллектора.
Характер влияния промывочной жидкости на нефтепроницае-
мость песчаного нетрещиноватого коллектора показан в табл. 20.
Таблица 20
Влияние фильтратов промывочных жидкостей на нефтепроницаемость
песчаных коллекторов
Промывочный раствор Содержание поровой воды в коллекторе, % Восстановле- ние перво- начальной проницаемо- сти, %
до опыта после опыта
Пресный глинистый 34,3 37,0 70
То же, обработанный крахмалом . . 34,6 45,3 30
То же, обработанный КМЦ 32,2 36,2 55
Хлоркальциевый с крахмалом 32,3 ‘ 25,7 110
Известковый с крахмалом 28,5 27,4 85
То же, с таннатами и крахмалом 36,2 43,3 57
Пресный нефтеэмульсионный 32,0 37,7 45
Соленый нефтеэмульсионныи 28,8 26,6 80
На нефтяной основе 25,2 24,9 100
Другой причиной ухудшения проницаемости коллектора под
влиянием промывочной жидкости является' проникновение в него
тонкодисперсных частиц твердой фазы (глинистых частиц и утяжели-
теля) по крупным порам и тонким трещинам, закрытие этих пор или
сокращение их эффективного поперечного сечения. При нормальных
условиях глубина проникновения твердых частиц в пористый (не-
трещиноватый) пласт значительно меньше глубины проникновения
фильтрата и обычно не превышает нескольких сантиметров. Наи-
большее количество твердых частиц осаждается в порах вблизи
356
стенок скважины, и именно здесь отмечается наибольшее ухудшение
проницаемости.
Чем выше проницаемость породы, тем, как правило, больше круп-
ных поровых каналов. Поэтому высокопроницаемая порода сильнее
забивается частицами твердой фазы промывочной жидкости, чем
малопроницаемая, и степень ухудшения ее проницаемости выше.
В ряде случаев проницаемость, например, песчаников по этой при-
чине снижается в 10 раз и более. В гранулярные коллекторы с очень
небольшой проницаемостью частицы твердой фазы из промывочной
жидкости, видимо, вообще не проникают.
Нередко во время бурения происходит гидроразрыв продуктив-
ного пласта или раскрытие имеющихся в нем естественных трещин
под влиянием высокого давления столба промывочной жидкости.
В этом случае промывочная жидкость целиком (а не только ее филь-
трат и часть тонкодисперсной твердой фазы) растекается по трещи-
нам, проникает на десятки метров в глубь пласта. Поэтому ухудше-
ние коллекторских свойств пласта в этом случае более значительно.
Не менее тяжелые последствия имеет гидроразрыв в процессе цемен-
тирования и глубокое проникновение в пласт по трещинам цемент-
ного раствора и его фильтрата.
Причиной снижения проницаемости является также физико-
химическое взаимодействие фильтрата и содержащихся в нем солей
и ПАВ с минерализованными пластовыми водами и углеводородами.
При таком взаимодействии возможно выпадение твердого осадка
нерастворимых солей, асфальтено-смолистых веществ и парафина,
которые сужают эффективное сечение поровых каналов и закрывают
часть пор. Например, твердый осадок образуется при взаимодействии
фильтрата пресного глинистого раствора, обработанного ионоген-
ными ПАВ (сульфонол, сульфонафтеновые соли и др.), с минерали-
зованной девонской пластовой водой нефтяных месторождений
Урало-Поволжья вследствие частичного высаливания ПАВ.
Проницаемость может снизиться и в результате образования
высоковязких стойких эмульсий при взаимодействии фильтрата
промывочного раствора с пластовыми углеводородными жидкостями.
В любом нефтеносном пласте всегда содержится некоторое количе-
ство остаточной (погребенной) воды. Эта вода, по-видимому, распре-
делена у поверхности контактов зерен породы. Углеводороды (нефть)
заполняют центральную часть пор. Когда в пласт поступает фильтра i
промывочной жидкости, он стремится оттеснить нефть в глубь пласта
и занять ее место в приствольной зоне. Однако из-за различной вяз
кости этих жидкостей скорости их продвижения по поровым каналам
неодинаковы: водный фильтрат продвигается быстрее, чем нефть.
В результате в приствольной зоне продуктивного пласта образуется
область, занятая водо-нефтяной эмульсией.
Взвешенные в нефти капельки воды окружены прочными адсорб-
ционными пленками асфальтенов, которые препятствуют слипанию
капелек воды друг с другом и придают устойчивость эмульсии.
Стойкость этой эмульсии в значительной мере зависит от содержания
357
в нефти асфальтено-смолистых веществ и от свойств тех ПАВ, кото-
рые содержатся в фильтрате промывочного раствора и пластовых
жидкостях.
При освоении скважины шарики дисперсной фазы эмульсии,
продвигаясь по пласту, могут попасть в такие суженные участки
поровых каналов, в которых диаметр их окажется больше диаметра
пор. В этом случае поры закроются (эффект Жамена), так как для
проталкивания шариков через них требуется преодолеть большую
разность капиллярных давлений менисков. Как правило, такие гра-
диенты давлений в пласте, даже вблизи ствола скважины, отсутствуют
и поэтому поры остаются закрытыми.
Так как в продуктивном пласте всегда содержится некоторое
количество остаточной воды, то при проникновении в пласт водного
фильтрата глинистые частицы набухают и водонасыщенность уве-
личивается. При освоении нефть или газ вынуждены продвигаться
к скважине через приствольную зону с повышенной водонасыщен-
ностью. В результате возникает двухфазный поток (нефть вода
или газ вода) и эффективная проницаемость для нефти (газа)
уменьшается.
Набухание глинистых пород, образование нерастворимых солей
и выпадение их, а также смол, парафинов и других твердых частиц
в осадок, уплотнение этого осадка и закупорка поровых каналов
происходят, конечно, не мгновенно. Поэтому степень ущерба от
загрязнения пласта промывочной жидкостью и ее фильтратом суще-
ственно зависит также от продолжительности их воздействия: чем
длительнее воздействие, тем больше ущерб.
§ 74. ВЫБОР ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Влияние промывочной жидкости на породу продуктивного пласта
индивидуально и зависит, как было показано выше, от многих факто-
ров. Оценить заранее количественно степень загрязняющего воздей-
ствия промывочной жидкости на конкретный продуктивный объект
трудно. Но при выборе промывочной жидкости для разбуривания
продуктивного пласта можно руководствоваться двумя положениями.
Во-первых, все промывочные жидкости можно расположить в ряд
по степени увеличения загрязняющего воздействия на пласт: газо-
образные агенты <4 промывочные жидкости на нефтяной основе <)
промывочные растворы на соленой воде <) промывочные растворы
на пресной воде. Утяжеленные растворы сильнее загрязняют пласт,
чем неутяжеленные того же класса.
Во-вторых, загрязняющее воздействие промывочной жидкости
тем меньше, чем ближе ее состав и свойства фильтрата к составу
и свойствам пластовой жидкости.
Загрязнение приствольной зоны продуктивного пласта сказы-
вается прежде всего на продолжительности и трудоемкости освое-
ния скважины и ее начальном дебите. При сильном загрязнении
358
пласта приходится увеличивать депрессию при освоении, затрачивать
больше времени на откачку жидкости из скважины и извлечение
фильтрата (а иногда и самой промывочной жидкости) из пристволь-
ной зоны, прибегать к дополнительным способам стимулирующего
воздействия (кислотные обработки, вибровоздействие, гидроразрыв
и т. д.).
В дальнейшем в процессе эксплуатации скважин (особенно газо-
вых) дебит может быть несколько повышен в результате удаления
с потоком нефти (газа) части фильтрата, частиц твердого осадка,
растворения некоторых компонентов в пластовой нефти. Однако
полного восстановления коллекторских свойств пласта, особенно
в нефтяных скважинах, часто достичь не удается.
В разведочных скважинах нередко из-за сильного ухудшения
коллекторских свойств пластов промывочной жидкостью допуска-
ются грубые ошибки при интерпретации геофизических данных,
некоторые продуктивные горизонты классифицируются как непро-
дуктивные, и поэтому их не опробуют.
В гл. VIII было показано, что состав и свойства промывочной
жидкости существенно влияют на механическую скорость проходки.
Естественно стремление регулировать состав и свойства промывоч-
ной жидкости так, чтобы скорость проходки была наибольшей.
Например, при применении водного раствора с небольшим содержа-
нием глины вместо раствора на нефтяной основе или воды вместо
глинистого раствора часто существенно повышается скорость про-
ходки, но одновременно возрастает интенсивность загрязняющего
воздействия на продуктивный пласт. Поэтому при выборе промывоч-
ной жидкости для разбуривания продуктивного пласта всегда сле-
дует сравнивать экономию, которая может быть получена от повыше-
ния скорости бурения скважины, с потерями, возможными в резу-
льтате загрязнения продуктивного пласта и снижения дебита,
а также с дополнительными затратами, которые необходимы при
освоении.
Очевидно, всегда следует выбирать промывочную жидкость, при
использовании которой экономия от ускорения бурения больше суммы
дополнительных затрат на освоение и стимулирующее воздействие
и потерь от снижения дебита в первый период эксплуатации. Такое
сравнение можно сделать только на основе опыта применения раз-
личных промывочных жидкостей в данном районе, а также в других
районах со сходными геолого-физическими условиями продуктив-
ных объектов.1^
Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной
жидкости целесообразно выбирать так, чтобы гидростатическое да-
вление столба ее в скважине было равно или лишь немного превы-
шало пластовое давление, а когда это возможно (например, при раз-
буривании объектов с аномально низким пластовым давлением),
было даже меньше пластового. Естественно, устье скважины должно
быть надежно герметизировано исправно работающим противовыбро-
совым оборудованием. Водоотдачу промывочной жидкости следует
359
максимально снижать путем соответствующей химической обработки
и добавления небольшого количества (около 3 кг/м3) специально по-
добранных гранулированных твердых материалов. Такие гранулы,
если они правильно подобраны для данного коллектора, быстро
образуют своеобразные мостики на входе в поровые каналы в стенке
скважины, облегчают закупорку их коллоидными частицами про-
мывочной жидкости и, таким образом, способствуют снижению
водоотдачи и препятствуют проникновению в глубь поровых каналов
тонкодисперспых частиц твердой фазы промывочной жидкости. В слу-
чае нетрещиноватого коллектора размер гранул, как правило, должен
быть около нескольких микрон; при трещиноватых коллекторах
он может быть существенно больше.
Уменьшать загрязнение продуктивного пласта можно также под-
бором минералогического и гранулометрического составов твердой
фазы промывочной жидкости. Желательно, чтобы содержание частиц
коллоидной фракции лишь немного превышало тот минимум, кото-
рый необходим для обеспечения стабильности и небольшой водо-
отдачи. Всю же остальную часть твердой фазы желательно составлять
из более крупных частиц, не способных к набуханию в воде. Размеры
частиц должны быть больше диаметра наиболее крупных поровых
каналов коллектора, поскольку эти частицы нужны лишь для регу-
лирования плотности промывочного раствора и создания мостиков
на входных отверстиях поровых каналов в стенках скважины.
Для утяжеления промывочного раствора при разбуривании продук-
тивного пласта целесообразно применять утяжелители, из состава
которых предварительно удалены (например, с помощью гидроцикло-
нов) наиболее тонкие фракции с размерами частиц меньше диаметра
поровых каналов.
Когда требуется незначительно утяжелить промывочную жид-
кость, в качестве утяжелителей лучше использовать мел, мраморную
крошку, известняк и другие материалы, которые могут растворяться
в соляной кислоте и, следовательно, могут быть удалены при ос-
воении из приствольной зоны.
При разбуривании продуктивных горизонтов с коэффициентом
аномальности ка <( 1 в качестве промывочной жидкости следует при-
менять либо минерализованные аэрированные жидкости, пригото-
вленные с добавкой ПАВ, либо растворы на нефтяной основе, а при
незначительных коэффициентах аномальности — пены или газообраз-
ные агенты. Если коэффициент аномальности пластового давления
ка > 1, рекомендуется использовать растворы на нефтяной основе
или промывочные жидкости, приготовленные на минерализованной
воде и обработанные ПАВ. Желательно, чтобы химический состав
водной основы был возможно ближе к составу пластовой воды раз-
буриваемого продуктивного объекта.
Большое влияние на коллекторские свойства приствольной
зоны продуктивного пласта могут оказать ПАВ, применяемые для
обработки промывочной жидкости. Адсорбируясь на поверхности
поровых капилляров, ПАВ могут повысить ее гидрофильность (сма-
360
чиваемость водой) или гидрофобизовать ее. ПАВ могут повысить
устойчивость эмульсии или, накапливаясь на границе раздела вода-
нефть, вытеснять с нее твердые асфальтены, разрушать пленку асфаль-
тено-смолистых веществ и резко уменьшать стабильность эмульсий.
При разработке рецептуры промывочной жидкости для разбури-
вания продуктивного пласта необходимо подобрать такое ПАВ п та-
кую его концентрацию, которые бы препятствовали образованию
водо-нефтяной эмульсии, разрушали бы образовавшуюся эмульсию,
способствовали бы гидрофобизации поверхности поровых каналов.
При выборе ПАВ обязательно следует выяснить совместимость его
с той промывочной жидкостью, которая используется при разбури-
вании продуктивного объекта (с учетом возможных изменений ее
состава при взаимодействии с выбуренными частицами пород и по-
ступающими в нее пластовыми водами), а также с пластовой водой
этого объекта, поскольку в минерализованной среде возможно вы-
саливание некоторых ПАВ, выпадение их в осадок и снижение эффек-
тивности действия.
Наиболее эффективными для указанных целей как в пресной,
так и в минерализованной водной среде являются неионогенные
ПАВ (например, оксиэтилированные полифенолы КАУФЭ14, УФЭ8,
ОП-10 и др.). В пресной водной среде успешно используются также
анионоактивные (сульфонол, сульфонатриевые соли и др.) и катионо-
активные (катании и др.) ПАВ. В зависимости от типа ПАВ и кон-
кретных условий скважины концентрация их в промывочной жидко-
сти обычно колеблется от 0,1 до 3%.
Использование промывочных жидкостей, обработанных правильно
подобранными ПАВ, для разбуривания продуктивного пласта поз-
воляет уменьшить загрязнение его, резко сократить затраты вре-
мени на освоение скважины, уменьшить необходимую для вызова
притока депрессию, повысить начальный дебит скважины.
Для разбуривания продуктивных горизонтов с коэффициентом
аномальности к& 0,9 лучшими являются растворы на нефтяной
основе, которые практически не загрязняют продуктивный пласт.
Опыт показывает, что при применении таких растворов освоение
скважины и получение притока нефти (газа) не представляет труд-
йостей, а затраты времени на освоение кратно меньше, чем при
использовании промывочных растворов на водной основе. Началь-
ные дебиты скважин, в которых для разбуривания продуктивного
пласта использовали такие растворы, значительно выше (часто
в 2—5 раз) дебитов соседних скважин, пробуренных с промывкой
растворами на водной основе.
§75. ВЫБОР МЕТОДА ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
И КОНСТРУКЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
Под вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ,
ввязанных с разбуриванием его, обеспечением прочности и устой-
чивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплу-
361
атационной колонны с продуктивным пластбм после крепления ствола.
Выбор метода вскрытия существенно зависит от строения пласта,
его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей
и газов, числа продуктивных пропластков и коэффициентов аномаль-
ности пластовых давлений.
Если продуктивный пласт однороден, сложен прочной устойчи-
вой породой, насыщен только одной жидкостью и проницаемость
по мощности пласта мало меняется, ствол скважины против такого
пласта можно не укреплять обсадной колонной. В скважинах с откры-
тым забоем башмак обсадной колонны устанавливают в кровле про-
дуктивного пласта (рис. 187, а). При такой конструкции скважины
Рис. 187. Схемы конструкций призабойной зоны скважин:
1 — обсадная колонна; 3 — фильтр; 3 — цементный камень; 4 — пакер;
5 — перфорационные отверстия; 6 — продуктивный пласт; 7 — хвостовик
тип и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом
конкретных особенностей только продуктивного пласта. В" этом слу-
чае можно полностью предотвратить загрязнение пласта. За рубежом
в подобных условиях нередко после спуска обсадной колонны до
кровли продуктивного пласта с низким коэффициентом аномальности
пластового давления скважину осушают и продуктивный пласт
разбуривают либо роторным способом с продувкой воздухом (газом),
либо ударным способом без промывки.
Если продуктивный пласт однороден, насыщен только одной
жидкостью, проницаемость по мощности пласта изменяется незна-
чительно, но порода пласта недостаточно устойчива, ствол скважины
против такого пласта приходится укреплять, а коллектор защищать
от разрушения. В этом случае эксплуатационную колонну спускают
до кровли продуктивного пласта, а стенки скважины в самом пласте
укрепляют с помощью специального фильтра (рис. 187, б), подве-
шенного обычно с помощью пакера в колонне. Конструкции филь-
тров будут рассмотрены ниже. При выборе способа разбуривания,
типа и качества промывочной жидкости также учитывают конкрет-
ные особенности лишь собственно продуктивного пласта.
Оба метода вскрытия широко применяют на газовых и газокон-
денсатных месторождениях, а также на подземных газохранилищах,
362
реже на нефтяных месторождениях прежде всего потому, что одно-
родные нефтеносные пласты встречаются редко.
Наиболее широкое распространение получил способ вскрытия
иродуктивных пластов, показанный на рис. 187, г. В этом случае
эксплуатационную колонну спускают в скважину, пробуренную
до проектной глубины, и цементируют, затем после затвердения
цементного теста колонну перфорируют, т. е. в заданных участках
в ней пробивают некоторое число отверстий и, таким образом, сооб-
щают с нефте-газонасыщенным объектом. Этот способ в отличие от
предыдущих позволяет избирательно сообщать эксплуатационную
колонну с одним или несколькими заданными пропластками продук-
тивного пласта, оставляя все другие пропластки изолированными;
выбирать индивидуально для каждого пропластка плотность перфора-
ции (т. е. число дыр на 1 м мощности); выбирать меры стимулирую-
щего воздействия на тот или иной пропласток; осуществлять раздель-
ную эксплуатацию объектов, различающихся между собой коллек-
торскими свойствами.
Этот способ имеет и ряд недостатков.
Во-первых, состав и свойства промывочной жидкости приходится
выбирать с учетом свойств не только продуктивного пласта, но
и всех других расположенных над ним и не перекрытых предыдущей
обсадной колонной. Следовательно, если коэффициент аномальности
пластового давления в одном из расположенных выше объектов
существенно выше, чем в продуктивном, для разбуривания послед-
него придется использовать промывочную жидкость с повышенной
плотностью; при этом давление промывочной жидкости на продук-
тивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интен-
сивному загрязнению пласта. Если же в одном из верхних объектов
коэффициент аномальности пластового давления значительно меньше,
чем в продуктивном, промывочная жидкость может поглощаться
в указанный верхний объект. В этом случае для разбуривания пласта
применять дорогую промывочную жидкость (например, раствор
на нефтяной основе), которая не загрязняет пласт, невыгодно, так
как слишком велика стоимость жидкости, поглощенной в верхних
объектах.
Во-вторых, продуктивный пласт может быть существенно загряз-
нен при цементировании. Загрязнение продуктивного пласта цемент-
ным раствором и его фильтратом можно устранить, если нижнюю
часть эксплуатационной колонны составить из труб с заранее про-
сверленными отверстиями или профрезерованными щелями, а це-
ментировать лишь верхнюю часть колонны, начиная от кровли
пласта (рис. 187, в). Такой способ, однако, можно применять лишь
для вскрытия сравнительно однородного продуктивного пласта,
сложенного достаточно устойчивыми породами и насыщенного лишь
одной жидкостью. Перфорированные трубы нижней части колонны
здесь выполняют функцию фильтра. Качество вскрытия пласта этим
способом ниже, чем при вскрытии описанным выше способом, так
как, хотя диаметр ствола скважины в продуктивном пласте, а
863
следовательно, и поверхность фильтрации для пластовой жидкости
больше, обеспечить чистоту приствольной зоны продуктивного
пласта во много раз труднее и затраты для этого требуются гораздо
большие, чем при втором способе.
В значительной степени недостатки третьего способа будут устра-
нены, если обсадную колонну спустить лишь до кровли продуктив-
ного пласта, а самый пласт перекрыть хвостовиком (рис. 187, д).
Состав и свойства промывочной жидкости в этом случае выбирают,
как и при первых двух способах, с учетом условий лишь продуктив-
ного пласта, а степень загрязнения при цементировании существенно
уменьшается, так как сокращается высота, а значит, и давление
столба цементного раствора, воздействующего на пласт, а также
продолжительность воздействия жидкого цементного раствора. Этот
способ следует признать лучшим для большинства нефтяных место-
рождений. Целесообразно гораздо шире применять его в сочетании
с использованием растворов на нефтяной основе, а при кя<' 1 — саэри-
рованными промывочными жидкостями, обработанными ПАВ, либо
с газообразными агентами и пенами.
Полнота вскрытия продуктивного пласта, насыщенного только
одной жидкостью, зависит от мощности непроницаемых пород,
отделяющих его от расположенного глубже проницаемого объекта.
Если мощность достаточно велика, скважину бурят до подошвы
пласта или несколько глубже. При небольшой мощности непроницае-
мых пород продуктивный пласт желательно полностью не разбури-
вать, так как во время бурения трудно определить точно положение
подошвы пласта, можно легко разрушить непроницаемую перемычку
и сообщить продуктивный пласт с нижним водоносным объектом.
Если же в продуктивном пласте содержатся две (нефть ф- вода,
газ вода) или три (газ -|- нефть -|- вода) жидкости, забой эксплуа-
тационной скважины желательно располагать значительно выше
поверхности водо-нефтяного (газо-водяного) контакта, чтобы не
вскрывать водоносную часть пласта. Когда это невозможно, после
вскрытия продуктивного пласта в небольшом интервале над водо-
нефтяным (газо-водяным) контактом производят гидроразрыв пласта
и, задавливая в образовавшиеся трещины цементный раствор с не-
большой водоотдачей, стремятся создать непроницаемый экран,
который бы препятствовал подтягиванию подошвенной воды в про-
дуктивную часть пласта.
При перфорации обсадных колонн в эксплуатационных скважи-
нах нижние дыры пробивают возможно дальше от водо-нефтяного
(газо-водяного) контакта. Если нефтяная скважина вскрыла газовую
шапку, верхние дыры пробивают возможно ниже от газо-нефтяного
контакта, чтобы уменьшить опасность прорыва газа в скважину
и ускоренного израсходования пластовой энергии.
Очевидно, чем больше поверхность фильтрации в стволе сква-
жины, тем большее количество жидкости будет поступать в нее при
прочих равных условиях. Поэтому на нефтяных месторождениях
с аномально низким пластовым давлением и очень плохими коллек-
364
Рис. 188. Влияние бо-
ковых дренажных ство-
лов на продуктивность
скважины
кими свойствами или высокой вязкостью нефти иногда поверх-
Т°Р фильтрации многократно увеличивают путем создания песколь-
0°х бокоВых горизонтальных или почти горизонтальных стволов,
„сходящихся от основного ствола скважины по продуктивному
пласту на несколько десятков (иногда сотен) метров.
Расчеты и практика показывают, что дебит скважины может
увеличиваться примерно вдвое, если суммарная длина боковых
стволов достигнет 10—20% радиуса дренирования, т. е. радиуса
зоны, питающей данную скважину. На ряс. 188 показан теорети-
ческий график зависимости отношения дебита
стволами (?б. с к дебиту скважины без таких
стволов <2Скв от отношения суммарной длины
боковых стволов с к радиусу контура
дренирования гк для однородного пласта;
предполагается, что диаметры основного и
боковых стволов одинаковы. Цифры у кри-
вых означают число боковых стволов.
Технология проходки боковых горизон-
тальных или почти горизонтальных стволов
заключается в следующем. Сначала бурят
основной ствол скважины и вскрывают
продуктивный пласт по возможности на всю
мощность. Затем, пользуясь методами и при-
способлениями, описанными в гл. X, забу-
ривают самый нижний боковой ствол и при-
нудительно его искривляют с максимально
возможной интенсивностью, стараясь вы-
вести на горизонтальную плоскость по за-
данному азимуту. Если коллектор устойчив,
то, пробурив один ствол, заменяют изношенное долото и несколько
выше первого забуривают второй боковой ствол в другом заданном
направлении. Если же коллектор представлен недостаточно устой-
чивой породой, в первый ствол спускают фильтр, составленный из
обсадных труб с заранее профрезерованными в их стенках щелями,
и только потом забуривают второй боковой ствол. Таких боковых
стволов может быть несколько (до десяти и более). Длина каждого
бокового ствола обычно равна проходке на одно долото. Иногда,
однако, длина одного ствола достигает нескольких сот метров.
Надо заметить, что из-за сложности специфических работ по про-
ходке ствола с большим зенитным углом рассматриваемый метод
применяется сравнительно редко, в основном в тех случаях, когда
Другие методы интенсификации добычи нефти (или газа) неэффе! -
тивны. Несколько скважин с боковыми стволами пробурено в Баш-
кирии, Краснодарском крае,Иркутской области и на западе Украины.
Если продуктивный пласт сложен недостаточно устойчивыми
породами, нижнюю часть скважины оборудуют специальным филь-
тром, чтобы свести к минимуму опасность разрушения коллектора
при эксплуатации. Существует несколько конструкций фильтров:
365
щелевые, проволочные, металлокерамические, гравийные. Щелевой
фильтр представляет собой трубу, в которой профрезерованы узкие
продольные или поперечные щели в шахматном порядке Проволоч-
ный фильтр отличается от щеле-
вого тем, что снаружи на поверх
ность трубы со щелями намотана
нержавеющая проволока круглого
или фасонного сечения. Во время
эксплуатации скважины крупные
твердые частицы, выносимые по
током пластовой жидкости, закли-
ниваются в щели, образуют около
нее своеобразный мостик, который
уменьшает эффективное проходное
сечение для последующих частиц
По мере образования мостиков
у щелей задерживаются частицы
все меньших размеров, которые со
временем заполняют зазор между
поверхностью фильтра и стенками
скважины В результате образу-
ется своего рода многослойный
фильтр из частиц коллектора
Поскольку коллектор состоит
из неотсортированных частиц
и содержит, наряду с крупными
частицами, некоторое количество
мелких и мельчайших, в том числе
глинистых частиц, образовавшийся
у искусственного фильтра есте
ственный многослойный фильтр
может забиваться тончайшими ча
стицами и загрязняться ими
Время от времени возникает не-
обходимость чистки фильтра.
Извлечь из скважины щелевой
или проволочный фильтр удается
сравнительно редко Поэтому вос-
становить первоначальную про-
пускную способность его очень
сложно Следует заметить также,
что металлические фильтры со
коррозией
газовых и газоконденсатных сква-
жинах, а также в скважинах на подземных газохранилищах, ра-
спространены гравийные фильтры Секция гравийного фильтра за-
водского изготовления представляет собой перфорированную трубу 4
(рис. 189, а), к наружной поверхности которой приварены центри-
366
Рис 189. Фильтры заводского из-
готовления
а—гравийный фильтр, б — элемент ме-
таллокерамического фильтра 1 — цен-
трирующие кольца, 2 — наружный сет-
чатый кожух з — центрирующие планки
4 и 7 — перфорированная труба, 5 и 9 —
детали резьбового соединения, в — филь-
трующий элемент, 8 — металлическое цен-
трирующее кольцо
временем могут быть разрушены
Довольно широко, особенно в
вуюЩие планки 3 и кольца 1. Поверх планок на трубу надет сетча-
тый кожух 2. Зазор между кожухом и трубой заполняют специально
подобранными фракциями гравия. Несколько секций соединяют
последовательно друг с другом, спускают в скважину и подвеши-
вают с помощью пакера у башмака эксплуатационной колонны.
Перед спуском нижний конец собранного фильтра закрывают глу-
хой заглушкой или обратным клапаном. В последние годы иногда
вместо гравийного фильтра заводского изготовления применяют
металлокерамические фильтры (рис. 189, б).
Гравийный фильтр можно создать и непосредственно у забоя
скважины С этой целью ствол скважины в продуктивном стволе
расширяют с помощью лопастных или шарошечных расширителей.
Во время этой и последующих операций в качестве промывочной
жидкости желательно использовать растворы на нефтяной основе
(либо нефть) или соленую воду, обработанную ПАВ, чтобы свести
к минимуму возможность загрязнения пласта частицами твердой
фазы Затем в скважину спускают колонну насосно-компрессорных
труб, к нижнему концу которой с помощью специального перевод-
ника подвешен хвостовик из перфорированных труб. После спуска
хвостовика до забоя скважину тщательно промывают, восстановив
обратную циркуляцию
Когда забой скважины будет чист, в поток промывочной жидкости
вводят подобранные фракции гравия Частицы гравия, достигнув
забоя, задерживаются у перфорированных труб и заполняют про-
странство между этими трубами и стенками скважин, а промывочная
жидкость проходит через отверстия в трубах и поднимается на по-
верхность. После заполнения заданного интервала гравием промывку
прекращают, перфорированный хвостовик подвешивают на пакере,
а колонну насосно-компрессорных труб освобождают от хвостовика.
Если такой фильтр засорился, его можно заменить Для этого
извлекают на поверхность хвостовик, вновь прорабатывают ствол
скважины и сооружают новый гравийный фильтр.
Фильтр может работать эффективно, если правильно выбрана
ширина щели, а в гравийном фильтре — размер зерен гравия
Для этого необходимо из продуктивного пласта отобрать образцы
породы, определить фракционный состав твердых частиц ее и тот
минимальный размер, при котором на долю всех более крупных ча-
стиц приходится примерно 10% всей массы взятых для фракцион-
ного анализа образцов
В щелевых фильтрах щель может быть шире этого минимального
разйера не более чем в 2 раза, а в гравийных фильтрах диаметр
частиц гравия не должен превышать его более чем в 8 раз При со-
блюдении указанных соотношений около фильтра из крупных ча-
стиц, выносимых пластовой жидкостью, будет образовываться устой-
чивый песчаный свод, способный задерживать большинство частиц
тонких фракций
367
§ 76. СПОСОБЫ ОПРОБОВАНИЯ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И ЕГО ЗАДАЧИ
Одной из главных задач при бурении скважин является выявле-
ние нефтегазоносности всех горизонтов, которые могут быть перспек-
тивными на данном месторождении, и определение их промышленной
ценности. Частично эта задача может быть решена методами про-
мысловой геофизики. Геофизические методы исследования позволяют
выявить объекты, в которых могут содержаться нефть или газ, при
условии, что в процессе бурения такие объекты не были сильно
загрязнены. Но однозначный ответ на вопрос о наличии нефти или
газа и тем более о промышленной ценности объекта дает только пря-
мое опробование, т. е. получение притока пластовых жидкостей
и газов.
Существуют два способа опробования:
а) в процессе бурения, сразу же после вскрытия перспективного
горизонта способ («сверху вниз»);
б) по окончании бурения и крепления скважин (способ «снизу
вверх»).
Наиболее эффективным является опробование сразу после вскры-
тия перспективного горизонта в процессе бурения, пока еще при-
ствольная зона его существенно не загрязнилась.
Перед опробованием ставятся следующие задачи:
получить приток пластовых жидкостей и газов и отобрать пробу
для лабораторного исследования их состава и свойств;
измерить пластовое давление в данном горизонте;
получить необходимые данные для оценки коллекторских свойств,
приближенного определения запаса пластовой жидкости (нефти,
газа) в нем, возможного дебита скважины, т. е. для установления
промышленной ценности горизонта.
Первые две задачи решаются сравнительно просто с помощью
аппаратуры, описанной в § 77. Сложнее с последней задачей. Мате-
риал, необходимый для ее решения, можно получить с помощью
испытателя пластов, спускаемого на колонне труб, лишь в случае,
если собственно опробование (т. е. приток пластовой жидкости
и последующее после прекращения притока восстановление давле-
ния в опробуемой зоне скважины) продолжается в течение достаточно
длительного времени (в зависимости от коллекторских свойств пласта,
степени его загрязнения промывочной жидкостью и ее фильтратом
и других факторов). В течение всего этого времени испытатель пла-
стов должен оставаться неподвижным, что не всегда допустимо, так
как колонна труб или испытатель могут быть прихвачены. Из-за
опасности прихвата часто продолжительность собственно опробо-
вания приходится ограничивать 10—30 мин; в этом случае третья '
задача решается лишь частично.
Но решение даже первых двух задач имеет большое значение,
так как позволяет резко сократить объем работ по испытанию пер-
спективных горизонтов после окончания бурения скважины, повы-
368
сить результативность опробования и существенно снизить стоимость
опробования и испытания скважин. Многие нефтяные и газовые
горизонты были'открыты только в результате опробования их в про-
цессе бурения на тех площадях, где опробование способом «снизу
вверх» было безрезультатным.
§ 77. ОПРОБОВАНИЕ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
С ПОМОЩЬЮ КИИ
Наиболее полные сведения при опробовании можно получить
с помощью комплекта испытательных инструментов КИИ. В состав
полного комплекта КИИ, разработанного Грозненским и Уфимским
нефтяными научно-исследовательскими институтами, входят два
гидравлических испытателя пластов ИПГ 5 и 8 (рис. 190), фильтр
12, хвостовик 13, пакер 10, ясс 9, запорный 4 и циркуляционный
3 клапаны, безопасный замок 27 (или переводник с левой резьбой),
а также переводники 2 и 7 для установки глубинных манометров
и термометров. Глубинные манометры размещают в хвостовике,
фильтре, между гидравлическими испытателями и над запорным
клапаном. Между ИПГ устанавливают также несколько бурильных
труб 6 и спускной клапан (на рисунке не показан). Трубы ча-
стично заполняют водой (или промывочной жидкостью) с таким рас-
четом, чтобы давление столба ее было примерно равно нижнему
пределу чувствительности глубинного манометра, а объем воздуш-
ной полости над водой составлял 10—15% объема подпакерного
пространства скважины.
Собственно испытатель состоит из корпуса 13 (рис. 191), соеди-
ненного с помощью резьбы с расположенными ниже узлами КИИ,
полого штока 4, который посредством штанги 3 и резьбовой головки 7
соединен с расположенными выше узлами КИИ, гильзы 8, впускного
клапана 9, отверстий уравнительного клапана 10, сальника 7, шту-
цера 2 и гидравлического реле времени. Гидравлическое реле вы-
полнено в виде камеры, разделенной на две полости 77 и 12 порш-
нем 6.
Во время спуска КИИ в скважину шток 4 испытателя занимает
наивысшее положение относительно корпуса 13; впускной клапан 9
находится в гильзе 8, и отверстия его закрыты; отверстия 10 уравни-
тельного клапана открыты; жидкость, поступающая снизу в полость
корпуса испытателя, через отверстия уравнительного клапана
перетекает в скважину в надпакерное пространство.
Когда башмак КИИ ставят на забой и создают на него некоторую
нагрузку за счет веса бурильных труб, шток 4 испытателя пере-
мещается вниз относительно корпуса 13. В начале хода штока имею-
щийся на нем сальник 7 закрывает отверстия 10 уравнительного кла-
пана. При дальнейшем же перемещении отверстия 9 впускного
клапана выходят из гильзы 8, и жидкость из подпакерной зоны через
них может поступать в полость штока.
При опускании шток 4 давит на поршень 6 гидравлического реле
времени и заставляет масло, заполняющее полость 77, перетекать
24 Заказ 954
369
через капилляр 5 в верхнюю полость 12. Изменяя длину капилляра
или вязкость масла, т. е. гидравлическое сопротивление, возникаю-
щее при течении масла через капилляр, можно регулировать скорость
опускания штока 4 и время с момента создания осевой нагрузки на
поршень 6 до момента, когда поршень опустится в нижнее положе-
ние и вытеснит масло из полости 11.
Рис. 191. Принципиальная схема
гидравлического испытателя пла-
стов ИПГ-146
Испытатель сконструирован так, что отверстия 9 впускного кла-
пана выходят из гильзы 8 в момент, когда поршень 6 подходит к ниж-
нему положению. Если же шток поднимать вверх, масло из верхней
полости 12 будет перетекать в полость 11 не только по капилляру 5,
но и по большому зазору между поршнем 6 и штоком 4, так как при
этом торец проточки штока не будет плотно прилегать к поршню.
Гидравлическое сопротивление зазора во много раз меньше сопро-
тивления капилляра, поэтому скорость перемещения штока вверх
гораздо больше скорости опускания.
370
В полный комплект КИИ входят два испытателя одинаковой
конструкции. Различие между ними лишь в том, что отверстия урав-
нительного клапана в верхнем испытателе герметично закрыты
специальной заглушкой. При спуске КИИ в скважину гидравличе-
ские реле регулируют так, чтобы впускной клапан нижнего испы-
тателя открывался через 2—3 мин, а верхнего — через 15—20 мин
после создания осевой нагрузки. Это позволяет получить приток
пластовых жидкостей и газов через впускной клапан нижнего испы-
тателя, заполнить воздушную полость бурильных труб, размещен-
ных между ИПГ, и записать начальную кривую восстановления
давления в подпакерной зоне, прежде чем откроются отверстия впуск-
ного клапана верхнего испытателя.
Чтобы получить приток пластовых жидкостей и газов, опробуе-
мый горизонт изолируют от других проницаемых горизонтов и от
воздействия давления столба промывочной жидкости с помощью
одного или двух пакеров (см. рис. 190). При создании осевой нагрузки
на пакер резиновый элемент его расширяется в радиальном напра-
влении и плотно прижимается к стенкам скважины. Чтобы изоляция
была герметичной, диаметр резинового элемента в свободном состоя-
нии должен быть равен примерно 90% диаметра ствола скважины
в месте пакеровки.
Для оценки коллекторских свойств опробуемого горизонта
необходимо не только отобрать пробы пластовых жидкостей и газов
и определить скорость притока в период опробования, но и обяза-
тельно записать кривую восстановления давления в подпакерной
зоне по окончании притока. Прерывают приток жидкостей и газов
в полость колонны труб с помощью запорного клапана, устанавли-
ваемого над верхним испытателем. Обычно для этого достаточно
на 25—35% уменьшить осевую нагрузку на КИИ и повернуть ко-
лонну труб по часовой стрелке на 12—15 оборотов.
В состав КИИ входит ясс, который позволяет по окончании опро-
бования расхаживать инструмент на длину примерно 0,5—0,6 м.
При расхаживании в яссе возникают ударные импульсы,которые
облегчают освобождение пакера. Перед подъемом КИИ на поверх-
ность скважину необходимо промыть, а пластовую жидкость в колонне
труб заменить промывочной. Для этого между запорным клапаном 4
и колонной труб 1 (см. рис. 190) размещают циркуляционный клапан,
который позволяет восстановить циркуляцию промывочной жидкости
по окончании опробования горизонту.
Отечественная промышленность выпускает испытатели КИИ-146
для скважин диаметром 190—295 мм, КИИ-127 для скважин диа-
метром 161—245 мм, КИИ-95 для скважин диаметром 118—161 мм
и1 КИИ-65 для скважин диаметром 76—112 мм. Они могут работать
при перепадах давлений до 30 МПа и температуре в зоне опробования
до 150° С.
Разработаны и проходят испытание новые конструкции
испытателей пластов, в том числе работающих без опоры на
забой.
24*
371
Технология опробования. Интервалы опробова-
ния для каждой скважины намечает геологическая служба предпри-
ятия. В разведочной скважине таких интервалов может быть свыше
десяти. Важно,чтобы разрыв во времени между разбуриванием и опро-
бованием данного интервала был возможно меньшим, а подготовка
к опробованию проведена тщательно.
До спуска в скважину испытателя проводят комплекс геофизи-
ческих исследований, которые необходимы для определения точного
положения перспективного интервала, а также снимают профиле-
грамму, по которой выбирают нерасширенный участок ствола сква-
жины в кровле перспективного интервала или вблизи его для уста-
новки пакера, и выясняют необходимость проработки новым долотом
имеющихся в стволе сужений, выступов или резких перегибов до
спуска испытателя пластов. К моменту спуска опробователя ствол
скважины должен быть чистым.
Так как диаметр пакера испытателя пластов близок к диаметру
скважины, при быстром спуске возникает значительное гидродина-
мическое давление, которое может стать причиной разрыва слабых
пород и поглощения промывочной жидкости или обвала стенок
скважины. Поэтому скорость спуска испытателя в скважину прихо-
дится ограничивать. Если подлежащий опробованию горизонт за-
легает на большой глубине, целесообразно во время бурения за 30—
50 м до вскрытия его уменьшить диаметр долота, пробурить зумпф,
в котором и провести опробование. В этом случае скорость спуска
испытателя до зумпфа не придется ограничивать. По окончании
опробования зумпф расширяют до нормального диаметра.
Перед спуском в скважину испытатель пластов необходимо тща-
тельно проверить и отрегулировать. Все узлы его и бурильные трубы
испытывают на герметичность при максимальном перепаде давле-
ний, который может возникнуть во время опробования. Особое вни-
мание при проверке и сборке КИИ обращают на герметичность резь-
бовых соединений.
Во время опробования фильтр должен находиться непосредственно
против испытуемого объекта, поэтому при спуске КИИ в скважину под
фильтром размещают одну или несколько утяжеленных бурильных
труб в зависимости от расстояния между опробуемым объектом и за-
боем. Снизу эти трубы наглухо закрывают заглушкой. Если рассто-
яние от забоя до опробуемого объекта велико (например, 100 м и бо-
лее), вблизи объекта следует создать искусственный забой(цементный
мост) или использовать испытатель с пакером иного типа, например
гидравлическим, для расширения которого не требуется создавать
осевую сжимающую нагрузку. Если ниже горизонта, подлежащего
опробованию, в скважине имеется еще проницаемый горизонт, между
ними необходимо установить разобщающий мост (например, цемент-
ный) .
При спуске в скважину КИИ устанавливают глубинные мано-
метры с приставкой к часовому механизму, которая обеспечивает пуск
часов в ход только перед началом опробования, а также термометр.
372
Бурильную колонну, на которой спускают КИИ, частично за-
полняют водой или промывочным раствором. Если объект залегает
на небольшой глубине, в бурильные трубы над запорным клапаном
наливают столько жидкости, чтобы давление ее было несколько
больше нижнего предела измерения глубинного манометра, уста-
новленного над верхним испытателем. При большой глубине зале-
гания объекта величину депрессии, т. е. разности между пластовым
давлением в данном объекте и давлением столба жидкости в буриль-
ных трубах, выбирают возможно большей, но так, чтобы не про-
исходило разрушения коллектора и выноса в скважину большого
количества песка, смыкания трещин в трещиноватом коллекторе
и не существовало опасности смятия бурильных труб под действием
разности давлений столба промывочного раствора в скважине и тру-
бах. Обычно ее берут в пределах 10—30 МПа.
Сопротивляемость бурильных труб смятию должна быть на
30—40% выше максимального избыточного давления в скважине
при спуске КИИ и в момент открытия впускного клапана верхнего
испытателя. При спуске КИИ в скважину жидкость в бурильные
трубы доливают через каждые 250—400 м, пока не будет достигнута
заданная степень наполнения их.
Чтобы ограничить скорость притока пластовой жидкости во время
опробования и не допустить размыва отверстий впускных клапанов
твердыми частицами песка, содержащимися в пластовой жидкости,
в испытателе пластов устанавливают штуцер. При первом опробо-
вании объекта используют штуцеры минимального диаметра (6—
7 мм). Если скорость притока окажется небольшой, при последую-
щих спусках КИИ применяют штуцеры большего диаметра.
Во время спуска испытателя в скважину необходимо следить
за показаниями индикатора веса и не допускать посадоки нструмента.
Если посадка произошла, бурильную колонну следует немедленно
приподнять, пока не открылись отверстия впускного клапана ниж-
него испытателя.
На период опробования устье скважины герметизируют с помо-
щью превенторов. В верхний конец бурильной колонны ввинчивают
специальную вертлюжную головку, которую трубопроводом высо-
кого давления, составленным из шарнирных колен, соединяют с трой-
ником. К одному из отводов тройника присоединяют секцию пробо-
отборника, снабженную штуцерами, манометрами и краном высокого
давления. К другому отводу тройника подсоединяют линию от
цементировочного насоса высокого давления. Штуцерные камеры
секции пробоотборника соединяются со специальной емкостью для
сброса жидкости, поступающей из колонны труб в период опробова-
ния. Дебит скважины при опробовании измеряют с помощью газо-
вого счетчика или другого расходомера, установленного в секции
пробоотборника.
После спуска КИИ в скважину на забой ставят башмак и создают
нагрузку, необходимую для плотного прижатия резинового эле-
мента пакера к стенкам скважины и открытия впускного клапана
373
испытателя. Величина этой нагрузки зависит от диаметра пакера и
конструкции КИИ. Обычно она составляет 8—10 кН на 1 см диаметра
пакера. Так, для герметичного прижатия пакера КИИ-146 и откры-
тия впускного клапана испытателя в скважине диаметром 190 мм
требуется нагрузка 160—180 кН. При открытии впускного клапана
показание индикатора веса несколько возрастает.
В период открытия впускного клапана испытателя необходимо
следить за положением уровня промывочной жидкости в кольцевом
пространстве скважины. Если пакеровка герметична, при открытии
впускных клапанов испытателей уровень жидкости в кольцевом
пространстве скважины существенно не изменится. Быстрое же па-
дение уровня свидетельствует о негерметичности пакеровки. В этом
случае инструмент следует приподнять, сорвав пакер, и попытаться
вновь посадить пакер. Если уровень продолжает падать, КИИ
необходимо поднять из скважины, проверить исправность пакера,
неисправный заменить новым и перед повторным спуском в скважину
выбрать по профилеграмме новое место пакеровки.
Если пакеровка герметична и уровень промывочного раствора
в кольцевом пространстве не снижается, следят за поступлением
пластовой жидкости в бурильные трубы по интенсивности выхода
воздуха (по газовому счетчику). При большой интенсивности при-
тока пластовой жидкости клапаны КИИ держат открытыми в течение
8—10 мин, при небольшой интенсивности — 30—40 мин, а если стенки
скважины устойчивы и нет опасности прихвата — до 1 ч и более.
После закрытия запорного клапана КИИ оставляют в покое на
время, равное примерно половине продолжительности притока,
но не более 20 мин, для записи конечной кривой восстановления
давления. Затем сжимающую нагрузку полностью снимают и так
натягивают колонну труб, чтобы открылся уравнительный клапан
нижнего испытателя. После выравнивания давлений над и под паке-
ром последний освобождают и приподнимают КИИ.
Пробу пластовых жидкостей и газов отбирают с помощью пробо-
отборника, подсоединенного на устье к тройнику, а при необходи-
мости также с помощью пробоотборника, спускаемого в колонну
труб на стальном тросике. Если требуется отобрать пробу при за-
бойных температуре и давлении, в состав КИИ необходимо включить
специальный герметизированный пробоотборник.
После отбора пробы скважину промывают, вытесняют из буриль-
ной колонны пластовые жидкости и газы и поднимают КИИ на по-
верхность. На устье давление между верхним и нижним испытате-
лями снижают до атмосферного, разбирают КИИ и извлекают изме-
рительные приборы.
На рис. 192 показана диаграмма изменения давления, построен-
ная по данным измерений глубинными манометрами, установленными
в фильтре. На этой диаграмме линия ОА характеризует рост давле-
ния столба промывочной жидкости по мере спуска КИИ в скважину,
линия АВ соответствует периоду установки пакера, линия ВС
показывает резкое снижение давления почти до атмосферного в мо-
374
мент открытия впускного клапана нижнего испытателя. После откры-
тия впускного клапана начинается приток пластовой жидкости.
Так как объем порожних труб между нижним и верхним испы-
тателями небольшой, трубы быстро заполняются пластовой жидко-
стью, а давление интенсивно возрастает и приближается к пласто-
вому. Линию ДР называют начальной кривой восстановления да-
вления.
В момент открытия впускного клапана верхнего испытателя давле-
ние снова резко снижается от примерно равного пластовому в точке F
до давления столба жидкости в трубах (точка Е). Под влиянием воз-
никшей депрессии вновь начинается приток пластовой жидкости
и заполнение ею бурильных труб. Сопротивление движению жидко-
сти через штуцер уменьшает вели-
чину начальной депрессии до FG
и соответственно увеличивает фик-
сируемое манометрами в фильтре
давление по сравнению с давлением
столба жидкости в трубах.
По мере заполнения труб пласто-
вой жидкостью давление растет,
депрессия снижается и скорость
притока уменьшается. Линия GH
показывает изменение давления
в фильтре во время притока и назы-
вается кривой притока. После закры-
тия запорного клапана (точка Н)
Рис. 192. Диаграмма изменения
давлений при опробовании, запи-
санная глубинным манометром
в фильтре испытателя пластов
еще в течение некоторого времени продолжается приток из пласта,
происходит сжатие жидкости в пространстве ниже запорного кла-
пана; давление в фильтре быстро растет, приближаясь к пластовому.
Соответствующая этому периоду линия НК называется конечной
кривой восстановления давления, а сам период — периодом закры-
того опробования. После открытия уравнительного клапана давление
скачкообразно возрастает до давления столба промывочной жидкости
в скважине (линия KL). Участок LM соответствует периоду подгото-
вки к подъему КИИ из скважины. Кривая MN характеризует сни-
жение давления в фильтре по мере подъема КИИ.
Манометры, установленные между испытателями и над запорным
клапаном, записывают лишь часть рассмотренной диаграммы. Так,
манометр, размещенный между испытателями, записывает кривую
изменения давлений с момента открытия впускного клапана нижнего
испытателя до момента открытия уравнительного клапана (участок
DFEGHK). Манометр над запорным клапаном записывает кривую
изменения давления столба жидкости в бурильных трубах,-
Записанные глубинными манометрами кривые изменения давле-
ния в период опробования, а также показания термометра и расходо-
мера используют для приближенной оценки коллекторских свойств
горизонта. Методика количественной интерпретации результатов
опробования рассматривается в специальной литературе.
375
Из опробуемого горизонта в КИИ поступают не только пластовые
жидкости и газы, но прежде всего фильтрат промывочного раствора
и сам раствор. Если приток во время опробования продолжается
в течение короткого времени, приствольная зона не успевает пол-
ностью освободиться от загрязнения, а проницаемость ее для пласто-
вой жидкости будет пониженной. Режим фильтрации во время опро-
бования нестабилен; непостоянны также и свойства жидкости, по-
ступающей из испытуемого объекта в скважину. Все это существенно
влияет на результаты измерений при опробовании и, следова-
тельно, на достоверность определения коллекторских свойств гори-
зонта.
Если стенки скважины недостаточно устойчивы или существует
опасность прихвата испытателя пластов, приходится отказываться
от записи начальной и конечной кривых восстановления давления
и ограничиваться только получением кривой притока и отбором
пробы пластовой жидкости. В этих случаях для опробования исполь-
зуют сокращенный комплект испытательных инструментов. В состав
такого комплекта, помимо башмака, фильтра и пакера, включают
также ясс, безопасный замок, нижний испытатель и циркуляционный
клапан. Такой же комплект часто используют и для опробования
объектов в первых разведочных скважинах на новых площадях,
где устойчивость пород еще не изучена.
Причинами неудачных опробований с помощью КИИ могут быть:
а) негерметичность пакеровки вследствие неправильного выбора
места установки пакера или диаметра его резинового элемента;
б) разрушение резинового элемента пакера вследствие проседа-
ния его при открытии впускного клапана испытателя, вызванного
сильным продольным изгибом длинного и недостаточно жесткого
хвостовика под влиянием осевой сжимающей силы;
в) негерметичность клапанов испытателя пластов или резьбовых
соединений труб;
г) закупорка щелей фильтра шламом, скопившимся на забое
из-за плохой промывки скважины перед началом опробования, или
осыпающимися обломками пород ствола скважины;
д) обваливание стенок скважины вследствие быстрого создания
большой депрессии и прихват КИИ или колонны труб;
е) преждевременное открытие впускных клапанов КИИ при
длительной посадке инструмента в период спуска;
ж) поглощение промывочной жидкости в результате гидроразрыва
пород при быстром спуске КИИ;
з) смятие или разрушение труб под воздействием высокого избы-
точного внешнего давления;
и) изгиб или поломка хвостовика под воздействием большой
осевой сжимающей нагрузки;
к) нефте-газопроявления из-за несвоевременного долива промы-
вочной жидкости в скважину при подъеме КИИ и неисправности
противовыбросового оборудования.
ГЛАВА XIII
БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ И СООРУЖЕНИЯ
§ 78. КЛАССИФИКАЦИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Нефтяные и газовые скважины бурят в самых различных геоло-
гических и климатических условиях глубиной от нескольких сот
до нескольких тысяч метров. Поэтому необходимо иметь буровые
установки нескольких классов, каждый из которых должен удовле-
творять требованиям, возникающим при бурении в определенных
условиях.
Основным параметром буровой установки является грузоподъ-
емность, определяющая конструкции и характеристики бурового
и энергетического оборудования, входящего в нее. Потребная грузо-
подъемность буровой установки зависит от конструкции скважины,
которая определяет нагрузки, возникающие при спуске и подъеме
бурильной и обсадной колонн. Так как вес бурильной колонны,
как правило, больше веса обсадной колонны, спускаемой после
завершения бурения определенного интервала, грузоподъемность
буровой установки должна соответствовать весу бурильной колонны.
Однако не исключены случаи, когда вес обсадной колонны может
превысить вес бурильной и когда в связи с затяжками и прихватами
последней грузоподъемность буровой установки должна быть больше
веса бурильной колонны.
Поэтому буровые установки должны характеризоваться номи-
нальной грузоподъемностью, при которой осуществляется длитель-
ная эксплуатация оборудования, и максимальной грузоподъемно-
стью, определяемой кратковременными перегрузками оборудования.
Естественно, что разница между номинальной и максимальной
грузоподъемностью должна увеличиваться с ростом глубины сква-
жины, так как возможности кратковременной перегрузки оборудо-
вания при бурении глубоких скважин значительно больше, чем при
бурении мелких скважин.
Нормалью Н900—66 буровые установки для эксплуатационного
и глубокого разведочного бурения по номинальной грузоподъемности
подразделяются на пять классов: БУ-50, БУ-80, БУ-125, БУ-200,
БУ-250 *. Установки каждого класса рассчитаны на максималь-
* Цифрами показана номинальная грузоподъемность буровой установки
в т. как это предусмотрено нормалью Н900—66.
377
со
00
Параметры буровых установок
Таблица 21
Параметры Класс буровой установки
БУ-50 БУ-80 БУ-10 0 БУ-125 БУ-160 БУ-200 БУ-25 0
Общие Условная глубина бурения при применении сталь- ной бурильной колонны диаметром 114 мм, м 1600 2500 3000 4000 5000 6500 8000
Мощность на крюке при номинальной нагрузке, кВт 294 441 662 956 1177
Лебедка и талевая система Наибольшая оснастка 4X5 5x6 6x7
Средняя скорость спуска ненагруженногоД крюка, м/с 1,0 1,0-1,2 1,2
Мощность на барабане лебедки, кВт 337 552 846 1250 | 1544
Диаметр талевого каната, мм 25 28 32 35 | 38
Диаметр шкива талевой системы (по дну канатно- го желоба), мм 900 1100 1250 1400
Размеры барабана лебедки, мм: диаметр длина 660 700 750 900
1000 1200 1350 1450 | 1550
Скорость подъема крюка при наибольшей оснаст- ке, м/с: наименьшая наибольшая 0,2
2,0 1,7
Число скоростей вращения барабана лебедки . . . 4 6
379
Ротор Диаметр отверстия в столе, мм 460 560
Допускаемая статическая нагрузка на стол, Н . . 1960 103 4710 103
Мощность, подводимая к приводному валу, кВт 184 220 294 337
Частота вращения стола, об/мин: наибольшая наименьшая ' 200
30 40
Число скоростей вращения стола 3 4
Наибольший крутящий момент на столе ротора, Н-м 12 740 15 680 24 500 29 400
Вертлюг Статическая грузоподъемная сила, Н 1666-103 2450 • ЮЗ 4710 • 10»
Диаметр отверстия в стволе, мм 100 75
Наибольшая частота вращения, об/мин 200 150
Допускаемое давление прокачиваемой жидкости, Па 196 -105 245 • 105 314-105
Насос Число основных насосов 2 3
Суммарная гидравлическая мощность, кВт .... 377 588 956 1765
Наибольший расход жидкости основных насосов при коэффициенте наполнения 0,9, л/с 56 70 90 135
Максимальное давление, Па 196 • 105 245-105 314-105
Буровые сооружения Тип вышки Мачтовая Мачтовая или башенная Башенная
Высота вышки от пола буровой до подкронблоч- ной рамы, м 40 42 42 или 53 53 54
Высота расположения пола буровой от уровня зе- мли, м 3 4 4,5 5,5
ную грузоподъемность соответственно НО, 140, 200, 320, 450 т.
Нормалью предусматриваются дополнительно установки БУ-100 и
БУ-160 с максимальной грузоподъемностью соответственно 170
и 250 т, которые являются модификациями установок БУ-80 и БУ-125.
В буровых установках БУ-50, БУ-80 и БУ-100 рекомендуется
применение дизельного, газодизельного или электрического приво-
дов, а в буровых установках БУ-125 и выше — также и газотурбин-
ного привода.
Основные параметры буровых установок, предусмотренные нор-
малью Н900—66, приведены в табл. 21.
§ 79. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Буровые установки класса БУ-50. В настоящее время применяют
буровые установки двух типов этого класса: БУ-50Бр-1 с дизель-
электрическим приводом и БУ-50БрД * с дизель-гидравлическим
приводом.
Все механизмы буровой установки БУ-50Бр-1 (рис. 193) смонти-
рованы на четырех основных блоках: вышечно-роторном, лебедочном
и двух насосных.
На металлическом основании вышечно-роторного блока смонти-
рован ротор 10 с индивидуальным электрическим приводом и уста-
новлена А-образная вышка высотой 29 м ** с талевой системой.
Вышечно-роторный блок для переброски на большие расстояния раз-
бирается на секции.
Лебедочный блок состоит из металлической рамы, на которой
установлены лебедка 9 с двухступенчатой коробкой перемены пере-
дач, два электродвигателя переменного тока, регулятор подачи
долота и пульт бурильщика.
Каждый из двух насосных блоков представляет собой металли-
ческую сварную раму, на которой расположены дизель с генератором
переменного тока 17, буровой насос 11, соединенный с генератором
шинно-пневматической муфтой через понизительный зубчатый ре-
дуктор.
Помимо основных имеются вспомогательные блоки: топливо-
масло установка, приемные емкости, система очистки промывочной
жидкости, компрессоры и приемные мостки.
Кинематические схемы лебедки и насосов в БУ-50Бр-1 само-
стоятельные (рис. 194). Электродвигатели лебедки 7, присоединяемые
при помощи муфты 8 к редуктору 9, через цепную передачу с z = 21
и z = 46 передают мощность на ведущий вал двухступенчатой цеп-
ной коробки перемены передач 10. Далее через цепные колеса z = 27
и z = 53 или z = 27 и z = 30 мощность передается на трансмис-
сионный вал лебедки. Последний с подъемным валом соединен двумя
* Расшифровка: Бр — сокращенное наименование завода «Баррикады»,
Д'— дизель-гидравлический привод.
** Длина свечи при данной вышке 18—20 м.
380
цепными передачами с z = 24, z = 85 (I и II передачи лебедки)
и с z = 33, z = 38 (III и IV передачи лебедки). Последние пары вклю-
чаются с помощью шинно-пневматических муфт.
Рис. 193. Буровая установка БУ-50Бр-1 :
1 — ведущая труба; 2 — буровой шланг; а — вертлюг; 4 — крюк; 5 —талевый блок, в—
талевый канат; 7 - кронблочная площадка; 8 - набегающая на бараоан лебедки ветвь
палевого каната; 9 — лебедка; 10 - ротор; 11 - насосы; 12 - всасывающие шланги ia
приемная емкость насосов; 14 — нагнетательный труоопровод; 15 — желоба, Ы сит г д
роциклонная установка; 17 — дизель-электрический привод
При 1000—1500 об/мин дизелей электродвигатели развивают
<35 1095 об/мин, что позволяет при приведенной кинематической
схеме иметь скорость подъема бурильной колонны 0,19—1.56 м/с.
381
Рис. 194. Кинематическая схема буровой установки БУ-50Бр-1:
1 — дизели В2-400АВ; 2 — генераторы СГДЗ-12-24-6А мощностью 250 кВт каждый; 3 — шинно-пневматические муфты ШПМ-500; 4 —
понизительные редукторы; 5 — буровые насосы Б14-200; в — электродвигатель АОЮ1-8 мощностью 75 кВт для привода ротора и вспомога-
тельной лебедки, 7 — электродвигатели АОЮЗ-8 мощностью 125 кВт каждый для привода лебедки, 8 — эластичные муфты; 9 — цепной
редуктор; 10 — коробка перемены передач; 11,12 — шинно-пневматические муфты; 13 — регулятор подачи долота; 14 — ротор
м-ьзмвсз
с
Рис. 195. Кинематическая схема буровой установки БУ-50БрД:
Буровая установка снабжена регулятором подачи долота 13,
присоединяемым с помощью цепной передачи к блокирующей элек-
тродвигатели трансмиссии; имеется также индивидуальный электро-
двигатель, получающий питание от общей сети.
Насосы 5 получают мощность от дизель-генераторной установки 1
и 2 через шинно-пневматическую муфту 3 и понизительный редук-
тор 4. Энергия генератора используется на вспомогательные нужды
или для привода лебедки.
Ротор приводится в действие от индивидуального электродвига-
теля 6 через коробку перемены передач и карданный вал при вклю-
чении муфты ШПМ-300. Две частоты вращения стола ротора полу-
чаются переключением блок-шестерни z — 30 и z = 20 в коробке
перемены передач ротора.
Основное и вспомогательное оборудование буровой установки
БУ-50БрД (рис. 195) расположено на металлических основаниях,
образующих вышечный и насосно-приводной блоки. Установка при-
водится в действие от двух агрегатов САТ-450, каждый из которых
состоит из дизеля В2-450АВ-СЗ и турботрансформатора ТТК-1К.
Мощность от агрегатов через карданные валы и шинно-пневмати-
ческие муфты ПШМ-500 передается на цепной редуктор и далее
(при включении шинно-пневматической муфты 2ШПМ-500) через
карданный вал и наклонную цепную передачу на коробку перемены
передач.
Последняя имеет две прямых и одну обратную передачи, вклю-
чение которых осуществляется ручным переключением кулачковой
муфты.
Барабан лебедки включается с помощью шинно-пневматиче-
ской муфты 2ШПМ-700, а ротор — шинно-пневматической муфты
ШПМ-500. Барабан лебедки может быть приведен во вращение и от
механизма аварийного подъема, состоящего из электродвигателя
АК2-82-8, редуктора РМ650 и колодочного тормоза.
Привод компрессора КТ-6 осуществляется клиновидными рем-
нями от вала редуктора включением шинно-пневматической муфты
ШПМ-300.
Насос БРН-1 приводится в действие через карданно-цепную
передачу включением муфты 2ШПМ-500.
Буровые установки класса БУ-80. Буровые установки этого
класса выпускаются серийно трех типов: БУ-75Бр с дизельным при-
водом, БУ-75БрЭ — с электрическим приводом и БУ-80БрД —
с дизель-гидравлическим приводом.
Рассмотрим буровую установку БУ-80БрД, выпускаемую с 1966 г.
Основное оборудование ее (рис. 196) располагается на двух крупных
блоках: вышечно-лебедочном и насосно-приводном.
На металлическом основании вышечно-лебедочного блока уста-
навливаются мачтовая (А-образная) вышка высотой 40,5 м, под-
свечники, вспомогательная лебедка, ротор с навесным клиновым
захватом, автоматический буровой ключ, одновальная буровая ле-
бедка, коробка перемены передач, регулятор подачи долота, цепной
384
редуктор, аппаратура электрооборудования и консольно-поворот-
ный кран для переноса груза.
На металлическом основании насосно-силового блока распола-
гаются силовые агрегаты с трансмиссией, два буровых насоса,
компрессор.
Единая кинематическая схема лебедки, ротора и насосов (рис. 197)
позволяет суммировать мощность трех дизелей и передавать ее
либо через коробку перемены передач лебедке и ротору, либо буро-
вым насосам.
Буровые установки класса БУ-125 выпускают в двух модифи-
кациях: Уралмаш 125БД-70 * и Уралмаш 125БЭ-70 *. Они заменяют
находящиеся в эксплуатации буровые установки, выпущенные заво-
дом до 1970 г., Уралмаш 5Д и Уралмаш 125БД; Уралмаш 6Э и Урал-
маш 125БЭ.
Кроме того, Уралмашзаводом изготовлены опытные образцы
и подготовляются к серийному производству буровые установки
типа 125ДГ и 125Э.
Буровая установка Уралмаш 125БД-70 (рис. 198 и 199) монти-
руется на трехступенчатом буровом основании, состоящем из вы-
шечно-лебедочного блока высотой 3,7 м, блока трехдизельного при-
вода высотой 2,0 м и двух насосных блоков высотой 0,66 м.
На вышечно-лебедочном блоке, состоящем из вышечного, подсвеч-
никового и лебедочного оснований, установлены мачтовая (А-об-
разная) вышка высотой 41,5 м, двухвальная буровая лебедка с ре-
гулятором подачи долота, ротор, вспомогательная лебедка, под-
свечники, автоматический буровой ключ, пневмораскрепитель све-
чей. В вышке размещено оборудование талевой системы и комплекс
механизмов для спуско-подъемных работ АСП-3. Для поднятия груза
на мостки и подтаскивания его к воротам буровой установка снаб-
жена поворотным краном.
На блоке трехдизельного привода установлены три двигателя
и два компрессора.
На насосных блоках, примыкающих друг к другу, установлено
по одному буровому насосу, дизель-генераторная станция и двух-
дизельный силовой блок.
Кинематическая схема установки (рис. 200) позволяет осуще-
ствлять привод лебедки при прямом и обратном ходе от любого из
трех, либо от любых двух двигателей трехдизельного блока, привод
первого бурового насоса от одного, двух или трех двигателей, одно-
временный привод лебедки и первого бурового насоса, привод ком-
прессора, одновременный или раздельный привод ротора и пер-
вого насоса. Для привода второго бурового насоса предназначены
один или два двигателя двухдизельного блока.
* Расшифровка: 125 — номинальная грузоподъемность установки в т
Б — блочное размещение оборудования; Д — дизельный привод; ДГ — ди-
зель-гидравлический привод; Э — электрический привод; 5Д —пять дизелей
в установке; 6Э — шесть электродвигателей в установке; 70 — год выпуска.
25 Заказ 954 385
опт
Рис. 196. Буровая установка БУ-80БрД:
а — вид сбоку; б — план, 1 — кронблок; 2 — талевый
блок; з — крюк; 4 — вертлюг; 5 — вышка; 6 — тале-
вый канат; 7 — пневмоуправление; 8 — каркас укры-
тий; 9 — пневмораскрепитель бурильных свечей; 10 —
приспособление для крепления и перепуска талевого ка-
ната; 11 — консольно-поворотный кран; 12 — основание
вышечного блока; 13 — топливоустановка; 14 — ротор
Р560-Ш8; 15 — вспомогательная лебедка; 16 — автома-
тический буровой ключ АКБ-3 М, 17 — лебедка, 18 —
регулятор подачи долота РПДЭ-3, 19 — коробка пере-
мены передач; 20 — наклонная передача, 21 — масло-
установка; 22 — водяной насос; 28 — энергоблок; 24 —
топливные баки дизель-генераторов; 25 — котельно-
отопительный агрегат, 26 — насосные блоки; 27 —
силовой блок, 28 — трансмиссионный блок; 29 —
электрооборудование, 30 — регулятор гидродинамиче-
ского тормоза, 31 — пульт контроля за процессом
бурения; 32 — приемные мосты
-----------------ООЖ
8000
Рис. 197. Кинематическая схема буровой установки БУ-80БрД
Рис. 198. Общий вид (сбоку) буровой установки Уралмаш 125БД-
I___кронблок УЗ-125, 2— вышка, з— компле! с механизмов АСП-3, 4 — талевый блок У4-125; 5 — подвеска вертлюга; 6 — вертлюг
У6-ШВ14-160М; 7— каркас укрытия, 8—поворотный кран, 9 — основания, 10 — приемные мостки со стеллажами, 11— механизм
крепления неподвижной ветви талевого каната, 12 — силовой агрегат с коробкой перемены передач, 13 — двухшкивный силовой агрегат
Рис. 199. Общий вид (в плане) буровой установки Уралмаш 125БД:
I — линия разъема приемных мостков с основанием блока подсвечников; II — линия разъ-
ема основания блока подсвечников с основанием лебедочного блока; III — линия разъема
основания силового блока с основанием первого насосного блока, IV — линия разъема
основания первого насосного блока с основанием второго насосного блока; 1 — основание
вышечного блока, 2 — вспомогательная лебедка, з — преобразовательный агрегат; t —
установка компрессора; 5 — компрессор КСЭ-5М с электроприводом; в — электрооборудо-
вание; 7 — нагнетательная линия насосов, 8 — буровой насос У8-6М; 9 — установка выхло-
пов, ю — одношкивный силовой агрегат, 11 — установка маслобаков; 12 — дизель-генера-
торная станция, 13 — воздухосборник, 14 — регулятор подачи долота РПДЭ-З, И — ле-
бедка У2-2-11; 16 — пневмораскрепитель бурильных свечей; 17— автомата1 еский буровой
ключ АКБ-ЗМ; 18 — ротор У7-560-6 с пневмоклиновым захватом ПКР-Ш8
Рис. 200. Кинематическая схема буровой установки Уралмаш 125БД:
1 — редуктор РМ-650, 2 — клиноременная передача привода компрессора; 3 и 4 — насосы У8-6М, 5 — редуктор; 6, 7, 8 — дизели В2-450
мощностью 331 кВт каждый, 9 — электродвигатель МТВ311-6 мощностью 11 кВт; 10 — редуктор РМ-400, 11 — двухрядный гидротормоз,
12 — электродвигатель П92 мощностью 42 кВт; 13 — подъемный вал лебедки; 14 — трансмиссионный вал лебедки
Рис. 201. Кинематическая схема буровой установки Уралмаш 125БЭ:
7, 4, 6 и 7 — электродвигатели соответственно МВТ-311-6 мощностью И кВт, П92 мощностью 42 кВт, АКБ13-62-8 мощностью 500 кВт,
СДБ-313-52-8 мощностью 630 кВт; 2 — редуктор РМ-400; 3 — двухрядный гидротормоз; 5 — редуктор РМ-650
Конструкция лебедки и коробки перемены передач позволяет
получать на барабане лебедки шесть скоростей, а на столе ротора
три прямых и одну обратную скорости.
При приводе лебедки мощность суммируется в коробке скоростей
трехдизельного блока, откуда передается на лебедку с помощью
цепной передачи с z = 27 и z = 41.
Блок-звездочка с z — 34/39, расположенная на подшипниках
качения трансмиссионного вала лебедки, допускает одновременное
использование мощности трехдизельного блока для привода ротора
и регулятора подачи долота и для привода вала барабана лебедки.
Включение ротора осуществляется с пульта бурильщика шин-
но-пневматическими муфтами цепной передачи с z = 45 и z = 21.
Обратная скорость включается кулачковой муфтой прямозубой пе-
редачи с z = 55 и z = 146 коробки скоростей.
Буровая установка Уралмаш 125БЭ-70 имеет электрический при-
вод и отличается от установки Уралмаш 125БД-70 компоновкой бу-
рового оборудования.
Основание состоит из вышечно-лебедочного, силового, первого
насосного, второго насосного, дизель-генераторного блоков и блока
мостков.
Привод лебедки и ротора (рис. 201) осуществляется через редуктор
и трехступенчатую коробку перемены передач от двух электродви-
гателей мощностью 500 кВт каждый.
Мощность передается на лебедку от коробки передач с помощью
цепной передачи с z = 24 и z = 41, а на ротор — от трансмиссион-
ного вала лебедки с помощью цепной передачи с z = 23 и z = 34.
Приводы насосов осуществляются от индивидуальных электро-
двигателей мощностью 450 кВт каждый.
Наряду с буровыми установками, краткое описание которых
приведено выше, Уралмашзаводом подготовляются к выпуску буро-
вые установки типа 160ДГ и 160Э, которые заменят буровые уста-
новки Уралмаш ЗД-67 и Уралмаш 4Э-67, а также буровые установки
типа 200ДГ и 200Э.
§ 80. БУРОВЫЕ ВЫШКИ И ИХ СООРУЖЕНИЕ
Вышки предназначены для размещения талевой системы и уста-
новки в вертикальном положении бурильных свечей.
Для бурения нефтяных и газовых скважин применяются буровые
вышки башенного и мачтового типов, представляющие собой решет-
чатые конструкции, выполненные из уголков или труб. Чтобы обеспе-
чить быструю сборку и разборку, вышки составляют из отдельных
Деталей (башенного типа) или из неразборных секций (в основном
А-образные).
В последние годы при бурении скважин глубиной до 3000 м все
оольшее распространение получают секционные мачты-вышки А-об-
разного типа (буровые установки БУ-50Бр-1, БУ-50БрД, БУ-75Бр,
ВУ-75БрЭ, БУ-80БрД, Уралмаш 125БД-70, Уралмаш 125БЭ-70),
393
однако при использовании буровых установок Уралмаш 5Ди Урал-
маш 6Э применяют вышки башенного типа высотой 41 м.
Вышки башенного типа высотой 53 м применяли ранее и приме-
няются в буровых установках современных конструкций, рассчитан-
ных на бурение скважин глубиной до 5000 м и более.
Рис. 202. Вышка башенного типа ВМ 41.
а — общий вид; б — схема конструкции Передней
грани; в — соединительный узел секции; 1 — ноги;
2 — пояса, з — тяги, 4 и 5 — раскосы; 6 —кэ муты
торая имеет пол и ограждена перилами.
Вышки ВМ-41 (рис.
202) высотой 41 м пред-
назначены для бурения
скважин при ожидаемой
номинальной грузоподъ-
емной силе до 150 тс.
Ноги и пояса вышки изго-
товляют из 168-мм отрабо-
танных бурильных труб,
тяги — из стальных 22-мм
прутков. Вышка состоит
из 10 секций (панелей),
имеющих высоту 4 м. Поя-
са присоединяются к но-
гам с помощью хомутов
болтами. В передней и
задней гранях двух ниж-
них секций диагональные
тяги заменены раскосами,
образующими передние и
задние ворота. Размер
верхнего основания 2 х2м,
нижнего 8x8 м. На верх-
нем основании пирамиды
устанавливают подкрон-
блочные балки, к которым
крепится кронблок, окру-
женный площадкой с пе-
рилами.
На высоте 22 м монти-
руется четырехсторонний
балкон с квадратным про-
летом посредине и с вы-
ступающей внутрь фонаря
площадкой (люлькой), ко-
На 0,5 м ниже пола пло-
щадки расположены пальцы, являющиеся упорами для свечей,
устанавливаемых на подсвечнике.
Снаружи буровой вышки сооружают маршевые лестницы (уклон
до 50е) с перилами.
До высоты 6—8 м вышку обшивают досками или Камышевыми ма-
тами; в последнее время для этой цели применяют специальную
прорезиненную ткань.
394
Вышка ВБ-53-300 высотой 53 м (рис. 203) применяется при
скважин глубиной до 5000 м и более (грузоподъемная сила
бурении
300 тс). Размеры нижнего
основания ее 10х 10 м, а верх-
него 2x2 м. Ноги вышки
выполняются из 245-мм об-
садных труб с толщиной
стенок 10 мм, а пояса — из
194-мм обсадных труб с тол-
щиной стенок 5 мм. Вышка
состоит из девяти панелей,
высота которых 6 м (нижней
5 м). Крестовая решетка вы-
полняется из 30-мм труб.
Для работы с 25- и 36-м
свечами предусмотрено ус-
тройство двух балконов.
В остальном вышки ВМ-41
и ВБ-53-300 аналогичны.
Вышка А-образ-
ного типа (см. рис. 193)
по сравнению с вышкой ба-
шенного типа имеет ряд
преимуществ: меньший рас-
ход металла, меньшее число
деталей, облегчаются монтаж
и демонтаж, улучшаются
условия работы по затаскива-
нию труб в буровую и
выбросу их из буровой, а
также обзорность в буровой.
Все это создает хоро-
шие условия для примене-
ния буровых установок,
укомплектованных А-образ-
ными вышками, в сложных
рельефных условиях и на тех
площадках, где требуется ча-
стое перемещение вышек.
Вышка ВАС-42 высо-
Рис. 203. Вышка башенного типа ВБ-53-300
той 42 м имеет номинальную
грузоподъемную силу 200 тс.
Ноги ее выполнены из четы-
рех сварных решетчатых
ферм в виде равностороннего треугольника (сторона 1,8 м),
соединенных друг с другом фланцами. Ноги изготовляют из 140-мм
уруб. Вышка подпирается двумя подкосами, изготовленными из
-126-мм труб. На верху вышки установлены подкронблочная рама
395
Рис. 204. Подъемник ПВК-1
Рис. 205. Схема передвижения вышки:
1 — неподвижный блок, прикрепленный к саням-якорю, зада-
вленным трактором 2 в грунт, 3 — тяговый трактор
и ьронблочная площадка с перилами. Вышка оборудована балко-
нами, маршевой лестницей и лестницей-стремянкой.
Вышка ВАС-53А высотой 53 м рассчитана на номинальную гру-
зоподъемную силу 250 тс. Конструкция ее предусматривает приме-
нение комплекса механизмов АСП для спуско-подъемных работ.
Рис. 206. Схема подъема А-образной вышки,
т а" лодъемная стрела, 2 — уравнительные подъемные тросы, соединяющие вышку со стре-
лой, з — шкивы для уравнительных подъемных тросов; 4 — верхний блок полиспаста’
’ оснастка полиспаста, в — нижние блоки полиспаста, 7 — основание буровой установки,
узел шарнирного крепления основания подъемной стрелы; 9 — вышка, 10 — узел креп-
ления уравнительного подъемного троса к вышке
Поэтому вышка имеет три балкона, из которых два предназначены
Для механизма расстановки свечей, а один — для работы без АСП.
В остальном она аналогична вышке ВАС-42.
Вышки башенного типа высотой 28 м монтируют по методу Дух-
нина или Бержеца в горизонтальном положении, а затем с помощью
специальных подъемно-монтажных стрел поднимают в вертикальное
положение.
297
Вышки башенного типа высотой 41 м монтируют с помощью подъ-
емника ПВК-1, а высотой 53 м — с помощью подъемника ПВ2-45.
Подъемник состоит из четырех сдвоенных стоек 1, выполненных из
бурильных труб диаметром 168 мм и высотой около 6 м (рис. 204).
Внутри сдвоенных стоек размещены полиспасты 4. Связь стоек
в жесткий каркас осуществляется верхними 2 и нижними 5 поясами
из бурильных труб и тягами 3 из круглого железа.
Неподвижная часть талевой системы крепится к наголовнику
стоек, а подвижная — к несущим балкам 8, поперек которых поло-
жены две несущие 273-мм трубы 6 и 7. К этим трубам с помощью
хомутов крепят пояса вышки. Пару талей, поддерживающих одну
несущую балку, обслуживает одна лебедка, привод которой осу-
ществляется от электродвигателя мощностью 10 кВт.
Вышку монтируют в следующем порядке. На полу буровой соби-
рают наголовник вышки, поперечину которого соединяют хомутом
с несущей трубой. Затем с помощью талевой системы несущие балки
вместе с собранным наголовником поднимают на высоту 4—4,3 м.
На полу буровой под поднятым наголовником собирают первую сек-
цию и соединяют ее с приподнятым наголовником. Затем несущие
трубы отсоединяют от наголовника, опускают их на несущих балках
вниз, присоединяют к ним с помощью хомутов пояса собранной сек-
ции и, включив электродвигатель лебедок, поднимают секцию вышки
с собранным наголовником. После этого на полу монтируют сле-
дующую секцию вышки и присоединяют к поднятой, поднимают ее
и на полу монтируют третью секцию, и так до самой нижней секции.
При перемещении бурового оборудования вышку башенного типа
выгодно в случае благоприятных рельефных условий не разбирать,
а передвигать в собранном виде. Существует несколько способов
передвижения вышек, сущность одного из которых можно уяснить
из рис. 205.
Вышки А-образного типа монтируют в горизонтальном положе-
нии и поднимают в вертикальное с помощью стрелы и буровой ле-
бедки или трактора (рис. 206).
§81. БУРОВЫЕ ЛЕБЕДКИ И ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА
Буровые лебедки предназначены для привода в действие талевой
системы, с помощью которой:
1) спускают и поднимают бурильную колонну и спускают обсад-
ную колонну;
2) поддерживают бурильную колонну на весу во время бурения
скважины и при ее промывке;
3) подают бурильную колонну по мере углубления долота в породу.
Буровые лебедки служат также для передачи вращения ротору
(при отсутствии индивидуального привода к ротору), проведения
вспомогательных работ по подтаскиванию тяжестей к устью сква-
жины и от него, свинчивания и развинчивания труб (при отсутствии
ключей с индивидуальным приводом), подъема вышки в вертикаль-
ное положение.
398
По кинематическим схемам и конструктивному исполнению бу-
вые лебедки, выпускаемые разными заводами, отличаются друг
от друга. Рассмотрим для примера принцип действия лебедки У2-2-11,
которой укомплектованы буровые установки класса БУ-125.
Мощность от дизельного (см. рис. 200) или электрического (см.
рис. 201) привода передается через коробку перемены передач на
трансмиссионный вал лебедки трехрядной втулочно-роликовой
цепью с шагом 50,8 мм, одетой на цепные колеса с z = 22 (в коробке
перемены передач) и z = 41 (на трансмиссионном валу лебедки).
На подъемный вал мощность передается двумя трехрядными цепными
передачами с шагом 50,8 мм с z = 29, z = 69 — низкая скорость
п с z = 37, z = 36 — высокая скорость.
Низкая скорость включается при помощи шинно-пневматической
муфты ШПМ-1070, установленной на подъемном валу, а высокая
скорость — при помощи шинно-пневматических муфт 2ШПМ-700,
установленных на трансмиссионном валу. С трансмиссионного вала
мощность с помощью цепной передачи с z = 23, z = 34 передается
на трансмиссию ротора, а затем с помощью шинно-пневматических
муфт 2ШПМ-500 — на ротор двухрядной цепной передачей с ша-
гом 50,8 мм и с z — 45, z = 21.
На трансмиссионном валу лебедки установлена блок-звездочка
z = 39/34 для передачи вращения от регулятора подачи долота
к подъемному валу с помощью двухрядной цепной передачи с шагом
50,8 мм и z = 34, z = 72. Передача эта выключается с пульта упра-
вления бурильщика через кулачковую муфту, имеющуюся на подъ-
емном валу.
Двухрядный гидравлический тормоз включается вручную с по-
мощью рычагов кулачковой муфты.
Цепная передача с z = 29, z = 69 помещена в индивидуальную
герметическую ванну, а цепные передачи с z = 37, z = 36; z = 23,
z = 34 и z = 34, z = 72 — в общую герметическую ванну.
Общий вид лебедки У2-2-11 показан на рис. 207. К сварной ме-
таллической раме 5 приварены ванны цепных передач 13 и 17, кор-
пуса которых являются опорами для коренных подшипников транс-
миссионного и подъемного валов, а также одного из подшипников
трансмиссии ротора 12. Вторую опору 10 трансмиссии ротора крепят
непосредственно к раме лебедки. Перед барабаном лебедки 3 смон-
тирован коленчатый вал тормоза с рукояткой управления 16 и тор-
мозным пневматическим цилиндром. Для уравновешивания тормоз-
ных лент 2 предусмотрен балансир 15. Положение рукоятки упра-
вления в заторможенном состоянии может быть зафиксировано
стопорным тормозом 7.
Подключение регулятора подачи долота 14 осуществляется с по-
мощью механизма, установленного между ванной цепных передач 13
и барабаном лебедки. Гидравлический тормоз 9 с баком-холодиль-
ником 6 установлен с правой стороны лебедки. Он включается кулач-
ковой муфтой 11 вручную посредством рычажной системы 4. Цепные
передачи смазываются от коллектора 8, имеющего штуцеры для
399
подсоединения к смазочной стан-
ции буровой установки. Воздух
к шинно-пневматическим муфтам,
пневматическим цилиндрам и ре-
гулятору подачи поступает по
трубопроводам, проложенным по
раме лебедки.
Все вращающиеся и движу-
щиеся части лебедки закрыты
съемными металлическими ограж-
дениями 1.
Лебедка комплектуется пуль-
том управления, установленным
с левой стороны.
На рис. 208 показана прин-
ципиальная схема ленточного
тормоза буровой лебедки. Две
тормозные ленты 2, охватывающие
тормозные шкивы барабана, сое-
динены одним концом с баланси-
ром 2, а другим — с тормозным
коленчатым валом 3. К левому
его концу присоединена рукоятка
управления 4, а к правому —
шток пневматического тормозного
цилиндра 5. Концы тормозной
ленты, прикрепленные к балан-
сиру, при торможении находятся
в неподвижном состоянии, а концы
ленты, прикрепленные к повора-
чивающимся шейкам коленчатого
вала, прижимаются к шайбам ба-
рабана. Поворот коленчатого вала
осуществляется путем перемеще-
ния рукоятки вниз или приводом
в движение поршня пневматиче-
ского цилиндра. Воздух в цилиндр
подается путем поворота ручки,
имеющейся на рукоятке управ-
ления.
Для обеспечения надежного
прижатия стальных тормозных
лент к шайбам барабана к вну-
тренним сторонам лент с помощью
медных или алюминиевых закле-
пок или болтов прикреплены
тормозные колодки, изготовлен-
ные из фрикционного материала.
400
При торможении лебедки во время спуска колонны (бурильной,
обсадной) бурильщику необходимо прикладывать к рукоятке упра-
вления большие усилия. Для облегчения труда бурильщика лебедки
снабжены гидравлическим
тормозом, принципиа ль-
дах схема которого при-
ведена на рис. 209.
Внутри корпуса тор-
моза 1 имеются наклонно
расположенные ребра 2.
Наклонными ребрами 6
снабжен и ротор 3, сое-
диняемый с подъемным
валом лебедки 4 муфтой 5.
Холодильник 7 предна-
Рис. 208. Схема ленточного тормоза буровой
лебедки
значен для регулирования
уровня воды в системе и
частичного охлаждения
жидкости.
В корпусе тормоза ребра наклонены против направления вра-
щения ротора при спуске колонны, а в роторе — по направлению
его вращения при подъеме колонны. Вследствие этого при спуске
колонны вода создает сопротивление вращающемуся ротору, кото-
рое можно регулировать
уровнем воды в тормозе.
Гидравлический тормоз не
может полностью остано-
вить лебедку. Для этих
целей необходимо приве-
сти в действие ленточный
тормоз. При подъеме ко-
лонны вследствие наклон-
ного расположения ребер
в корпусе тормоза со-
противление воды значи-
тельно уменьшается. Од-
нако во избежание излиш-
Рис. 209. Схема работы гидравлического лей затраты мощности
тормоза двигателей гидравличес-
кий тормоз при подъеме
колонны лучше отключать, что осуществляется применением специ-
альных обгонных муфт, которые при обратном вращении вала
автоматически отключают тормоз от лебедки и включают его при
прямом вращении вала. В лебедках большой грузоподъемности при-
меняют электрические тормоза, состоящие из Т-образного ротора,
который вращается в статоре, имеющем обмотки возбуждения.
Тормозной момент регулируется путем изменения возбуждения
генератора или сопротивления в цепи статора возбуждения.
26 Заказ 954
401
При рассмотрении кинематики буровых установок указывалось,
что для привода в действие зубчатых колес применяют кулачковые
сцепные муфты, которые управляются вручную, и шинно-пневма-
тические муфты, позволяющие осуществлять дистанционное сцепле-
ние при помощи сжатого воздуха
Кулачковые муфты состоят из двух половин, торцы которых
снабжены кулачками. Одна половина укреплена на валу, а вторая
благодаря наличию направляющих шпонок или шлиц может пере-
мещаться вдоль вала, обеспе-
чивая сцепление полумуфт.
Шинно-пнев матическая
муфта обжимного типа пред-
ставляет собой стальной
обод, к внутренней поверх-
ности которого прикреплен
баллон овального сечения,
выполненный из прочной
многослойной прорезиненной
ткани, покрытой протекто-
ром из нескольких слоев
резины. Внутренняя поверх-
ность баллона снабжена
колодками с фрикционными
накладками. При подаче
сжатого воздуха баллон рас-
ширяется, прижимает ко-
лодки к поверхности шкива
и происходит сцепление де-
талей. Шинно-пневматиче-
ская муфта разжимного типа
аналогична описанной, но
имеет колодки на внешней
стороне баллона, прижима-
ющиеся при подаче воздуха
к внешнему барабану,
из неподвижного кронблока,
каната, соединяющего непо-
движные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового
крюка и штропов, с помощью которых на крюке подвешивается груз.
Один конец талевого каната специальным устройством крепится
к основанию вышечного блока, а другой конец, огибающий пооче-
редно ролик кронблока,ролик талевого блока,ролик кронблока ит. д.,
присоединяется к барабану лебедки.
Вес подвешенного к крюку груза Р распределяется между п
струнами талевого каната, создавая натяжение в них, равное Р)п.
1 2 3
В 5 В
Уехал из и крепления
неподвижного конца,
| j Защитная труда
ЗаЗоЗской ЗараВан
Водобои
конец
Последовательность оснастки
мн в иш шг и ч-хк
210.
Неподвижный
конец
Ш П
Схема
Рис.
Т
крестовой оснастки
4X5 талевой системы
алевая система
подвижного талевого блока,
1 В некоторых лебедках применяются зубчатые, фрикционные и электри-
ческие муфты сцепления.
402
Для увеличения грузоподъемности талевой системы увеличивают
число работающих струн талевого каната, что снижает скорость
подъема груза.
В зависимости от условий бурения и класса буровой установки
применяют оснастку талевой системы 4x5, 5x6 и 6x7*.
На рис. 210 приведена наиболее распространенная схема кресто-
вой оснастки талевой системы, при которой ось кронблока должна
быть параллельна оси барабана лебедки, а ось талевого блока при
этом расположится перпендикулярно оси кронблока.
Оснастку осуществляют следующим образом. Бухту каната
устанавливают на металлическую ось и при помощи пенькового
каната, привязанного к талевому канату, последовательно пропу-
скают конец каната через ролики кронблока и талевого блока.
Затем конец талевого каната, называемый ходовым, закрепляют
в тормозной шайбе лебедки, наматывают на ее барабан 8—10 витков,
опускают талевый блок на пол буровой и зажимают неподвижный
конец в специальном приспособлении. При 41-м вышке и оснастке
4x5 расходуется 450 м каната, а при оснастке 5x6 — 570 м. При
53-м вышке и оснастке 6x7 длина каната увеличивается до 850 м.
Так как при спуско-подъемных работах интенсивнее изнашивается
та часть каната, которая наматывается на барабан, целесообразно
по мере износа ходовую часть каната отрубить и затем перепустить
канат, смотав часть его с бухты. При такой системе эксплуатации
каната значительно уменьшается его расход на 1 м проходки. В на-
стоящее время заводы поставляют канаты длиной 1200 и 1500 м,
что позволяет перепускать их по несколько раз, экономя при этом
затрату времени на переоснастку талевой системы.
Кронблоки. Конструктивно кронблоки буровых установок
отличаются друг от друга главным образом числом канатных роли-
ков, числом и расположением осей, на которых они установлены.
Буровые установки классов БУ-50 и БУ-80 снабжены кронбло-
ками, имеющими пять канатных роликов, установленных на одной оси.
Буровые установки класса БУ-125, укомплектованные башенной
вышкой, снабжены кронблоком, имеющим две секции с соосным рас-
положением осей, на каждой из которых установлено по три канат-
ных ролика (рис. 211).
Буровые установки БУ-125, укомплектованные А-образной выш-
кой и механизмами АСП, имеют кронблок с тремя секциями, на оси
одной из которых смонтировано три, на оси другой — два и на оси
третьей — один канатный ролик. Оси трех- и двухблочной секций
расположены соосно, а оси одноблочной секции — перпендику-
лярно им (рис. 212). Через блок одноблочной секции проходит ходо-
вая ветвь талевого каната. Кронблок может быть использован и в бу-
ровых установках этого класса, не оснащенных комплексом меха-
низмов АСП.
* Первая цифра означает число работающих роликов талевого блока,
а вторая — кронблока.
26* 403
Рис. 211. Кронблок буровых установок класса БУ-125;
1 — сварная рама; 2 — секции канатных блоков, з и 4 — разъемные опоры; 5 — вспомога-
тельный блок; 6 — тартальный блок, 7 и 8 — подвески вспомогательного и тартальяого
блоков’ 9 — защитные кожуха, 10 — дюбели, предохраняющие оси от проворачивания;
и — гаи’ и крепления io,yxa, 12 — угольники для крепления кожухов к раме
Рис. 212, Кронблок буровых установок класса БУ-125, укомплектованных
А-образной вышкой и механизмами „АСП:
1 и 2 — сварные рамы; 3 — одноблочная секция; 4 — зажимы-аммортизаторы для крепления
канатов 5, направляющих подвижный центратор механизма АСП; 6 — тартальный блок;
7 — вспомогательный блок
Канатные ролики кронблоков всех типов смонтированы на осях
на двухрядных роликовых подшипниках.
Кронблок устанавливают на верхней площадке вышки на под-
ьронблочные брусья и скрепляют болтами.
Талевые блоки и крюки. Подвижная часть талевой
системы, представленная талевым блоком и крюком, в современных
буровых установках вы-
полнена в едином кон-
структивном варианте, на-
званном крюкоблоком.
На рис. 213 показан
крюкоблок буровой уста-
новки класса БУ-125.
Крюкоблоки буровых ус-
тановок классов БУ-50
и БУ-80 имеют четыре
канатных ролика, и кон-
струкции их аналогичны.
Талевый блок крюко-
блока состоит из двух
щек 9, к которым с обеих
сторон приварены наклад-
ки 8. В верхней части
щеки соединяются травер-
сой, а в нижней — вхо-
дят в карманы кронштей-
нов корпуса крюка 6 и
соединяются с ним при
помощи съемных осей 7.
В средней части щеки име-
ют расточку для оси 10, на
которой на двухрядных
роликовых подшипниках
установлено пять канат-
Рис. 213. Крюкоблок буровых установок
класса БУ-125
ных роликов, закрытых
защитным кожухом 12. Ось
в щеках крепится двумя
гайками 11.
Крюк крюкоблока состоит из корпуса 6, в котором на мощном
шариковом подшипнике находится ствол 5, центрального рога
крюка 1, соединенного со стволом при помощи пальца 4, и двух
боковых рогов 2. В зазоре между корпусом и стволом размещается
грузовая пружина, которая служит для приподъема из муфты от-
винчиваемой свечи, стоящей на элеваторе или зажатой в клиньях
ротора.
Зев центрального рога предназначен для подвешивания верт-
люга, а два боковых рога — элеваторов (с помощью штропов). Для
предупреждения выпадания штропов предусмотрены запорные
405
скобы 3 и 14. Проворачивание ствола крюка вокруг своей оси устра-
няется стопорным устройством 13.
установки класса БУ-125, укомплектованные механиз-
Буровые
мами АСП, снабжены талевым блоком
специальной конструкции.
Талевые к а н а-
т ы. При спуско-подъем-
ных работах талевые ка-
наты испытывают значи-
тельные растягивающие
усилия от веса поднима-
емого груза и изгибающие
усилия, возникающие в
результате огибания ка-
натных блоков талевого
блока и кронблока. В свя-
Рис. 214. Талевые канаты:
а — с органическим сердечником; б — с металличе-
ским сердечником; в — крестовой свивки; г— прямой
или односторонней свивки
зи с этим конструкции та-
левого каната и условиям
его эксплуатации уде-
ляется большое внимание.
При бурении глубоких
скважин применяются ше-
стипрядные талевые ка-
наты (рис. 214), получае-
мые путем свивки прово-
лок в пряди, а прядей во-
круг сердечника, пропи-
танного смазкой. В каче-
стве сердечника приме-
няют органический мате-
риал (растительные и ми-
неральные волокна) или
стальной канат.
Так как талевые ка-
наты со стальным сердеч-
ником имеют большую
прочность на разрыв, но
меньшую жесткость, их
целесообразно применять при бурении глубоких скважин. Буровые
установки в этом случае имеют канатные ролики увеличенных
диаметров, что несколько облегчает условия работы каната на
изгиб.
При свивке в пряди проволоки располагают без перекрещивания
(прямая или односторонняя свивка) или с перекрещиванием (кресто-
вая свивка). Свивка прядей вокруг сердечника также может быть
прямой (односторонней), когда направление прядей в канате и про-
волок в пряди совпадают, и крестовой — при их перекрещивании.
Проволоки в пряди и пряди вокруг сердечника свивают с правым
или левым направлением.
406
При бурении нефтяных и газовых скважин применяются талевые
канаты правой крестовой свивки, исключающие закручивание
талевой системы и удовлетворяющие принятым условиям крепления
ходовой ветви каната и навивки его на барабан лебедки.
§ 82. ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК.
ПРПВЫШЕЧНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
В качестве оснований, на которых монтируются вышка, буровое
и силовое оборудование легких буровых установок (класса БУ-50),
служат шасси прицепных тележек.
Буровые установки тяжелого типа комплектуются специальными
металлическими основаниями, сваренными из отработанных буриль-
ных труб или профильного проката, конструкции которых зависят
от метода строительства буровой и метода транспортировки обору-
дования.
В настоящее время в большинстве районов страны распространен
блочный метод строительства и транспортировки оборудования.
При этом методе буровую установку расчленяют на несколько бло-
ков. В зависимости от размеров блоков перемещение их осуще-
ствляется транспортом общего назначения, включая вертолеты,
волоком на полозьях с помощью тракторов на гусеничном ходу или
на специальных тяжеловозах большой грузоподъемности.
Во всех случаях сооружение буровой сводится к установке
блоков на фундаменты, центрированию их и обвязке оборудования
и коммуникаций. Выбор количества блоков, на которые должна
быть расчленена буровая установка, зависит от рельефных и кли-
матических условий.
Однако, как было показано в § 79, наиболее удобно расчленение
современных буровых установок на три-четыре блока: вышечного,
силового и одного или двух насосных. Внедрение блочного строитель-
ства и транспортировки буровых позволило значительно ускорить
вышкомонтажные работы.
Недавно под блочные основания вышек и бурового оборудования
почти повсеместно сооружали фундаменты из бутобетона при зна-
чительной глубине их заложения (1,6—1,8 м). Такая конструкция
фундаментов приводила к большим расходам бутового камня, песка
и цемента, значительным затратам времени и денежных средств.
В настоящее время во многих районах фундаменты такой кон-
струкции заменены железобетонными плитами, закладываемыми на
глубину до 0,5 м на песчаную подушку толщиной 100—150 мм.
При демонтаже буровой плиты извлекают краном и транспортируют
на следующую буровую.
При монтаже бурового оборудования установки БУ-80 приме-
няют еще более простые фундаменты: настилают доски толщиной
70 мм и на них укладывают брусья или монтируют из отработанных
бурильных труб» фундаментные сани высотой 0,6 м, к низу которых
приваривают листовое железо толщиной 8 мм. После окончания
407
бурения и демонтажа оборудования фундаментные сани используются
повторно.
На рис. 215 приведен общий вид буровой установки, сооружаемой
на море на крупноблочном основании, состоящем из трехопорных
блоков 1, четырех секций 2, пешеходного моста 3 и четырехопорного
блока бытовых помещений 4. Опорные блоки представляют собой
пространственные конструкции, состоящие из телескопических опор-
ных стоек с башмаками, связанные фермами, тягами и распорками.
Рис. 215. Схема буровой установки на море при крупно-
блочных основаниях
Опорные блоки устанавливают на дно моря при помощи крано-
вого судна. Горизонтальное расположение всех блоков обеспечи-
вается благодаря наличию телескопических опорных стоек.
После установки блоков с помощью специального бурового агре-
гата в каждую стойку блоков на бурильной колонне спускают пико-
образное долото и в дне моря забуривают скважину. Затем на канате
в каждую стойку спускают патрубки с таким расчетом, чтобы па-
трубок вошел и в скважину. После этого пространство между па-
трубками и стойками заливают цементным раствором, чем дости-
гается надежная связь блоков с грунтом дна моря.
Образуемые таким путем буровые основания на море связываются
друг с другом экстакадами, основания под которые сооружаются
методом, аналогичным описанному.
Буровое оборудование размещается на приэстакадных буровых
площадках так же, как и на суше, но более компактно.
Для укрытия бурового оборудования и защиты работников бу-
ровой бригады от дождя, снега, ветра строят помещение длиной
408
7—16 м, примыкающее к вышке. Стены и потолок этого помещения
могут быть выполнены из досок, камышовых плит или специальной
прорезиненной ткани. В зимнее время помещение обогревается име-
ющимися в буровых установках отопителями. Для отдыха буровой
бригады сооружается специальное помещение.
Для трансформаторов и глиномешалки с очистителями и приво-
дами сооружают площадки.
Оборудование и трубы затаскивают в буровую по специально
сооруженным наклонно расположенным приемным мосткам, с обеих
сторон которых имеются горизонтальные мостки для укладки труб.
ГЛАВА XIV
ТРУДОВЫЕ ПРОЦЕССЫ В БУРЕНИИ
§ 83. ВЫШКОМОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ
До начала вышкомонтажных работ специальная подготовитель-
ная бригада, укомплектованная рабочими разных специальностей,
прокладывает к месту сооружения буровой трубопроводы, линии
связи и электропередач, доставляет материалы, изготовляет блочные
основания и строит фундаменты, готовит щиты для укрытия вышки
и оборудования, трассу для транспортировки блоков и оборудования,
планирует площадку под буровую.
Буровую сооружает вышкомонтажная бригада, основными рабо-
тами которой являются:
1) демонтаж оборудования на законченной бурением буровой;
2) транспортировка блоков и оборудования на подготовленную
площадку под новую буровую;
3) монтаж блоков и оборудования на новой площадке.
В процессе демонтажа рабочие вышкомонтажной
бригады разъединяют и разбирают линии связи и электропередач,
снимают щиты и разбирают привышечные сооружения, подгото-
вляют блоки и узлы к транспортировке, ремонтируют основания
и т. д.
При транспортировке контролируют состояние
блоков и оборудования, осуществляют контроль за транспортными
средствами.
При монтаже оборудования устанавливают блоки, узлы
и оборудование, собирают нагнетательные линии, устанавливают
вышку и строят привышечные сооружения, проводят или подсоеди-
няют линии связи и электропередач и т. д.
В исключительных случаях фундаменты под оборудование со-
оружает вышкомонтажная, а не подготовительная бригада.
В настоящее время наиболее распространенной является ком-
плексная форма организации труда, при которой все работы по со-
оружению буровой осуществляет комплексная вышкомонтажная
бригада, численный и квалификационный состав которой приведен
в табл. 22.
Комплексная вышкомонтажная бригада, выполняющая все пере-
численные выше демонтажные, транспортные и монтажные работы,
МО
Таблица 22
Численный и квалификационный состав комплексной
вышкомонтажной бригады
— Профессия рабочих Разряд Число рабочих
для неблочного и мелкоблочного сооружения буровых при высоте вышек в условиях моря для крупно- блочного со- оружения буровых
41 м 53 м
Вышкомонтажник—бригадир . . V 1 1 1 1
Вышкомонтажники: в том числе один, умеющий выполнять слесарно-сва- рочные работы, и один— электромонтажные работы IV 4 4 4 3
Вышкомонтажники: в том числе один, умеющий выполнять слесарно-сва- рочные работы, и один— электромонтажные работы ттт 5 7 3 4
Вышкомонтажники II 6 8 4 4
16 20 12 12
разбивается на отдельные звенья по три-четыре человека, каждое
из которых специализируется на выполнении отдельных работ.
Комплексная вышкомонтажная бригада укомплектовывается ра-
бочими, владеющими двумя-тремя специальностями.
Бригадир-вышкомонтажник руководит всеми ра-
ботами бригады, лично участвует в выполнении наиболее сложных
и ответственных работ, проверяет правильность выполнения работ,
отвечает за соблюдение рабочими правил по технике безопасности
и противопожарным мероприятиям, принимает работу в конце дня
и дает ей оценку, участвует в сдаче готовой буровой по акту буровой
бригаде.
Бригадир подчиняется прорабу вышкомонтажной конторы (цеха)
и выполняет всю работу под его непосредственным руководством.
Вышкомонтажник IV разряда руководит звеном
рабочих, выполняющих электромонтажные и слесарно-монтажные
работы, и принимает участие в сложных слесарно-монтажных рабо-
тах при установке бурового оборудования.
Вышкомонтажник IV разряда руководит звеном
рабочих, занятых проводкой коммуникаций и работающих под вы-
соким давлением, принимает участие в слесарно-монтажных работах
при установке и обвязке бурового оборудования.
Вышкомонтажник IV разряда руководит звеном
рабочих, выполняющих плотничные работы, а также принимает
411
участие в сборке и передвижении вышки, монтаже оборудования
и строительстве привышечных сооружений.
Вышкомонтажник IV разряда руководит звеном,
выполняющим бетонные работы, и участвует в плотничных и сле-
сарно-монтажных работах.
Вышкомонтажники III и II разрядов работают
во всех звеньях под руководством вышкомонтажников IV разряда.
При крупноблочном строительстве буровых бригаду целесооб-
разно разбивать на две-три крупные группы, каждая из которых
специализируется на выполнении определенного вида работ (де-
монтаждых, транспортных, монтажных) и работает под руковод-
ством вышкомонтажника IV разряда.
Группы в свою очередь могут разбивать на звенья.
К началу строительства буровой составляются перечень и объ-
емы работ, подлежащих выполнению комплексной вышкомонтажной
бригадой, устанавливается время начала и конца каждой операции
в зависимости от единых или применяемых в данном районе местных
норм времени.
После этого составляют сетевой график вышкомонтажных работ,
изображая линиями в масштабе времени каждый вид операции.
При построении сетевого графика добиваются обеспечения:
1) требуемой последовательности работ;
2) максимального совмещения работ, осуществляемых всеми
звеньями;
3) максимальной загрузки техники;
4) постоянства состава звеньев;
5) правил техники безопасности.
Сетевой график может предусматривать выполнение работ в одну
или две смены. Однако вышкомонтажные работы по двухсменному
графику нецелесообразно предусматривать в том случае, когда идет
сборка вышки,так как при этих работах нахождение рабочих внизу
не допускается х.
§ 84. БУРЕНИЕ СКВАЖИН
Бурение скважин осуществляется буровой бригадой, в обязан-
ности которой входит выполнение:
1) подготовительных работ, проводимых до начала бурения
скважины (оснастка талевой системы; установка ротора; соединение
бурового шланга со стояком и вертлюгом; оснащение буровой эле-
ментами малой механизации, механизмами и инструментами для
выполнения спуско-подъемных и других работ в процессе проходки
скважины; проверка и регулировка узлов комплекса механизмов
АСП; размещение бурового, слесарного и другого вспомогатель-
1 Более подробно с вопросами организации вышкомонтажных работ можно
ознакомиться в работе «Рекомендации по организации труда в вышкостроении
при применении сборника единых норм времени». М., «Недра», 1969.
412
вого инструмента, противопожарного инвентаря и средств по тех-
нике безопасности; обкатка дизелей и проверка бурового оборудо-
вания; приготовление промывочной жидкости, бурение шурфа
и установка шурфовой трубы х);
2) работ, связанных с проходкой скважины (механическое бу-
рение, спуско-подъем бурильной колонны для смены долота, забой-
юго двигателя; наращивание бурильной колонны; проработка
а промывка скважины; приготовление, химическая обработка и утя-
желение промывочной жидкости);
3) крепления скважины и разобщения пластов (подготовка к спуску
и спуск обсадных колонн в скважину, подготовка скважины к це-
ментированию и цементирование обсадных колонн, заключительные
работы после завершения работ по разобщению пластов);
4) предупреждения и ликвидации осложнений и аварий (про-
верка противовыбросового оборудования, контроль за качеством
промывочной жидкости и состоянием ловильного инструмента, про-
верка качества бурильной колонны и ее элементов; спуско-подъем-
ные работы при ликвидации осложнений и аварий);
5) подготовительно-заключительных работ, связанных с прове-
дением геофизических исследований и прострелочных работ в сква-
жине;
6) профилактического ремонта бурового оборудования, меха-
низмов, приборов и инструмента и постоянного ухода за ними;
7) работ по испытанию продуктивных горизонтов в процессе
бурения и после завершения прострелочных работ;
8) заключительных работ после окончания сооружения скважины.
Всем процессом сооружения скважины руководит квалифициро-
ванный специалист — буровой мастер, назначаемый из числа тех-
ников или инженеров и имеющий большой опыт в бурении скважин.
На буровой круглосуточно работает буровая бригада, состоящая
из сменяющих друг друга трех основных и одной дополнительной
вахт, подменяющей основные в выходные дни. Каждая вахта состоит
из четырех человек; бурильщика, первого, второго и третьего помощ-
ников бурильщика.
Вахта работает 8 ч сменами, имея после четырех дней работы
48 ч отдыха.
Когда используют буровые установки, оснащенные 53-м вышкой
без комплекса механизмов АСП, и когда работают с бурильными
свечами длиной 37 м, буровым организациям разрешается в преде-
лах установленного фонда заработной платы вводить в состав буровой
вахты дополнительно одного помощника бурильщика.
При бурении скважин глубиной более 4000 м в особо сложных
геологических условиях министерством может быть утверждена
должность сменного бурового мастера вместо должности буриль-
1 В некоторых районах подготовительные работы к бурению осуществляют
специальные подготовительные бригады, возглавляемые мастером.
413
щика, и в этом случае квалификация каждого помощника буриль-
щика поднимается на один разряд.
Помимо членов вахты, занятых процессом бурения, вводится
один-два дизелиста в случае применения буровых установок с ди-
зельным приводом и один электромонтер при бурении скважин
с электробуром.
Наряду со сменными буровую установку обслуживают несменные
рабочие: дизель-машинист при бурении с помощью установок, осна-
щенных дизельным приводом, электромонтер при бурении с помощью
установок с электрическим приводом и слесарь по ремонту оборудо-
вания при всех способах бурения независимо от типа применяемой
буровой установки.
В табл. 23 приведены численный и квалификационный составы
буровой бригады.
Таблица 23
Численный и квалификационный состав буровой бригады
Профессия Разряд Число человек
Скважины I категории (глубина до 1500 м) Скважины II категории (глубина более 1500 м)
Тип привода Бурение с электробуром Тип привода Бурение с электробуром
один—два двигателя внутреннего сгорания три двигателя внут- реннего сгорания электрический один—два двигателя внутреннего сгорания три двигателя внут- реннего сгорания электрический
Персонал вахты
Бурильщик . . . » 5 6 1 1 1 1 1 1 1 1
Помощник бу-
рильшика . . . 3 1 1 1 1 1 1 1 1
» 4 2 2 2 2 2 2 2 2
Дизелист .... 3 — 1 — — — 1 — —
» 4 1 1 — — 1 1 — —
Электромонтер 4 Ь 'есме нныг пер 1 сона л — 1
Дизель-машинист 5 1 1 — — 1 1 — —
Слесарь » 3 4 1 1 1 1 1 1 1 1
Электромонтер 3 — — 1 — — — — —1
» 4 — — — — — — 1 ——*
414
Успешное бурение скважины зависит не только от состава и ква-
лификации вахт, но и от правильной организации труда в ней при вы-
полнении всех работ, связанных с процессом сооружения’скважины.
распределение обязанностей между членами буровой вахты
осуществляется следующим образом.
Бурильщик возглавляет вахту и несет персональную ответствен-
ность за выполнение всех работ в его вахте, за безопасную организа-
цию труда членов вахты, за обеспечение противопожарных условий
работы буровой. В его обязанность входит ведение записи в вахтовом
журнале, приемка скважины от предшественника и сдача ее сме-
няющему бурильщику, контроль за ходом приема и сдачи оборудо-
вания и инструмента его помощниками.
Во время бурения скважины, спуско-подъемных и других работ,
выполняемых с помощью лебедки, ротора и талевой системы, бу-
рильщик работает у пульта управления лебедки, отвечает за соблю-
дение установленного режима бурения при работе долота на забое
и при проработке скважины, за правильную организацию труда
членов его вахты при спуско-подъемных и других работах, контро-
лирует обслуживание бурового оборудования и инструментов его
помощниками, процесс приготовления, химической обработки, утя-
желения и очистки промывочной жидкости, состояние техники без-
опасности и противопожарной техники, руководит всеми видами
работ его вахты.
Первый помощник бурильщика следит за состоянием и исправ-
ностью лебедки, ротора, ключей, глиномешалки, механизмов и при-
способлений для механизации спуско-подъемных работ.
Во время бурения скважины он контролирует качество промы-
вочной жидкости, отбирает пробы выбуренной породы (шлама),
организует и участвует в приготовлении, химической обработке,
утяжелении и очистке промывочной жидкости.
При спуско-подъемных операциях работает на пульте управления
машинными ключами и в паре с третьим помощником бурильщика
обеспечивает процесс свинчивания и развинчивания труб, установку
свечей на подсвечник и вынос их с подсвечника к центру вышки.
В течение всей вахты он отвечает за состояние и чистоту обору-
дования и инструментов.
Второй помощник бурильщика следит за состоянием и исправ-
ностью талевой системы, производит мелкий ремонт вышки, пола-
тей, пальцев, маршевых лестниц.
Во время бурения скважин он участвует в приготовлении про-
мывочной жидкости, ее химической обработке и утяжелении, пу-
скает, останавливает и наблюдает за работой буровых насосов, сле-
дит за состоянием нагнетательных трубопроводов, контролирует
циркуляцию промывочной жидкости, обслуживает механизм очистки
промывочной жидкости, участвует в ремонтных работах.
При спуско-подъемных операциях он работает на полатях,
обеспечивая установку свечей на подсвечник и вынос их с подсвеч-
ника к центру вышки.
415
В течение всей вахты следит за чистотой и порядком в насосном
помещении.
Третий помощник бурильщика выполняет под руководством
бурильщика и первого помощника бурильщика работы по приго-
товлению, химической обработке и утяжелению промывочной жидко-
сти. обслуживает механизмы очистки промывочной жидкости от
выбуренной породы, очищает желобную систему и приемные емкости
от осадка породы.
При спуско-подъемных операциях он работает у ротора в паре
с первым помощником бурильщика.
В течение работы своей вахты следит за чистотой на буровой
площадке, приемном мосту, в будке отдыха.
§ 85. СПУСК II ПОДЪЕМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
После сработки долота бурильную колонну приподнимают на
несколько метров и скважину промывают до тех пор, пока плотность
промывочной жидкости, закачиваемой в скважину, будет незначи-
тельно отличаться от плотности промывочной жидкости, выходящей
из скважины.
Рис. 216. Корпусный элеватор типа ЭКБ
Продолжительность промывки скважины должна быть тем больше,
чем глубже скважина, чем больше ее диаметр и меньше расход цир-
кулирующего потока жидкости. Во время промывки скважины го-
товят очередное долото, моют пол до такого состояния, чтобы он
был не скользким, проверяют состояние оборудования и спуско-
подъемного инструмента: элеваторов, штропов, клиньев, ключей,
раскрепителя и др.
Элеваторы служат для захвата и удержания на весу бу-
рильной колонны в процессе ее спуска и подъема. Элеваторы бывают
нескольких типов. На рис. 216 изображен корпусной элеватор, в ле-
вой части которого укреплен подпружиненный замок 1, удержи-
416
вающий створку 2 в закрытом положении. На створке шарнирно
укреплена рукоятка 3 с эксцентриком 4, при повороте которой одно-
временно открываются замок и створка элеватора. Самопроизволь-
ное выскакивание штропов из проушин элеватора предотвращается
самозапирающимися фиксаторами 5. Для вывода штропов из про-
ушин фиксаторы открывают вручную крючком.
Штропы (рис. 217) служат для подвешивания элеватора на
крюке. Они выполнены в виде вытянутой по одной оси петли оваль-
ной формы. Один конец штропов изог-
нут для удобного расположения в рогах
подъемного крюка. В нижней части
штропы имеют ручки для удобства ра-
боты с ними.
Рис. 217. Бурильные штропы
Рис. 218. Бурильные
клинья типа КБ-2
Клинья (рис. 218) предназначены для подвески бурильной
колонны в роторном столе в процессе спуско-подъемных работ.
При работе используют две пары клиньев. Каждый клин состоит
из корпуса 1, сужающегося книзу (конусность 1:3), в выточках
которого помещены собачки 4 с зубчатой насечкой, удерживающие
висящую бурильную колонну 10. Тыльная сторона собачек изгото-
влена по специальному профилю, позволяющему собачкам несколько
перекатываться в выточках. Такая конструкция собачек способ-
ствует легкому снятию клиньев после того, как они выполнили свое
назначение. Сверху собачки закрыты крышкой 6, вращающейся на
пальце 7. Спиральная пружина 8, действуя на крышку 6 через
упорный палец 9 и упорную пластину 5, отжимает собачку вниз.
Каждая пара клиньев соединена тремя болтами 2 и пальцем и снаб-
жена ручкой 3.
Клинья устанавливают в большие вкладыши ротора, имеющие
коническую расточку, что обеспечивает надежное прижатие их
через собачки к подвешенной бурильной колонне.
417
2/ Заьаг "o',
Машинные ключи (рис. 219) применяют для раскрепле-
ния резьбового соединения при развинчивании элементов бурильной
колонны и для докрепления резьбового соединения при свинчива-
нии деталей. Для этого два машинных ключа подвешивают внутри
вышки на канатах в горизонтальном положении на высоте 1,4—
1,6 м от пола буровой. Канат, на котором подвешен ключ, огибает
специальный блок, прикрепленный к одному из поясов вышки.
К другому концу каната прикреплен груз, уравновешивающий
ключ. Такая подвеска ключей позволяет легко перемещать их в вер-
тикальной плоскости. Левый (со стороны мостков) ключ предназна-
чен для предотвращения проворачивания бурильной колонны, под-
вешенной в роторе с помощью клиньев или установленной на роторе
Рис. 219. Универсальные машинные ключи УМК-1
с помощью элеватора. Для выполнения этой функции левый ключ
набрасывают на замковую муфту и закрывают. Фиксируется поло-
жение ключа благодаря натягу каната, один конец которого при-
креплен к концу ручки ключа, а другой — к ноге вышки.
Правый ключ, набрасываемый на замковый ниппель отвинчи-
ваемой трубы и закрепленный на нем, предназначен для раскрепле-
ния развинчиваемого резьбового соединения. Он приводится в дей-
ствие с помощью пневмораскрепиуеля (рис. 220),
прикрепленного к задней правой ноге вышки 1 хомутами 3, которые
находятся на стойке с кронштейном 2. Пневмораскрепитель состоит
из цилиндра 1 и ролика 4. Внутри цилиндра находится поршень,
к штоку которого прикреплен один конец стального каната, пере-
кинутого через ролик 4. Второй конец каната, находящийся в го-
ризонтальном положении, присоединяется к правому машинному
ключу. Под действием сжатого воздуха, подаваемого в нижнюю по-
лость цилиндра, поршень перемещается в верхнее положение,
натягивает канат и, поворачивая замковый ниппель, раскрепляет
резьбовое соединение.
1 В буровых установках Уралмашзавода пневмораскрепителп устанавли-
вают на стойках, прикрепленных к раме лебедки или балкам основания.
418
Круговой ключ (рис. 221) предназначен для свинчива-
ния замкового соединения при спуске бурильной колонны в сква-
жину. Ключ состоит из двух створок 1 и 2, соединенных шарниром 3
и запираемых затвором 4.
Зубчатый сектор 7, посаженный на палец с рукояткой 6, служит
для заклинивания ключа на бурильном замке. После закрытия
створок затвором 4 на крючок 5 надевают петлю 12—15-мм оцинко-
Рпс. 220. Пневматический рас-
крепитель свечей ЙРС
ванного каната и наматывают на барабан кругового ключа пять-
шесть витков каната. Ключ подготовлен к работе. Приемы работы
с ним будут охарактеризованы ниже.
Цепной ключ (рис. 222) предназначен для свинчивания
и развинчивания вручную элементов бурильной колонны с после-
дующим докреплением и предварительным раскреплением резьбо-
вого соединения машинными ключами.
Рассмотрим, как осуществляется спуск и подъем бурильной ко-
лонны с помощью описанных инструментов.
Спуск бурильной колонны. На подсвечнике, устро-
енном в виде прямоугольной площадки из деревянных брусьев слева
от ротора, установлены свечи, верхняя часть которых прислонена
27* 419
друг к другу и к пальцам \ изготовленным из отработанных буриль-
ных труб и установленным на 0,5 м ниже пола люльки второго по-
мощника бурильщика. Пальцы смонтированы с уклоном 1 : 10 так,
чтобы между ними, а также между пальцами и люлькой был доста-
точный зазор для пропуска свечей.
С помощью элеватора, подвешенного на штропах к крюку, при-
поднимают приготовленный к бурению турбобур (электробур) и
к его ниппелю привинчивают новое долото, используя приспособле-
ние (рис. 223), установленное в углублении для вкладышей ротора.
Приспособление для лопастных долот имеет прорезь, в которую вста-
вляют лопасти долота, а для шарошечных долот— планки, между
Рис 222. Цепной ключ
1 — рукоятка, 2 — щека, з — стяжной болт с гайкой, 4 — цепь
которыми размещаются шарошки. Навинчивание (развинчивание)
долота осуществляется вращением ротора. Турбобур с долотом
спускают в скважину, и элеватор устанавливают на стол ротора.
При незначительном спуске талевой системы первый и третий по-
мощники бурильщика перебрасывают штропы с загруженного эле-
ватора на приготовленный к работе второй элеватор. Бурильщик
включает лебедку и поднимает порожний элеватор вверх до люльки
второго помощника бурильщика. Последний к этому времени должен
отвести предназначенную для спуска в скважину свечу УБТ от пучка
свечей, стоящих на подсвечнике, и, как только элеватор сравняется
с люлькой, набросить его на УБТ под муфту вспомогательного па-
трубка, ввинченного заранее в муфту УБТ 1 2. В это время первый
и третий помощники бурильщика надевают на муфту переводника
1 При большой глубине скважины, когда бурильная колонна имеет много
свечей, устраивают два подсвечника, располагаемых слева п справа от ротора.
2 Наиболее распространенные гладкие по всей длине УБТ не имеют буртов
для захвата их элеватором, поэтому при спуско-подъемных работах и наращива-
нии в муфту УБТ ввинчивают временно специальный патрубок.
420
Рис. 223. Приспособления для
навинчивания и отвинчивания
долот:
а — для лопастных долот, б — для
трехшарошечных долот
турбобура круговой ключ. Бурильщик включает лебедку, припод-
нимает свечу УБТ, следя за тем, как его помощники внизу напра-
вляют свечу с подсвечника к ротору. Затем он, слегка оттормаживая
лебедку, приспускает свечу, наблюдая за процессом направления
ниппеля УБТ в муфту переводника турбобура.
После этого помощники бурильщика, работающие у ротора,
приподнимают круговой ключ и заправляют его на конец трубы при
помощи зубчатого сектора 7 (см
рис. 221). Сбегающий с кругового
ключа конец каната, имеющий также
петлю, бурильщик надевает на крючок
вспомогательной катушки лебедки,
включает ее, заставив тем самым канат
наматываться на барабан катушки.
Вследствие перемещения каната кру-
говой ключ начинает вращаться вместе
с трубой, и происходит свинчивание
деталей.
После этого резьбы обычно закре-
пляют машинными ключами у первых
нескольких свечей, а при наклонном
бурении обязательно у всех свечей.
Затем бурильщик приподнимает ко-
лонну, первый и третий его помощ-
ники освобождают элеватор и отодви-
гают его в сторону. Бурильщик, от-
тормаживая лебедку, спускает колонну
в скважину. При подходе к ротору
верхней муфты УБТ бурильщик сни-
жает скорость спуска и плавно сажает
колонну УБТ в клинья, установленные
к этому моменту в роторе, и сразу же
незначительно опускает талевую си-
стему, для того чтобы помощники
бурильщика немедленно после оконча-
ния спуска перебросили штропы с загру-
женного элеватора на стоящий рядом порожний. После этого бу-
рильщик поднимает порожний элеватор, а второй помощник, готовя
наверху очередную свечу, ожидает окончания подъема элеватора.
Первый и третий помощники бурильщика отвинчивают вспомога-
тельный патрубок и относят его в сторону. Затем цикл работ повто-
ряется. После спуска всех свечей УБТ в скважину спускают свечи,
составленные из обычных бурильных труб. Процесс спуска при этом
упрощается вследствие отсутствия вспомогательного патрубка на
свече. Спускать свечи можно с использованием двух элеваторов или
одного элеватора и клиньев.
До свинчивания резьбового соединения третий помощник буриль-
щика очищает резьбу от грязи и смазывает ее специальной смазкой.
421
После спуска последней свечи зев крюка заводят в штроп верт-
люга, находящегося вместе с ведущей трубой в шурфе. Бурильщик
поднимает вертлюг с ведущей трубой, его помощники направляют
ниппель нижнего предохранительного переводника ведущей трубы
в муфту стоящей на роторе колонны и свинчивают их. Бурильная
колонна спущена, включают насосы, прорабатывают скважину,
и продолжают бурение.
Подъем бурильной колонны производят в обрат-
ном порядке.
После отвинчивания ведущей трубы ее направляют в шурф с по-
мощью специального приспособления (рис. 224), значительно облег-
чающего выполнение этой работы.
Приспособление состоит из направляющей обоймы 1 и сбрасы-
вателя 2. Один конец каната 3 присоединяется к сбрасывателю, а дру-
гой перекидывается через ролик 4 и крепится к полу буровой. После
отвинчивания ведущей трубы направляющая обойма надевается
на замковый конус. При спуске талевой системы конец ведущей
трубы будет двигаться по дуге окружности с радиусом, равным
длине каната до ролика 4. Поэтому длину каната нужно иметь такой,,
чтобы ведущая труба, перемещаясь по дуге, пришла к козырьку
422
хиурфа 5- При этом сбрасыватель ударится о козырек, и приспособле-
ние соскочит с замкового конуса.
Для ускорения работ по установке свечей на подсвечник после
> применять автоматическую уста-
0Х отвинчивания целесообразно
иовку свечей АУС. В этом
случае обычный подсвечник,
о котором речь шла выше,
заменяется металлическим 1
(рис. 225) с распределителем
свечей в виде перегородок,
выполненных из швеллеров
и делящих подсвечник на
десять ячеек. В ячейке ме-
жду швеллерами уложены
деревянные брусья, на кото-
рые устанавливают свечи.
Каждая ячейка, кроме
крайних, закрывается створ-
кой. При загрузке очеред-
ной ячейки трубами створка
ее открыта и фиксируется
в этом положении напра-
вляющей трубой 3, которая
одним концом устанавли-
вается на палец створки,
а другим — на специальный
палец откидного упора 2.
Подсвечник имеет централь-
ный коридор, по которому
свеча движется к откидному
упору 2. Для направления
свечи в соответствующую
ячейку устанавливается от-
клоняющая труба 4, один
конец которой надевается на
стойку центрального кори-
дора, а второй закладывается
в паз откидного упора 2.
После отвинчивания свечи
-----18DD
Рис. 225. Схема работы автомата уста-
новки свечей АУС-3:
1 — металлический подсвечник; 2 — упор; з —
направляющая труба; 4 — отклоняющая труба,
5 — крюк-сбрасыватель, 6 — стяжка; 7 — канат
на ее нижний конец наде-
вают крюк-сбрасыватель 5.
При опускании свеча, опи-
рающаяся на крюк-сбрасы-
ватель, отклоняется в сторону
цо дуге, радиус которой равен расстоянию от точки подвески до крюка,
и проходит по коридору подсвечника. При ударе крюка курком об
упор 2 свеча освобождается и. оттолкнувшись от него, направ-
ляется трубой 4 вдоль трубы 3 в открытую секцию подсвечника.
423
Рис. 226. Автоматические буровые ключи
АКБ ЗМ
При применении комплекса описанных приспособлений рабочие
освобождаются от тяжелого физического труда по затаскиванию
вручную свечи на подсвечник. Рабочий в этом случае только надевает
крюк-сбрасыватечь на нижний конец отвинченной трубы.
Работы по спуску и подъему бурильной колонны значительно
облегчаются и ускоряются при использовании пневматических клю-
чей и клиньев и комплекса
механизмов АСП.
Автоматиче ский
буровой ключ АКБ
(рис 226), устанавливае-
мый между лебедкой и ро-
тором со стороны привод
ного вала последнего,
предназначен для раскре-
пления, развинчивания
и свинчивания бурильных
и обсадных труб. Он] со-
стоит из блока ключа 7,
каретки с пневматически
ми цилиндрами 2, стойки
3 и пульта управления 4
Блок установлен на по-
лозьях, на которых он пе-
ремещается при помощи
двух пневматических ци-
линдров двойного действия
к бурильной колонне и
в исходное положение.
При подаче блока к бу-
рильной колонне трубоза-
жимное устройство одно-
временно захватывает обе
свинчиваемые детали. При этом верхняя часть устройства, зажав
конусную часть замка, передает вращение трубе от двигателя
ключа, а нижняя часть, захватывающая муфтовую часть замка,
воспринимает реактивный момент и удерживает нижнюю трубу от
проворачивания. Ключом управляет первый помощник бурильщика
с пульта управления 4.
Пневматический роторный клиновой за-
хват ПКР (рис. 227) состоит из втулки о, укрепленной в столе
ротора, двух вкладышей 7, в прямоугольных наклонных пазах кото-
рых перемещаются клинья 2 с плашками 7. Каждый клин соединен
рычагом 3 с траверсой 2, имеющейся на стойке 6. В нижней части
стойки соединены с кольцевой рамой 8, в которой имеются два ро-
лика 9 подъемного вилкообразного рычага 10. Рычаг укреплен на
кронштейне станины 12 и соединен со штоком пневматического ци-
линдра 11.
424
Рис. 227. Ротор с пневма-
тическим клиновым захва
том
При подаче воздуха в цилиндр (педальным краном с пульта бу-
рильщика) рычаг 10 поворачивается вокруг своей оси и поднимаем
клинья 2 в верхнее крайнее положение. В результате зажатая труба
освобождается.
При сбросе воздуха из цилиндра рычаг поворачивается в обрат-
ную сторону и клинья опускаются, зажимая трубу с усилием, зави-
сящим от веса бурильной колонны.
Когда буровая установка оснащена ротором с ПКР, необходимо
применять ключи АКБ-ЗМ.
Рис 228. Подвесной
буровой ключ ПБК-3
Подвесной буровой ключ ПБК (рис. 228) пред-
назначен для свинчивания, докрепления и развинчивания буриль-
ных и обсадных труб. Он состоит из корпуса 1, двух рычагов 2 с ре-
дукторами 5 и пневмодвигателями 6 и пневмоцилиндра 3 двойного
действия, имеющего два двигающихся в противоположные стороны
поршня. Движение поршней через штоки 7 передается рычагам 2,
которые, поворачиваясь вокруг пальцев, прижимают ведущие ро-
лики 4 к замку трубы. Для центрирования трубы в корпусе вмонти-
рованы два гладких ролика 8.
При подаче с пульта управления воздуха в пневматический
цилиндр ведущие ролики 4 прижимаются к бурильному замку и,
вращаясь от пневматических двигателей, свинчивают замковое
соединение.
Комплекс механизмов АСП позволяет механизи-
ровать и частично автоматизировать спуск и подъем бурильной ко-
лонны со значительным совмещением операций без привлечения
к работе наверху второго помощника бурильщика.
Оборудование, механизмы и приспособления, входящие в АСП,
показаны на рис 229
426
Рис 229. Комплекс механизмов АСП-3:
I — панель управления АСП-3, 2 — ключ АКБ-ЗМ, 3 — пневматический, клиновой зах-
ват ПКР, 4 — приспособление для подъема вертлюга, 5 — автоматический элеватор, 6
талевый блок, 7 — механизм захвата свечи, 8 — центратор 9 — магазин для размещения
свечей ю — кронблок 11 — канатный шкив, 12 — механизм переноса свечи, 13 — укрытие
верхней площадки, 14 — подсвечник, 15 — пульт управления механизмами переноса и зах-
вата свечей 16 — поворотный электрокран, 17 — механизм подъема свечи, 18 — пульт упра-
вления ключами, 10 — командоаппарат, 20 — буровая лебедка, 21 — приспособление для
’ смазки резьбы
Кронблок, применяемый в комплексе, рассмотрен ранее (см.
рис. 212).
Талевый блок (рис. 230) отличается от обычного тем, что у него
двухблочная секция отодвинута от трехблочной. Такая конструкция
талевого блока позволяет ему во время свинчивания и развинчивания
свечи перемещаться соответственно вверх и вниз.
Автоматический элеватор, подвешиваемый на штропах к тале-
вому блоку, имеет сквозное
колонны или отдельной свечи.
Рис. 230. Талевый блок У 4-125
отверстие для пропуска бурильной
Перемещаясь вверх по колонне, эле-
ватор пропускает бурильные зам-
ки, с помощью которых свинчены
трубы в свече, а при подходе
к верхней муфте замка автомати-
чески захватывает ее.
Механизм подъема свечи пред-
назначен для приподъема или при-
спуска отвинченной свечи.
Механизм захвата свечи слу-
жит для захвата и удержания
свечи во время переноса ее от
центра вышки на подсвечник и
обратно.
Направляющие канаты и цен-
тратор необходимы для удержа-
ния верхней части свечи в центре
вышки при свинчивании и
развинчивании замкового соеди-
нения.
Магазин и подсвечник удер-
живают в вертикальном положе-
нии и определенном порядке от-
винченные свечи. Комплекс меха-
низмов АСП работает только при
наличии ключа АКБ-ЗМ и ротора с пневматическим клиновым
захватом ПКР.
Управление всеми механизмами осуществляется с трех пультов:
1) пульта бурильщика — управление пневматическим клино-
вым захватом;
2) пульта первого помощника бурильщика — управление клю-
чом АКБ;
3) пульта второго помощника бурильщика — управление всеми
другими механизмами.
В буровых установках Уралмаш 125 применяется комплекс ме-
ханизмов АСП-3, а в установках Уралмаш 300 — АСП-5. Они рас-
считаны на работу со свечами длиной соответственно 24 и 36 м.
Отличаются эти комплексы в основном грузоподъемностью и
размерами входящего в них оборудования (за исключением конструк-
ций автоматических элеваторов).
428
Проследим за последовательностью выполнения операций при
работе с комплексом АСП (рис. 231).
Спуск бурильной колонны.
I. Талевый блок находится в нижнем положении. Клинья опу-
щены. Ключ отведен. Механизм расстановки устанавливает свечу
в центре вышки. Механизм захвата освобождает свечу.
II. Талевый блок поднимается по свече. Ключ начинает свин-
чивать свечу. Механизм расстановки перемещает механизм за-
хвата от центра вышки к очередной свече. Клинья опущены и
удерживают колонну. Верхний конец свечи удерживается кулач-
ками центратора.
III. Талевый блок продолжает подниматься по свече и касается
центратора. Ключ заканчивает свинчивание. Клинья опущены
п удерживают колонну. Механизм расстановки свечей продолжает
движение от центра вышки за очередной свечой.
IV. Талевый блок поднялся на длину свечи. Элеватор захватил
колонну и приподнял ее. Клинья подняты. Ключ отводится в исход-
ное положение. Механизм расстановки подводит механизм захвата
к очередной свече на подсвечнике. Центратор находится в крайнем
верхнем положении.
V. Талевый блок спускает колонну. Центратор опускается в ниж-
нее положение. Клинья подняты. Ключ отведен. Механизм захвата
с помощью механизма подъема захватывает очередную свечу. Меха-
низм расстановки выносит свечу из подсвечника.
VI. Талевый блок продолжает спускать колонну. Клинья под-
няты. Ключ отведен. Механизм расстановки движется со свечой
к центру вышки.
VII. Талевый блок спустил колонну. Клинья опущены п удержи-
вают колонну. Ключ отведен. Механизм расстановки свечей продол-
жает движение со свечой к центру скважины.
Подъем бурильной колонны.
I. Талевый блок находится в крайнем нижнем положении.
Клинья опущены и удерживают колонну. Ключ отведен от ко-
лонны. Механизм расстановки свечей уносит свечу от центра
вышки.
II. Талевый блок поднимает колонну. Клинья подняты. Ключ
отведен от колонны. Механизм расстановки свечей продолжает уно-
сить свечу от центра вышки.
III. Талевый блок, продолжая подъем, касается центратора и под-
нимает его. Клинья подняты. Ключ отведен. Механизм расстановки
устанавливает свечу на подсвечник. Механизм захвата освобождает
свечу.
IV. Талевый блок поднял колонну на длину свечи. Клинья опу-
щены и захватили колонну. Ключ подводится к колонне. Механизм
расстановки передвигает механизм захвата в исходное положение.
Центратор находится в верхнем положении.
V. Талевый блок спускается по колонне. Клинья опущены и
удерживают колонну. Ключ отвинчивает свечу. Механизм расста-
429
х ----- Спуск
Рис. 231. Схема работы комплекса механизма АСП-3:
1 — талевый блок, 2 — автоматический элеватор, 3 — пневматический клиновой захват ПКР; 4 — ключ АКБ-ЗМ, 5 — центратор; 6 — меха-
низм захвата свечи; 7 — механизм подъема свечи; 8 — механизм переноса свечи; 9 — подсвечник
новки передвигает механизм захвата к центру вышки. Центратор
опускается в исходное положение, центрируя свечу.
6. Талевый блок продолжает опускаться. Клинья остаются опу-
щенными. Ключ продолжает отвинчивать свечу. Механизм захвата
подводится к очередной свече.
7. Талевый блок находится в нижнем
положении. Клинья остаются опущен-
ными. Ключ отведен от колонны. Механизм
захвата с помощью механизма подъема за-
хватывает свечу и выводит ее из талевого
блока.
§ 86. НАРАЩИВАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
При использовании шурфа и двух элева-
торов для наращивания бурильной колонны
(§ 3) требуется 11—13 мин на наращивание
одной свечи. Так как в процессе бурения
скважины число наращиваний велико, то
понятно стремление уменьшить затрату вре-
мени на каждое наращивание.
Существенную экономию времени обеспе-
чивает метод наращивания бурильной ко-
лонны с использованием трех элеваторов,
позволяющий сократить затрату времени на
наращивание одной свечи до 7—8 мин.
Этот метод заключается в следующем.
После установки приподнятой бурильной
колонны на элеватор и отвинчивания от нее
ведущей трубы к последней привинчивают
переводник 9 (рис. 232, а). В углу вышки на
канате 4 и на специальном крючке 5 подве-
шиваются два элеватора 2 и 3 (нижний
перевернут), соединенных между собой
штропами 6. Нижний элеватор 2 надевается
(дверцей вверх) на конец приготовленной
для наращивания трубы 1. На переводник 9
надевают элеватор 5, поднимают ведущую трубу 8 вместе с нара-
щиваемой трубой 1.
На муфту трубы, подвешенной на элеваторе 7 (рис. 232, б),
надевают круговой ключ 10. Опустив ниппель наращиваемой трубы 1
в муфту трубы, подвешенной на элеваторе, приподнимают круговой
ключ, устанавливают его на ниппеле и свинчивают трубы. Затем
снимают ключ, приподнимают колонну, снимают элеватор 7 и спу-
скают колонну с наращенной трубой в скважину, пока элеватор 2
не опустится на стол ротора. Освободив штропы 6 с элеватора 2,
крючком 5 отводят элеватор 3 в сторону, а ведущую трубу соединяют
с бурильной колонной.
б
Рис. 232. Наращивание
бурильной колонны с
помощью трех элева-
торов
431
Рис. 233. Клиновой захват
для обсадных труб:
1 — корпус; 2 — кулачковое коль-
цо, з — рычаг; 4 — плашки-
клин-ья
Время на наращивание можно сократить еще более, если нара-
щивать не трубу, а свечу. Для этого необходимо соединить две
ведущие трубы, углубить шурф и удлинить буровой шланг с 18
до 35 м.
§ 87. СПУСК ОБСАДНОП КОЛОННЫ
Процессы спуска обсадной и бурильной колонн в скважину
аналогичны. Обсадные колонны диаметром до 219 мм и длиной до
2000 м спускают с посадкой ее на клинья, установленные в роторе.
Если диаметр обсадных труб больше диаметра бурильных, приме-
няют клинья, аналогичные бурильным, ио выпускаемые специально
для обсадных труб. В других же случаях для обсадных и бурильных
труб применяют одни и те же клинья.
При спуске обсадных тяжелых колонн большого диаметра вместо
ротора над устьем скважины устанавливают специальный клиновой
захват (рис. 233), имеющий плашки с поперечными насечками, за-
хватывающие трубу обсадной колонны по тому же принципу, что
и роторные клинья.
Для захвата обсадной трубы под муфту можно применять эле-
ваторы для бурильных труб. Однако более надежными являются
плашечные элеваторы (рис. 234).
Обсадные трубы желательно свинчивать вручную круговым пли
двумя цепными ключами (см. рис. 222), а докреплять резьбовое
соединение машинными ключами для обсадных труб.
Для облегчения и ускорения работ по свинчиванию обсадных
труб на третьем поясе вышки (слева от входа) подвешивается люлька
для рабочего.
Перед свинчиванием резьба труб тщательно очищается волосяной
щеткой и смазывается специальной смазкой, повышающей герметич-
ность резьбового соединения.
28 Заказ 954
ГЛАВА XV
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ
И ДОКУМЕНТАЦИЯ
НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
§ 88. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
БУРЕНИЯ
Результаты строительства скважин характеризуются системой
взаимосвязанных показателей, различающихся по содержанию и
назначению.
Показатели отражающие
объем буровых работ
1. Число законченных строительством и сданных в эксплуатации
скважин определяет объем реализуемой буровым предприятием
продукции, финансовые результаты его деятельности.
2. Проходка отражает число метров углубления одной или всех
бурящихся скважин за определенный отрезок времени, независимо
от состояния и степени завершенности их строительства.
3. Объем буровых работ в денежном выражении, или сметная
стоимость работ, устанавливается на основе смет, учитывающих
все расходы, связанные со строительством скважины. С помощью
этого показателя наиболее полно определяется объем работ, отра-
жаются условия и сложность бурения, учитываются объемы незавер-
шенного производства и этапы строительства скважин; строительно-
монтажные работы, подготовительные работы к бурению, испытание
скважины.
4. Станко-месяцы бурения определяют продолжительность буро-
вых работ, осуществляемых всеми буровыми бригадами. Показатель
рассчитывается путем деления на 30 (720) дней (часов) работы и
остановок в процессе проходки п крепления ствола скважины.
ПОКАЗАТЕЛИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ
ЦИКЛА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
Строительство скважины включает в себя следующие этапы:
подготовительные работы к вышкостроению (расчистка площади,
планировка, рытье траншей, прокладка водопровода и т. д.);
вышкомонтажные работы (строительство или перетаскивание
434
вышки, монтаж бурового оборудования, установка его на фунда-
мент);
подготовительные работы к бурению («обкатка» смонтированного
оборудования, оснастка талевой системы и т. д.);
бурение и крепление скважины (проходка ствола, измерительные
работы, спуск в скважину обсадных колонн и их цементирование);
испытание скважины на продуктивность;
демонтаж оборудования (разборка вышки, разъединение блоков
оборудования, подготовка его к перетаскиванию на новый объект).
Распределение этих процессов во времени с установлением их
последовательности отражает производственный цикл строительства
скважины и его продолжительность:
Тц=Гп4 Гм + Уп.б+Т’б.к+Т’и + Гд, (XV.1)
где Гп, Ты, Тп. Т6 к, Тк, ТА — продолжительность соответственно
подготовительных работ к вышкостроению, вышкомонтажных работ,
подготовительных работ к бурению, бурения и крепления скважины,
ее испытания, демонтажа оборудования.
Для определения продолжительности наиболее трудоемкого
этапа — бурения и крепления — составляется баланс календарного
времени, который включает следующие элементы.
Производительное время бурения £мр, в том
числе:
время на проходку — механическое бурение <м, спуско-подъем-
ные операции, связанные в основном со сменой изношенного до-
лота, £с. п;
время на подготовительно-вспомогательные работы (смена до-
лота, проверка забойных двигателей, приготовление глинистого рас-
твора и т. д.) 2П. в.р;
время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее
цементирование) £кр.
Время на ремонтные работы (проведение про-
филактики оборудования; устранение неисправностей, возникающих
в период б.урения и крепления скважины) tp.
Время на ликвидацию осложнений, возни-
кающих в стволе скважины по геологическим причинам, toc.
Непроизводительное время tu, включающее:
время на ликвидацию аварий ta,
потери времени из-за простоев по организационно-техническим
причинам tn.
Баланс календарного времени бурения и крепления имеет сле-
дующий вид:
Тб. к = tc. п + ^п. в. р-МкрЧ- ^ос-Ма (XV.2)
При проектировании баланса календарного времени строитель-
ства скважины устанавливают прежде всего нормативную продолжи-
тельность цикла. Ее определяют по отдельным составляющим произ-
водственным процессам. Продолжительность строительно-монтаж-
28*
435
них и демонтажных работ устанавливается на основе справочника
«Единые нормы времени на строительно-монтажные работы в буре-
нии». Составляется наряд, который выдается вышкомонтажной бри-
гаде перед началом работ. На каждый вид работ в наряде по соору-
жению вышки и монтажу оборудования указываются нормы времени.
Для определения продолжительности бурения и крепления скважин
рассчитывается нормативная карта. Для ее составления в целях
нормирования подготовительно-вспомогательных, спуско-подъемных
операций; работ, связанных с креплением ствола скважины, исполь-
зуется справочник «Единые нормы времени на бурение скважин
на нефть и газ и другие полезные ископаемые». При нормировании
времени механического бурения применяют местные нормы, опре-
деляющие время бурения 1 м в часах и проходку на одно долото
в метрах.
Нормативную продолжительность испытания скважин устанавли-
вают на основании объема работ, указанных в технологическом плане,
и норм времени на эти работы, утвержденных Министерством нефтя-
ной промышленности.При определении нормативной продолжитель-
ности бурения и крепления скважины То.к не учитываются затраты
времени, связанные с ликвидацией осложнений, аварий, и наличие
простоев по организационно-техническим причинам.
Кроме нормативной продолжительности определяют плановую
продолжительность Т"лк, являющуюся основой планирования объ-
емов буровых работ и их стоимости. Плановая продолжительность
определяется с учетом времени на ликвидацию осложнений и не-
производительного времени. Однако при планировании этих затрат
учитывают их сокращение по сравнению с предыдущими периодами
за счет проведения ряда организационно-технических мероприятий.
В целях правильного планирования буровых работ, определения
резервов роста темпов строительства скважин очень важным является
изучение баланса фактического календарного времени. При его
изучении устанавливают потери рабочего времени, определяют
трудоемкость различных элементов цикла строительства, намечают
мероприятия по сокращению сроков Строительства скважин (табл. 24).
Баланс календарного времени изучается в двух направлениях:
во-первых, рассматриваются абсолютные затраты времени по эле-
ментам баланса, во-вторых, анализируется его структура, т. е.
соотношение удельных весов отдельных элементов затрат времени.
Это позволяет определить качественное использование календар-
ного времени.
При анализе баланса прежде всего необходимо рассмотреть соот-
ношение затрат производительного и непроизводительного времени.
Как видно из приведенного баланса, удельный вес производитель-
ных работ составляет 72,9% календарного времени бурения, т. е.
около 28% его тратится непроизводительно. Сокращение этих по-
терь — один из важнейших резервов роста скоростей бурения.
После общего рассмотрения баланса времени проводится анализ
затрат по отдельным его элементам.
436
Таблица 24
Баланс времени
(условная скважина глубиной 1300 м)
Элементы баланса времени Продол- житель- ность, ч Удельный вес элементов, %
цикла баланса
Календарное время строительства скважины . . . 1152 100,0 —
I. Строительно-монтажные и демонтажные работы В том числе: 200 17,9 100
время работы 70 34,0
время простоев 130 66,0
II. Подготовительные работы к бурению 43 3,7
III. Бурение 645 56,0 100
1. Производительное время 470 72,9
работа по проходке В том числе: 270 41,9
механическое бурение 112 17,4
спуско-подъемные операции подготовительно-вспомогательные 158 24,5
работы 134 20,8
крепление 66 10,2
2. Ремонтные работы 31 10,2
3. Ликвидация осложнения 53 8,2
4. Непроизводительное время В том числе: 91 14,1
ликвидация аварий 14 2,2
простои по организационным причинам .... 77 11,9
IV. Испытание скважины В том числе: 258 22,4 100,0
время работы 110 42,6
время перерывов 148 57,4
Особое внимание уделяется затратам времени на ликвидацию
аварий, осложнений и организационные простои. Выявляются при-
чины их возникновения, анализируется сложность аварий и ослож-
нений, разрабатываются мероприятия по их сокращению и устране-
нию. Расшифровываются причины простоев, возникающих из-за
недостатков в материально-техническом снабжении.
Затраты времени на работы по проходке зависят от показателей
отработки долот на забое. При анализе времени на механическое
бурение и спуско-подъемные операции рассматриваются геологи-
ческие и технические условия бурения, применяемые режимы, типы
п размеры долот, используемых при разбуривании различных свит
и горизонтов.
При анализе подготовительно-вспомогательных работ (смена
каната, забойных двигателей, заготовка раствора, чистка желобов
и др.) выявляется техническая необходимость отдельных работ
и возможность их совмещения (например, чистку желобов можно
проводить во время механического бурения).
437
Для сокращения затрат времени на проходку и подготовительно-
вспомогательные операции разрабатывают мероприятия, связанные
с повышением темпа разбуривания горной породы и ростом про-
ходки за рейс долота (внедрение новых конструкций долот, турбо-
буров, оптимизация режимов бурения и т. д.).
Необходимым направлением анализа является изучение затрат
времени на бурение передовыми бригадами. Сопоставление их со
средними результатами по предприятию позволяет установить име-
ющиеся резервы в ускорении темпов строительства скважин.
Баланс календарного времени и его отдельные элементы служат
основой определения различных скоростей бурения, отражающих
темпы строительства скважины.
1. Механическая скорость проходки.
2. Рейсовая скорость проходки.
3. Техническая скорость бурения определяется проходкой за
1 мес производительной работы буровой установки (м/ст.-мес):
Я720
гТ = -у-->
‘пр
(XV.3)
где Н — общая проходка (плановая или фактическая) за определен-
ный период времени (глубина скважины) в м; 720 — продолжитель-,
ность 1 ст.-мес бурения в ч; inp — производительное время буре-
ния в ч.
Показатель технической скорости используется для сравнитель-
ной оценки эффективности новой техники, различных способов буре-
ния. С его помощью устанавливается степень интенсивности исполь-
зования оборудования, его потенциальные возможности, опреде-
ляюдся резервы роста темпов бурения.
4. Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за
1 мес работы буровой установки (м/ст.-мес):
V
7/720
Тб. к
(XV .4)
Т6 к — календарное время бурения и крепления в ч).
На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-
технологического и организационного характера. Различают нор-
мативную и плановую коммерческую скорости.
При расчете нормативной коммерческой скорости бурения ис-
пользуют величину Z1" к, т. е. учитывают все производительное
время, а также установленное нормативное время на проведение
ремонтных работ оборудования в период проходки и крепления
ствола скважины. Нормативная скорость используется для опреде-
ления уровня заработной платы бригады (сдельной расценки).
При расчете плановой скорости принимают плановое календар-
ное время бурения и крепления TgV
Плановую скорость бурения определяют на основе планирования
оптимального баланса времени бурения с учетом достигнутого уровня
развития техники, технологии и организации буровых работ.
438
При анализе результатов бурения скважины рассматривают
фактические затраты времени и определяют фактическую коммер-
ческую скорость. С ее использованием устанавливают уровень
производительности труда, вычисляют потребное число буровых
бригад Б и установок У:
Б = 7пЧ2 +----365---У = Бк^ <XV‘5>
Здесь Нпл — плановая годовая проходка в м; г"л — плановая ком-
мерческая скорость бурения в м/ст.-мес; tn и tH — продолжитель-
ность соответственно подготовительных работ к бурению и работ
по испытанию в расчете на одну скважину в сут; N и Nf, — число
скважин, начинаемых соответственно бурением и испытанием в те-
чение года; ко6 — коэффициент оборачиваемости буровых установок.
С учетом величины скорости устанавливают потребность в ма-
териально-технических и оборотных средствах.
Уровень коммерческой скорости определяется следующими фак-
торами:
природными условиями (глубиной бурения, крепостью пород,
сложностью геологического разреза);
состоянием технической вооруженности и прогрессивностью тех-
нологии бурения (сочетание способов бурения, применяемое обору-
дование, долота, забойные двигатели, промывочные жидкости,
средства механизации, режимы бурения);
степенью организации производства (состояние хозяйств, об-
служивающих бурение, четкость и слаженность их работы, органи-
зация материально-технического снабжения, оперативного управле-
ния буровыми работами); состояние организации работ отражается
на размере потерь рабочего времени;
квалификацией кадров; наличие квалифицированных кадров
позволяет ликвидировать потери времени, снизить его затраты на
ликвидацию аварий и осложнений, повысить техническую скорость
бурения.
Повышение коммерческой скорости проходки требует сокращения
и ликвидации непроизводительного времени, уменьшения абсолют-
ных затрат производительного времени путем ускорения проведения
операций. Это может быть достигнуть на основе совершенствования
буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций,
улучшения организации производства.
5. Цикловая скорость строительства скважины.
Я720
---п— >
1 д
где Н — глубина скважины в м; Гц — время цикла строительства
скважины в ч.
Цикловая скорость бурения характеризует технический и орга-
низационный уровень буровых работ, отражает эффективность сов-
4’9
местного действия бригад, участвующих в цикле сооружения сква-
жины (вышкомонтажных, буровых бригад и бригад по испытанию
скважин).
Показатели, отражающие финансовые результаты
строительства скважин
Себестоимость строительства выражает в днежной форме все
затраты бурового предприятия на строительство скважины и сдачу
ее в эксплуатацию нефтегазодобывающему управлению.
Затраты на строительство скважин включают:
стоимость основных и вспомогательных материалов;
стоимость топлива и энергии, полученных со стороны;
заработную плату с различными начислениями;
амортизационные отчисления, связанные с износом бурового
оборудования;
стоимость износа бурильных труб и инструмента;
прочие денежные расходы.
Затраты на строительство скважин делятся на: а) прямые (основ-
ные), например амортизация оборудования, расход долот, электро-
энергия; б) накладные (косвенные), связанные, например, с содер-
жанием аппарата управления (административно-хозяйственные рас-
ходы), расходы на подготовку кадров, охрану труда и т. д.
При определении себестоимости строительства отдельной сква-
жины экономические элементы группируются по этапам ее строи-
тельства. Они включают расходы на:
а) подготовительные работы к строительству скважин;
б) строительно-монтажные работы, строительство вышки и монтаж
оборудования;
в) бурение и крепление ствола скважины;
г) испытание скважины на приток;
д) промыслово-геофизические работы;
е) прочие работы, связанные со строительством скважины.
Сметная себестоимость Ссм определяется путем составления
сметы на строительство скважины. Ее разделы соответствуют этапам
строительства. Кроме показателя сметной себестоимости суще-
ствует плановая себестоимость. Этот показатель учитывает
особенности строительства скважин в конкретных условиях, в то
время как сметы составляются на основе средних нормативов, укруп-
ненных сметных норм, которые предусматривают средние условия
производства. При определении плановой себестоимости предусма-
тривается задание по снижению затрат на строительство. Оно уста-
навливается на основе планируемого изменения в технике, техно-
логии, организации производства, роста производительности труда,
скорости бурения, снижения норм и цен на материалы, выявления
внутренних резервов всех цехов и служб, участвующих в строитель-
стве скважин.
440
Плановая себестоимость
С ПЛ — Сем- 3
(3 — плановое задание по снижению себестоимости в руб.).
Фактическая себестоимость определяется путем сумми-
рования всех фактических затрат на проходку скважин.
Важнейшим условием повышения эффективности буровых работ
является снижение себестоимости строительства скважины. Оно
служит источником обеспечения прироста добычи и запасов нефти
без дополнительных капитальных вложений, снижения себестои-
мости нефти, так как почти одну треть затрат на добычу составляет
амортизация скважин. -
Для изыскания путей снижения себестоимости строительства
скважин необходимо знать ее структуру. Преобладающая доля
(около 70%) затрат приходится на бурение и крепление скважины.
Свыше 60% этих затрат полностью или частично зависят от продол-
жительности бурения. Следовательно, важнейшим резервом удеше-
вления буровых работ является рост скоростей бурения. Он может
быть обеспечен путем сокращения организационных простоев в пе-
риод бурения, вызывающих потери рабочего времени; снижения
аварийности, возникающей в результате нарушения технологической
дисциплины.
Важнейшим источником снижения себестоимости строительства
скважины является уменьшение материальных затрат, в которых
особое место занимает расход металла (обсадные трубы), цемента
и химических реагентов (около 30% всех затрат на бурение и кре-
пление).
Основные пути их снижения следующие:
совершенствование и упрощение конструкций скважин; пере-
ход на бурение долотами малых диаметров, отказ от спуска проме-
жуточных колонн, применение частичного крепления ствола сква-
жины хвостовиками и др.; при этом обеспечивается значительная
экономия обсадных труб, цемента, глинистого раствора, химических
реагентов и т. д., сокращается объем выбуренной породы и, следо-
вательно, снижаются энергетические затраты;
применение новых более экономичных видов материалов, напри-
мер, замена металлических обсадных труб пластмассовыми, и др.;
внедрение прогрессивной технологии, например продувка забоя
воздухом; это обеспечивает экономию химических реагентов, глины,
долот и запасных частей к насосам;
строгое соблюдение буровыми бригадами технологической дисци-
плины, нарушение которой приводит к авариям и осложнениям;
внедрение прогрессивных организационных форм, упрощение
производственной структуры, аппарата управления.
Прибыль и рентабельность строительства скважин. Прибыль
представляет собой разницу между суммой выручки от реализации
продукции или сдачи работ по установленным государственным
оптовым ценам и себестоимостью продукции (работы):
П = Ц—С, (ХУЛ)
441
где Ц — цена реализованной продукции (работ) в руб.; С — себе-
стоимость выпущенной (изготовленной) продукции.
Работы по строительству скважин оплачиваются по их сметной
стоимости, которая включает, кроме сметной себестоимости, пла-
новые накопления, являющиеся основной частью' прибыли бурового
предприятия. Величина плановых накоплений определяется при
составлении сметы и устанавливается в размере 6% от суммы пря-
мых и накладных расходов. Сметная стоимость является ценой сква-
жины, по которой буровое предприятие сдает ее нефтегазодобыва-
ющему управлению.
Общий размер прибыли бурового предприятия (в тыс. руб.)
определяется по формуле
Я = Япл + У+3 + Ф, (XV.8)
где Нпл — плановые накопления от сдачи работ по строительству
скважин; У — прибыль от реализации услуг и работ со стороны
(кроме работ по строительству скважин); 3 — сумма планового
снижения себестоимости буровых работ; Ф — сумма сверхпланового
снижения себестоимости работ (разница между плановой и факти-
ческой себестопмостью).
Если доходы от реализации продукции (сдачи работ) превышают
расходы, производство является рентабельным.
Рентабельность является результирующим обобщающим показа-
телем эффективности работ по строительству скважин.
Уровень рентабельности (в %):
(Q — стоимость производственных фондов предприятия: оборудо-
вания, инструмента, инвентаря и др.).
Повышение рентабельности в бурении обеспечивается снижением
себестоимости строительства скважин, улучшением использования
бурового оборудования.
Например, сокращение простоев оборудования, увеличение ско-
ростей позволяют выполнить необходимые объемы бурения меньшим
числом буровых установок, что обеспечивает уменьшение стоимости
производственных фондов и увеличивает рентабельность производ-
ства.
§ 89. ОСНОВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА СТРОИТЕЛЬСТВО
СКВАЖИН
Технический проект. Основным документом, используемым при
строительстве скважин, является технический проект. Он разраба-
тывается для отдельных скважин (индивидуальный) или их групп
(групповой).
В техническом проекте дается характеристика скважины, в него
включают все элементы, обосновывающие технологию и организа-
442
цию строительства. От принятых в проекте технических, технологи-
ческих и организационных решений зависят продолжительность
строительства и рентабельность производства. В проекте предусма-
тривается использование прогрессивной технологии, высокопроиз-
водительного бурового оборудования, инструмента, средств комплекс-
ной механизации трудоемких процессов. Все это соответствует тре-
бованиям технического прогресса и его основным направлениям,
принятым в отрасли.
Технические проекты составляют в соответствии с заданием на
проектирование, выдаваемым заказчиком (нефтегазодобывающим
управлением). Это задание содержит:
геологическую характеристику района ведения работ;
перечень наличного и внедряемого по плану оборудования;
данные об источниках электро-и водоснабжения, действующих
карьерах местных материалов и др.
Технический проект отражает:
орографию района, представляющую описание его природных
особенностей, климатических условий, рельефа местности и харак-
теризующую его административное положение, подъездные пути,
источники водо-и энергоснабжения и связи;
геологическую часть, определяющую назначение скважины,
средний геологический и литологический разрез, категорию крепости
пород, данные о возможных осложнениях, параметры промывочной
жидкости;
указания по проведению комплекса геофизических и исследова-
тельских работ, определяемых геологической службой в соответ-
ствии со специальной инструкцией;
перечень подготовительных работ к строительству скважин
(планировка площадей, рытье траншей, прокладка дорог и трубо-
проводов);
характеристику бурового оборудования в зависимости от вида
энергии, конструкции и глубины скважины, способа и вида бу-
рения;
технические условия бурения и крепления скважин, обосновы-
вающие параметры режима бурения, типы применяемых забойных
двигателей, долот, бурильных труб, потребное количество промы-
вочной жидкости, реагентов,*долот, конструкцию скважины с ука-
занием толщин стенок и марки обсадных труб, высоты подъема
цементного раствора, расхода цемента; количество цементировочных
агрегатов, смесительных машин; объем работ по опрессовке буриль-
ных труб на буровой, способ испытания обсадных колонн на гермети-
чность, оборудование устья скважины, устанавливаемое перед вскры-
тием продуктивного пласта, перечень работ по вскрытию пласта;
характеристику работ по испытанию скважин на продуктивность
или освоение нагнетательной скважины с указанием способа испыта-
ния (компрессорный, испытателем пластов), объема работ, интервала
испытания, типа оборудования (буровая установка, подъемник)
и т. д.;
443
обоснование плановой продолжительности строительства сква-
жины в целом и отдельных элементов цикла, устанавливаемой на
основе прогрессивных норм времени.
Кроме того, в проекте приводятся сведения о проектируемой
скважине и подсобных производствах (категория скважины, нали-
чие тампонажной конторы или цеха, мощность ремонтной базы и
т. д.). Приводится перечень скважин, строящихся по техническому
проекту, отмечаются расстояния перевозки грузов с указанием
вида транспорта.
Исходным этапом составления технических проектов является
типизация скважин, т. е. группировка их по ряду признаков. При
отнесении скважины к тому или иному типу принимают во внима-
ние: цель бурения (разведочное, эксплуатационное); способ бурения
(роторный, турбинный, бурение электробуром); проектная глубина
(в одну группу включаются скважины, имеющие отклонение глу-
бин в пределах 250 м в сторону увеличения или уменьшения от сред-
ней, принятой по проекту); конструкция скважины; вид энергии
(электроэнергии, энергия ДВС); вид бурения (скважины — верти-
кальные, наклонные, наклонно-искривленные; расположение точки
(суша, море); условия проходки скважины (буримость пород, нали-
чие зон осложнений).
Индивидуальные технические проекты составляют для строи-
тельства первых трех разведочных скважин на новых площадях,
вводимых в разведку.
К техническому проекту прилагают:
геолого-технический наряд;
чертеж профиля наклонной скважины;
схему транспортных связей с указанием подъездных путей.
Геолого-технический наряд — это оперативный план работы
буровой бригады, определяющий технологический режим и процесс
бурения скважины. Он состоит из двух частей: геологической и тех-
нической.
В геологической части отражается:
наименование проходимых свит и горизонтов;
литологический разрез пород;
предполагаемый угол падения пород;
интервалы проходки с отбором керна и шлама;
интервалы глубин, где возможны осложнения (обвалы, погло-
щения промывочной жидкости, нефте-газопроявления);
горизонты, против которых перфорируют колонну;
конструкция скважин, высота подъема цементного рас-
твора;
интервалы проведения электрометрических и прочих исследова-
тельских работ.
В технологической (технической) части
по интервалам бурения указывают:
тип и размер долот;
число рейсов долота;
444
параметры режима бурения (осевую нагрузку на долото, ско-
рость его вращения, производительность насосов);
оснастку талевого механизма;
скорость подъема бурильной колонны, число свечей и бурильных
труб, поднимаемых на той или иной передаче лебедки;
интервалы и скорость
проработки ствола.
Все исходные данные
для составления геолого-тех-
нического наряда берут из
технического проекта
Инструктивно-
технологическая
карта является важным
документом. помогающим
буровой бригаде обеспечить
скоростной процесс проходки
скважины. Она разрабаты-
вается для уточнения реко-
мендаций геоло,го-техниче-
^ского наряда по отработке
долот и составляется на ос-
нове обобщения (передового
опыта’работы отдельных вахт
и буровых бригад.
С учетом анализа фак-
тических результатов отра-
ботки долот по отдельным
стратиграфическим горизон-
там проектируют оптималь-
ный режим бурения, обе-
спечивающий скоростную
проходку скважины.
При разработке карты
Рис. 235. Технологический график про-
ходки скважины
1 — по инструктивной карте; 2 — по норме, з —
фактическая проходка
проектируется рациональный
баланс времени проходки отдельных стратиграфических горизонтов
и скважины в целом, определяется скорость бурения (табл. 25).
Технико-экономические показатели
Глубина скважины, м..................... 1300
Коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес . . 1050
Календарное время, ч..................... 888
Производительное время, %................ 96
Число долот.............................. 50
Средняя проходка, м ........................ 26
Механическая скорость проходки, м/ч . . . . 90
Рейсовая скорость проходки, м/ч.......... 2,8
Для систематического контроля за ходом процесса проходки сква-
жины и выполнения заданной по инструктивно-технологической
445
Инструктивно-технологическая карта скоростной
Стратиграфический гори- зонт Интервал бурения, м Мощность, м Тип долота Тип турбобура Нагрузка на долото, кН Диаметр втулок насосов, мм Давление, развиваемое насосами, МПа
Верхний карбон 415-620 205 2К-214СТ ТС5Б 100—120 150 11-13
Мячковский 620-720 100 2К-214Т ТС5Б
Подольский 720—790 70 2К-214Т ТС5Б
и т. д.
Нормативная
Наименование работ 1 Нормативная ! пачка , Интервал буре- ния, м Проходка, м Долото Время меха- нического бурения, ч Число рейсов спуск бурильной колонны
число свечей время,ч
1 м всего
Бурение под кондуктор Электроизмерительные работы в интервале 0-400 м Крепление скважин кон- дуктором в интервале 0—400 м и т. д. . . . 1 0-400 400 1В 190Т о,1 4,0 3 7 0,21
карте скорости составляется технологический график (рис. 235).
По оси ординат откладывается проходка в метрах, соответствующая
глубине скважины, по оси абсцисс — продолжительность работ
в сутках по инструктивно-технологической карте. Такой же график
для сопоставления разрабатывается и по данным нормативной карты.
Инструктивно-технологическую карту дополняют инструктив-
ными картами передовых приемов работы при выполнении отдельных
трудоемких операций (спуско-подъем и наращивание бурильной
колонны, смена долота). Карты разрабатывают на основе изучения
опыта передовых вахт, выявления лучших трудовых приемов.
При разработке рекомендаций приводят схемы рациональной
расстановки рабочих, организации рабочего места, описание движе-
446
Таблица 25
проходки скважины (фрагмент)
Показатели отра- ботки долот Баланс времени, ч
средняя проходка, на долото, м число долот механическая ско- рость проходки, м/ч механическое буре- ние спуско-подъемные операции наращивание бу- рильной колонны смена долота промывка скважи- ны подготовительно- з ак лючите льные работы итого ремонтные работы всего
32,8 6 23,6 8,7 5,16 2,5 0,67 1,07 1,38 19,38 0,96 20,44
22,0 16,7 5 4 20,4 11,8 4,9 5,9 5,80 5,23 1,25 0,92 0,57 0,44 1,13 1,01 1,15 0,92 14,8 14,45 0,73 0,71 15,53 15,15
Таблица 26
карта (фрагмент)
Наращивание Подъем Время, ч Ремонтные
бурильной колонны О о Р. J > работы S3 ф
°® р1 W S ф о о Р1 tt г ф смены дол: та И Р. И & 3so ИК!» я й R о «и S й прочих р£ бот О ф % ч ф & W о
® о а a w р4 о к О РЮ ИьйИ Я
14 2,8 14 0,3 о,6 0,4 0,14 0,4 10 3 0,30 10,5
1,6 1,6 3 0,05 1,6
41 41,2 3 0,7 41,9
ния исполнителей. Выполнение этих рекомендаций позволяет значи-
тельно повысить выполнение норм времени.
В наряде на производство буровых работ указывают все условия
бурения скважины (проектную глубину и пласт, способ и цель
бурения, конструкцию скважин, характеристику оборудования),
нормативную и плановую продолжительность бурения, суммарную
расценку за проходку скважины буровой бригаде. Наряд выдается
перед началом бурения скважины. Основой наряда является норма-
тивная карта, определяющая нормативную продолжительность буре-
ния и крепления скважины (табл. 26).
Для составления карты используют данные геолого-технического
наряда, нормы времени на проведение различных работ. В норматив-
447
Таблица 27
Смета на строительство условной скважины (фрагмент)
Наименование работ или затрат : Единица изме- рения I Количество Стоимость, руб.
1 единицы в том числе возврат общая в гом числе ьодврп
Раздел I. Подготовительные работы к строительству Строительство дорог, трубопро- водов и линии электропередач Разборка коммуникаций .... руб. руб- — — — 49 449 977 7 701
Итого 41 416 7 701
Раздел И. Вышкостроение и монтаж оборудования
Сборка вышки и привышечных сооружении Монтаж оборудования Разборка привыпгечных сооруже- ний Демонтаж оборудования ....
Итого
Раздел III. Бурение п крепление Подготовительные работы к бу- рению Интервал бурения (от 5 до 100 м) Интервал бурения (от 500 до 1300 м) Крепление 426-мм кондуктором Крепление эксплуатационной 146-мм колонной, м Сут м м м м 5 95 800 100 1300 669,8 56,5 234,8 40,2 8,56 1 II II i . 3 349 5 368 187 893 4 025 23 977 -
Итого 425 452
Раздел IV. Испытание скважины на продуктивность Оборудование устья скважины Испытание первого объекта . . . Испытание последующих объектов комплект Сут сут 1 16,3 68,1 1 396,4 497,3 1 441,5 — 396 8 107 30 062
Итого 38 565
Промыслово-геофизические рабо- ты Резерв на производство работ в зимний период (в % от I п II разделов) % % 7,1 5,5 16 544 5 393
Итого прямых затрат . . . 1 615 390 15 704
448
Продолжение табл. 27
Наименование работ и чл затрат Единица изме- рения Количество Стоимость, руб.
единицы । в том числе j возврат общая | в том числе ; возврат i
Накладные расходы (на итог пря- Л1ых затрат) Плановое накопление (на итог прямых и накладных расходов) % % 21.6 6,0 — 132 280 37 200
Итого Льготные условия оплаты труда Составление проектно-сметноп документации % 20 1 — — 784 904 153 257 216
Полная сметная стоимость . . . руб. 963 377 15 764
ной карте указывают последовательность выполнения отдельных
работ, предусмотренных технологическим процессом бурения сква-
жины (бурение, электрометрические измерения, крепление скважины).
С использованием данных геолого-технического наряда и дей-
ствующих норм по отдельным интервалам проходки рассчитывают
нормативную продолжительность:
механического бурения;
спуска и подъема бурильной колонны;
смены долота и забойного двигателя;
подготовительно-заключительных и прочих работ;
ремонтных работ.
Сдельную расценку, указывающую сумму заработной платы
буровой бригады за проходку скважины, отражают в наряде на произ-
водство буровых работ и определяют по формуле
Р = СТ$.Я (XV.10)
где Р — сдельная расценка в руб; С — часовая тарифная ставка
вахты, представляющая сумму ставок всех членов вахты, в руб.;
T'i к — нормативная продолжительность бурения и крепления сква-
жины в руб.
Нормативная продолжительность бурения, определенная норма-
тивной картой, представляет собой норму времени и является основой
определения заработной платы буровиков.
Смета на строительство скважины дополняет технический проект
строительства скважины и является основой для расчетов бурового
предприятия с заказчиком (табл. 27).
29 заказ 054 449
По составленной смете определяют сметную себестоимость и смет-
ную стоимость строительства скважины.
Для составления сметы на строительство скважины используют:
данные технического проекта, в том числе плановую скорость
бурения скважины;
единые цены на материалы и оборудование, транспортные тарифы,
некоторые местные цены;
нормы накладных расходов и плановых накоплений;
«Справочник укрупненных сметных норм на строительство нефтя-
ных и газовых скважин» (СУСН);
«Прейскурант порайонных расценок на строительство нефтяных
и газовых скважин (ППР)».
Смета состоит из четырех разделов, соответствующих отдельным
этапам производства работ.
Раздел I. Подготовительные работы к строительству скважины.
Раздел II. Строительно-монтажные работы.
Раздел III. Бурение и крепление.
Раздел IV. Испытание скважины на продуктивность.
Вне разделов в^смете приводятся затраты на промыслово-геофизи-
ческие и лабораторные работы, резерв на производство работ
в зимнее время, накладные расходы и плановые накопления.
Данные об объемах отдельных^видов работ, оборудования, буриль-
ной колонне, конструкции скважин берут из технического проекта
на строительство скважины.
Сметная себестоимость в сумме с плановыми накоплениями (при-
былью) определяют сметную стоимость (цену) скважины.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Алексеевский Г. В. Буровые установки Уралмашзавода.
М., «Недра», 1971. 495 с. с ил.
2. А м и я и В. А., У голев В. С. Физико-химические методы повы-
шения производительности скважин. М. «Недра», 1970. 279 с. с ил.
3. Б р е и т л и Д. Е. Справочник по роторному бурению. М., «Недра»,
1964. 583 с. с ил.
4. Б у л а т о в А. И. Технология цементирования нефтяных и газовых
скважин. М., «Недра», 1973. 296 с. с ил.
t 5. Б у л а т о в А. И. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.
М., «Недра», 1969. 278 с. с ил.
6. Г е т л и н К. Бурение и заканчивание скважин. М., Гостоптехиздат,
1963. 518 с. с ил.
7. ДанюшевскийВ. С., Толстых И.Ф.,МильштейнВ.М.
Справочное руководство по тампонажным материалам. М., «Недра», 1973.
312 с. с ил.
8. К а л и н и н А. Г. Искривление скважин. М., «Недра», 1974. 319 с. с ил.
9. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. М., «Не-
дра», 1972. 392 с. с ил.
10. Лисичкин С. М. Очерки по истории развития отечественной
нефтяной промышленности. М., Гостоптехиздат, 1954. 402 с. с ил.
11. Л и с и ч к и н С. М. Очерки развития нефтедобывающей промышлеп-
ности СССР. М., Изд-во АН СССР, 1958 . 426 с. с ил.
12. Мокшин А. С., Владиславлев Ю. Е., Комм Э. Л-
Шарошечные долота. М., «Недра», 1971. 215 с. с ил.
13. П а н о в Б. Д., Бакулин В. Г. Совершенствование технологии
вскрытия и опробования продуктивных пластов в скважинах. М.. «Недца»
1973. 231 с. с ил.
14. Поляков В. П., Смирнов В. Н., Константинов А. А.
Буровые установки завода «Баррикады», М., «Недра», 1972. 287 с. с ил.
15. Саркисов Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн, М
«Недра», 1971. 205 с. с ил.
16. С а р о я н А. Е. Проектирование бурильных колонн, М., «Недра»,
1971. 181 с. с ил.
17. Справочник инженера по бурению. Под редакцией Мищевича
В. И. и Сидорова Н. А , т. т. I и II, М., «Недра», 1973. 518 с. и 375 с. с ил.
18. Федопов В. С. Практические расчеты в бурении. М., «Недра», 1966.
595 с. с ил.
29*
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие (Н. Г. С е р е д а)..................................... 3
Глава I. Способы бурения нефтяных и газовых скважин (Н. Г. С е -
Р е д а) ............................................... 5
I § 1. Понятие о скважине.......................................... 6
§ 2. Краткая история возникновения и развития бурения скважин О
§ 3. Способы бурения скважин.................................... 14
\чава II. Механические свойства горных пород (Е. М. С о л о в ь е в) 22
§ 4. Физико-механические свойства горных пород................... 22
§ 5. Влияние всестороннего сжатия и температуры на механические
свойства горных пород........................................... 23
6. Влияние насыщающей жидкости на механические свойства горных
пород ........................................................
§ 7. Определение механических свойств горных пород............ 34
§ 8. Абразивность горных пород................................ 39
Глава III. Буровые долота (Н Г. Середа)......................... 43
§ 9. Назначение и классификация............................... 43
§ 10. Долота для сплошного бурения............................ 44
г§ 11. Долота для колонкового бурения.......................... 65
12. Долота специального назначения.......................... 78
’лава IV. Бурильная колонна (Н. Г. С е р е д а)................ -80
' 713. Назначение, составные элементы и условия работы бурильной
колонны ...................................................... 80
§ 14. Конструктивные особенности элементов бурильной колонны 82
§ 15. Напряжения, возникающие в бурильной колонне............. 99
§ 16. Расчет бурильной колонны............................... 104
лава V. Механизмы для вращения долота (Н. Г. С е р е д а) . . . . 106
§ 17. Механизмы для вращения долота при роторном бурении .... 106
§ 18. Механизмы для вращения долота при турбинном бурении .... 108
§ 19. Электробуры ........................................... 122
лава VI. Промывка скважин и промывочные жидкости (Е. М. Со-
ловьев) ......................................•.............. 129
§ 20. Назначение промывочной жидкости и требования к ней..... 129
§ 21. Классификация промывочных жидкостей.................... 130
§ 22. Промывочные жидкости на водной основе.................. 130
§ 23. Свойства промывочных жидкостей jia водной основе....... 140
§ 24. Химические реагенты для обработки промывочных жидкостей
на водной основе............................................. 146
§ 25. Химическая обработка промывочных жидкостей на водной основе 156
§ 26. Регулирование плотности промывочных жидкостей на водной
основе ...................................................... 159
§ 27. Промывочные жидкости на неводной основе................ 162
§ 28. Эмульсионные промывочные жидкости...................... 164
§ 29. Газообразные агенты и аэрированные промывочные жидкости 167
452
§ 30. Приготовление промывочной жидкости на водной основе .... 170
§ 31. Очистка промывочных жидкостей............................ 173
Глава VII. Основы гидравлических расчетов в бурении (Е. М. Со-
ловьев) ......................................................... 177
§ 32. Расчет потерь давления на гидравлические сопротивления при
промывке скважины.............................................. 177
§ 33. Гидродинамические давления, возникающие прп перемещении
колонны труб................................................... 184
§ 34. Оборудование для промывки скважин....................... 186
Глава VIII. Режим бурения (Е. М. Сол овьев)...................... 191
’ § 35. Понятия о параметрах режима бурения и показателях работы долот 191
§ 36. Влияние параметров режима бурения на мгновенную механи-
ческую скорость проходки ................................... 192
§ 37. Влияние параметров режима бурения на величину проходки
на долото...................................................... 200
§ 38. Взаимосвязь параметров режима бурения................... 203
§ 39. Влияние состава и свойств промывочной жидкости на эффектив-
ность работы долот............................................ 211
лава IX. Осложнения в процессе бурения (Е. М. Соловьев) 216
§ 40. Поглощение промывочной жидкости......................... 216
§ 41. Газо-нефте-водопроявления .............................. 221
§ 42. Осыпи и обвалы пород, сужение ствола скважины........... 224
§ 43. Прихваты бурильных и обсадных колонн.................... 227
§ 44. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах 229
§ 45. Противовыбросовое оборудование.......................... 230
лава X. Искривление скважин (Н. Г. С е р е д а)................ 236
§ 46. Понятие об искривлении скважин.......................... 236
§ 47. Причины и последствия искривления скважины.............. 238
§ 48. Предупреждение искривления вертикальных скважин......... 240
§ 49. Приборы для измерения зенитного и азимутального углов .... 248
§ 50. Способы искусственного искривления скважин.............. 249
§ 51. Профили наклонных скважин............................... 256
§ 52. Ориентирование отклонителей............................. 257
§ 53. Виды бурения наклонных скважин.......................... 263-
Глава XI. Разобщение пластов (Е. М. С о л о в ь е в)............. 268
§ 54. Цели и способы крепления скважин......................... 268
§ 55. Выбор конструкций скважины............................... 269
§ 56. Конструкция обсадной колонны............................. 276
j 57. Прочностные характеристики обсадных труб и их соединений 283
§ 58. Условия работы обсадных колонн в скважинах............... 285
§ 59. Расчет эксплуатационных обсадных колонн.................. 287
§ 60. Расчет промежуточных колонн.............................. 297
§ 61. Пример расчета эксплуатационной колонны.................. 300
§ 62. Спуск обсадных колонн в скважину......................... 305
§ 63. Цементирование скважин................................... 310
§ 64. Тампонажные материалы.................................... 316
§ 65. Схватывание и твердение цементного раствора.............. 319
§ 66. Свойства цементных растворов и камня..................... 321
§ 67. Регулирование свойств цементных растворов и камня........ 326
§ 68. Основные факторы, влияющие на качество цементирования
скважин .................................................*.... 328
§ 69. Оборудование для цементирования скважин.................. 334
§ 70. Расчет цементирования.................................... 339
§ 71. Пример расчета цементирования............................ 345
§ 72. Заключительные работы после цементирования............... 350
Глава XII. Вскрытие и опробование продуктивных пластов (Е. М. Со-
ловьев) ......................................................... 354
§ 73. Влияние промывочной жидкости на коллекторские свойства
продуктивного пласта .......................................... 354
§ 74. Выбор промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта 358
453
§ 75. Выбор метода вскрытия продуктивного пласта и конструкции
призабойной зоны в эксплуатационных скважинах................. 361
§ 76. Способы опробования перспективных горизонтов и его задачи 368
§ 77. Опробование в процессе бурения с помощью КИИ............. 369
Глава XIII. Буровые установки и сооружения (Н. Г. Середа) 377
§ 78. Классификация буровых установок.......................... 377
§ 79. Краткая характеристика современных буровых установок .... 380
§ 80. Буровые вышки и их сооружение............................ 393
§ 81. Буровые лебедки и талевая система........................ 398
§ 82. Основания и фундаменты буровых установок. Привышечные
сооружения ................................................... 407
Глава XIV. Трудовые процессы в бурении (Н. Г. С е р е д а) . . . . 410
§ 83. Вышкомонтажные работы.................................... 410
§ 84. Бурение скважин ......................................... 412
§ 85. Спуск и подъем бурильной колонны......................... 416
§ 86. Наращивание бурильной колонны............................ 431
§ 87. Спуск обсадной колонны................................... 433
Глава XV. Технико-экономические показатели бурения и документация
на строительство скважин (Б. С. Сыромятников) 434
§ 88. Основные технико-экономические показатели бурения........ 434
§ 89. Основная документация на строительство скважин........... 442
Список литературы ............................................... 451
Николай Гаврилович G^e'p еда
Евгений Матвеевич Соловьев
4
Бурение нефтяных и газовых скважин
Редактор Л. Ф. Маклакова
Переплет художника Н. Н. Румянцева
Технические редакторы В. В. Соколова, А. Е. Матвеева
Корректор Л. И. О и р о и г л О
Сдано в набор 9/IV 1974 г. Подписано в печать 8/Х 1974 г. Т-16566
Формат 60 X 90»/1« Бумага № 2. Печ л 28,5. Уч-изд. л. 30,60
Тираж 12000 экз. Заказ № 954/744—5. Цена 1 р. 31 к.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 6 «Союзполиграфпрома» при Государственном комитете
Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
196006, г. Ленинград, Московский пр., 91.