А. Новиков - Строительство нефтяных и газовых скважин

i) Если в оснастке присутствует алюминий и появились заклинки при разбуривании, остановить циркуляцию для падения элементов на збойц и пытаться раздавить алюминиевые элементы долотом. [54]

При начале работы с новым долотом, очень важно правильно сформировать профиль забоя в соответствии с геометрией долота. От правильности выполнения формирования забоя, зависит работоспособность долота. Если новое долото значительно отличается от предыдущего геометрией, подход к забою необходимо производить с минимальной подачей насосов.

a) При вращении 40–60 об/мин нагрузить долото 1,5–2 т., начать углубление, для внедрения

вооружения в породу, подача раствора должна быть проектной;

b) Если нет углубления, увеличить нагрузку и пробурить на высоту долота с минимальной нагрузкой, при этом контактировать с породой будут только некоторые элементы вооружения, при большой нагрузке они могут разрушиться;

c) Постепенно увеличить нагрузку на долото до проектной;

d) Увеличить обороты ротора проектных значений, корректировать нагрузку по максимуму механической скорости проходки, при этом подача долота должна быть максимально непрерывной;

e) Избегать вибраций, при появлении вибраций, изменить обороты ротора, снижение нагрузки существенно снижает механическую скорость проходки;

f) При равенстве забойного и порового давления, механическая скорость проходки снижается и при уменьшении порового давления, и может снизиться до очень малых величин. [54]

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

1. Выбрать три скорости вращения ротора например: 80, 120 и160 об/мин;

2. Установить минимальную скорость вращения и создать максимально разрешенную нагрузку на долото;

3. Затормозить лебедку и провести бурение без подачи инструмента;

4. Записать нагрузки с шагом 1 т. в порядке уменьшения до снижения механической скорости до минимальных значений, зафиксировать время в секундах, затраченное на бурение интервала нагрузок;

5. Произвести пробное бурение с 120 и 160 об/мин, в той же последовательности;

6. Проанализировать время, затраченное на бурении при трех значениях оборотах ротора. Наименьшее затраченное время в секундах, на бурение в диапазоне равных нагрузок, будет соответствовать максимальной скорости проходки. Но это не догма, всегда искать максимум механической скорости проходки и избегать вибраций. [54]

Турбобуры – это забойные гидравлические двигатели, предназначенные для бурения скважин в различных геологических условиях. Спускаются к забою на бурильных трубах. Энергия, необходимая для работы турбобура, доставляется потоком жидкости, подаваемой по трубам, установленными на поверхности насосами. Жидкость, отработанная в турбине подается в долото и, проходя через отверстия в долоте, попадает на забой, очищает его, вынося разбуренную породу на поверхность. Турбобур состоит из стопора с дисками и ротора с дисками. Лопатки ротора и статора имеет противоположные направления наклона, левое и правое. Схематически на Рис. 64 Изображены внешний вид турбобура и пары ротор-статор. [9]

Рис 7.1.Турбобур

Мощность на валу турбобура определяется

N = (QHγ/75) * η (6.1)

Где: – Q – подача жидкости, л/с;

Н – перепад давления на турбобуре, кг/см 2

γ – плотность жидкости, г/см 3

η – КПД турбобура.

Турбобуры выпускаются различных типов. Односекционные, двух и трех секционные, быстроходные, тихоходные. Отличительная особенность – большое число оборотов вала турбобура (500–1200 об/мин.), что не всегда отвечает требованиям режима бурения.

В НПО «Буровая техника» – ВНИИБТ созданы турбобуры нового поколения типа Т1, которые имеют улучшенную энергетическую характеристику и обладают высокой надежностью. Так, например, как видно из приведенных данных, в новом турбобуре Т1–195 достигнуто повышение момента силы его турбины на 37 % при снижении частоты вращения на 15 %. Помимо улучшения показателей работы долот, применение турбобура Т1–195 показало исключительно высокую его надежность. Две шпиндельные секции нового турбобура наработали в среднем по 350 часов, что в 3 раза больше, чем на серийных шпиндельных секциях. Наработка на турбинные секции превысила 1000 часов, что примерно в 2,5 раза больше, чем на серийных аналогах. Высокие результаты были достигнуты за счет усовершенствований конструкции турбины, осевой и радиальных опор, использования улучшенных материалов. [9]

Требования к эксплуатации турбобуров заключается в следующем:

1 – рекомендуется применять долота диаметром, соответствующим диаметру и мощности турбобура. Бурильные трубы необходимо применять с минимальными гидравлическими сопротивлениями. Насосы должны быть способны работать при давлении не ниже 150 кгс/см, для обеспечения работы турбобура. Давление в циркуляционной системе складывается из:

Рн = Рм + Рст + РТР + РД + Ртб + Ркп (6.2)

Где: Рн – давление на насосе, кгс/см 2

• Рм – давление в манифольде, кгс/см 2

• Рст – давление на стояке, кгс/см 2

• РТР – давление в бурильных трубах, кгс/см 2

• РД – давление на долоте, кгс/см 2

• Ртб – давление в турбобуре, кгс/см 2

• Р кп– давление в кольцевом пространстве, кгс/см 2

Расчеты потерь в циркуляционной системе довольно неточны, а с учетом того, что буровой раствор принадлежит к неньютоновским жидкостям, задача усложняется. Существуют готовые таблицы значений гидравлических потерь в элементах циркуляционной системы. На практике, оперативный расчет давления на насосе можно произвести по эмпирической формуле:

Рн = 0,015L + 15 (7.3)

Где: L – глубина спуска инструмента без долота и турбобура, в м. Перепад давления на турбобуре, долоте – величины справочные.

Для улучшения работы буровых насосов и увеличения коэффициента наполнения насосов, последние должны устанавливаться под залив. Буровая должна быть оснащена средствами очистки бурового раствора, под квадратом установлен фильтр, при бурении с аэрацией над турбобуром устанавливается обратный клапан; эти меры нужны, чтобы не допустить шламования турбобура. При эксплуатации турбобура необходимо контролировать люфт вала шпинделя при каждой смене долота. Менять шпиндель при – Кш = 2 мм. Контроль износа секции турбобура заключается в замере люфта вала турбинной секции. При новом шпинделе люфт вала турбобура должен быть до 10±1 мм.