Классификации породоразрушающего инструмента.

 

Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются, — вдавливание. При бурении неф­тяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и обра­зуется собственно скважина, является долото.

По характеру разрушения породы все буровые долота класси­фицируются следующим образом.

1.Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие по­роду лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Пред­назначены они для разбуривания мягких пород.

2. Долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие по­роду зубьями или штырями, расположенными на шарошках, ко­торые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При
вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (среза­ют) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения
пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бу­рильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воз­действия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечис­ленные долота и бурильные головки предназначены для разбури­вания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагаю­щиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. До­лота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торце­вой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями — для разбуривания пере­межающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.

По назначению все буровые долота классифицируются по трем классам:

1.долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато;

2.бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по периферии забоя;

3.долота для специальных целей (зарезные, расширители, фрезе­ры и др.).

Долота для сплошного бурения и бурильные головки для ко­лонкового бурения предназначены для углубления скважины. Вы­пускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото. Долота для специальных целей предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсадной колонне. Долота независи­мо от их назначения, конструкции и типа нормализованы по диа­метрам.

По конструкции промывочных устройств и способу использо­вания гидравлической мощности струи промывочной жидкости долота делятся на струйные (ги­дромониторные) и проточные (обычные). В гидромониторных долотах струя промывочной жидкости достигает поверхно­сти забоя, что дает возможность использовать гидромониторный эффект для очистки поверхно­сти забоя и частичного разру­шения породы. В проточных (обычных) долотах промывоч­ная жидкость, протекая через промывочные отверстия, омы­вает шарошки (лопасти) и толь­ко частично достигает поверх­ности забоя

Долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Лопастные долота (рис. 10) выпускаются трех типов: двух­лопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою сква­жины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограни­ченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Шарошечные долота (рис. 11) выпускаются с одной, дву­мя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вра­щательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные доло­та успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической об­работкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.

Алмазные долота (рис. 12) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты.

 

 

Рис. 10. Лопастное долото:               Рис. 11. Шарошечное долото:               Рис. 12.Алмазное

1-головка с присоединитель-             1-корпус с резьбовой головкой;             долото: 1- корпус;

ной резьбой; 2-корпус;                          2-лапа с опорой; 3-шарошка;             2-матрица; 3-алмазные

3-лопасть; 4-промывочные                                                                                         зерна;

отверстие; 5-твердосплавное

покрытие; 6-режущая кромка

Центральная часть долота представляет собой вог­нутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые.

В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спи­рали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами: меж­ду ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород, как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости по­род.

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бу­рения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непре­рывной работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

 

9. Функции и составы буровых растворов, приборы для определения параметров буровых растворов.

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в каче­стве промывочных жидкостей используются:

- агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

- агенты на углеводородной основе;

- агенты на основе эмульсий;

- газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаля­ет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

       Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

    Глинистые буровые растворы получили наибольшее распро­странение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонито­вые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и дру­гие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раство­ра, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м³, а из низкосортных глин - менее 3 м³.Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению филь­трата в пласты. Утяжеленные гли­нистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в сква­жину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденси­ рованной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaOH или Са(ОН)₂ Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния Mg(OH)₂ Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превра­щается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой мине­рализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются био­ полимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополи­мерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая, таким образом, образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несу­щей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой – окисленный. Битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохра­нения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набу­хающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инвертной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы. Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в Глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30: 1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты – поверхностно-активные вещества и пенообразователи. Большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в ос­ложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

Приборы для определения параметров буровых растворов.

1) плотность, ρ, кг/м³- должна обеспечивать рабочее скважинное давление в самой промывочной жидкости в соответствии с ПБНГП. Измеряется на ареометре или рычажных весах.

2) условная вязкость или текучесть, УВ или Т, с - время течения жидкости объёмом 700 мл, вытекающей через трубку с внутренним диаметром 5 мм и длиной 100 мм из стандартной воронки объёмом 700 мл, за которое эта жидкость наполнит стакан с объёмом 500 мл. Стандартная воронка - вискозиметр полевой ВП-5

3) статическое напряжение сдвига, СНС_1/10 или θ _1/10, Па - минимальное касательное напряжение, которое необходимо создать в растворе, чтобы сдвинуть один его слой относительно другого. Измеряют на приборах СНС-2 или ВСН-3. Нормальная величина СНС находится в пределах до 6 Па. Например, СНС_1/10 = 2Па/4Па

4) пластическая вязкость, η, Па· с и динамическое напряжение сдвига, τ ₀, Па - являются взаимозависимыми реологическими характеристиками промывочной жидкости. Динамическое напряжение сдвига τ ₀, есть теоретически минимальное касательное напряжение между слоями подвижного бурового раствора с разрушенной структурой. τ ₀ и η измеряют на приборе ВСН-3. В промывочных жидкостях τ ₀ обычно имеет значения до 6 Па, а η, – порядка 0, 002 Па· с

5) водоотдача или фильтрация, В₃₀ или Ф₃₀, см³/30 мин. Ф.- фактически определяемый количественный показатель проникновения конкретной жидкости в стандартной лабораторной модели сквозь проницаемую перегородку стандартного размера при стандартном перепаде давления за стандартное время. Измеряют с помощью приборов, приводимых в действие силой тяжести, например, ВМ-6 или приводимых в действие давлением сжатого газа, например, ФЛР-2

6) толщина фильтрационной корки, К, мм - зависит от объёма промывочной жидкости, профильтровавшейся через фильтр. Чем больший объём, тем толще корка. Должна быть больше 2 мм для обычных р-ров, и не более 3 мм для утяжелённых р-ров.

7) водородный показатель рН - в буровых р-рах рН от 8 до 10. При рН р-ра < 6, 5 твёрдая фаза начнёт наматываться на бурильный инструмент.

8) содержание песка, П, % об.- по ПБНГП не должно превышать 1% об. Иначе в насосах будут быстро изнашиваться съёмные резиновые и резино-металлические части. Определяется на приборе отстойник ОМ-2.

9) суточный отстой, О, % об - определяется в стеклянном мерном цилиндре, объёмом 100 мл. Должен быть не > 2 % об. Для утяжелённой ПЖ допускается не > 3% об.

10) стабильность, С, г/см³ - определяется в цилиндре стабильности ЦС-2, как разница плотностей верхней ρ _Н и нижней ρ _В части объёма промывочной жидкости, залитого в цилиндр и оставленного на сутки отстоя. Не должен быть более 0, 02 г/см³. Для утяжелённых растворов, ‒ не более 0, 03 г/см³.

⇐ Предыдущая17181920212223242526Следующая ⇒

Поделиться: