1.7.3 Раціональний час роботи долота на вибої
Максимальну проходку на одне долото можна отримати при повному зносі долота, тобто при тривалій його роботі на вибої, а максимальну механічну швидкість проходки – при зменшенні часу роботи долота на вибої.
Тому про оптимальний час роботи долота на вибої судять не за проходкою за рейс і не за механічною швидкістю, а за рейсовою швидкістю, яка визначається за формулою
,
(1.2)
де h – проходка на долото;
t – час роботи долота на вибої;
Т – час, витрачений на спуск і підйом долота.
Якщо долото піднято дуже рано, то з причини невеликої проходки рейсова швидкість буде низькою. При збільшенні часу роботи долота на вибої рейсова швидкість зростатиме і досягне найбільшої величини при деякому часі t.
1.7.4 Подача бурильної колони
Для створення навантаження на вибій необхідно нижню частину бурильної колони привести в стиснений стан. З цією метою бурильна колона опускається (подається) вниз так, щоб на гаку талевої системи бурової установки навантаження було менше ваги бурильної колони. Різниця між дійсною вагою бурильної колони і її вагою під час роботи долота на вибої, характеризує навантаження на вибій. Знаючи конструкцію стисненої частини бурильної колони і її вагу, можна визначити довжину тієї частини колони, яка забезпечує потрібне навантаження на вибій.
У більшості випадків подача бурильної колони проводиться бурильником за допомогою гальма лебідки (відпусканням гальма і звивання талевого канату з барабана лебідки). Чим швидше звиватиметься канат з барабана лебідки, тим швидше опускатиметься бурильна колона.
Дуже важливо в процесі буріння забезпечити рівномірну подачу долота. Проте навіть досвідчений бурильник не може це зробити вручну. Для цього використовують спеціальні механізми, за допомогою яких досягається автоматична подача долота і плавність заглиблення його в породу.
1.7.5 Викривлення свердловин.
Причини викривлення вертикальних свердловин
Раніше наголошувалося, що свердловини бурять вертикальні і похилі (див. рис. 1.1). У першому випадку роблять заходи, спрямовані на попередження викривлення свердловини, а в другому – примусово скривлюють свердловини за заздалегідь вибраним профілем. У зв’язку з цим буріння будь-якої свердловини має проводитися при постійному контролі її положення в просторі, для чого від інтервалу до інтервалу заміряють:
- зенітний кут α – кут між віссю свердловини 1 і вертикаллю 2;
- азимутний кут θ – кут в горизонтальній площині 3 між площиною 4 викривлення свердловини і напрямом, наприклад, на північ 5 (рис. 1.88).
Рисунок 1.88 – Елементи просторового викривлення свердловини
Рисунок
1.89
– Проекції викривлених свердловин:
I –
проекції осі свердловини на вертикальну
площину (профіль свердловини);
II –
проекції осі свердловини на горизонтальну
площину (план свердловини);
а
– викривлення свердловини в одній
площині (плоске викривлення);
б
і в
– викривлення свердловини просторове;
Г –
устя свердловини;
В –
вибій свердловини;
А – відхилення
вибою свердловини від вертикалі
a б в
Викривлення свердловини може бути плоским (рис. 1.89, а) і просторовим (рис. 1.89, б, в). У першому випадку із зростанням глибини (довжини) свердловини азимутний кут не змінюється, а в другому – постійно змінює свою величину. За відомими α і θ, заміряними на початку і кінці кожного інтервалу, будують проекції осі свердловини на вертикальну (рис. 1.89, I) і горизонтальну (рис. 1.89, II) площини, при спільному розгляді яких, судять про просторове положення осі свердловини. При цьому проекція осі свердловини на вертикальну площину називається профілем свердловини, а на горизонтальну – планом. Проте при α 2° будувати проекцій не треба, оскільки вимірювання кутів α і особливо θ в цьому випадку супроводжується значними неточностями. Тому свердловини, в яких α = 2° і менше, умовно називають вертикальними, а при α > 2° – викривленими.
Викривлення стовбурів свердловин відбувається при будь-якому способі буріння. При бурінні в горизонтально- і похило лежачих пластах, складених ізотропними породами, можливість викривлення свердловин значно менша, ніж при бурінні в крутопадаючих пластах, представлених анізотропними породами. Тому за сприятливих геологічних умов можна пробурити умовно вертикальну свердловину при дотриманні елементарних технологічних прийомів.
При бурінні в складних геологічних умовах потрібне розроблення і впровадження комплексу заходів, спрямованих на попередження викривлення свердловин. Природно, що розроблення цих заходів неможливе без вивчення причин, що призводять до викривлення свердловин. Прийнято поділяти ці причини на три групи; геологічні, технічні і технологічні.
Найважливіші з геологічних причин:
- анізотропія, шаруватість, сланцюватість, тріщинуватість гірських порід;
- перемежування порід різної твердості і ступінь нахилу пластів до горизонту;
- тектонічні порушення, каверни і порожнечі в прохідних пластах;
- тверді включення (валуни, крупний галечник) в прохідних пластах.
Технічні причини:
- незбіжність осі вежі з віссю свердловини;
- погане центрування кронблока до осі вежі;
- викривлення бурильних труб і ведучої труби в бурильній колоні.
Основні технологічні причини:
- вигин нижньої частини бурильної колони під впливом навантаження на вибій;
- неправильне співвідношення діаметрів ОБТ і свердловини;
- неправильний вибір числа, місць установки і конструкції пристосувань, які центрують нижню частину бурильної колони в свердловині;
- застосування режиму буріння, параметри якого не відповідають конструкції нижньої частини бурильної колони і геологічним умовам залягання гірських порід.
Викривлення свердловини відбувається у тому випадку, коли на долото діє відхиляюча сила, значення і напрям якої зумовлються, зазвичай, не однією, а сукупністю перелічених вище причин.
У результаті викривлення вертикальних свердловин з’являються ускладнення, які негативно впливають на процес дальшого буріння свердловини, її експлуатацію і розробку покладу.
У результаті викривлення свердловини в процесі буріння може відбутися:
- інтенсивніше зношування бурильних труб, бурильних замків, з’єднувальних муфт, що призводить до збільшення числа аварій з бурильною колоною;
- ускладнення СПО (через затягування бурильної колони при її підйомі і посадку при її спуску в свердловину);
- обвал порід внаслідок інтенсивного тертя бурильної колони до стінки викривленого стовбура свердловини;
- більша витрата потужності обертання бурильної колони;
- стирання обсадних труб проміжної колони (кондуктора);
- труднощі спуску обсадних колон в свердловину, що може спричинити їх недопуск до проектних глибин;
- підвищення ризику зминання труб обсадних колон в місцях різких викривлень свердловини;
- ускладнення цементування обсадних колон, оскільки у викривленій свердловині імовірніше прилягання колони до однієї сторони стовбура свердловини і нерівномірне заповнення цементним розчином затрубного простору;
- збільшення обсягів геофізичних досліджень у свердловині і утруднення проведення цих робіт.
Негативні наслідки викривлення свердловини виявляються і після здачі її в експлуатацію, коли протягом роботи свердловини відбуваються передчасні виходи з ладу глибинонасосного обладнання, насосних штанг тощо.
Викривленя свердловини може бути причиною неправильної експлуатації покладу, оскільки внаслідок відхилень вибоїв свердловин від проектних положень зони їх живлення перетинаються і в результаті зменшується сумарний дебіт.