§ 3. Борьба с вибрацией бурового снаряда

В процессе бурения скважины вращающаяся колонна БТ подвергается действию сил сжатия, центробежных сил и крутящего момента, в результате чего она приобретает форму спирали или стальной пружины, параметры которой — угол закручивания и шаг витков — определяются величиной действующих сил и диаметрами скважины и самих БТ. В такой системе, работающей в динамическом режиме, который характеризуется нестационарностью условий, возникают колебательные движения: крутильные, поперечные и продольные (осевые). По своей природе эти колебания могут быть вынужденными, вызываемыми действием возмущающих сил, и собственными колебаниями колонны. Амплитуда и частота колебаний могут быть разными. При совпадении частоты вынужденных и собственных колебаний наблюдаются резонансные явления — вибрация системы, — при которых частота и амплитуда колебаний (вибраций) увеличиваются.

Основные причины появления вибрации бурильной колонны: ее несбалансированность, наличие больших зазоров между БТ и стенками скважин, частые изменения величины крутящего момента и продольных усилий, действие сил трения, подкли- нивание или прихваты снаряда, пульсация промывочной жидкости в циркуляционной системе, неоднородность разбуриваемых пород и др.

Установлено, что продольные и крутильные колебания в значительной степени зависят от режима работы бурового снаряда, коэффициента трения БТ о стенку скважины и величины зазора между колонной труб и стенкой скважины. Поперечные колебания возникают главным образом под действием центробежных сил при вращении изогнутых труб. Появление вибраций прежде всего связывают с вращением колонны БТ. Частоту вращения, при которой появляется вибрация, принято называть критической. Практически величина критической частоты вращения не превышает 300—400 об/мин. Таким образом, факторы, определяющие причины возникновения вибраций, могут быть разделены на три группы: геологические, технические и технологические.

К числу геологических факторов относятся: перемежаемость пород различной твердости или с неоднородной структурой; трещиноватость или разрушенность пород; слоистость; сланцеватость; рассланцованность (при остром угле встречи оси скважины с плоскостью неоднородности); кавернозность; неустойчивость пород в стенках скважины, приводящая к образованию желобов и каверн, в которых возникает интенсивный изгиб БТ под действием продольных и центробежных сил.

Технические факторы могут быть связаны с конструкцией колонны БТ и ее параметрами, техническим состоянием труб и соединений, условиями работы бурильной колонны в скважине, техническим состоянием бурового станка и способом его закрепления. К техническим факторам, связанным с буровым снарядом и колонной БТ, относятся: криволинейность бурильных и колонковых труб; несоосность их соединений; разностенность за счет дефектов изготовления или появляющаяся при одностороннем износе труб или их соединений; недостаточная жесткость колонны БТ; применение муфто-замковых соединений; большие зазоры между БТ и стенкой скважины; многоступенчатость конструкции скважин; нецилиндричность ствола скважины; применение ПРИ, не соответствующих характеру разбуриваемых пород, с односторонним износом и другими дефектами.

Причинами появления вибраций могут стать неисправности бурового станка, его неправильный монтаж и нарушение правил эксплуатации: несоответствие масс фундамента и станка, его непрочное закрепление; негоризонтальность площадки, на которой устанавливается станок; недостаточная мощность привода станка, с чем связана неравномерность вращения колонны БТ; несовпадение осей шпинделя и скважины, эксцентричное положение ведущей бурильной трубы в шпинделе станка; большая длина выступающего конца ведущей трубы над шпинделем и ее несбалансированность за счет сальника и нагнетательного шланга; смещение ролика кронблока относительно оси скважины, что сказывается при работе со свободной подачей бурового снаряда, подвешенного на тросе; износ элементов бурового станка — втулок и штоков гидроподачи, зубчатых передач и валов; неравномерная подача масла в гидроцилиндр механизма подачи и др.

Технологические факторы связаны с нарушением технологии бурения скважины: чрезмерные величины усилия подачи и частоты вращения; слишком интенсивная промывка, с чем связаны пульсация жидкости и повышенное давление в БТ и др.

Проявление вибраций существенно сказывается на процессе бурения скважин: снижается его эффективность, увеличивается расход буровых инструментов, возрастает мощность, затрачиваемая на вращение бурового снаряда. Возникающие при этом колебания бурильной колонны особенно отрицательно сказываются на работе алмазного ПРИ, что связано с действием импульсных нагрузок, приводящих к преждевременному выходу его из строя. В связи с тем, что вибрации появляются при некоторых критических значениях частоты вращения, это приводит к ограничениям применения форсированных режимов бурения, в особенности с ростом глубины скважин. С отрицательным действием вибраций также связано разрушение и самозаклинивание керна в колонковой трубе, что приводит к уменьшению выхода керна, ухудшению его качества и сокращению величины углубки за рейс. Кроме того, вибрация бурильной колонны вызывает более интенсивный износ обсадных труб, нарушение цементного камня в затрубном пространстве, разрушение пород в стенках скважины, обвалы, сопровождающиеся образованием каверн, желобов, зашламованием скважины, заклиниванием и прихватами бурового снаряда.

Все это создает ненормальные условия работы бурового инструмента и оборудования, с чем связано увеличение числа аварий, снижение производительности труда и качества работ. Этим и определяются основные меры или способы борьбы с вибрацией бурового снаряда, которые могут быть разбиты на две категории: меры, способствующие устранению причин, вызывающих вибрации или уменьшающих вероятность их появления, и меры или средства, снижающие уровень или степень их действия. Очень важно при этом, чтобы при борьбе с вибрацией принимаемые меры касались всех источников — от бурового оборудования до ПРИ. Частичное решение этого вопроса мало эффективно.

К мерам, уменьшающим вероятность появления вибраций, относятся: выполнение правил монтажа и эксплуатации бурового оборудования и инструмента; применение качественной, хорошо сбалансированной колонны БТ соответствующего диаметра предпочтительно с ниппельными соединениями; применение УБТ; применение центраторов-стабилизаторов; использование ПРИ, соответствующих характеру разбуриваемых пород и без дефектов; применение рациональных режимов бурения, антифрикционных смазок и эмульсий, бурение скважины без смены диаметра ствола; применение ступенчатой колонны БТ при сложной конструкции скважины с целью уменьшения зазоров между трубами и стенкой скважины; применение расн1ирителей-калибраторов для сохранения цилиндрической формы ствола; хорошее центрирование ведущей трубы в зажимных патронах шпинделя станка, при этом кривизна ведущей трубы не должна превышать 1 мм на 1 м ее длины.

Выступающая над шпинделем часть ведущей трубы диаметром 50 мм не должна превышать 2 м при частоте вращения 400—500 об/мин. Для предупреждения раскачивания верхнего конца ведущей трубы она должна быть раскреплена.

Кроме того, нужно принимать ряд профилактических мер: осуществлять систематический контроль за состоянием бурового оборудования и инструмента, своевременно выбраковывать изношенные элементы, применять контрольно-измерительную аппаратуру. Известно, что частота колебаний узлов станка и двигателя практически кратна частоте вращения двигателя или шпинделя станка. Поэтому буровой станок и двигатель необходимо прочно закреплять на достаточно жестком фундаменте, имеющем соответствующую массу. Двигатель внутреннего сгорания монтируют отдельно. Буровой станок должен быть исправен. Применяемые при алмазном бурении БТ должны быть прямолинейными, без одностороннего износа, а бурильная колонна гладкоствольной (с ниппельными соединениями) или близкой к этому по форме. Необходимо выдержать соотношение диаметров БТ и скважин в пределах 0,89—0,925. Положительно сказывается повышение точности изготовления БТ и их соединений. Установлено, что в наименьшей степени проявляются вибрации при работе с легкосплавными БТ в связи с тем, что они обладают хорошей демпфирующей (вибро- гасящей) способностью. Затухание колебаний ЛБТ в 1,6—4 раза интенсивней, чем в СБТ.

Учитывая, что появление вибрации связано с колебаниями бурового снаряда при наличии зазоров между трубами и стенкой скважин, действенной мерой устранения этой причины является уменьшение зазоров с помощью центраторов и стабилизаторов.

Центраторы применяют для предупреждения, изгиба нижней части колонны БТ, совмещения оси ее вращения с осью скважины. Известен целый ряд конструкций центраторов, применяемых в производстве. На рис. 20.1, а приведен центратор, состоящий из разъемного корпуса с резьбовым соединением и протектора. Для прохода промывочной жидкости в корпусе верхней части центратора сделаны специальные пазы — канавки.

Стабилизаторы предназначены для центрирования колонкового снаряда в скважине и предупреждения отклонений его верхней части от оси скважины. С этой целью прибегают к помощи так называемого стабилизирующего переходника, к которому присоединяют колонковую трубу и БТ (рис. 20.1, б). Переходник имеет увеличенную длину и диаметр, равный диаметру алмазной коронки. Для прохода промывочной жидкости на наружной поверхности стабилизирующего переходника сделаны каналы или ребра, между которыми проходит жидкость. Роль таких выступов могут играть твердосплавные вставки. При стабилизации бурового снаряда не только уменьшается вероятность появления вибраций, но и улучшаются условия работы ПРИ, резцы которого равномерно нагружаются и омываются потоком промывочной жидкости.

Рис. 20.1. Схемы центрирующих устройств:

А-А

о — конструкции ЦШ1ГР11: 1 — верхний элемент разъемного корпуса; 2 — паз (канал) для прохода жидкости; J — резиновый протектор; 4 — шайба;

4. — поджимная гайка; 6 — нижний элемент корпуса; 6 — центрирующий переходник-стабилиэа- тор

Антифрикционные смазки. Учитывая, что одной из причин, вызывающих вибрации, является действие сип трения БТ о стенки скважин, необходимо снижать коэффициент трения, применяя антифрикционные смазки и эмульсии. Это обеспечивает более равномерное вращение колонны БТ, снижает степень их износа и величину расходуемой мощности на их вращение. Кроме того, консистентная смазка в определенной степени поглощает энергию ударов БТ о стенку скважины, за счет чего снижается уровень вибрации. Практически доказано, что при использовании смазки, наносимой тем или иным способом на БТ, становится возможным увеличивать частоту вращения снаряда, что приводит к заметному увеличению механической скорости бурения (в 1,5 раза) и величины углубки на коронку в 1,2—1,3 раза. Кроме того, более чем в 2—3 раза уменьшается число обрывов БТ.

В практике бурения геологоразведочных скважин наиболее широкое распространение получили канифольные антивибрационные смазки (КАВС), рецептура приготовления которых была разработана ЦНИЛХИ и ВИТРом. Промышленностью освоен выпуск нескольких марок смазок: КАВС-40, КАВС-45, КАВС-58, КАВС-59, «Геол-1» и др.

Канифольные антивибрационные смазки характеризуются следующими свойствами: хорошо прилипают к мокрой поверхности

труб и стенкам скважин; не смываются промывочной жидкостью; обладают высокими антифрикционными свойствами; высокой устойчивостью при низкой температуре; высокой температурой вспышки; неспособны к эмульгированию в промывочной жидкости любого состава (кроме щелочного) за исключением КАВС-40. При использовании таких смазок на БТ образуется упругий слой, способный противостоять ударным нагрузкам и гасить вибрации. При этом в скважине не образуется сальников.

Применение смазок возможно при бурении с водой любого состава или глинистого раствора (КАВС-40) и с водой не щелочного состава (КАВС-45, 58 и 49). Слой смазки не препятствует проведению исследований в скважине. Однако применение смазок исключает использование шлама с целью опробования залежей полезных ископаемых.

Некоторую сложность при использовании КАВС представляет процесс ее нанесения на БТ. Существует несколько способов: смазка вручную; смазка при спуске БТ с помощью специальных приспособлений. Смазку труб вручную делают с помощью кисти при небольшой длине колонны БТ (150—200 м) и достаточной стойкости наносимого слоя (до 5 суток). При этом смазка должна быть нагрета до температуры 30—50° С.

Наиболее эффективным является нанесение смазки с использованием специальных приспособлений (рис. 20.2). Эти приспособления имеют вид стаканов с отверстием в дне, через которое проходят БТ. Такие стаканы устанавливают либо на торце направляющей трубы при бурении вертикальных скважин, либо опускают внутрь (подвешивают) в случае бурения наклонных скважин и использования труборазворота. Стакан при спуске БТ наполняется подогретой до 100—110° С смазкой. Нанесение слоя смазки обеспечивается резиновыми прокладками в дне стакана, охватывающими трубы. Диаметр отверстия в прокладках должен быть на

Рис. 20.2. Конструкция стакана для смазки БТ, устанавливаемого внутри направляющей (обсадной) трубы:

1. — бурильная труба; 2 — смазочная жидкость; J — резиновая прокладка; 4 — дно стакана; 5 — направляю- щая (обсадная) труба

2. 2—5 мм меньше диаметра БТ. Для прохода муфто-замковых соединений в прокладках делается 4—6 радиальных надрезов длиной 8—10 мм. Спускать БТ во время смазки необходимо с равномерной скоростью, не превышающей 2 м/с.

С целью механизации процесса нанесения смазки ВИТРом разработано специальное устройство УСК-2, состоящее из двух блоков: нагревательного и смазывающего. Смазывающий или накатный механизм состоит из металлического корпуса вместимостью 4,7 л, в который заливается смазка, с вырезом в дне для прохода БТ, смазкоподающих и смазывающих резиновых роликов, установленных на подвижных кронштейнах. Эта установка позволяет смазывать БТ с ниппельными и муфто-замковыми соединениями диаметром 42 и 50 мм. Качественная смазка получается при использовании катков из губчатой резины и при температуре смеси 50— 70° С.

Во всех рассмотренных случаях заливаемая в емкости смазочных устройств смазка остывает, что снижает качество смазки и увеличивает расход материала. С целью устранения этого недостатка применяют приспособления с подогревом смазки в процессе нанесения ее на БТ.

Толщину слоя смазки, наносимой на БТ, можно регулировать скоростью спуска снаряда, температурой смеси и диаметром отверстия в резиновых прокладках. При уменьшении скорости спуска и температуры и увеличении диаметра отверстия толщина слоя возрастает. Для нормальных условий работы она должна составлять 0,4—0,5 мм.

Способность смазки удерживаться на поверхности БТ и на стенках скважин определенное время называется ее стойкостью. Зависит этот показатель от качества (состава) промывочной жидкости, скорости ее циркуляции по стволу скважины, диаметра БТ. При промывке водой стойкость достигает 7 сут, а глинистым раствором — не более 2 сут. В случае наличия в промывочной жидкости щелочи стойкость нигролоканифольной смазки снижается до 3—5 ч.

Применение КАВС имеет определенные недостатки, связанные с затратой времени на смазывание БТ и необходимостью многократного повторения этой операции, ухудшением условий работы буровой бригады с точки зрения санитарии и техники безопасности, возможностью перекрытия узких зазоров сальниками, необходимостью чистки скважин перед проведением каротажных работ и др. Более прогрессивным является применение эмульсионных промывочных жидкостей, которые обладают достаточно высокими смазочными и антивибрационными свойствами. Кроме того, такие жидкости с добавками ПАВ повышают эффективность разрушения породы на забое, за счет понижения ее твердости, и соответственно стойкость алмазного ПРИ.

ВИТРом и другими организациями разработан целый ряд эмульсионных растворов, для приготовления которых используются определенные вещества или добавки: эмульсии из кожевенной эмульгирующей пасты; эмульсии на основе омыленной смеси гудронов (ОСГ); мылонафтовые эмульсии; эмульсии на основе сульфатных мыл; эмульсии на основе лесо- и нефтехимических эмульсолов (ЭЛ-4, ЭН-4 и СТП-10); эмульсии на основе нигрола и ПАВ (ОП-7, СШ-10); «Ленол-10», «Ленол-32» и др.

Существует несколько способов приготовления эмульсий: механическим перемешиванием с помощью ультразвуковых установок или низкочастотных вибрационных устройств. Наиболее эффективным из них является способ, основанный на использовании ультразвукового эффекта, при котором вещества хорошо диспергируют и растворяются. Такая установка создана партией новой техники ПГО «Красноярскгеология» совместно с лабораторией «Краснопромавтоматика». Она содержит гидродинамический излучатель и обеспечивает приготовление эмульсии в больших объемах и требуемого качества.

Механические виброгасители или амортизаторы. Применение в практике бурения скважин средств устранения причин возникновения вибрации колонны БТ не всегда дает положительный эффект, поэтому в ряде случаев прибегают к использованию специальных устройств, снижающих уровень действия вибраций путем их гашения. Такие устройства получили название механических вибро- гасителей или амортизаторов.

Чтобы исключить действие вибрации, создаваемой буровым станком, прибегают к помощи поверхностных амортизаторов, устанавливаемых в устье скважины. Для устранения вибраций, действующих на ПРИ, используются забойные амортизаторы. По своей конструкции амортизаторы предназначены для гашения продольных, поперечных и крутильных колебаний или продольных и поперечных одновременно. Наибольшее распространение получили забойные амортизаторы ЗА-6 и ЗА-7 конструкции ЦНИГРИ и амортизаторы крутильных колебаний АК-2 и АК-2М.

Амортизатор ЗА-7 (рис. 20.3, а) состоит из переходника, корпуса, втулки, стальной тарельчатой пружины, муфты и шлицевого вала. При действии нагрузки ^вибраций) тарельчатая пружина 4 сжимается и переходник I с корпусом 5 и шлицевой муфтой 6 перемещаются относительно трубки 3 и шлицевого вала 7, который соединяется с буровым снарядом. Таким образом, энергия, формирующаяся за счет вибрации колонны БТ, расходуется на сжатие тарельчатой пружины и перемещение массы. Амортизатор ЗА-7 имеет аналогичную конструкцию, отличаясь деталями и характеристикой. Амортизаторы устанавливаются непосредственно над колонковым снарядом. Моторесурс одного амортизатора составляет 200-400 ч.

Амортизатор крутильных колебаний АК-2М (рис. 20.3, б)

Рис. 20.3. Забойные амортизаторы:

а — ЗА-7: / — переходник; 2, 8 — сальниковые уплотнения; J — трубки (шток), 4 — тарельчатая пр)Ьки- на; 5 — корпус; 6 — муЛгга; 7 — шлицевой вал; б — АК-2М: 7 —переходник; 2 — корпус; J — шток; 4 — резиновые стержни; S — упорный подшипник

состоит из переходника 1, корпуса 2, штока 3, резиновых стержней 4 и упорного подшипника 5. При вращении бурового снаряда крутящий момент передается от переходника через корпус и четыре резиновых стержня на шток. Осевая нагрузка в этом случае от переходника передается на шток через опорный подшипник. Амортизатор разработан в двух вариантах — для работы с коронками диаметром 76 и 59 мм. Применение такого амортизатора особенно эффективно при бурении сильно трещиноватых пород, когда происходит частое самозаклинивание керна.