k) Наличие в КНБК калибраторов, центраторов, стабилизаторов их линейные размеры, расположение лопастей, влияют на качество бурения ствола скважины. При подготовке ствола скважины к спуску колонны, особенно большого диаметра, калибратор с прямыми лопастями обеспечивает цилиндрический ствол скважины в отличие от спирального калибратора, который благодаря своей спиральной форме, вписывается в пробуренный ствол, не всегда калибруя его;

l) Каротаж в процессе бурения (MWD/LWD), получение прямых данных о давлении пласта, литологии, вибрации в скважине, доведенной нагрузке на долото, позволяет правильно оценить правильность решений и действий по скважине.

m) Реализация гидравлической мощности на долоте, важный фактор высокой механической скорости проходки, обеспечивается правильным подбором насадок, расходом промывочной жидкости;

n) Подготовка долота к спуску, установка насадок, присоединение долота к бурильной колонне, спуск долота в скважину, должны выполняться строго по регламентам и инструкциям.

Для разных типов долот и привода долота существует разные методики разбуривания. Оснастку низа обсадной колонны можно разбуривать долотами с алмазосодержащим вооружением (долота PDC, импрегнированные, алмазные) в случае если, разбуриваемая оснастка состоит из пластмассовых, цементных и резиновых элементов. Латунные и алюминиевые элементы могут повредить долото, забить промывочные каналы, или поднимая куски алюминия в кольцевое пространство, заклинивая бурильную колонну. При цементирования, для предотвращения проворачивания продавочной пробки, необходимо на пробку закачать цемент, достигается стравливанием давления «СТОП» на 10–12 атм.

3.1. Процедура разбуривания оснастки:

a) Отбить забой с нагрузкой 1,5–2 т. Определить наличие не затвердевшего цемента;

b) С минимальной нагрузкой и 20–40 об/рот и максимальной подаче, начать разбуривание;

c) Через каждые 3–6 см проходки расхаживать инструмент на величину 1–1,5 м;

d) Если углубления нет повторить расхаживание на величину 1–1,5 м с промывкой;

e) Внимательно следить за давлением насосов, для контроля закупорки промывочных каналов;

f) При появлении вибраций изменить обороты ротора;

g) Не использовать автоматическую подачу долота;

h) Прикладывать минимальную нагрузку, следить за механической скоростью проходки, увеличивая нагрузку на долото до 3–4 т., не забывая о периодическом расхаживании инструмента;

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

Где: – Q – подача жидкости, л/с;

Н – перепад давления на турбобуре, кг/см²

γ – плотность жидкости, г/см³

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: