1
3 КОЛОНКОВОЕ БУРЕНИЕ
3.1 Общие сведения о колонковом бурении
3.1.1 Общая схема колонкового бурения
Колонковое бурение является основным техническим средством разведки
месторождений твердых полезных ископаемых.
Оно также широко применяется при инженерно-геологических и
гидрогеологических
исследованиях
и
на
структурно-картировочных
изысканиях при поисках нефтяных и газовых месторождений. Кроме того, это
бурение применяется для различных инженерных целей. Колонковым способом
могут буриться шурфы и разведочные шахты.
Колонковое бурение получило столь большое распространение по
следующим причинам.
1) Оно позволяет извлекать из скважины столбики породы — керна, по
которым можно составить геологический разрез месторождения и опробовать
полезное ископаемое.
2) Колонковым способом можно бурить скважины под различными
углами к горизонту, различными породоразрушающими инструментами в
породах любой твердости и устойчивости. Из подземных выработок можно
бурить восстающие скважины.
3) Бурить скважины малых диаметров на большую глубину, применяя
относительно легкое оборудование.
Общая схема установки для колонкового бурения дана на рисунке 3.1.
Перед началом бурения на место заложения запроектированной скважины
разравнивается площадка, выкапываются ямы под емкости для промывочной
жидкости и под фундаменты и собирается буровая вышка 14 с буровым
зданием 15. В вышке монтируются в требуемом направлении буровой станок 7,
буровой насос 18, электродвигатели 19 для привода станка и насоса. При
отсутствии электроэнергии станок и насос приводятся в действие через
соответствующую трансмиссию от двигателя внутреннего сгорания (ДВС).
После монтажа буровой установки и проверки ее работы производится
забуривание скважины в заданном направлении, после чего устье скважины
закрепляется направляющей трубой 6. Одновременно оборудуется система для
очистки бурового раствора от частиц разбуренной породы.
Бурение скважины производится в следующей последовательности. При
помощи лебедки 16 в скважину спускается буровой снаряд, собираемый из
следующих частей: коронки 1, колонковой трубы 3, переходника 4, колонны
бурильных труб 5, длина которой увеличивается по мере углубления скважины.
Все части бурового снаряда соединяются друг с другом при помощи резьбовых
герметичных соединений.
Верхняя ведущая бурильная труба пропускается сквозь шпиндель
вращателя 8 бурового станка и зажимается в патронах 9. На верх ее
навинчивается буровой сальник 10, соединенный нагнетательным шлангом 17 с
2
буровым насосом 18. С промывкой и вращением коронку осторожно доводят до
забоя и начинают бурение.
В зависимости от физико-механических свойств проходимых пород,
диаметра и типа буровой коронки шпинделю и буровому снаряду сообщают ту
или иную частоту вращения и при помощи регулятора подачи создают
необходимую осевую нагрузку на коронку. Частота вращения инструмента
подбирается в зависимости от типа коронки, ее диаметра и глубины скважины.
Регулятор подачи позволяет создавать необходимое давление резцов коронки
на породу забоя, независимо от веса колонне бурильных труб (глубины
скважины). Вращаясь и внедряясь в породу, коронка выбуривает кольцевой
забой, формируя керн 2. По мере углубления скважины керн заполняет
колонковую трубу 3.
Для охлаждения коронки, очистки забоя от разрушенной породы и
выноса ее на поверхность скважину промывают. Промывочная жидкость через
всасывающий шланг 23 засасывается насосом, из приемного бака 22 и
нагнетается к забою скважины через нагнетательный шланг 17, буровой
сальник 10 и колонну бурильных труб 5.
Рисунок 3.1 – Общая схема установки для колонкового бурения
Промывочная жидкость смывает забой, охлаждает резцы коронки и
транспортирует частицы породы (шлам) с забоя на поверхность, Из скважины
жидкость направляется в желоба 20 и отстойные баки 21, где частицы породы
осаждаются, и очищенная жидкость попадает в приемный бак 22, откуда вновь
нагнетается в скважину.
Если бурение ведется по устойчивым породам, то для промывки
скважины применяется техническая вода. При проходке скважины в
недостаточно устойчивых породах промывку ведут глинистым раствором. При
бурении в относительно безводных скважинах может применяться продувка
забоя сжатым воздухом или газом.
После того как колонковая труба наполнится керном, приступают к
подъему инструмента на поверхность. При бурении в крепких и абразивных
3
породах иногда приходится прекращать бурение и приступать к подъему
инструмента из-за значительного снижения скорости бурения вследствие
затупления резцов коронки или из-за самозаклинивания керна в колонковом
снаряде.
Перед началом подъема керн должен быть надежно заклинен в нижней
части колонкового снаряда и сорван. После заклинивания керна насос
выключают и буровой снаряд при помощи лебедки 16, каната 12, кронблока 13,
талевого блока 11 с крюком и элеватором поднимают на поверхность,
развинчивая колонну бурильных труб на отдельные свечи. Длина свечей
определяется высотой буровой вышки. Свеча свинчивается из двух или трех, а
иногда и четырех бурильных труб. Длина свечи на 3—5 м меньше высоты
вышки. Свечи устанавливаются на подсвечник. Вес поднимаемой колонны
можно определять с помощью индикатора веса 24.
После извлечения колонкового снаряда на поверхность коронку
отвинчивают, керн извлекают из колонковой трубы, инструмент вновь
собирают, опускают в скважину и бурение продолжают. При каждом подъеме
коронку осматривают и в случае ее износа заменяют новой.
Керн омывают, очищают от глинистой корки, замеряют и укладывают в
последовательном порядке в керновые ящики, отмечая интервал скважины, с
которого поднят керн, и процент извлечения керна.
Если скважина пересекает неустойчивые породы, которые обваливаются
или выпучиваются даже при применении специальных промывочных
растворов, в нее опускают колонну обсадных труб, перекрывая неустойчивые
породы, после чего продолжают бурение скважины породоразрушающим
инструментом меньшего размера. Через 50—100 м проходки измеряют угол
наклона и направление (азимут) скважины. После того как скважина пересечет
полезное ископаемое и врежется в пустые породы лежачего бока, бурение
прекращают, инструмент поднимают и разбирают.
В скважине производят геофизические исследования, измеряют кривизну
скважины, температуру, проверяют глубину скважины, после чего приступают
к ликвидации скважины. Прежде всего извлекают обсадные трубы (если они не
зацементированы). Скважину заполняют под давлением тампонажным
раствором, чтобы по стволу скважины не было перетока подземных вод. После
этого буровая установка разбирается и перевозится на новую точку. При
монтаже буровой установки в передвижной мачте ее перевозят на новую точку
в неразобранном виде. На месте ликвидированной скважины устанавливают
прочно репер.
В крепких породах бурение производят алмазными или (редко)
дробовыми коронками. В крепких, хрупких породах может быть с успехом
применено ударно-вращательное бурение, гидро- и пневмоударниками. В
породах средней твердости и мягких вращательное бурение ведется коронками,
армированными твердосплавными резцами. Если скважины пересекают уже
изученные породы, то на участках, где полезное ископаемое отсутствует,
целесообразно перейти на бескерновое бурение, которое позволяет повысить
производительность бурения за счет значительного увеличения проходки за
4
рейс и сокращения времени на спускоподъемные операции, а также за счет
повышения механической скорости бурения.
Глубины колонковых скважин бывают различные — от нескольких
метров до нескольких тысяч метров. Самая глубокая колонковая скважина была
пробурена в Южной Африке. Ее глубина 4500 м. Она бурилась алмазными
коронками диаметром 59 и 48 мм.
Диаметры колонковых скважин зависят от целей их проходки и от типа
породоразрушающего инструмента.
При алмазном способе скважины бурятся в основном коронками
диаметром 76, 59 и 46 мм. При твердосплавном бурении разведочных скважин
чаще применяют коронки диаметром 92, 76, 59 мм, а при инженерногеологических изысканиях применяются коронки диаметром 190, 151, 132 и
112 мм.
При дробовом бурении применяют коронки диаметром 150, 130, 110 и 91
мм. При инженерно-геологических и гидрогеологических работах проходят
колонковым способом шурфо-скважины диаметром 500—1500 мм.
Выпускаются установки для бурения колонковым способом шахт диаметром
более 5 м.
Бурение алмазными и твердосплавными коронками и шарошечными
долотами может производиться в любом направлении. Скважины, которые
бурятся дробью, могут быть направлены только вниз.
В десятой пятилетке колонковое бурение будет быстро развиваться.
Особенно быстро будет расширяться алмазное и гидроударное бурение
кольцевым забоем, а при детальной разведке — бескерновое бурение
шарошечными и алмазными долотами и пикобурами. Большое применение
должны получить буровые снаряды со съемной керноприемной трубой типа
ССК. Эти снаряды, оснащенные высокостойкой коронкой, позволяют весьма
значительно сократить время на спуско-подъемные операции (СПО), так как
керноприемные трубы вместе с керном извлекаются на поверхность на канате с
помощью специальной лебедки, а бурильная колонна поднимается и
развертывается на свечи только для смены износившейся коронки через
десятки, а иногда и сотни метров углубки скважины.
3.2 Инструмент для колонкового бурения
Инструмент, предназначенный для бурения скважин, называется
буровым
инструментом
и
подразделяется
на
технологический,
вспомогательный, аварийный и специальный.
Технологический инструмент — это буровой инструмент, при помощи
которого буровой установкой производится бурение скважины. Набор
технологического
инструмента,
соединенного
в
определенной
последовательности, называется буровым снарядом.
Вспомогательный
инструмент
—
это
буровой
инструмент,
предназначенный для обслуживания технологического инструмента при
бурении.
Вспомогательный
инструмент
служит
для
выполнения
5
спускоподъемных операций с буровыми снарядами и обсадными колоннами,
предотвращения или устранения геологических осложнений в скважине,
разобщения пластов и других вспомогательных работ при бурении.
Технологический буровой инструмент (буровой снаряд) при колонковом
бурении состоит из колонкового набора (буровой коронки, кернорвательного
устройства, колонковой трубы, трубного переходника, шламовой трубы) и
бурильной колонны (бурильных труб и их соединений).
Для каждого диаметра скважин составляется определенный буровой
снаряд. В связи с этим стандартами предусмотрено по каждому типу
инструмента определенное количество размеров, взаимно унифицированных по
соединительным элементам и диаметрам.
Вспомогательный
инструмент
представлен
полуавтоматическим
элеватором с пробкой (грибком), элеватором, шарнирным ключом для
бурильных труб, шарнирным хомутом, подкладной вилкой, клещами
короночными и шарнирным ключом для колонковых и обсадных труб.
3.2.1 Колонковые наборы
1) Буровые коронки – это породоразрушающий инструмент,
предназначенный для разрушения горных пород при колонковом бурении.
Коронки всех типов состоят из стального корпуса и режущих элементов.
Буровая коронка, армированная резцами из твердых сплавов, называется
твердосплавной коронкой, а армированная алмазами — алмазной коронкой. В
нижней части коронка имеет вырезы или отверстия, предназначенные для
прохода очистного агента. Верхняя часть по наружной поверхности имеет
ленточную резьбу для присоединения к колонковой трубе (кернорвательному
устройству). По внутреннему диаметру коронка расточена на конус,
суживающийся к торцу коронки.
2) Керно рвательное устройство (кернорватель) — это часть колонкового
набора, предназначенная для отрыва керна от массива горной породы и
удержания его в колонковой трубе при подъеме бурового снаряда.
Кернорватель состоит из цилиндрического корпуса с внутренней конической
расточкой, расширяющейся кверху, в которой помещается коническое
пружинное кольцо с выступами, разрезанное по образующей. Во время бурения
пружинное кольцо не препятствует вхождению керна в колонковую трубу. При
подъеме колонкового снаряда пружинное кольцо вследствие трения о
поверхность керна вкодит в суженную часть конической расточки корпуса,
крепко сжимает керн и срывает его.
3) Колонковые трубы являются частью колонкового набора,
предназначенной для приема и сохранения керна. На обоих концах колонковой
трубы нарезана внутренняя трапецеидальная резьба с шагом 4 мм, с углом
наклона боковых сторон профиля 5°. Для изготовления колонковых труб и
ниппелей к ним применяется сталь с пределом прочности при растяжении не
менее 650 Н/мм2 и пределом текучести не менее 380 Н/мм2.
Колонковые трубы изготовляются длиной 1,5; 3,0; 4,5 и 6,0 м в
зависимости от наружного диаметра трубы.
6
В длинный колонковый набор колонковые трубы собираются с помощью
ниппелей.
Основные размеры колонковых труб и ниппелей к ним приведены на
рисунке 3.2.
Для гидроударного и пневмоударного бурения часто применяются
толстостенные колонковые трубы с t = 6—7 мм.
4) Трубные переходники (переходники) служат для соединения
отдельных элементов бурового снаряда, отличающихся по диаметру или резьбе.
Изготовляются переходники девяти типов, включающих 60 типоразмеров. Для
изготовления переходников принята сталь марки 45 или 50.
Шламовые трубы являются частью колонкового набора и служат для
сбора во время бурения крупных и тяжелых частиц шлама. Шламовые трубы
изготовляются из тех же трубных заготовок, что и колонковые трубы.
Шламовая труба на одном конце имеет левую резьбу, при помощи которой она
через переходник включается в колонковый набор. Левая резьба исключает
возможность отвертывания шламовой трубы от переходника в процессе
бурения скважины. Другой конец шламовой трубы имеет срез под углом и
загнут внутрь для того, чтобы при подъеме сурового снаряда шламовая труба
не упиралась в башмак обсадных труб.
1 — колонковая труба; 2 — ниппель для соединения труб в длинный
колонковый набор
Рисунок 3.2 – Колонковая труба с ниппелем
Длина шламовой трубы рассчитывается так, чтобы емкость ее была
несколько больше объема тяжелого шлама, получаемого за рейс. При
некоторых колонковых снарядах применяются шламовые трубы закрытого
типа.
3.2.2 Бурильная колонна
На ближайшие 15—20 лет планируется вести разведочное бурение
вращательным способом с приводом породоразрушающего инструмента
вращающейся колонной труб. Повышение производительности при таком
способе бурения связывается с возможностями перехода на более высокие
частоты вращения. Поэтому наиболее важным звеном в цепи станок—забой
является бурильная колонна, от возможности работы которой зависит и
производительность буровых работ.
7
Колонна бурильных труб служит для соединения породоразрушающего
инструмента, работающего на забое с буровой установкой, смонтированной на
поверхности.
При
колонковом
бурении
через
бурильную
колонну
на
породоразрушающий инструмент, непосредственно воздействующий на породу
забоя, передаются осевое усилие, необходимое для внедрения разрушающих
элементов в породу, и крутящий момент для преодоления сил сопротивления со
стороны забоя. Кроме того, колонна бурильных труб является каналом для
подведения к породоразрушающему инструменту очистного агента с помощью
которого осуществляются очистка забоя от продуктов разрушения и удаление
их на поверхность, а также для охлаждения породоразрущающего инструмента.
При некоторых специальных способах бурения колонна бурильных труб
служит каналом для транспортировки кернового материала или керноприемных
устройств и сменного породоразрушающего инструмента, а при проходке
скважин в неустойчивых породах бурильная колонна может одновременно
выполнять функцию обсадной колонны.
В ряде случаев колонна бурильных труб играет роль вспомогательного
инструмента, с помощью которого в скважину опускается исследовательская
аппаратура и доставляются например материалы для борьбы с поглощением.
Так как смена затупившегося породоразрушающего инструмента и
подъем выбуренного керна осуществляются обычно путем извлечения из
скважины всей бурильной колонны, одним из требований, предъявляемых к
ней, является быстрота разъединения бурильной колонны на отдельные звенья,
называемые бурильными свечами. Длина бурильной свечи определяется
высотой вышки. В свою очередь, исходя из условий транспортирования и
высоты вышки, свечи составляются из нескольких бурильных труб.
Основной вид соединения бурильных труб — резьбовой. Бурильные
трубы свинчиваются в свечи при помощи муфт и ниппелей, а свечи, в свою
очередь, в бурильную колонну при помощи бурильных замков или ниппелей.
В геологоразведочном бурении применяются стальные бесшовные трубы
(СБТ), изготовленные из сталей различных групп прочности, и внедряются в
практику трубы из легких сплавов (ЛБТ).
Стальные бурильные трубы для колонкового бурения изготовляются из стали
марок Д и 36Г2С с пределом текучести 380 и 500 Н/мм2 соответственно.
Кроме того, начали выпускаться бурильные трубы повышенной
прочности из сталей марок 40Х и ЗОХГС.
Для того чтобы стальные трубы не были ослаблены в резьбовом
соединении, концы их утолщаются высадкой внутрь при температуре нагрева
1170—1230° С. Сами трубы подвергаются нормализации и закалке с высоким
отпуском. Бурильные трубы в процессе бурения трутся о стенки скважины и
подвергаются поверхностному износу. Для поверхностного упрочнения труб
целесообразно производить поверхностную закалку труб токами высокой
частоты (ТВЧ).
8
а — с ниппельным соединением; б — с муфтово-замковым соединением; в — с
приваренными замками; 1 — труба; 2 — ниппель или муфта; 3 – конус
(ниппель) замка 4 — муфта замка
Рисунок 3.3 – Бурильные трубы для разведочного бурения
Поверхность труб должна быть гладкой, без раковин, трещин, пленок и
расслоений металла, без шлаковых и других включений.
В зависимости от способа соединений бурильные трубы выпускаются:
1) с ниппельными соединениями (рисунок 3.3, а), которые широко
применяются при алмазном бурении;
2) с муфтово-замковыми соединениями, при которых трубы соединяются
в свечи при помощи муфт, а свечи в колонну — при помощи замков (рисунок
3.3, б);
3) с приваренными замками (рисунок 3.3, в).
Соединения бурильных труб изготовляются: ниппели из стали марки 40Х
(предел текучести 580 Н/мм2) с последующей термообработкой, замки из стали
марки 40ХН (предел текучести 700 Н/мм2). Наружная поверхность замка (муфт
и ниппелей) подвергается индукционной термообработке на глубину 1,5— 2,5
мм до твердости не менее ЬЩС 50. При этом участки длиной 50—65 мм со
стороны торца замковой резьбы муфты и 30—35 мм со стороны трубной
резьбы ниппеля и муфты индукционной термообработке не подвергаются.
Замковая резьба ниппелей и муфт замков подвергается индукционной
термообработке на глубину 3,3—5 мм от вершины профиля до твердости НКС
48—56 в любом сечении. После индукционной термообработки для снятия
внутренних напряжений детали замка подвергаются низкому отпуску. Замки
должны иметь следующий показатель надежности: средний ресурс,
характеризующий количество циклов механизированного свинчивания—
развинчивания, не менее 800 циклов.
Несмотря на некоторое улучшение качества бурильных труб, обрывы
колонны бурильных труб происходят довольно часто при переходе на
9
форсированные режимы бурения. Обычно трубы рвутся в резьбовом
соединении по месту высадки.
Для снижения аварийности из-за обрыва бурильной колонны
необходимо: а) уменьшать зазор между стенками скважины и колонной труб; б)
улучшать механические свойства материала труб; в) повышать прочность
соединений труб; г) применять утяжеленные бурильные трубы; д)
организовывать наблюдение за состоянием бурильных труб и их соединений; е)
добиваться соосности соединений бурильных труб и хорошей балансировки
бурильной колонны.
а — ЛБТН-54: 1 — ниппель типа А; 2 —труба; 3 — ниппель типа Б; б —
ЛБТМ-54: 1 — соединительный замок; 2 — труба; 3 — муфта
Рисунок 3.4 – Легкосплавные бурильные трубы:
Легкосплавные бурильные трубы. С ростом глубин и форсированием
режимов бурения в целях снижения веса бурильной колонны и уменьшения
затрат мощности на вращение и подъем бурового снаряда стали широко
применяться легкосплавные бурильные трубы. Для высокооборотного бурения
скважин алмазными и твердосплавными коронками диаметром 59 мм
применяются трубы ЛБТН-54 (рисунок 3.4) из алюминиевого сплава Д16Т.
Ниппельное соединение труб (ниппели типов А и Б) изготовлено из стали
40ХН. При сборке труб с ниппелями используется самотвердеющий
герметизирующий состав. Соединение трубы с ниппелями является
неразборным. Наружная поверхность ниппелей упрочнена закалкой ТВЧ.
Для бурения скважин диаметром 76 мм используются легкосплавные
бурильные трубы ЛБТМ-54 из алюминиевого сплава Д16Т муфтово-замкового
соединения. Замки изготовлены из стали 40ХН, а муфты — из стали 36Г2С.
Наружная поверхность муфт и элементов замка и замковая резьба
упрочнены закалкой ТВЧ.
Применение легкосплавных бурильных труб позволяет увеличить
глубину бурения с применением высоких чисел оборотов и за счет этого
повысить механическую скорость бурения в 1,3— 1,5 раза и уменьшить время
спускоподъемных операций,
1
2
3
1 — ниппель; 2 — труба; 3 — муфта
Рисунок 3.5 – Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)
10
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ). При бурении скважин диаметром
76, 93 мм и более в компоновку бурильного вала между колонковым набором,
или долотом, и колонной бурильных труб могут включаться утяжеленные
бурильные трубы. УБТ применяются для увеличения веса и жесткости нижней
части бурильной колонны. Колонна бурильных труб с утяжеленным низом
работает более спокойно, возможность обрыва труб уменьшается, а скважины
менее искривляются. Вес УБТ должен превосходить нагрузку на забой на 25—
50%.
Изготовляются утяжеленные трубы (рисунок 3.5) из стали марки 36Г2С, а
замковые соединения (ниппель и муфта) — из стали марки 40ХН. Ниппель и
муфта к трубе привариваются контактно-стыковой сваркой. Наружная
поверхность трубы и приваренных элементов замкового соединения упрочнены
закалкой с нагревом ТВЧ. Приваренные концы, кроме того, подвергнуты
объемной закалке с высоким отпуском.
3.2.3 Выбор материала бурильных труб
Выбор бурильных труб той или иной группы прочности производится в
зависимости от глубины, диаметра и профиля скважин, параметров режима
бурения и проверяется выполнением расчета колонны бурильных труб на
прочность.
3.3 Буровые установки для колонкового бурения
3.3.1 Общие сведения
Колонковое бурение производится установками, состоящими из бурового
станка, двигателя, насоса и буровой вышки или мачты.
Основные узлы станка для колонкового бурения: а) главный фрикцион
для включения и отключения станка от двигателя; б) многоступенчатая коробка
передач для регулирования частот вращения и подъема; в) лебедка для
осуществления спускоподъемных операций; г) вращатель для вращения
бурового снаряда; д) механизм подачи бурового снаряда.
В зависимости от конструкции механизма подачи буровые станки
бывают: с гидравлической подачей; винтовой дифференциальной подачей;
рычажной подачей; комбинированной рычажно-дифференциальной подачей;
подачей с барабана лебедки (роторные станки).
Вращатели по своей конструкции подразделяются на шпиндельные,
роторные и подвижные.
Конструктивная схема станка и установки в целом существенно
определяется принятым типом вращателя и механизмом подачи. Установки,
оборудованные шпиндельным или подвижным вращателем с гидравлической
или винтовой дифференциальной подачей, могут бурить вертикальные,
наклонные и восстающие скважины и обеспечивают возможность
регулирования осевого усилия на забой (создание принудительного усилия или
разгрузки забоя). Все эти преимущества предопределили распространенность
шпиндельного и подвижного вращателя с гидравлической подачей на
11
установках колонкового бурения, используемых при разведке твердых
полезных ископаемых.
В роторных буровых установках (установках, оборудованных роторным
вращателем) обычно предусматривается свободная подача с барабана лебедки.
Такая конструкция установки предпочтительна при проходке скважин в
породах невысокой твердости (I—VI категорий по буримости). Роторные
буровые установки могут бурить в основном вертикальные скважины.
В зависимости от целей и условий использования буровые установки
имеют различную транспортабельность: стационарные (блочные и разборные),
самоходные и передвижные. При этом под стационарным подразумевается
оборудование, смонтированное в виде блоков, которые устанавливаются на
специальном фундаменте; под передвижным — установленное на санях или
прицепах; самоходное включает установки, смонтированные на различных
колесных и гусеничных транспортных базах, имеющих собственный ходовой
двигатель.
При бурении из подземных выработок предусматриваются специальные
для этих целей модификации или используются обычные стационарные
установки, но устанавливаются они в специально-оборудованных камерах.
Все буровые установки, указанные в таблице 19, оснащены КИП тем более
полно, чем на большую глубину бурения рассчитаны. Особенно полно КИП
оснащены установки 6, 7, 8 классов.
3.3.2 Буровые установки с гидравлической подачей
Колонковое бурение в основном осуществляется станками с
гидравлической подачей.
В настоящее время станки с гидравлической подачей изготовляются для
бурения скважин глубиной 50—3000 м.
Самые глубокие в мире скважины малого диаметра (глубиной свыше 4
км) пробурены колонковым способом станками с гидравлической подачей.
Гидравлическая подача обладает следующими достоинствами:
1) позволяет регулировать и контролировать нагрузку на коронку;
2) освобождает бурового мастера от затраты физического труда при
регулировании подачи инструмента;
3) позволяет фиксировать контакты пород различной твердости;
4) предотвращает падение бурового инструмента при встрече каверн;
5) может быть использована как гидравлический домкрат при прихвате
инструмента.
Станки с гидравлической подачей могут успешно использоваться при
бурении коронками различных типов: алмазными, твердосплавными,
дробными, а также шарошечными долотами и долотами типа РХ и пикобурами.
Для проходки скважин в породах I—V категорий по буримости эти
станки оснащаются длинными ведущими трубами с целью сокращения времени
на перекрепление зажимных патронов. При этом подачу инструмента
осуществляют с барабана лебедки.
12
До последнего времени самыми распространенными для колонкового
бурения были станки типа ЗИФ: ЗИФ-300; ЗИФ-650; ЗИФ-1200.
Эти станки более 25 лет успешно использовались при разведке твердых
полезных ископаемых.
Но станки типа ЗИФ не имели высоких частот вращения,
обеспечивающих более эффективное алмазное бурение. С другой стороны, они
не имели низких частот порядка 20—40 об/мин, при которых гидроударное
бурение в крепких породах наиболее производительно. Кроме того, станки
ЗИФ конструктивно устарели.
Поэтому все более широкое распространение получают установки УКБ
(установки колонкового бурения) по ГОСТ 7959—74.
Буровая установка УКБ-50/100 (базовая модель). Базовая модель буровой
установки УКБ-50/100 является основой унифицированного комплекса
установок 2 класса (ГОСТ 7959—74). Установка УКБ-50/100 (рисунок 3.6)
включает: буровой станок 1, мачту 2 со средствами механизации
спускоподъемных
операций,
в
том
числе
труборазворот
3
и
полуавтоматический элеватор 4, насосную установку 5 типа НБ2-63/40,
электрооборудование и освещение 6, укрытие 7, санное основание 8, комплект
запасных частей, принадлежностей и ремонтно-монтажного инструмента.
Кинематическая схема станка дана на рисунке 3.6, б.
Кроме базовой модели для бурения из подземных горных выработок
будет выпускаться установка УКБ-50/100К, смонтированная на распорных
колонках. Спускоподъемные операции на ней будут осуществляться с
помощью пневматического экстрактора.
Буровая установка УКБ-2001300 (базовая модель) является основой
унифицированного комплекса установок 3 класса (ГОСТ 7959—74). Установка
УКБ-200/300 (рисунок 3.7) передвижная, на полозьях, с приводом от
электродвигателя или дизеля. Все оборудование установки смонтировано на
стальных санях 1, имеющих деревянный пол и сцепное устройство для
перемещения установки трактором. В состав установки входят: буровой станок
4; мачта МР6 8 со средствами механизации, в том числе труборазворот 7 типа
РТ-300, каретка 10 с полуавтоматическим элеватором 9, комплект
наголовников, подкладных и отбойных вилок; буровой насос 2 типа НБЗ120/40; шкаф системы электроуправления 3; приборы для контроля скорости
бурения и крутящего момента; ведущие трубы; комплект запасных частей,
принадлежностей и ремонтно-монтажного инструмента.
13
а — базовая модель: 1 — буровой станок; 2 — мачта; 3 — труборазво-рот; 4—
полуавтоматический элеватор; 5 — буровой насос; 6 — освещение; 7 —
укрытие; 8 — санное основание; 9 — гидроцилиндр подъема мачты; 10 —
крон-блок; 11 — трубоприемник; 12 — подсвечник; ГА — каретка; 14 —
кронштейн; б—кинематическая схема УКБ 50/100: 1 — сцепление ГАЗ-53; 2 —
коробка скоростей ГАЗ-53; 3 — зубчатая муфта; 4 — полый вал; 5 —
раздаточный вал; 6 — плашки зажимные; 7 — гидропатрон; 8 — обойма
патрона; 9 — пружины винтовые; 10 — коническая шестерня вращателя; 11 —
вал-шестерня; 12 — полумуфты; 13 — подвижная муфта; 14 —
электродвигатель; 15 — лебедка; 16 — цилиндр гидроподачи
Рисунок 3.6 – Буровая установка УКБ-50/100
14
1 — стальные сани; 2 — буровой насос; 3 — шкаф управления
электродвигателями и освещением; 4 — буровой станок; 5 — гидродомкраты
для подъема и опускания мачты; 6 — приборы для контроля скорости бурения
и крутящего момента; 7 — трубораз-ворот РТ-300; 8 — мачта; 9 —
полуавтоматический элеватор; 10 — каретка; 11 — свечеприемник; 12 —
растяжки; 13 — кронблок
Рисунок 3.7 – Буровая установка УКБ-200/300 (базовая модель)
3.4 Силовой привод буровых установок
В современных установках для колонкового бурения в качестве силового
привода применяются главным образом электродвигатели и двигатели
внутреннего сгорания. При неглубоком бурении из подземных выработок
иногда для привода легких буровых станков применяются пневматические и
гидравлические двигатели, особенно в шахтах, опасных по газу и пыли.
На зарубежных станках применяются подвижные вращатели с
15
гидравлическими двигателями. Последние обладают мягкой характеристикой и
плавно снижают обороты с увеличением крутящего момента.
3.4.1 Электрический привод
Наиболее
широко
электрический
привод
применяется
в
геологоразведочных партиях и экспедициях, длительно работающих в одном
районе. При наличии в районе государственных сетей высокого напряжения
для питания буровых установок применяются стационарные и передвижные
понизительные трансформаторы. Когда буровые работы производятся
длительное время, но высоковольтные электропередачи отсутствуют,
электроснабжение буровых установок может быть организовано от
передвижных электростанций или от специально построенных временных
электростанций. В высокогорных районах, богатых быстрыми горными
речками, иногда целесообразно строить гидроэлектростанции. Необходимый
для работы гидравлических турбин напор воды можно получить путем
устройства небольших плотин, от которых вода к турбине подводится
деривационным каналом, имеющим небольшой уклон.
Для привода буровых станков рекомендуется применять асинхронные
электродвигатели переменного тока. Электродвигатели небольшой мощности
обычно берутся с короткозамкнутым ротором. При мощности более 15—20 кВт
целесообразно применять электродвигатели с контактными кольцами и
пусковыми устройствами, обеспечивающими снижение пусковых токов.
Достоинством электропривода является простота обслуживания и управления,
постоянная готовность к работе, высокая экономичность, возможность
реверсирования, возможность применения индивидуальных приводов (для
насоса, глиномешалки, заточного станка и т.п.).
Электродвигатели для привода станков колонкового бурения обычно
имеют жесткую характеристику. Изменение частоты вращения бурового
инструмента осуществляют ступенями при помощи коробки скоростей.
Известно, что каждую новую коронку, особенно алмазную, надо сперва
прирабатывать, начиная бурение на низких оборотах и малых осевых нагрузках
постепенно их повышая. Поэтому желательно иметь регулируемые двигатели,
которые могли бы плавно повышать частоту вращения. Ныне ведется
исследовательская работа по разработке электропривода с плавным
регулированием частоты вращения и внедрению этих электродвигателей в
практику разведочных буровых работ.
Применение такого типа электродвигателей позволит повысить
механическую скорость бурения и особенно проходку на коронку.
3.4.2 Двигатели внутреннего сгорания (ДВС)
Двигатели внутреннего сгорания применяются для привода буровых
установок на поисковых работах, при предварительной разведке и бурении
одиночных скважин.
Передвижные станки приводятся от ДВС. Последние можно разделить на
три группы: а) карбюраторные, работающие на бензине и лигроине; б)
16
дизельные, работающие на соляровом масле или дизельном топливе; в)
калоризаторные, работающие на сырой нефти.
В практику разведочного бурения наиболее широко внедрен дизельный
привод.
При выборе двигателя внутреннего сгорания его расчетная мощность
должна определяться по режиму наибольшей нагрузки.
Достоинством двигателей внутреннего сгорания являются их
независимость от внешних источников энергии и достаточно экономичное
потребление топлива.
Недостатками двигателей внутреннего сгорания являются их
относительная недолговечность, необходимость применения коробки скоростей
для регулирования величины крутящего момента и реверсирования.
Эти двигатели потребляют на 1 кВт/ч
дизельного топлива, кг
0,30
смазочного масла, г
15
3.4.3 Выбор мощности двигателя для колонкового бурения
В процессе строительства скважины привод лебедки и вращателя станка
осуществляется, как правило, последовательно. Во время работы вращателя
одновременно работает буровой насос.
Электропривод станка и насоса обычно осуществляется от
индивидуальных электродвигателей. При приводе от двигателя внутреннего
сгорания последний одновременно приводит вращатель и буровой насос, а в
ночное время и электрогенератор, необходимый для освещения буровой
установки.
Мощность, потребляемая вращателем, расходуется на работу коронки на
забое и на вращение колонны труб в скважине.
Полная мощность на вращение бурового инструмента в процессе бурения
равна
N = Nх.в + Nзаб + Nдоп, кВт
(3.1)
где Nх.в — мощность на холостое вращение колонны;
Nзаб — мощность на разрушение забоя;
Nдоп — дополнительные затраты мощности при создании осевой
нагрузки на забой.
Понятие «холостое вращение» характеризует вращение бурильного вала,
подвешенного над устьем скважины и не передающего на забой полезный
крутящий момент, необходимый для разрушения забоя.
В связи с тем, что затраты мощности на холостое вращение бурильного
вала составляют основную часть энергетических затрат на процесс бурения
глубокой скважины, затраты мощности на холостое вращение предопределяют
как возможности бурового оборудования, так и максимально возможную
частоту вращения для конкретных геолого-технических условий бурения.
Затраты мощности на вращение бурильного вала главным образом
17
определяются силами сопротивления, распределенными по длине вала, и в
меньшей степени зависят от величины передаваемых осевых сил.
В процессе исследований затрат мощности на холостое вращение
бурильной колонны как в производственных, так и в стендовых условиях
выявлено, что значения величин мощности даже для одной системы бурильный
вал—ствол скважины составляют целую область вероятностных значений.
Границы этой области составляют два крайних режима работы бурильного
вала. Первый режим — динамический — определяет верхнюю границу
области. Второй — статический — определяет нижнюю границу области.
Динамический, или вибрационный, режим характерен наличием степенной
зависимости Nх.в = f (n), а статический имеет зависимость Nх.в = f (n), близкую к
линейной. Область вероятностных значений Nх.в занимает в каждый момент
времени уровень, определяемый сочетанием большого количества переменных
факторов, таких, как: фактический диаметр ствола в каждой зоне бурильного
вала, состояние стенок скважины, значение коэффициента трения на контакте
бурильный вал—ствол скважины, сочетание кривизны колонны с кривизной
ствола, определяющее величину сил сопротивления, и т.д. Большой диапазон
области вероятностных значений затрат мощности на холостое вращение
бурильного вала определен возникновением дополнительных (к простым
формам перемещения) движений бурильного вала, на совершение которых
необходимы затраты значительной энергии, подводимой к бурильному валу.
Возможная форма движения отдельных участков бурильного вала при заданной
частоте вращения может быть поддержана, если мощность привода буровой
установки достаточна для покрытия затрат энергии на возможное перемещение
бурильного вала. Такой вид движения отдельных участков бурильного вала,
отличный от простейших: вращения вокруг собственной оси, или только
относительно оси ствола, собственно и называется вибрационным.
При возникновении вибрационного характера работы бурильного вала
значительно повышаются затраты энергии и возможно их резкое колебание в
зависимости от конкретных условий. Однако диапазон значений затрат
мощности при вибрационном режиме работы бурильного вала определяется
собственно двумя параметрами его перемещений (частотой и амплитудой) на
участках возможного возникновения вибрационного режима. Вхождение в
вибрационный режим возможно и не на всей длине бурильного вала, а только
на отдельных его участках, которые и определяют общий уровень затрат
мощности на вращение всего бурильного вала.
Следует также иметь в виду, что при применении антивибрационной
смазки, а также при промывке скважин антивибрационными эмульсиями
удавалось снизить мощность для высоких частот вращения до 2—3 раз.
Отсюда видна большая перспективность применения на разведочном
бурении легких бурильных труб (ЛБТ), изготовленных из алюминиевых
сплавов.
Возможное изменение пространственной формы участка колонны
бурильных труб, находящейся в сжатой зоне колонны после постановки
вращающейся колонны на забой, приводит к увеличению контактных усилий
18
между колонной и поверхностью ствола скважин. Соответственно возросшие
силы трения потребуют больших затрат мощности на вращение бурильной
колонны, создающей (или передающей) осевую нагрузку на забой. Увеличение
мощности, затрачиваемой на вращение бурильной колонны, передающей
осевую нагрузку, по сравнению с мощностью на холостое вращение
оценивается величиной Nдоп дополнительной мощности
Для осуществления процесса разрушения на забое затрачивается энергия
как на собственно процесс разрушения породы, так и на преодоление сил
трения между породоразрушающим инструментом, стенками скважины и
забоем. Для преодоления затрат мощности на забое принимаем по опытным
данным, что затраты энергии на разрушение породы в среднем не превышают
20% от величины энергии на преодоление сил трения.
Лебедки делают многоскоростными. Многоскоростная лебедка позволяет
поднимать длинную тяжелую колонну с малой скоростью г легкую колонну —
с большой; тем самым мощность двигателя используется более рационально.
В период подъема снаряда двигатель загружается только во время
извлечения колонны. Например, на собственно подъем одной свечи
затрачивается около 12—20 с, а в течение следующих 30—50 с, затрачиваемых
на отвинчивание свечи и установку ее на подсвечник, двигатель работает
вхолостую.
При спуске труб двигатель загружается еще меньше.
При глубоком бурении на подъемные операции обычно задалживают
большую мощность, чем на бурение; поэтому мощность двигателя для станков
глубокого бурения, как правило, подбирают из расчета мощности, необходимой
для грузоподъемных операций. При неглубоком бурении мощность на бурение
и привод насоса могут быть больше мощности, затрачиваемой на подъем.
Во время спускоподъемных операций лебедка загружается через
определенные интервалы и только на незначительное время, поэтому для
привода колонковых буровых станков наиболее подходят двигатели,
допускающие значительные кратковременные перегрузки. Для станков
глубокого
бурения
целесообразно
иметь
буровые
установки
с
индивидуальными двигателями для привода вращателя, лебедки и буровых
насосов.
3.5 Подготовительные работы к колонковому бурению
3.5.1 Выбор конструкции колонковой скважины
Прежде чем приступить к бурению скважины, надо наметить ее
конструкцию.
Исходными данными для выбора конструкции скважины служат:
а) физико-механические свойства пород, пересекаемых скважиной, их
крепость, устойчивость, водонасыщенность и т.д.;
б) глубина скважины, наклон скважины;
в конечный диаметр скважины, который зависит от вида полезного
ископаемого;
19
г) способ бурения.
При бурении алмазными коронками рекомендуется принимать конечный
диаметр скважины 46 или 59 мм. Для дробового бурения конечный диаметр
скважины следует брать не менее 91 мм. Бурение при разведке угольных
месторождений, минеральных солей и других твердых полезных ископаемых,
залегающих в толщах осадочных пород, производится коронками,
заправленными твердыми сплавами, причем при проходке по угольному пласту
конечный диаметр скважины должен быть не меньше 76 мм, а при пересечении
минеральных солей — не менее 92 мм.
После выбора конечного диаметра скважины, исходя из геологического
разреза, намечают интервалы, требующие закрепления, и определяют глубины
спуска колонн обсадных труб.
Для экономии металла конструкция скважины должна быть простой, что
может быть достигнуто при умелом применении промывочных жидкостей.
Обсадные трубы необходимо предусматривать для:
1) закрепления устья скважины с целью предохранения ее от размывания
и отвода промывочной жидкости в желоба (направляющая труба);
2) закрепления залегающих сверху неустойчивых и обводненных пород и
для надлежащего направления ствола скважины (кондуктор);
3) перекрытия зон разрушенных и раздробленных пород, галечников,
слабых конгломератов и брекчий, которые плохо крепятся глинистым
раствором и не могут быть затампонированы быстросхватывающимися
смесями;
4) производства тампонажа для изоляции водоносных горизонтов,
закрепления стенок скважины перед пересечением полезного ископаемого, над
которым залегают неустойчивые породы, дающие осыпи.
При проектировании буровых работ в новых районах необходимо
предусматривать резервную колонну обсадных труб и соответствующий
резервный породоразрушающий и буровой инструмент.
После выбора конструкции скважины выбирают буровую установку,
затем составляют спецификацию необходимого бурового оборудования и
инструментов и разрабатывают геолого-технический наряд на строительство
скважины.
3.5.2 Подготовка к бурению
Бурение скважины начинается с подготовки подъездных путей и
площадки для буровой установки; сборки и установки вышки; монтажа
бурового оборудования; подводки электроэнергии; организации водоснабжения
и обеспечения запасов глины и реагентов; подготовки бурового инструмента,
обсадных труб, забуривания скважины. Площадка предназначается для
размещения буровой вышки, желобов, отстойников, стеллажей для труб и пр.
Размеры площадки зависят от глубины скважины. Чем больше проектная
глубина скважины, тем выше буровой копер, больше емкость отстойников и
запасных баков, больше стеллажей для труб.
Направление длинной оси площадки определяется азимутальным
20
направлением скважины. Для бурения вертикальной скважины площадка
может быть расположена без ориентирования, но с учетом удобства подъезда и
наименьшей затраты времени на расчистку и планировку площадки.
На площадке возле вышки, а в зимнее время под полом бурового здания,
размещают в котлованах отстойные баки, емкость которых зависит от глубины
и диаметра скважины. Баки устанавливают на разных уровнях и соединяют
между собой так, чтобы жидкость самотеком перетекала из одного бака в
другой. Перед началом бурения глубоких разведочных скважин иногда роют
шурф для установки и закрепления направляющей трубы. Одновременно со
строительством площадки готовят подъездные пути к вышке, подводят
электроэнергию, водопровод и т. п.
3.5.3 Буровые вышки и мачты
Колонковое бурение производится установками, состоящими из буровой
вышки или мачты, бурового станка, двигателя и насоса.
Буровая вышка состоит из копра, предназначенного для спуска и подъема
инструмента, и бурового здания для защиты буровых рабочих и механизмов от
атмосферных влияний.
Высота копров и мачт подбирается в соответствии с глубиной скважины
и способом бурения, она превышает длину свечи на величину, необходимую
для маневрирования с колонковым снарядом, УБТ и свечами.
Обычно на колонковом бурении принимаются вышки следующих
размеров:
глубина скважины, м
100—150
150—400
400—800
800 и более
длина свечи, м
4,5—6
9
12—13,5
18
высота копра, м
9—10
12—13
15—18
22—26
Копер состоит из нижнего и верхнего оснований, ног, поясов и раскосов
(рисунок 3.8). Верхние рабочие полати устраивают на 1— 1,25 м ниже длины
свечи.
Грузоподъемность буровых копров выбирают в соответствии с весом
наиболее тяжелых колонн труб, спускаемых в скважину.
Свеча — несколько бурильных труб, свинченных вместе и не
разъединяемых при спускоподъемных операциях.
Вышки строят бревенчатые, дощатые и металлические. Зсслки с
деревянными копрами применяют обычно в таежных районах.
Трехногие копры (треноги) применяют для бурения наклонных и
вертикальных скважин глубиной до 100—200 м.
Для наклонного бурения две ноги устанавливают в сторону наклона
скважины. Ноги изготовляются из бревен 25—30 см в отрубе при длине бревна
10—15 м. Вершины ног соединяются шкворнем и для прочности оковываются
железными обручами.
21
1 — кронблочная площадка; 2 — верхняя рама; 3 — рабочие палати; 4 — маригвые лестницы; 5 — переходная площадка; 6 — основание вышки; 7 — ноги
вышки; 8 — пояса; 9 — раскосы; 10 — ворота; 11 — место для крепления
неподвижного конца каната; 12 — нижняя рама
Рисунок 3.8 – Буровая вышка В-26-25 и Тренога для наклонного бурения
Ноги копра по высоте расшиваются примерно через каждые 2,5—3 м
поясами, на которых укрепляются полати. Общий вид трехногого копра для
наклонного бурения показан на рисунке 3.8.
Чаще применяются металлические копры, ноги которых изготовляются
или из обсадных труб, или из профилированного проката.
На верхней раме вышки устанавливается кронблок, являющийся
неподвижной частью талевой системы. Число роликов на кронблоке и его
грузоподъёмность выбираются в соответствии с грузоподъемностью лебедки и
максимальным усилием на крюке (рисунок 3.9).
Талевый блок является подвижной частью талевой системы. Ролики
кронблока и талевого блока устанавливаются на шарикоподшипниках,
Оснастку талей обычно производят с неподвижным всяком каната; в этот конец
включают индикатор веса.
Часто применяются передвижные буровые установки с металлическими
мачтами. При применении буровых мачт значительно сокращаются затраты
времени на перевозки и монтажно-демонтажные операции. Наиболее
распространены буровые мачты (рисунок 3.10) Уральского геологического
управления УГУ).
22
а – кронблок, монтируемый на верхней раме вышки; б— подвижный талевой
блок
Рисунок 3.9 – Блоки буровой вышки
Мачты монтируются на общем основании со зданием, в котором
размещается буровое оборудование, а вся установка собирается на
металлических полозьях санного типа. Перед перевозкой фермы мачты
укладываются в горизонтальное положение. Транспортируются установки с
мачтами тракторами.
После установки оборудования приступают к забуриванию скважины и
установке направляющей трубы (рисунок 3.11).
Скважину углубляют до коренных пород и врезаются в них на 0,5—1,5 м,
после чего опускают направляющую трубу, предназначенную для
предохранения устья скважины от размыва и направления изливающейся из
скважины жидкости в желобную систему.
23
1 — основание стрелы; 2 — стрела; 3 — рабочая площадка; 4 —свечеприемник;
5 — боко-1.1Я сошка; 6 — узел боковой опоры; 7 — задняя качающаяся опора;
8 — грузоподъемная укосина; 9 — санное основание
Рисунок 3.10 – Буровая мачта МРУГУ-18/20
При глубоком бурении всю толщу верхних неустойчивых и водоносных
пород перекрывают следующей колонной обсадных труб называемой
кондуктором.
Затрубное пространство за кондуктором на всю глубину или в нижней
части должно быть зацементировано, а кольцевой зазор между направляющей
трубой и кондуктором загерметизирован.
1 — башмак трубный; 2 — обсадная труба; 3 — тройник; 4 — желоб; 5 —
цементный камень; 6 — наносы; 7 — порода
Рисунок 3.11 – Установка направляющей трубы
24
3.6 Промывка и продувка буровых скважин
3.6.1 Промывка скважин. Общие сведения
Колонковое бурение производится с промывкой. Основными
назначениями промывки скважин являются:
1) Очистка забоя скважины от разбуренной породы и вынос ее на
поверхность.
2) Охлаждение породоразрушающего инструмента.
3) Поддержание стенок скважины от обрушения.
4) Передача энергии от бурового насоса забойному двигателю
(гидроударнику, турбобуру в случае их применения).
Способы промывки и их характеристика. Существует три способа
промывки скважин с выходом промывочной жидкости на поверхность земли:
прямая, обратная и комбинированная.
Прямая промывка (рисунок 3.12, а), когда промывочная жидкость,
нагнетаемая насосом, проходит по колонне бурильных труб, затем (при
бурении кольцевым забоем) между керном и колонковой трубой, омывает
забой, охлаждает породоразрушающий инструмент, охватывает с забоя
частицы разрушенной породы, поднимается наверх по кольцевому
пространству между бурильными трубами в стенками скважины и, наконец,
выходит на поверхность земли.
Достоинства прямой промывки: 1) буровой раствор, выходя из суженных
промывочных отверстий породоразрушающего инструмента, приобретает
большую скорость и с силой ударяет о забой, размывая разбуриваемую породу,
что способствует увеличению скорости бурения; 2) применяя специальные
промывочные жидкости при бурении в сыпучих, рыхлых и трещиноватых
породах, обеспечивает закрепление стенок скважины путем скрепления частиц
неустойчивой породы.
Недостатки прямой промывки: 1) возможен размыв стенок скважины при
бурении в мягких породах вследствие большой скорости восходящего потока;
2) пониженный процент выхода керна в результате динамического воздействия
струи на верхний торец керна, что приводит к его размыву; 3) при бурении
скважин большого диаметра повышенный расход промывочной жидкости,
необходимый для создания такой скорости восходящего потока, при которой
все разбуренные частицы породы будут выноситься на поверхность. Прямая
промывка имеет преимущественное применение на практике разведочного
бурения.
Обратная промывка (рисунок 3.12, б), когда промывочная жидкость
движется к забою по кольцевому пространству между бурильными трубами и
стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия породоразрушающего
инструмента, при наличии керна проходит по кольцевому зазору между керном
и колонковой труоой, проходит по внутреннему каналу бурильной колонны и,
обогащенная шламом, выходит на поверхность земли.
25
Достоинства обратной промывки: интенсивная очистка забоя от частиц
разрушенной породы и возможность гидравлического транспорта кернов через
бурильные трубы на поверхность.
а
6
в
а—прямая промывка; б—обратная промывка; в—комбинированная промывка
Рисунок 3.12 – Способы промывки скважин с выходом промывочной жидкости
на поверхность земли
Основной недостаток обратной промывки — невозможность обеспечения
нормального процесса бурения при наличии в разрезе поглощающих
горизонтов, в которых теряется полностью или частично промывочная
жидкость.
В связи с более сложной организацией обратной промывки она имеет
ограниченное применение.
Комбинированная промывка (рисунок 3.12, в), когда движение
промывочной жидкости над колонковой трубой осуществляется по схеме
прямой промывки, а ниже с помощью специальных устройств по схеме
обратной промывки.
Техническое исполнение комбинированной промывки связано с
применением устройств, преобразующих прямую промывку в обратную в
призабойной зоне. Комбинированная промывка применяется с целью
повышения выхода керна.
3.6.2 Основные типы промывочных жидкостей и условия их применения
при бурении скважин
1) Техническая вода (пресная, морская, рассолы) применяется при
бурении в устойчивых породах.
26
2) Глинистые растворы применяются в трещиноватых, рыхлых сыпучих,
плывучих и других слабоустойчивых породах для предотвращения обвалов, а
также в трещиноватых скальных породах для борьбы с потерей циркуляции.
3) Самораспадающиеся вяжущие водные растворы применяются при
бурении на воду взамен глинистого раствора для вскрытия водоносных
пластов, состоящих из песков и воды. Примером таких растворов является
крахмальный раствор, закрепляющий стенки скважин, закупоривающий поры,
но по истечении некоторого времени распадающийся, благодаря чему
устраняется закупорка водоносных горизонтов. Изготовляют раствор с таким
содержанием крахмала, чтобы его вяжущие свойства сохранились на
определенное время, необходимое для вскрытия водоносного пласта, спуска
эксплуатационной колонны и установки фильтра.
4) Ингибированные буровые растворы представляют собой известковые и
гипсовые водные растворы, применяемые в связных породах для
предотвращения набухания и размокания глинистых пород; слагающих стенки
скважины.
5) Водные растворы понизителей твердости горных пород вменяют в
монолитных и слаботрещиноватых скальных породах с целью снижения их
твердости и увеличения скорости бурения. Понизители твердости являются
разновидностью поверхностно-активных веществ.
Поверхностно-активными веществами (ПАВ), называются вещества,
молекулы или ионы которых в водном растворе под действием молекулярных
сил концентрируются на поверхности раздела жидкости и твердого тела.
Эффект понижения твердости пород основан на расширении активными
веществами микротрещин, образующихся на забое скважины под воздействием
породоразрушающего инструмента. В зависимости от геолого-технических
условий в качестве понизителей твердости применяют слабые водные растворы
солей (NаСl, СаСl2, Аl2О3 и др.) и органических веществ (мыло, диталин,
сульфонол, превацелл и др.). В зависимости от свойств пород и свойств
понизителя твердости эти вещества подбирают в количестве 0,1—2 вес. %.
6) Солестойкие буровые растворы применяются при бурении
легкорастворимых минеральных солей (каменная соль NаСl, карналлит—
КСlМgСl26Н2О и др.) для предотвращения размыва стенок скважины и
сохранения керна. При этом для промывки применяют насыщенный раствор
той соли, на которую бурят.
7) Аэрированные растворы насыщенные воздухом или газом, применяют
для борьбы с поглощением промывочной жидкости. Эти растворы обладают
пониженной плотностью и повышенной очистной и несущей способностями.
Существуют три способа получения аэрированных растворов: механический с
введением сжатого воздуха в раствор с помощью компрессора, механический с
введением атмосферного воздуха в раствор с помощью водоструйного насоса,
химический — путем обработки раствора поверхностно-активными
веществами ПАВ), вовлечения в него воздуха и удерживания его в виде
мельчайших пузырьков, стабилизированных пленок ПАВ. Для приготовления
химически аэрированных буровых растворов применяют глинопорошки,
27
поверхностно-активные
вещества
(0,1—0,2%),
реагенты
–
структурообразователи (каустическая сода 0,1—0,2%) или кальцинированная
сода (0,5—2,5%).
8) Утяжеленные глинистые растворы применяются при вскрытии пластов
с большим пластовым давлением для предупреждения выбросов из устья
скважины фонтанной воды, нефти или газа. Для изготовления утяжеленного
глинистого раствора к нему добавляют инертный порошкообразный материал
— утяжилитель, изготовленный из тяжелых минералов: барита (ВаSО4);
гематита (FеО3) и др. После задавливания фонтана под действием
гидростатического давления утяжеленного раствора над устьем скважины
устанавливают
противовыбросную
арматуру,
промывают
скважину
облегченным аэрированным глинистым раствором или технической водой,
удаляют из скважины утяжеленный раствор и фонтанирование скважины
восстанавливается.
9) Эмульсионные буровые растворы. Эмульсией называется система,
состоящая из двух (или нескольких) взаимно нерастворимых жидких фаз
(состояний), одна из которых диспергирована (рассеяна, раздроблена) в другой.
Различают два типа эмульсии.
Эмульсии первого рода — «масло в воде» (М/В), когда масло в водной
среде находится в виде мельчайших шариков.
Эмульсии второго рода, называемые инвертными или обратимыми, —
«вода в масле» (В/М), когда вода в виде мельчайших шариков распределена в
масле.
Для придания эмульсии устойчивости применяют специальные реагенты
— эмульгаторы. Эмульсионные растворы первого рода нашли широкое
применение при алмазном высокоскоростном бурении с целью гашения
вибрации и снижения мощности на вращение бурильной колонны.
10) Растворы на нефтяной основе (РНО), применяют для вскрытия
нефтяных и газовых пластов для сохранения их естественной проницаемости.
Эти растворы сложны по своему составу, более дорогие, чем буровые растворы
на водной основе.
11) Термостойкие промывочные жидкости. Температура Т земной коры
на глубине Н зависит от геометрического градиента. Геотермический градиент
Г в градус/м — есть повышение температуры Земли на 1 м глубины Для
различных районов Земли Г равен 0,005—0,25 градус/м, а в среднем Г равен
0,03 градус/м, т.е. 30 градус/км.
3.6.3 Свойства глинистых растворов
Назначение глинистых растворов и их свойства. Глинистые растворы
имеют следующие назначения: 1) глинизация стенок скважин; 2) удержание
выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
3) создание повышенного противодавления на пласт; 4) облегчение
транспортирования по стволу скважины и выноса частиц породы в связи с тем,
что нормальный глинистый раствор имеет большую плотность по сравнению с
водой и по закону Архимеда масса частиц породы облегчается; 5)
28
предохранение бурового инструмента от коррозии благодаря тонкой глинистой
корке, покрывающей поверхность инструмента.
По размерам диспергированных (раздробленных) частиц различают два
вида жидких дисперсных систем: 1) коллоидные растворы и 2) суспензии.
Коллоидным раствором, или золями, называется раствор, в котором
частицы вещества имеют крупность коллоидных частиц или коллоидов
размером от 0,1 мкм до 0,001 мкм. Коллоидные частицы в жидком
растворителе (например, воде) под действием силы тяжести практически не
оседают. Это объясняется подвижностью молекул жидкого растворителя,
находящегося в состоянии непрерывного беспорядочного (броуновского)
движения.
Коллоидность – это особое состояние вещества, обусловленное размером
его частиц.
Суспензией называется взвесь, т.е. дисперсная система, состоящая из
двух фаз — жидкой и твердой, в которой мелкие твердые частицы размером от
0,1 до 10 мкм и более взвешены в жидкости. С течением времени под
действием силы тяжести завешенные частицы осаждаются на дно сосуда.
Глинистый раствор есть дисперсная система, состоящая из воды и
взвешенных в них частичек глины размером от коллоидных до частиц
суспензий. Количество коллоидных частиц в глинистом растворе зависит от
сорта глины и от способа его приготовления. Чем больше коллоидных частиц в
растворе, тем лучше его качество. В нормальном глинистом растворе
суммарная поверхность коллоидных частиц вследствие малых размеров и
большого их количества превосходит суммарную поверхность частиц
суспензий. Поэтому глинистый раствор есть коллоидно-суспензионная система,
которая, имеет свойства коллоидного раствора.
В глинистом растворе коллоидные частицы заряжены отрицательными
электрическими зарядами, а ионы воды, положительными зарядами. Частицы
глины как заряженные одноименным электричеством отталкиваются друг от
друга. Вследствие весьма малых размеров и массы коллоидных частиц
превалирующее значение для них имеет действие сил электрических зарядов, а
не сила тяжести. Отталкивание коллоидных частиц, заряженных одноименным
электричеством, способствует нахождению частиц во взвешенном состоянии.
По смачиваемости все тела и коллоиды по отношению к любому
растворителю разделяются на лиофильные (греч. «лио» — растворяю, «филео»
— люблю) и лиофобные (греч. «лио» — растворяю, «фобос» — страх). Когда
растворителем является вода, коллоиды разделяют на гидрофильные и
гидрофобные.
Гидрофильные коллоиды смачиваются водой, которая удерживается на
поверхности коллоидной частицы, так что каждая частица окружена пленкой
воды.
Гидрофобные коллоиды не смачиваются водой, они отталкивают воду, и
водные пленки вокруг частиц отсутствуют.
Глинистые
растворы
являются
гидрофильными
коллоидными
растворами, в которых частицы глины смачиваются водой.
29
Явление смачиваемости частиц глины водой объясняется тем, что силы
притяжения между молекулами глины и воды значительно больше, чем между
молекулами воды, Воду, входящую в состав глинистого раствора, можно
разделить на адсорбированную и свободную.
Адсорбированная вода связана с частицами глины силами притяжения,
образует вокруг них гидратные оболочки и по своим свойствам значительно
отличается от обычной воды (например, имеет большую плотность, большую
вязкость и пр.).
Свободная вода в глинистом растворе является дисперсионной средой, в
которой находятся глинистые частицы с адсорбированной водной оболочкой.
Практическое значение смачиваемости состоит в том, что при
столкновении частиц с гидратными оболочками они не слипаются. Между
частицами остается прослойка молекул свободной воды. Смачиваемость частиц
обеспечивает устойчивость глинистых растворов, состоящих из хорошо
смачивающихся коллоидных частиц.
Стабильностью называют свойство коллоидных частиц находится в
коллоидном растворе во взвешенном состоянии.
Стабильность обеспечивается: 1) высокой степенью дисперсности частиц
и, следовательно, их весьма малой массой; 2) наличием у коллоидных частиц
одноименных электрических зарядов, вызывающих взаимное отталкивание; 3)
гидрофильностью коллоидов, т.е. наличием вокруг коллоидных частиц
уплотненных гидратных оболочек, которые предохраняют частицы от слипания
и от последующего оседания. Поэтому глинистый раствор в течение долгого
времени сохраняется в жидком состоянии и способен перекачиваться насосом.
Структурообразованием называется способность глинистых растворов,
находящихся в покое, образовывать внутри себя структуру.
Причина образования структуры и ее последующего роста в глинистом
растворе состоит в том, что глинистые частицы имеют форму тонких
пластинок, которые несут электрический заряд по своей широкой боковой
поверхности и поэтому поверхность хорошо смачивается водой. По толщине
контура эти пластинки имеют слабый электрический заряд или он отсутствует.
Поэтому по тонким контурным поверхностям частицы плохо смачиваются
водой. Столкновение отдельных коллоидных частиц с плохо смоченными
поверхностями приводит к их слипанию. С течением времени число слипшихся
частиц увеличивается и в растворе образуется пространственный решетчатый
каркас из коллоидных частиц, давшихся тонкими боковыми поверхностями.
Вода остается в ячейках этой сетки и не может свободно перемещаться. Раствор
становится густым, похожим на студень или гель.
При встряхивании или перемешивании загустевшего глинистого раствора
структура его разрушается и глинистый раствор прио6ретает свойства жидкого
раствора.
Тиксотропией называется свойство глинистого раствора загустевать при
стоянии и разжижаться при встряхивании или перемешивании.
Тиксотропией обладают не все коллоидные растворы, а только
некоторые, в том числе глинистые растворы.
30
Тиксотропностью называется быстрота образования структуры, а после
перемешивания — быстрота восстановления структуры.
Удерживающей способностью глинистого раствора называется
способность глинистого раствора удерживать частицы породы при
структурообразовании. Это свойство глинистого раствора предотвращает
осаждение частиц породы на забой при прекращении циркуляции.
Коагуляцией, или свертыванием, коллоидов называется процесс слипания
коллоидных частиц в агрегатные группы с последующим осаждением этих
частиц под влиянием силы тяжести.
Коагуляция коллоидов происходит, если коллоидные частицы делать
нейтральными, они при столкновении будут соединяться а группы, агрегаты и
оседать под влиянием силы тяжести.
Коагуляция глинистого коллоида происходит от прибавления в воде
коагулянтов, например некоторого количества поваренной соли NаСl, которая
распадается под действием молекул воды с образованием положительных
ионов
натрия,
нейтрализующих
глинистые
частицы,
заряженные
отрицательным электричеством.
Если скважиной пересечены соленосные породы или водоносный
горизонт с соленой водой, глинистый раствор, протекающий по стволу
скважины, может подвергаться коагуляции.
Обратимыми коллоидами называются такие коллоиды, которые при
надлежащем электрическом состоянии среды способны восстанавливаться из
скоагулированного состояния.
Пептизацией называется процесс превращения скоагулированного
коллоида, свернувшегося в виде комочков, в коллоидный раствор.
Для использования свойств обратимости коллоидов к глинистому
раствору в качестве пептизаторов добавляют вещества, восстанавливающие
отрицательные электрические заряды у глинистых частиц. К числу
пептизаторов относятся: щелочи (каустическая сода, едкий натр NаОН,
кальцинированная сода Nа2СО3 и др.) или коллоиды, имеющие отрицательные
электрические заряды, например гуминовая кислота. Добавка этих веществ (в
определенных количествах) приводит к распаду глинистых комочков на
составные части и тем улучшает качество глинистого раствора.
Глинизация стенок скважины применяется при бурении с промывкой
глинистым раствором в неустойчивых породах для укрепления стенок
скважины и для изоляции пластов. После внедрения глинистого раствора в
пустоты пород и его загустевания в них кольцевая зона породы вокруг ствола
скважины укрепляется. После образования глинистой корки на стенках
скважины прекращается поступление свободной воды из бурового раствора в
пустоты пород. Кроме того, если пласты пород содержат воду и нефть или газ и
если величина пластового давления не превышает величину гидростатического
давления промывочной жидкости на стенки скважины, то вода, нефть и газ не
поступят из пласта в скважину, т.е. происходит изоляция пластов и
прекращение движения жидкости или газа в системе скважина-пласт.
31
Для успешной глинизации в глинистом растворе должны преобладать
мелкие коллоидные частицы над крупными частицами суспензий.
Глинистый раствор с достаточным количеством коллоидных частиц
обладает способностью закупоривать отверстия между более крупными
частицами. Глинистая корка получается: тонкая и плотная, несущественно
уменьшающая сечение скважины; малопроницаемая в системе скважина —
пласт для свободной воды, имеющейся в глинистом растворе. Тонкая плотная
малопроницаемая глинистая корка укрепляет стенку скважины, предохраняя
ствол скважины от обвалов, изолирует пласты.
Глинистый раствор с недостаточным количеством коллоидных частиц
вследствие крупности частиц этого раствора не обладает способностью
закупоривать все отверстия между частицами породы. Толстая корка
пропускает воду, плохо связывается с породами и легко обваливается. Вода,
проникшая в пласт, уменьшает силу трения между частицами и поэтому
снижает устойчивость стенок скважины. При подъеме и спуске бурильных труб
толстая корка набирается на замковые соединения труб, образуя сальники, что
способствует прихватам инструмента. Толстая корка затрудняет спуск
обсадной колонны и нередко приводит к прихвату последней.
Глинизация стенок скважины имеет крупный недостаток при вскрытии
водоносного или нефтегазоносного пласта, так как предотвращает, уменьшает
приток воды или нефти и газа из пласта в ствол скважины. Поэтому вскрытие
водоносного горизонта при бурении с промывкой должно производиться при
промывке водой, безглинистым самораспадающимся (водогипановым или
крахмальным) раствором, а вскрытие нефтегазоносного пласта —
безглинистым раствором на нефтяной основе.
3.6.4 Методы измерения показателей свойств промывочных жидкостей
Измерение плотности и удельного веса
Плотность тела есть отношение массы тела к его объему. Плотность тел
имеет постоянное значение для нормальных условий (при температуре 0° С и
давлении 760 мм рт ст.). Поэтому плотность является параметром вещества.
Удельный вес есть отношение веса тела к его объему. Так как вес тела
(сила тяжести) зависит от широты местности и от превышения этой местности
над уровнем океана, то удельный вес не является параметром вещества.
Измерение плотности и удельного веса промывочной жидкости
не6ходимо: 1) для суждения о степени насыщенности глинистого раствора
глиной; 2) для суждения о степени насыщенности промывочной жидкости
шламом разбуренных пород (во избежание зашламования скважины) разность
удельного веса γвос жидкости, Заходящей из скважины, и удельного веса γ
промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину, должна быть в пределах
0,01— 0,3; 3) для определения гидростатического давления рж промывочной
жидкости из стенки скважины.
32
Плотность нормального глинистого раствора ρ в зависимости от
требуемого гидростатического давления должна быть в пределах 1,08 — 1,45
г/см3; аэрированного (насыщенного воздухом) 0,7 – 0,9 г/см3; утяжеленного (с
добавкой порошка барита или геметита) до 2,30 г/см3.
Приборы для контроля качества глинистого раствора показаны на рис. 72.
Плотность промывочной жидкости измеряют ареометрами постоянного
объема типа АГ-ЗПП или типа АГ-2, имеющими одинаковый принцип
устройства.
Ареометр АГ-2 (рисунок 3.13, а) состоит из поплавка 2 со шкалой 1,
стакана 3 и груза 4. Стакан наполняют глинистым раствором и с помощью
штифтов соединяют с поплавком. Затем смывают снаружи следы жидкости и
погружают ареометр в сосуд с чистой водой. Отметка на шкале 1 глубины
погружения поплавка покажет плотность раствора. Имеются две шкалы, из
которых одна служит для измерения плотностей от 0,9 до 1,7 г/см 3, а вторая —
от 1,6 до 2,4 г/см3. В последнем случае груз 4 отвинчивают и ареометр
погружают в воду без груза.
Вязкость глинистых растворов. Под вязкостью понимается внутреннее
трение, существующее между слоями жидкости, движущимися друг
относительно друга с различной скоростью.
Условная вязкость определяется при помощи стандартного полевого
визкозиметра (СПВ-5). Прибор (рисунок 3.13, б) состоит из воронки 1 с
латунной трубкой с внутренним диаметром 5 мм и длиной 100 мм, кружки 2 с
глухой перегородкой, разделяющей ее на две емкости 200 и 500 см3, и сетки 3.
Перед определением вязкости раствор взбалтывают и пропускают через сетку.
Воронку промывают водой и затем в нее наливают 700 см3 раствора, закрыв
при этом снизу трубку пальцем. После этого в отделение кружки емкостью 500
см3 выцеживают раствор. Время истечения 500 см3 замеряют секундомером.
Время истечения 500 см3 воды равно 15 с. Чаще применяются растворы,
500 см3 которых вытекают за 18—24 с (вязкость 18— 24). Для борьбы с
поглощением применяются растворы повышенной вязкости (40—80 с и более).
Содержание песка в глинистом растворе. При значительном г.кржании
песка в растворе происходит быстрый износ деталей глска, бурового сальника
(вертлюга) и другого оборудования. Во время остановки циркуляции песок
оседает на забой скважины и может прихватить колонковый снаряд.
Под песком понимается содержание твердых частиц разбуренных пород
и комочков глины. Содержание песка определяется разбавлением раствора
водой в отношении 1 : 9 и отстоем в течете 1 мин. За это время в осадок
выпадают фракции песка крупнее 1 мм. Для более полного осаждения всех
фракций песка, в том числе и тонкодисперсных, оставляют прибор в покое в
течение 3 мин.
Для определения содержания песка применяется отстойник С-4-2
(рисунок 3.13, в), который представляет собой цилиндрический металлический
сосуд 2 с плотной крышкой 1, в нижней части которого укреплена сменная
стеклянная бюретка 3, защищенная чехлом. В верхней части цилиндра 2 на
33
уровне объема 500 см3 делано отверстие диаметром 3 мм. Крышка 1 имеет
емкость 50 см3.
а — ареометр АГ-2; 1 — шкала; 2 – поплавок, 3 — стакан; 4 — груз; б —
стандартный полевой вискозиметр (СПВ-5): 1 — воронка; 2 – кружка; 3 – сетка;
в — отстойник мерный ОМ-2; 1 — крышка емкостью 60 см3; 2 — сосуд; 3 –
бюретка со шкалой; 4 — кружка емкостью 450 см2; г — прибор для
определения стабильности ЦС – 2; 1 - цилиндр; 2 и 3 – спускные краны; д —
прибор ВМ-6 для определения водоотдачи; 1 — корпус груза; 2— цилиндр (в
верхней его части круговая метка для отсчета по шкале); 3 — плунжер; 4 —
кольцо груза; 5 — стакан; 6 — поддон; 7 — решетка (диск с отверстиями); 8 —
клапан с круглой резиновой прокладкой; 9— винт;
Рисунок 3.13 – Приборы для контроля качества глинистого раствора
34
Отстойник промывают и вытирают. Из крышки 1 вливают 50 см3 детвора
в отстойник. Затем кружкой 4 заполняют отстойник водой (450 см3) до уровня
отверстия, через которое сливается избыток воды. Устанавливают отстойник
вертикально. Через 1 мин пестрят по шкале бюретки 3 количество осадка
(песка). Количество теска, осевшего в бюретке, умноженное вдвое, принимают
за содержание песка в глинистом растворе в процентах. В нормальном
глинистом растворе содержание песка должно быть менее 4%.
Суточный отстой характеризует стабильность глинистого раствора, т.е.
способность в течение длительного времени не расслаиваться на твердую и
жидкую фазы. Нормальные глинистые растворы должны за сутки давать отстой
не более 3—4%.
Стабильность глинистого раствора определяется с помощью прибора ЦС2 (рисунок 72, г). Раствор заливают в цилиндр 1 и оставляют на сутки в покое.
Затем берут пробы раствора через краны 2 и 3 и измеряют плотность каждой
пробы. Чем меньше разница плотностей, тем стабильнее раствор. У
нормальных растворов эта разница не должна превышать 0,02 г/см3.
Водоотдача
характеризует
способность
глинистого
раствора
отфильтровывать воду в пористые породы. Показатель водоотдачи
характеризуется
объемом
воды
в
кубических
сантиметрах,
3
отфильтровывающейся в течение 30 мин из 100 см глинистого раствора через
бумажный фильтр диаметром 75 мм под избыточным давлением 0,1 МПа.
Водоотдача имеет большое значение при бурении в пористых породах.
Глинистые растворы с большой водоотдачей образуют рыхлую корку,
сужающую ствол скважины и вызывающую затяжки бурового инструмента при
подъеме. Проникновение воды в глинистые породы вызывает их набухание и
выпучивание в ствол скважины.
Снижение водоотдачи глинистого раствора способствует устранению
этих явлений.
Величина водоотдачи зависит: 1) от качества глины; 2) от качества воды:
жесткая и засолоненная вода повышает водоотдачу; 3) от способа
приготовления раствора: недостаточное размешивание глины приводит к
повышению водоотдачи; 4) надлежащая химическая обработка раствора
снижает водоотдачу.
Водоотдачу глинистого раствора определяют на приборе ВМ-6 (рисунок
3.13, д). Между фильтрационным стаканом 5 и поддоном 6 закладывают
решетку 7, накрытую кружком смоченной фильтровальной бумаги, и
закрывают клапан 8 с помощью винта 9. В стакан 5 заливают 100 см3
глинистого раствора. Поверх раствора в цилиндр 2 заливают машинное масло и
опускают в цилиндр плунжер 3. Приоткрывают вентиль 10, спускают избыток
масла с тем, чтобы нулевое деление на шкале совпало с меткой на цилиндре 2.
При помощи винта 9 открывают клапан 8 и одновременно фиксируют время.
Давление на глинистый раствор, находящийся в стакане 5, передается
через масло весом груза, состоящего из массивного кольца, цилиндрического
корпуса и плунжера. Величина давления равна 0,1 МПа. Отсчет результатов
измерения ведется по шкале. Через 30 мин по шкале отсчитывают величину
35
водоотдачи. Для преодоления трения плунжера в цилиндре во время испытания
периодически вращают плунжер рукой за накатку кольца 4. Закончив
испытание, открывают спускной вентиль 10, удаляют масло из цилиндра и
опускают плунжер с грузом. Затем разбирают прибор, вынимают из стакана
фильтр с глинистой коркой и измеряют ее толщину. Все детали тщательно
промывают и вновь собирают прибор.
Нормальной для глинистых растворов считается водоотдача не более 25
3
см за 30 мин. Для борьбы с прихватами и обвалами снижают водоотдачу
посредством химической обработки до 5— 6 реже до 2—3 см3 за 30 мин;
растворы, имеющие водоотдачу свыше 25 см3 за 30 мин, могут создавать
осложнения при бурении в пористых породах.
Статическое напряжение сдвигу θ характеризует способность глинистых
растворов удерживать во взвешенном состоянии частицы породы.
Так как связи между частицами глины в тиксотропном растворе
устанавливаются постепенно, то величина θ зависит от времени стояния
раствора в покое. Вначале θ быстро растет, а затем медленно повышается до
определенного предела.
Измеряется θ в приборах, называемых пластометрами. Применяются
пластометры трех типов: ротационные, капиллярные и поступательным
движением пластинки или цилиндра.
Наибольшее применение получили ротационные пластометры.
Ротационный пластометр СНС-2 (рисунок 3.13, е) состоит из цилиндра 1 и
стакана 2. Обе цилиндрические детали должны быть соосны. Вращение стакана
2 производится от электромотора с редуктором, помещенным в кожухе 6;
частота вращения стакана составляет всего 0,2 об/мин. Для измерения
напряжения служит упругая нить 4 диаметром 0,3—0,5 мм, на которой
подвешены цилиндр 1 и градуированный лимб 3. К штативу прибора
прикреплен указатель 5.
Глинистый раствор заливают после перемешивания в кольцевой зазор
между деталями 1 и 2, оставляют в покое для образования структуры за 1 и 10
мин. Соответствующие величины стати-«еского напряжения сдвига обозначают
θ1 и θ2. Затем включают электромотор. Вначале внутренний цилиндр вращается
вместе со стаканом, так как вращение передается ему через структуру
глинистого раствора. При этом внутренний цилиндр может несколько отставать
от стакана за счет пластических деформаций раствора. По мере закручивания
стальной нити 4 сопротивление закручиванию возрастает и, наконец,
превышает прочность структуры раствора. В этот момент внутренний цилиндр
останавливается, а наружный стакан продолжает вращаться. С помощью лимба
3 определяют угол наибольшего поворота Δφ цилиндра от его начального
положения и вычисляют статическое напряжение сдвига по формуле
Θ = ρΔφ
(3.2)
где Δφ — угол поворота цилиндра, градус;
ρ — постоянная величина для данного прибора и данной нити,
36
называемая константой прибора, указанная в паспорте прибора.
В других ротационных пластометрах наружный стакан неподвижен, а
вращается внутренний цилиндр.
Статическое напряжение сдвига определяют дважды: через 1 мин и 10
мин после заполнения наружного стакана и обозначают соответственно Θ1 и Θ2.
Для удержания обломков выбуренной породы достаточной является величина
статического напряжения сдвига глинистых растворов Θ1 = 250—500 мН/см2
после 1 мин нахождения раствора в покое и Θ10 = 75 — 150 мН/см2 после 10
мин.
Статическое напряжение сдвига Θ характеризует способность глинистого
раствора удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы.
Концентрация водородных ионов и водородный показатель
Ионы — электрически заряженные атомы. Чистая дистиллированная вода
характеризуется небольшой диссоциацией (разъединением) на ионы водорода
(Н+) и ионы гидроксила (СН-).
Водородным показателем рН называется величина, характеризующая
концентрацию ионов водорода в водном растворе. Эта величина численно
равна отрицательному десятичному логарифму концентрации ионов водорода
рН = - lg(Н+).
В нейтральном растворе рН = + 7. В кислом растворе рН < 7 и тем
меньше, чем кислее раствор. В щелочном растворе рН > 7 и тем больше, чем
больше щелочность раствора; предельное значение для сильной щелочи рН =
14.
Водородный показатель рН характеризует степень щелочности или
кислотности бурового раствора. Величину этого показателя в полевых условиях
с точностью до ± 0,5 рН определяют по изменению цвета индикаторной бумаги,
представляющей собой фильтровальную бумагу, пропитанную реактивоминдикатором определенного химического состава. Индикаторная бумага,
нарезанная в виде узких полос, помещается в футляр с эталонной цветней
шкалой. Против каждого цветного эталона шкалы величина водородного
показателя от 2 до 12.
В стакан наливают фильтрат из чашечки 11 (см. рисунок 3.13, в, д),
полученный при измерении водоотдачи. В фильтрат погружают полоску
индикаторной бумаги, подвешенную на проволочке. Изменение окраски
индикаторной бумаги происходит через несколько секунд. Индикаторную
бумагу извлекают из фильтра и сравнивают изменившийся цвет этой бумаги с
эталонной цветной шкалой. Но совпадению изменившегося цвета
индикаторной бумаги и цветного эталона определяют величину водородного
показателя.
Для каждой глины и приготовленного из неб глинистого раствора
существует определенная область значений рН, в которой раствор наиболее
устойчив и стабилен. За пределами этой области происходит коагуляция
глинистого раствора.
37
3.6.5 Свойства глин, влияющие на качество глинистого раствора
3.6.5.1 Минеральный состав глин. Глины—осадочные горные породы
представляющие собой смесь различных глинистых минералов с примесью
окислов металлов, обломочных зерен кварца, полевых шпатов и др. Глины
являются продуктом выветривания и разложения кристаллических пород, и их
минеральный и химический состав и физические свойства зависят от природы и
состава пород, из которых они образовались, а также от условий, при которых
происходило их последующее перемещение и осаждение.
Наиболее коллоидные растворы готовятся из бентонитовых глинистых
порошков.
1) Бентонитовые глины (от названия форта Бентон штата Вайоминг в
США, близ которого были найдены глины этого типа) белого, светло-серого
или желтоватого цвета, жирны на ощупь, устоят из минералов группы
монтмориллонита. Они образовались путем разложения туфогенных пород,
характеризуется способностью поглощать пресную воду и образовывать
наилучший по качеству глинистый раствор.
2) Гидрослюдистые глины желтовато-зеленого, серого, коричневого и
бурого цвета; состоят из гидрослюд и обломочных примесей. Пригодными для
приготовления глинистых растворов шляются глины, состоящие из частиц
гидромусковита, называемого также иллитом, например глины Часовярского
месторождения.
3) Каолиновые глины белого и светло-серого цвета, состоят из минерала
каолинита, малопригодны для приготовления раствора и являются сырьем для
керамических изделий.
Пригодны для приготовления буровых растворов:
а) палыгорскитовая глина Черкасского месторождения (УССР),
состоящая из смеси минералов палыгорскита и монтмориллонита;
б)
каолинито-монтмориллонитовые
глины,
содержащие
монтмориллонита больше, чем каолинита;
в) каолинито-гидрослюдистые глины, содержащие иллитоподобные
гидрослюды в большем количестве, чем каолинита.
3.6.5.2 Содержание коллоидной фракции, форма, размеры и удельная
поверхность частиц глины. Природные глины представлены истицами разного
размера от 0,01 мм до 10 мкм и меньше (1 микрон (мкм) = 0,001 мм; 1
миллимикрон (ммкм) = 0,000001 мм.). Более крупные частицы глины
встречаются редко или представляют постороннюю примесь (песок). По
гранулометрическому составу (степени дисперсности) частицы глины состоят
из суспензионной фракции крупностью от 1 до 10 мк и выше и коллоидной
фракции крупностью от 1 мк и меньше. Наиболее коллоидальными являются
бентонитовые глины.
Форма частиц глины имеет вид плоских пластинок, чешуек или
лепестков, реже игл. Частицы каолинита имеют форму шестиугольника
диаметром 100—500 ммкм и толщину 20 ммкм. Пластинки монтмориллонита
имеют длину 10—3000 ммкм и толщину 1— 3 ммкм. Удельная поверхность
частиц на 1 г глины у монтмориллонита 800—900 м2/г, у каолинита 10—20 м2/г.
38
Малая толщина пластинок монтмориллонита приводит к образованию на
стенках скважины тонкой водонепроницаемой корки.
Большая удельная поверхность частиц монтмориллонита при наличии
адсорбированной воды на поверхности этих частиц обеспечивает пониженную
водоотдачу, повышенную вязкость и повышенные тиксотропные свойства
глинистых растворов из бентонитовых глин.
3.6.5.3 Содержание в глине окислов и солей. Глины могут содержать
примеси окиси железа (FеО3), окиси натрия (Nа2О), окиси кальция (СаО), окиси
магния (МgО), окиси калия (К2О) и др. Наличием преобладающей примеси
часто определяются свойства глины. Чем больше в глине содержится натрия,
тем лучше ее качество. Наличие солей (NаСl, СаСl2, СаSО4 и др.) ухудшает
качество глины. Сильно засоленные глины можно применять для
приготовления глинистых растворов, но при этом необходима дополнительная
их химическая обработка.
3.6.5.4 Набухание глин. Набуханием называется свойство глин
увеличиваться в объеме при поглощении воды. Натриевые бентонитовые глины
могут при замачивании увеличиваться в объеме в 8—10 раз и легко
распадаются в воде на отдельные частицы. В кислых щелочных и солевых
растворах бентонит не набухает. Гидрослюдистые и палыгорскитовые глины
обладают меньшей способностью набухать. Каолиновые глины не набухают,
расщепляются в воде плохо, растворы, приготовленные из них, неустойчивы и
быстро разделяются на твердую фазу и жидкость.
3.6.5.5 Выбор глины. Оценку пригодности глины лучше всего
производить по качеству приготовленного из этой глины раствора. Из
небольшого количества испытуемой глины приготовляют глинистый раствор с
условной вязкостью t = 18—24 с. Производят измерение показателей свойств
полученного глинистого раствора. Сравнивают результаты измерений с
параметрами глинистого раствора для нормальных условий бурения и делают
вывод о пригодности полученного раствора для целей бурения без его
химической обработки.
3.6.5.6 Глинопорошки изготовляют на глинозаводах, транспортируют в
бумажных мешках и применяют для приготовления глинистого раствора для
ускорения распада глины на коллоидальные частицы. На заводе при
изготовлении глинопорошков к ним могут быть добавлены химические
реагенты, повышающие качество раствора.
3.6.6 Приготовление глинистого раствора
1) Предварительное замачивание глин водой. Для повышения
коллоидальности раствора глину (комковую, порошковую) рекомендуется
предварительно замачивать водой (сухой глины 100 массовых единиц, воды 50
массовых единиц) до состояния густого однородного теста и выдерживать в
таком состоянии до 1 сут. В глинистом растворе, приготовленном с
предварительным замачиванием глины, суточный отстой снижается в 10—12
раз, а водоотдача снижается в 1,5—2 раза по сравнению с тем, что получается
без предварительной обработки глины.
39
2) Глиномешалки. Глиномешалкой называется устройство для
приготовления глинистого раствора. Они бывают двух типов: механические
лопастного типа и гидравлические гидромониторного (водобойного) типа.
Первый тип более распространен.
Глиномешалка приводится от двигателя через трансмиссию с помощью
плоскоременной или клиноременной передачи.
Горизонтальная глиномешалка (рисунок 3.14, а) представляет собой
барабан круглого сечения, внутри которого вращаются один или два вала,
несущие лопатки для перемешивания глины с водой.
Применяются также глиномешалки с вертикальным валом, имеющим в
нижней части лопасти для перемешивания глины с водой (рисунок 3.14, б).
3) Глиностанции. Глиностанцией называется помещение, оборудованное
для централизованного снабжения буровых вышек глинистым раствором с
помощью автоцистерн. Глиностанция оборудована водопроводом и складом 9
(рисунок 3.14, а) для глины, чаном 8 дая замачивания глины, механическими
глиномешалками 6 с ременными приводами от трансмиссии и электродвигателя
7, запасной емкостью 5 для воды, насосом 4 для перекачки воды, насосами 2
для перекачки приготовленного глинистого раствора из глиномешалок в
автоцистерны. На крупных глиностанциях начали применяться фрезерноструйные мельницы, отличающиеся высокой производительностью.
а — горизонтальная одновальная; б — вертикальная ОГХ-7А; 1 —
цилиндрический корпус; 2 — шкивы, рабочий и холостой; 3 — редуктор; 4 —
вал; 5 — лопасти; 6 — люк загрузочный; 7 — сливной патрубок с кранами
Рисунок 3.14 – Глиномешалки
3.6.7 Очистка промывочной жидкости от шлама
Способы очистки. Очистка промывочной жидкости, в частности
глинистого раствора, от шлама осуществляется в желобах, отстойниках и
гидроциклонах.
Очистка в желобах и отстойниках. Желоба металлические или
деревянные шириной 30 см, высотой 25 см укладывают с уклоном 1 см на 1 м
длины. По дну желобов через 1 м друг от друга ставят съемные перегородки
высотой 15 см, заставляющие жидкость двигаться зигзагообразно (рисунок
40
3.15), способствующие разрушению структуры глинистого раствора и
оседанию шлама. Длина желобов 14—17 м. Недостатки очистки промывочной
жидкости в желобах и отстойниках: 1) они занимают много места, 2) должны
регулярно очищаться от шлама, 3) зимой их трудно утеплять.
1 — устье скважины; 2 —прямой желоб; 3 — отстойник; 4 — желоб с
перегородками; 5 — перегородки; 6 — приемный зумпф
Рисунок 3.15 – Желобная система для очистки промывочного раствора от
шлама
1) Очистка в гидроциклонах. Гидроциклоном называется аппарат для
очистки промывочной жидкости от взвешенных твердых частиц.
Гидроциклонная установка ОГХ-8Б состоит из воронки 10 (рисунок 3.16, а) и
трубы, расположенной по касательной к верхней цилиндрической части этой
воронки. Струя зашламованной жидкости, направляемая по касательной и
внутренней стенке гидроциклона, получает вращательное движение. Под
влиянием центробежных сил частицы шлама отбрасываются к стенкам и,
двигаясь вниз под влиянием силы тяжести, попадают в нижнюю коническую
часть воронки и выходят вместе с частью жидкости из нижней насадки 6.
Жидкость, очищенная от шлама, выйдя из круговорота, созданного
центробежной силой, устремляется вверх и вытекает через патрубок 8 и
сливной шланг 16. Гидроциклон обеспечивает очистку раствора от частиц
шлама размером более 0,02 мм.
Гидроциклонная установка для очистки промывочной жидкости тапа
ОГХ-8Б (рисунок 3.16, б) может очищать до 300 л/мин зашламованного
раствора. Зашламованный раствор из отстойника 15 через шланг 3 нагнетается
винтовым насосом 2 по нагнетательной трубе 4 в гидроциклон 10. Очищенный
раствор вытекает по шлангу 16 в отстойник 14, а шлам опускается по желобу 13
в зумпф 12.
41
а — схема гидроциклона; б — гидроциклонная установка: 1 — рама; 2 —
винтовой насос; 3 — всасывающий шланг; 4 — нагнетательная труба; 5 —
вентиль; 6 — насадка для выпуска шлама; 7 — ввод в гидроциклон; 8 —
выкидной патрубок; 9 — верхняя насадка; 10 — воронка гидроциклона; 11 —
электромотор; 12 — зумпф для шлама; 13 — желоб; 14 — приемный отстойник
бурового насоса; 15 — приемный отстойник для раствора, поступающего из
скважины; 16 — сливной шланг; 17 — манометр
Рисунок 3.16 – Гидроциклонная установка для очистки промывочной
жидкости типа ОГХ-8Б
3.6.8 Вода для приготовления глинистого раствора и ее опреснение
Жесткость воды. Вода, идущая на приготовление глинистых растворов —
речная, озерная, подземная, всегда содержит растворенные соли. В зависимости
от наличия и концентрации солей вода обладает различной степенью
жесткости.
В СССР общую жесткость воды выражают числом миллиграммэквивалентов (мг·экв) кальция и магния, содержащихся в 1 л воды.
Для приготовления качественных глинистых растворов целесообразно
использовать воду общей жесткостью не более 12°. Жесткая и засоленная вода
способствует коагуляции, повышает водоотдачу.
Для приготовления глинистого раствора на минерализованной воде, в том
числе и морской воде, ее следует опреснить или умягчить прибавлением
умягчителя. Для этого половину объема глиномешалки заливают технической
водой и в ней растворяют расчетное количество умягчителя и только после
этого замешивают в ней глинистый раствор.
Карбонатная жесткость может быть устранена обработкой технической
воды гашеной известью Са(ОН)2.
42
Чтобы устранить жесткость воды с помощью соды, надо на каждый
грамм-эквивалент солей жесткости прибавить грамм-эквивалент соды.
3.6.9 Химическая обработка глинистых растворов
1) Назначение. Химическая обработка глинистых растворов применяется
для придания им необходимых свойств при бурении в нормальных и
осложненных условиях.
2) Типы реагентов, применяемых для обработки глинистых растворов. По
характеру действия реагенты, применяемые для обработки глинистых
растворов, разделяются на два типа: электролиты и защитные коллоиды.
3) Разновидности электролитов.
Электролитами называются водные растворы щелочей, кислот и солей,
проводящих электрический ток. Действие электролитов основано на изменении
свойств адсорбированной связанной) и свободной воды в глинистом растворе,
что приводит к изменению структурных свойств растворов. Ниже перечислены
наиболее распространенные электролиты, применяемые для обработки
глинистых растворов.
Виды электролитов:
1)
Кальцинированная
сода
(углекислый
натрий)
Nа2СО3.
Кальцинированная сода вызывает осаждение из глинистого раствора солей
углекислого кальция и магния, вызывает повышение гидрофильности частиц
глины, способствует пептизации, увеличивает стабильность и вязкость
раствора, уменьшает водоотдачу, толщину глинистой корки и величину
суточного отстоя воды.
2) Каустическая сода (едкий натр) NаОН — белые твердые очень
гигроскопические кристаллы. По действию на глинистый раствор аналогична
кальцинированной соде, но нерастворимых соединений с кальцием и магнием
не образует. Каустическая сода дороже кальцинированной, опасна в обращении
(наносит незаживающие раны), в открытом виде поглощает из воздуха
двуокись углерода СО а и теряет свои свойства. Поэтому каустическая сода
редко применяется как самостоятельный реагент, но употребляется как
составная
часть
реагентов
—
защитных
коллоидов,
а
также
быстросхватывающихся смесей для борьбы с поглощением. Каустическую соду
упаковывают в стальные барабаны емкостью 50 л, закрываемые крышкой с
резиновой или пластмассовой прокладкой.
3) Тринатрийфосфат Nа3РО4 — белый порошок, хорошо растворимый в
воде, добавляется в количестве 0,5 кг/м3 глинистого раствора, реагирует с
солями кальция и магния, образуя труднорастворимые соединения, снижает
водоотдачу и вязкость раствора.
4) Жидкое стекло—густая прозрачная жидкость, являющаяся водным
раствором растворимого стекла. Растворимое стекло — прозрачный
стекловидный силикат натрия Nа2SiО3 или силикат калия К2SiО3 — получило
наименование «растворимого стекла» в связи с внешним сходством со стеклом
в твердом состоянии и способностью растворяться в воде. В бурении
применяют только силикат натрия в виде водного раствора плотностью 1,3—
43
1,8 г/см3, прибавляемого к глинистому раствору в количестве 2—5 весового %
для повышения вязкости и статического напряжения сдвига при борьбе с
поглощениями.
4) Разновидности защитных коллоидов. Из большого числа
разновидностей защитных коллоидов, применяемых для обработки глинистых
растворов, рассмотрим наиболее распространенные.
Углещелочной реагент (УЩР) применяется для повышения стабильности,
снижения водоотдачи и вязкости пресных и слабоминерализованных
глинистых растворов при температуре до 140° С, что важно при глубоком
бурении. Углещелочной реагент изготовляют из бурого угля и каустической
соды. Бурый уголь содержит гуминовые кислоты — высокомолекулярные
аморфные темноокрашенные органические вещества, не растворимые в воде,
но растворимые в растворах щелочей. В глинистом растворе гуминовые
вещества создают защитные слои на поверхности частиц глины, предохраняя
их от слипания. Для получения УЩР используют бурые угли с содержанием
гуминовых веществ не менее 35%. Такой бурый уголь дробят и просеивают.
УЩР приготовляют в глиномешалке. В 1 м3 пресной воды растворяют 10—30
кг каустической соды и затем добавляют 100—180 кг просеянного бурого угля.
Оптимальная рецептура реагента подбирается опытным путем. Для более
полного извлечения гуминовых веществ из бурого угля необходимо возможно
дольше (не менее 1,5—2 ч) перемешивать реагент в глиномешалке и
выдерживать перед добавлением в глинистый раствор не менее суток, а затем
добавлять в глинистый раствор в другой глиномешалке, размешивая смесь в
течение 15 мин. Наряду с достоинствами углещелочной реагент имеет и
недостатки: 1) коагуляция, выраженная выпадением глины из раствора при
пересечении скважиной минерализованных вод или пластов растворимых
солей; 2) при бурении в глинистых породах сильно повышается липкость
глины, в результате чего наблюдаются налипание на бурильных трубах и
образование сальников.
Торфощелочной реагент (ТЩР) — активным веществом которого
являются натриевые соли гуминовых кислот.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — натриевая соль целлюлозногликолевой кислоты, высокомолекулярное полимерное соединение в виде
светло-кремового зернистого порошка, хорошо растворимого в воде.
Снижаются водоотдача и статическое напряжение сдвига, а раствору придается
термостойкость, что важно при глубоком бурении. КМЦ наиболее эффективна
в щелочной среде при рН = 8 — 10.
Степенью полимеризации (СП) называется число, показываю сколько
элементарных звеньев полимера содержится в составе высокомолекулярного
соединения.
Предназначены для снижения водоотдачи высокоминерализованных
промывочных жидкостей, например раствора, насыщенных NaCl, и
используется для разбуривания глубокозалегающих отложений каменной соли.
Концентраты сульфитно-спиртовой барды (КССБ) представляют собой
кальциевые соли лигносульфоновых кислот с примесью минеральных и других
44
веществ. В зависимости от содержания сухих веществ КССБ выпускают трех
марок:
- КССБ жидкие (КБЖ) — густая темно-коричневая жидкость;
- КССБ твердые (КБТ) — темно-коричневая масса, содержащая не менее
76% сухих веществ;
- КССБ порошкообразные (КБП) — светло-коричневый порошок,
содержащий не менее 87% сухих веществ. Содержит соли хрома.
Характеризуется высокой термостойкостью до 200° С.
Гипан — вязкая жидкость желтого цвета, является эффективным
защитным коллоидом. Он термостоек до 120° С и хорошо защищает частицы
глины в глинистом растворе от коагуляции при пересечении скважиной солей и
пластов с соленой водой.
Нефть — добавляют к глинистому раствору для повышения стабильности
раствора, снижения водоотдачи и липкости глинистой корки. Нефть добавляют
к глинистому раствору до 10— 12 объемного % от объема раствора. Вязкость
глинистого раствора при этом несколько повышается потому, что нефть
распределяется в глинистом растворе в виде мельчайших капелек, образуя
эмульсию.
3.6.10 Естественные буровые растворы
Естественные буровые растворы или растворы на основе вычтенных
пород применяются в случае, когда геологический разрез включает горные
породы, способные при бурении после их разрушения на забое образовывать
большое
количество
мелких
фракций,
образующих
с
водой
многокомпонентную дисперсную систему. К таким породам относятся глина,
мергель, мел, аргиллиты, карбонатные породы. В результате преобладания
частиц тех или иных пород образуются естественные глинистые, мергелистые,
меловые, аргиллитовые, карбонатные водные суспензии.
Особенность таких суспензий состоит в том, что при надлежащей
химической обработке эти суспензии получают достаточную стабильность
(устойчивость), сохраняют подвижность при значительном содержании твердой
фазы, являются маловязкими, обладают небольшой величиной статического
напряжения сдвига.
Механическая скорость бурения при применении стабилизированных
суспензий на основе выбуренных пород по сравнению с глинистыми
растворами увеличивается примерно в 1,5 раза.
3.6.11 Промывка скважин эмульсионными растворами
При бурении с высокими частотами вращения вследствие трения
бурильной колонны о стенки скважины возникает сильная вибрация бурильной
колонны, приводящая к увеличению энергозатрат, расхода алмазов, снижению
выхода керна и проходки на рейс.
Для гашения вибраций применяются различные средства: 1) уменьшение
зазора между бурильной колонной и стенками скважины; 2) включение
забойного амортизатора над колонковым снарядом; 3) смазывание бурильной
45
колонны антивибрационной смазкой КАВС; 4) применение для промывки
скважин эмульсионных промывочных жидкостей.
Смазка КАВС — черное мазеобразное вещество без запаха, вязкостью
440 с по СПВ-5; состоит в основном из канифоля, масла трансмиссионного
(нигрола) и битума; расфасована в бочки емкостью до 100 л. Смазку на колонну
бурильных труб можно наносить:
- вручную;
- заливкой небольшими порциями через устье скважины;
- с помощью специальных стаканов.
Применение нигроло-канифольной смазки КАВС повышает стойкость
алмазных коронок, увеличивает скорость бурения, уменьшает износ бурильных
труб. Однако приводит к загрязнению рабочего места возле устья скважины и к
увеличению затрат времени на спускоподъемные операции.
Эмульсии из кожевенной эмульгирующей пасты.
Кожевенная паста (ГОСТ 5344—75) — товарный продукт, выпускаемый
отечественными нефтеперерабатывающими заводами для нужд кожевенной
промышленности. Паста представляет собой минеральное масло средней
вязкости (веретенное), загущенное натровыми мылами синтетических жирных
кислот.
Снижает коэффициент трения, повышает механическую скорость
бурения и стойкость алмазных коронок.
Эмульсия, получаемая при растворении кожевенной пасты в воде, имеет
светло-кремовый цвет. В этой эмульсии распределено минеральное масло в
виде тонкодисперсной фазы (размер частиц масла от 1—5 мкм до 0,25 мм).
Пасту, хранящуюся в бочке, необходимо предварительно тщательно
перемешивать перекатыванием бочки, если бочка закрыта или путем
двукратного перелива пасты в ведро и обратно в бочку. Схема изготовления и
подачи эмульсионной промывочной жидкости дана на рисунке 3.17.
1 — бак; 2 — основная емкость; 3— шланг; 4 — насадка; 5 — шланг отводной;
6 — нагнетательный шланг промывочного насоса; 7 — бурильная колонна
Рисунок 3.17 – Схема изготовления и подачи эмульсионной промывочной
жидкости в скважину
46
После перемешивания расчетное количество пасты отбирают из бочки в
отдельную емкость (бак) 1. в эту емкость с расчетным количеством пасты
вводят небольшими порциями воду при постоянном перемешивании до
образования жидкой подвижной массы. После этого полученную смесь
выливают в основную емкость 2 (в отстойник циркуляционной системы),
наполненную водой, и тщательно перемешивают. Вода для приготовления
эмульсии должна быть пресной или слабоминерализованной. В районах с более
высокой минерализацией воды требуется предварительное ее опреснение.
Эмульсия на основе омыленной, смеси гудронов (ОСГ).
Гудроном называется черная смолянистая масса, остаю-даяся после
отгонки легких и большинства маслянистых фракций от нефти или
растительных жиров или их смесей. Смесь гудронов нетоксична, а
приготовленная на ее основе эмульсия безвредна. Оптимальная концентрация
омыленной смеси гудронов в промывочной жидкости находится в пределах
1,5—2,5%.
Процесс изготовления эмульсии на базе смеси гудронов включает два
этапа: 1) предварительное омыление смеси гудронов производится
централизованно на специальной станции; 2) добавление к воде омыленной
смеси гудронов.
Эмульсия на основе омыленной смеси гудронов имеет следующие
достоинства: 1) снижает поверхностное натяжение воды на границе с воздухом;
2) обладает меньшей плотностью, чем вода; 3) устойчива к аэрации, т.е. к
насыщению ее воздухом.
Указанные достоинства: 1) позволяют осуществлять бурение в условиях
частичного поглощения промывочной жидкости, так как при этом может быть
устранен перепад давления в системе скважина — пласт; 2) увеличивать
механическую скорость бурения.
Мылонафтовые эмульсии.
Мылонафт — маслянистое вещество, представляющее собой смесь
натровых мыл нафтеновых (нефтяных) кислот, собственно нафтеновых кислот,
небольшого количества минерального масла и воды. Плотность мылонафта
близка к единице. Мылонафт нерастворим в воде, инертен по отношению к
температуре окружающей среды, безопасен в обращении. Достоинством
мылонафта является содержание в нем органических кислот, обладающих
наибольшей маслянистостью и применяемых в качестве смазки при
сверхвысоких
давлениях.
Приготовление
мылонафтовых
эмульсий
осуществляется с помощью специальной ультразвуковой установки.
Эмульсии на основе лесо – и нефтехимических эмульсолов ЭЛ-4, ЭН-4 и
СТП-10.
Эмульсионные промывочные жидкости, приготовленные путем
добавления к воде кожевенной пасты, омыленной смеси гудронов, мылонафта,
неработоспособны в жестких водах. Для вод повышенной жидкости и
минерализации разработаны эмульсолы ЭЛ-4, ЭН-4 и СТП-10, добавляемые к
воде в количестве 0,5—4 вес.%.
47
Эмульсол ЭЛ-4 — однородная пастообразная маслянистая масса темнокоричневого цвета. Состав: масло трансмиссионное марки «Зимнее»; натровое
мыло; поверхностно-активное вещество марки ОП-7. Эмульгирует при
постепенном введении воды и непрерывном и тщательном перемешивании.
Расход эмульсии не превышает 2 кг/м бурения.
Эмульсол ЭН-4 — твердообразный продукт в виде однородной жирной
массы коричневого цвета. Может транспортироваться в ящиках или
пластмассовых мешках. Состав: индустриальное масло марки ИС-20 или ИС45; жирные кислоты; поверхностно-активное вещество марки ОП-10.
Эмульгирует при введении теплой воды и одновременном перемешивании. При
добавлении к эмульсолу ЭН-4 хлористого кальция повышается его
морозоустойчивость до —12° С, чего не удавалось ранее достигнуть на других
эмульсолах. Это обстоятельство дает возможность использовать эмульсол ЭН-4
при алмазном бурении в условиях многолетней мерзлоты.
Эмульсии на основе нигрола и поверхностно-активных веществ.
В районах с высокой минерализацией вод или в случаях отсутствия на
месте производства работ товарного эмульсола эмульсионный раствор может
быть приготовлен на основе двух продуктов: масла трансмиссионного (нигрол)
марки «Зимнее» и поверхностно-активного вещества марки ОП-10 или ОП-7.
Эмульсионная промывочная жидкость, изготовленная прибавлением к воде
смеси этих веществ при тщательном перемешивании, обладает хорошей
стабильностью и сохраняет свое качество в жестких водах.
3.6.12 Выбор производительности насоса для промывки скважин при
бурении
Производительность промывочного насоса должна обеспечить вынос
частиц разбуренной породы с забоя на поверхность. Скорость восходящего
потока должна превышать скорость погружения частиц в нем. Если скорость
восходящего потока недостаточна, крупные частицы будут скопляться на забое
и
подвергаться
дополнительному
измельчению.
В
результате
производительность бурения будет снижаться. При прекращении промывки
частицы, скопившиеся в нижней части скважины, могут осесть на колонковый
снаряд и вызвать прихват инструмента.
Скорость и восходящего потока промывочной жидкости, обогащенной
частицами шлама, должна затрачиваться (рисунок 3.18) на преодоление
скорости падения частиц и на придание частице скорости с подъема частиц.
Глинистые растворы отличаются от воды наличием статического
напряжения сдвига, которое характеризует способность глинистого раствора
удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы. В связи с
этим в глинистом растворе не тонут частицы породы, величина удельного веса
которых превосходит величину удельного веса глинистого раствора.
Поэтому скорость падения частиц породы в воде и скорость восходящего
потока, при промывке водой будет иметь большие числовые значения, чем те
же скорости применительно к глинистому раствору.
48
1 — стенки скважины; 2 — частицы породы; 3 — бурильные трубы; 4 —
ниппельное соединение бурильных труб; 5 — контурная поверхность векторов
скоростей v восходящего потока
Рисунок 3.18 – Схема движения промывочной жидкости
в скважине при прямой промывке
Из этого можно вывести следующее:
1 При бурении скважины одного диаметра и при постоянной подаче
насоса давление и мощность насоса возрастают прямо пропорционально
глубине скважины.
2 Давление насоса возрастает прямо пропорционально квадрату расхода
промывочной жидкости.
3 Крупные потери напора отмечаются в соединениях бурильных труб.
Соединения
муфтово-замковые
оказывают
значительно
меньшее
сопротивление по сравнению с ниппельными.
4 При бурении глубоких скважин диаметр скважины обычно постепенно
уменьшается (вследствие спуска колонн обсадных труб). С уменьшением
диаметра скважины соответственно должна уменьшаться подача насоса.
5 Нельзя рекомендовать ступенчатую конструкцию скважины, когда без
спуска обсадных труб с глубиной постепенно уменьшают диаметр скважины.
Ступенчатая конструкция скважины создает неблагоприятные условия для
выноса частиц. Более рационально всю скважину бурить коронками
минимально допустимого диаметра. В этом случае насос будет работать на
более легком режиме, а стенки скважины будут более устойчивы.
3.6.13 Продувка скважин. Характеристика и условия применения бурения
с продувкой. Сущность бурения с продувкой
При бурении с продувкой для очистки забоя от разрушенной породы
применяется газообразный агент, в частности сжатый воздух. Схема
49
расположения оборудования при бурении с продувкой дана на рисунок 79. Для
этой цели близко к буровой вышке устанавливается компрессор 1. Из
компрессора воздух поступает через нагнетательные шланги 3 и 16 в
бурильные трубы 18. При выходе из-под торца породоразрушающего
инструмента воздух выдувает с забоя частицы породы и, поднимаясь по
кольцевому затрубному пространству, транспортирует эти частицы в
шламоуловитель, установленный на поверхности земли на расстоянии 15—45 м
от устья скважины. В шламоуловителе собирается шлам, а воздух,
освобожденный от шлама, уходит в атмосферу. При этом устье скважины
необходимо герметизировать таким устройством 21 (рисунок 3.19), чтобы оно
не препятствовало свободному вращению колонны бурильных труб и в то же
время не допускало утечки в атмосферу воздуха со шламом.
Преимущества бурения с продувкой
1 Значительное увеличение механической скорости бурения с продувкой
по сравнению с бурением с промывкой. Это объясняется тем, что при бурении с
продувкой забой скважины не испытывает гидростатического давления столба
жидкости, уплотняющего породу забоя. Эффект увеличения механической
скорости бурения при переходе с промывки на продувку при отсутствии
водопритоков в скважине увеличивается с увеличением глубины скважины.
2 Увеличивается стойкость породоразрушающего инструмента. Это
объясняется тем, что при промывке частицы породы гидростатическим
давлением прижимаются к забою, что затрудняет их отделение от забоя,
особенно в условиях глинистого раствора повышенной вязкости. В результате
этого к первичному износу инструмента, осуществляемого разрушаемой
породой, прибавляется вторичный износ частицами разрушенной породы. При
продувке сильная струя сжатого воздуха хорошо очищает забой от шлама.
3 Исключаются размыв, растворение и загрязнение керна.
4 Улучшаются условия обнаружения литологических контактов пород в
геологическом разрезе по шламу. Это объясняется тем, что частицы породы не
загрязняются глинистым раствором, не смешиваются в скважине с частицами
шлама вышележащих горизонтов и быстро выносятся на поверхность земли.
5 Улучшаются условия бурения в породах многолетней мерзлоты в связи
с возможным замерзанием бурового раствора при перерыве промывки.
6 Устраняются выпучивание, размыв стенок скважины и обвалы в
породах, естественная структура которых нарушается при смачивании водой.
7 Создается возможность бурить с продувкой в трещиноватых породах, в
которые уходит промывочная жидкость. Воздух легче воды, он только
частично вместе со шламом устремляется в трещины, а в основном скоростным
воздушным потоком устремляется от забоя к устью скважины, вынося с собой
основную массу шлама.
8 Легко обнаруживается кровля водоносных, нефтеносных и газоносных
горизонтов по водонефтегазопроявлениям в скважине, не заполненной
промывочной жидкостью.
50
9 Устраняются расходы на приобретение и транспортирование воды,
глины и реагентов, что особенно важно при сильных морозах и безводных
местностях.
10 Упрощаются и облегчаются монтажные работы, так как не требуется
рыть в грунте отстойники и устанавливать желобную систему для очистки
промывочной жидкости от шлама.
1 — компрессор; 2 — воздухосборник; 3 — шланг; 4 — влагомаслоотделитель;
5 — спускной кран; 6 — отводной патрубок; 7, 9, 18, 14 — вентили; 8 —
отводной шланг; 10 — расходомер; 11 — манометр; 12 — термометр; 15 –
тройник; 16 — нагнетательный шланг; 17 — сальник; 18 — ведущая бурильная
труба в шпинделе (пунктир) бурового станка; 19 — шланг от насоса на случай
перехода на бурение с промывкой; 20 — труба для отвода воздуха со шламом в
шламоуловитель; 21 — герметизатор устья скважины
Рисунок 3.19 – Схема расположения оборудования для бурения с продувкой
Недостатки бурения с продувкой
1 Неприменимость продувки при бурении глинистых и сильносыпучих
пород (рыхлые пески, гравий, галька). Пластичные глины при бурении
отделяются от массива в виде стружки, не распадающейся на мелкие частицы, а
стружка глины вследствие значительных размеров и массы не может быть
поднята струей воздуха. Стенки скважины, сложенные из сыпучих пород, при
продувке дают осыпи, обвалы и каверны, а крупный гравий и галька не могут
быть подняты струей воздуха.
2 Осложнение бурения с продувкой при встрече подземных вод.
Продувка
скважин
применяется
реже
промывки.
Особенно
распространена продувка скважин при разведке месторождений Якутии,
Колымы и севера Сибири.
51
Благоприятные условия для применения бурения с продувкой
1 При бурении в безводных районах и при геологическом разрезе,
благоприятном для бурения с продувкой.
2 При бурении в устойчивых скальных породах, при отсутствии в разрезе
глин, сыпучих пород и плывунов и при отсутствии в устойчивых породах
водопритоков.
3 При бурении в мерзлых породах, которые при промывке могут
оттаивать и оползать.
4 При бурении в породах (например, мел), которые впитывают воду и
набухают, сужая диаметр скважины.
5 При бурении легкорастворимых и размываемых пород (солей, мягких
углей).
6 При бурении неглубоких скважин с целью изучения гидрогеологии
участка при необходимости точного определения глубины залегания кровли
водоносного горизонта.
Бурение с продувкой не рекомендуется применять при наличии 1
геологическом разрезе глинистых и сыпучих пород, а также водоносных
горизонтов, требующих их пересечения.
3.6.14 Промывка скважин погружными пневматическими насосами
(эрлифтная циркуляция)
При бурении с продувкой и встрече мощных водоносных горизонтов
приходится переходить на промывку.
Если статический уровень водоносного горизонта значительно ниже
устья скважин, может быть полное поглощение промывочной жидкости. При
встрече мощных водоносных горизонтов иногда не удается ликвидировать
поглощение промывочной жидкости. В этом случае целесообразно применять
погружные насосы для создания местной (призабойной) циркуляции
промывочной жидкости в процессе бурения.
Погружные насосы бывают с гидравлическим и пневматическим
приводом.
При данном методе бурения для очистки забоя используются пластовые
воды, циркуляция которых в скважине создается с помощью специальных
погружных насосов. При этом отпадает необходимость обеспечения буровых
вышек промывочной жидкостью и борьбы с поглощением.
Наиболее надежно работают эрлифтные насосы. Их можно применять
при бурении с местной обратной циркуляцией, когда высота столба жидкости в
скважине более 50—60 м.
Схема такой эрлифтной установки представлена на рисунок 3.20.
К бурильной колонне 2 присоединяются водоподъемные трубы 4. Сверху
в трубы 4 опускается воздушный шланг 5. Смеситель 6 погружается на глубину
≈ 50 м ниже уровня воды в скважине.
Буровой снаряд собирается из колонкового снаряда с закрытой шламовой
трубой.
52
При подаче воздуха компрессором 1 происходят обратная циркуляция
промывочной жидкости, при этом жидкость, находящаяся в кольцевом пространстве,
омывая забой, поднимается со шламом в шламовую трубу, затем в очищенном виде
движется по колонне 2 и по трубам 4, достигает сливных отверстий 3, откуда
изливается в скважину.
Погружные эрлифтные насосы снижают стоимость буровых работ, позволяют
бурить скважины с местной обратной промывкой до глубины 500 м при использовали
для их привода компрессоров.
Установлено положительное влияние местной промывки на устойчивость
стенок скважины и выход керна.
В породах, образующих налипающий шлам, при обратной циркуляции процесс;
бурения часто нарушается.
Ю.А. Ватутиным разработаны схемы буровых эрлифтов, которые позволяют
быстро переходить с обратной циркуляции на прямую.
1 — компрессор; 2 — бурильная колонна; 3 — отверстия для излива водовоздушной смеси; 4
— водоподъемные трубы; 5 — воздушные шланги; 6 — смеситель; 7—закрытая шламовая
труба; 8 — колонковая труба; Н — высота эрлифта; h — глубина погружения смесителя
ниже уровня воды; h0 — высота подъема воды
Рисунок 3.20 – Схема внутренней циркуляции с помощью эрлифта
При разбуривании вязких пород, а также при недостаточной подаче жидкости
на забой нередко происходит нарушение нормального процесса бурения из-за
зашламования колонкового снаряда, что заметно по резкому снижению давления
нагнетаемого воздуха. Для восстановления циркуляции требуется производить
расхаживание снаряда, пока давление воздуха не повысится до нормального.
53
3.7 Технология колонкового бурения
При вращательном бурении внедрение резцов в породу происходит под
действием осевого усилия. Под действием окружного усилия разрушение
породы распространяется по всему забою. Одновременное действие осевых и
вращающих усилий приводит к непрерывному разрушению породы забоя
тонкими спиральными слоями.
Частота вращательного бурения зависит от глубины внедрения резцов
коронки в породу и частоты ее вращения. Глубина внедрения резцов зависит
от:
а) осевого усилия, передаваемого на породоразрушающий инструмент;
б) механических свойств породы;
в) геометрической формы резцов и расположения их по рабочему торцу
коронки;
г) частоты вращения коронки;
д) быстроты удаления продуктов разрушения с забоя;
е) степени притупления резцов коронки.
При бурении не только разрушается порода, но и изнашиваются резцы,
что приводит к снижению скорости бурения. Скорость износа резцов зависит
прежде всего от соотношения между твердостью резцов и разрушаемой горной
породы, а также от ее абразивных свойств, вязкости, трещиноватости и т.п.
Потеря резцами первоначальной формы зависит также от расположения резцов
по торцу коронки, от их геометрии, а также от режима бурения.
При вращательном бурении весьма твердых пород необходимо или
вставлять в коронку особо твердые и износоустойчивые резцы— алмазы, или
применять такой способ бурения, при котором можно было бы, не поднимая
коронки, в процессе бурения непрерывно заменять быстроизнашивающиеся
истирающие материалы новыми, как при дробовом бурении.
Рассмотрим работу заточенного резца (рисунок 3.21). Пусть резец с
лезвием в виде одностороннего клина под влиянием осевой нагрузки Со
внедряется в породу. Необходимым условием для внедрения резца должно
быть
Со>ρшFо
(3.3)
где Fо — опорная поверхность лезвия резца, находящегося в контакте с
породой;
ρш — твердость породы на вдавливание штампа.
У заточенного незатупившегося резца опорная поверхность мала,
поэтому будет происходить объемное разрушение породы.
Резцы с меньшим углом β быстро выходят из строя благодаря
скалыванию.
54
Рисунок 3.21 – Схема работы одиночного резца
В некоторых коронках с тонколезвийными самозатачивающимися
резцами угол β принимается равным 90° (рисунок 3.21).
Если бы резцы коронки не затуплялись, то бурение происходило бы с
постоянной скоростью
Вследствие затупления резцов скорость бурения будет постепенно
затухать и тем скорее, чем быстрее затупляются резцы. Особенно быстро
затупляются твердосплавные резцы при бурении абразивных пород на больших
скоростях вращения и низких загрузках на резец.
Коронку следует так армировать, чтобы работа разрушения породы
производилась одновременно и в равной степени всеми резцами коронки при
равномерном изнашивании их.
Периферийные грани резцов производят работу не только по разрушению
породы забоя, но и по отделению частиц породы от стенок скважины и керна, в
связи, с чем они изнашиваются более интенсивно. Поэтому необходимо
усиливать именно периферийные части коронки.
Целесообразно располагать резцы коронки таким образом, чтобы забой
имел ступенчатую форму (рисунок 3.22). В этом случае работа верхнего ряда
резцов будет происходить при наличии второй обнаженной плоскости, что
облегчает разрушение породы.
Для износоустойчивости коронок важно, чтобы резцы были прочно
закреплены в торце коронки. Давление на породу должно быть больше
твердости породы. Поэтому, чем, крепче порода, тем меньшей опорной
поверхностью, большей твердостью и износостойкостью должны обладать
резцы. Боковые стенки коронки (наружные и внутренние) должны быть хорошо
защищены подрезными резцами.
В крепких породах вращательное бурение осуществляется алмазными,
дробовыми и самозатачивающимися твердосплавными коронками. Для того
чтобы обеспечить самозатачивание коронки, к тупым зубьям из мягкой стали
припаивают тонкие лезвия твердого сплава (рисунок 3.23). В процессе бурения
мягкая сталь изнашивается быстрее твердого сплава, поэтому тонкое лезвие все
время несколько выступает из зуба. Для усиления этого эффекта в мягкой стали
55
иногда просверливают отверстия.
Рисунок 3.22 – Ступенчатый кольцевой забой
а
б
а — тонкопластинчатый твердосплавный резец: 1 — тонкая пластинка твердого
сплава; 2 — пластинка из мягкой стали; 3 — сверления; б —
самозатачивающийся резец из крупки литого карбида
Рисунок 3.23 – Самозатачивающиеся резцы
Для бурения в абразивных породах могут быть применены коронки,
зубья (резцы) которых армированы зернами твердого литого сплава,
сцементированными относительно мягким цементом (рисунок 3.23, б). Такие
коронки могут работать как самозатачивающиеся в крепких абразивных
породах при относительно малой подаче промывочной жидкости, при больших
частотах вращения и осевой нагрузке.
В таблице 30 приведены сравнительные данные примерного расхода различных
истирающих материалов на 1 м бурения по породам типа базальта (IX—Х
категорий по буримости).
Таблица 3.1 – Расход истирающихся материалов на 1 м бурения по базальтам
Истирающиеся материалы
Дробь
Показатели
Алмазы Твердые сплавы
сечка чугунная
Расход
истирающихся
0,1
4
2500
12000
материалов, г/м
Относительный
1
40
25000 120000
Из таблицы 3.1 видно, что дроби чугунной истирается в 120 000 раз, а
твердых сплавов в 40 раз больше, чем алмазов.
При вращательном бурении в крепких и абразивных породах
твердосплавные резцы быстро затупляются. Поэтому в крепких и абразивных
56
породах следует применять алмазные коронки.
Алмазы обладают не только самой высокой твердостью, но и весьма
высокой износостойкостью.
Каждый алмаз в коронке можно рассматривать как резец, движущийся с
определенной окружной скоростью и находящийся под воздействием осевой
нагрузки.
Рисунок 3.24 – Схема работы алмазного резца
Разрушение породы алмазом можно представить схемой, приведенной на
рисунке 3.24.
Горная порода разрушается под воздействием осевого усилия Со и
тангенциального усилия Т. Возникающее при этом усилие R Т расходуется на
преодоление сил сопротивления породы разрушению RД и сил трения Т = Соf
RТ = RД + Соf = РД + Т
(3.4)
где f — коэффициент трения алмаза о породу;
Со — осевое усилие, передаваемое на один алмаз.
Во время движения по концентрической окружности алмаз передает
породе определенную энергию, за счет поглощения которой и происходит
процесс ее разрушения. При этом образуется канавка, ширина которой в
упруго-хрупких породах значительно превышает глубину внедрения алмаза в
породу. В процессе бурения алмазы постепенно затупляются. При этом каждый
затупленный алмаз под влиянием соевой нагрузки деформирует породу, в
результате чего в породе развиваются микро- и макротрещины и изменяется
структура породы (рисунок 3.24). Количество трещин, их глубина зависят от
величины осевого усилия, передаваемого на единичный алмаз, и частоты
вращения коронки. Поэтому при затуплении алмазов разрушение горной
породы забоя происходит только после многократного приложения нагрузки,
т.е. носит усталостный характер.
Ранее в крепких породах колонковое бурение производилось в основном
дробовым способом. Бурение дробью в крепких породах возможно только
потому, что под торец коронки непрерывно подается дробь. Бурение твердыми
57
сплавами вращательным способом в крепких породах можно осуществить в
том случае, если коронки будут самозатачивающимися.
Рассмотренный процесс работы коронки в действительности протекает
значительно сложнее. Коронка прижимается к забою упругой, вибрирующей
колонной бурильных труб, ослабляя или усиливая нажим на забой; пульсация
насоса также усиливает вибрацию коронки.
Твердосплавными коронками тоже можно успешно разрушать крепкие
породы, если перейти на ударно-вращательный способ бурения.
При ударно-вращательном бурении вращение твердосплавной коронки
производится с небольшой окружной скоростью при относительно небольшой
осевой нагрузке. При этом по вращающейся коронке наносят большое
количество ударов.
Следовательно, при ударно-вращательном бурении разрушение породы
происходит как за счет энергии ударов, так и за счет статических сил —
осевого и окружного усилий.
При ударах происходит более эффективное разрушение хрупких пород. В
то же время работа трения при ударно-вращательном бурении играет меньшую
роль, ибо статическое усилие (усилие подачи) и окружные скорости
относительно невелики, поэтому затупление резцов при ударно-вращательном
бурении происходит медленнее, чем при вращательном.
3.7.1 Бурение коронками, армированными твердосплавными резцами
Около 50% всего объема разведочного колонкового бурения
осуществляется коронками, армированными твердосплавными резцами. Почти
все породы, относимые к I—VII категориям по буримости, бурятся
твердосплавными коронками. Бескварцевые изверженные породы VIII и IX
категорий тоже могут буриться вращательным способом резцами из твердых
сплавов (особенно коронками малых диаметров).
Для колонкового бурения применяются вольфрамокобальтовые
металлокерамические твердые сплавы типа ВК, основой которых является
карбид вольфрама — WС.
Для колонкового бурения наиболее подходит сплавы ВК-6В и ВК-8В.
Для армирования буровых коронок выпускаются резцы различных
конфигураций.
В торце короночного кольца делаются по определенной схеме пазы, в
которые вставляются твердосплавные резцы. Они припаиваются латунью.
Резцы должны перекрывать торец и выступать за наружную и внутреннюю
боковые поверхности корпуса коронки, а также возвышаться над торцом.
58
β — угол заострения; α — угол резания; δ — передний угол резца; γ — угол
поворота резца относительно радиуса коронки; а, б, в, г, д — различные
положения резца в коронке
Рисунок 3.25 – Схема расположения резцов в коронке
Величина выхода резцов за наружную и внутреннюю поверхности
корпуса коронки принимается в зависимости от твердости пород, их
устойчивости и скорости углубления. Для бурения в твердых породах резцы в
коронке устанавливаются с таким расчетом, чтобы они выступали за наружную
и внутреннюю поверхности на 0,5—1,0 мм, а над торцом—на 1,5—2,5—3,0 мм.
Для бурения мягких пород резцы (ребра) должны выступать за боковые
поверхности на 3 – 6 мм и возвышаться над торцом на 4—5 мм.
Выпуск резцов над торцом короночного кольца может быть одинаковым
или ступенчатым. В зависимости от расположения резцов над торцом коронки
забой скважины приобретает плоскую, одно- или многоступенчатую форму.
Ступенчатая форма забоя обеспечивает более эффективное разрушение породы
(рисунок 3.25).
Относительно оси вращения коронки расположение резцов в торце
коронки может быть вертикальным (рисунок 3.25, а), наклонным в сторону
вращения коронки с положительным передним углом (рисунок 3.25, б) и
наклонным — против направления вращения (отрицательным передним углом
— рисунок 3.25, в). При положительных углах резания наблюдается повышение
скорости бурения в мягких породах, а при отрицательных — в твердых
породах.
Рекомендуется применять резцы: а) с углом заострения 45—50° для
бурения нетрещиноватых пород I—IV категорий; б) с углом заострения 65° для
бурения пород V—VII категорий по буримости.
Резцы самозатачивающихся коронок могут не иметь начального угла
заострения.
В настоящее время коронки, которые выбираются в зависимости от
физико-механических свойств пород, изготовляются по ГОСТам.
