Бурение скважин на воду | Технология | Оборудование | Цены | Фото и видео | Техническая литература
    
   




 

Техническая литература:

Колодцы

Схема гидрогеологических областей и районов СССР

Словарь по гидрогеологии А-Г

Словарь по гидрогеологии Д-О

Словарь по гидрогеологии П-Я



Справочник по бурению скважин на воду

Станок для бурения БУР-50:
Бурение скважин

 

ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ

Оглавление книги - Бурение скважин на воду

Глава V
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ

ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ
Важным режимным параметром является количество промывочной жидкости, подаваемой на забой для удаления продуктов разрушения пород, охлаждения долота и поддержания стенок скважины в устойчивом состоянии. Промывка забоя скважины оказывает существенное влияние на скорость бурения. При недостаточной промывке снижается не только механическая скорость бурения, но и проходка на долото. В этом случае, если не представляется возможным увеличить интенсивность промывки, переходят на бурение с пониженной осевой нагрузкой (Беликов и др., 1973).

В. С. Федоров (1958) рекомендует определить необходимое количество жидкости из условия:
<2> (0,043 — 0,65). (61)
Минимально допустимый расход промывочной жидкости вычисляют также исходя из минимально допустимой скорости восходящего потока: Яа1а = 0,0785 (-<фг>1п, (62)
где Е>д — диаметр долота; диаметр труб;
минимально допустимая скорость восходящего потока.
Размер бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра бурения, причем скорость восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве должна быть не менее 0,8 м/с. Это связано с условиями нормального удаления продуктов разрушения породы из забоя.

Конечные диаметры бурения скважин на воду в зависимости от их целевого назначения, гидрогеологических и других условий колеблются в широких пределах, однако в большинстве случаев от 190 до 269 мм. Расчеты показывают, что относительно маломощные насосы ПГр не обеспечивают в этих условиях достаточно полного и своевременного удаления продуктов разрушения пород с забоя, поэтому механические скорости бурения низкие, часты прихваты бурового снаряда. Бурильные трубы диаметром 73 мм не отвечают указанным требованиям. Во многих организациях с успехом применяют бурильные трубы диаметром 89 и 114 мм, что не только решает проблему нормальной транспортировки шлама и увеличения скорости бурения, но и создает более благоприятные условия работы самих труб в скважине с точки зрения возникающих напряжений в теле этих труб.
Следует также отметить и более благоприятные условия работы насосов за счет снижения рабочего давления при бурении.
Другой путь поддержания нормального шламового режима — использование более мощных насосов типа 9МГР, НБ-40 и др., а также спаренная работа двух, трех или четырех маломощных насосов типа ПГр.
В. Г. Беликов (1973) рекомендует рассчитывать минимальную скорость подъема промывочного раствора упип исходя из допустимого значения концентрации бурового шлама (Хд.ш= УуШ-, где Уб-ш — объем бурового шлама в кольцевом зазоре; Ук — объем кольцевого зазора; Уб!ш =0,05) по следующей формуле:
г*"1"1 = 20v6 А , (63) где Vб — скорость бурения; Ря — площадь забоя, см2; Рк-- площадь кольцевого зазора.

В осложненных условиях допустимое значение концентрации шлама в растворе должно быть снижено до 0,02— 0,03.
Из формулы (63) следует, что увеличение скорости бурения требует более интенсивной промывки. Работами В. Г. Беликова и других авторов (1973) установлен сложный характер движения частиц породы в потоке. При определенных условиях шлам может перемещаться как к стенке скважины, так и к бурильной трубе. Современные теоретические решения по расчету минимально допустимой скорости подъема промывочного раствора не дают удовлетворительной сходимости с данными практики: удаление шлама происходит при значительно меньших значениях скоростей подъема. Это объясняется тем, что вращение колонны труб нарушает структурный режим потока и приводит к развитию зон турбулентного режима.
С целью интенсификации подъема бурового шлама потоком промывочной жидкости Д. Н. Башкатовым, В. Л. Ваксманом, Ю. М. Носовским, В. Н. Меньковским предложена конструкция специальных лопастей-турбу-лизаторов, устанавливаемых через определенные интервалы на бурильных трубах. Наличие лопастей на бурильных трубах способствует увеличению скоростей движения потока в затрубном пространстве и образованию зон турбулентности, что вызывает более интенсивный подъем бурового шлама и повышение скорости бурения. Рассмотрим этот вопрос более подробно. При Наличии наклонной лопасти на бурильной трубе (рис. 49, а) и при ее вращении возникает вертикальная составляющая движения, причем относительная уг, вертикальная и2 и абсолютная ьа скорости потока могут быть определены по формулам:
Угол у характеризует взаимодействие лопасти и промывочной жидкости и зависит от ряда факторов, таких, как окружная скорость (ие=со/?), коэффициент трения потока о лопасть и физические константы потока. Значения у могут быть установлены экспериментально.
Работа насоса обеспечивает подъем потока в затрубном пространстве со скоростью г/2. При этом имеет место сложение скоростей Va и у'г (рис. 49, б). Это приводит к существенному увеличению абсолютной скорости потока юа' и, в свою очередь, к турбуленизации потока в затрубном пространстве. Таким образом, роль лопаток-тур-буленизаторов сводится к увеличению скорости подъема промывочного раствора и созданию зон турбулентности в стволе скважины

Если на бурильных трубах не устанавливают лопасти-турбуленизаторы, эффект от вращения колонны сказывается в меньшей мере и, помимо геометрических параметров колонны и ствола скважины, зависит от частоты и характера вращения и обращения колонны в стволе скважины. Если вращение бурильных труб происходит вокруг оси скважины, то абсолютную скорость можно определить по формуле:
ла =т/ КУЮ + VI,
(67)
где К\ — коэффициент проскальзывания, К\
со — угловая частота вращения, об/мин; — радиус скважины, м;
и2 — скорость восходящего потока, м/с. При этом Va>•vz. Если вращение бурильных труб происходит ВОКруГ ИХ ОСИ, ТО Е>а>Рг.
При вращении бурильных труб вокруг своей оси и обращении вокруг оси скважины при возможном периодическом переходе на противоположную стенку скважины Va>vz. Критическую скорость, при которой наступает турбулентный режим движения промывочной жидкости, можно приближенно подсчитать по следующей формуле (Беликов, 1973):
(68)
где то — статическое напряжение сдвига раствора;
у — плотность раствора. Из формулы следует, что надо стремиться к тому, чтобы -у «nin. При повышении скорости подъема промы- вочной жидкости до критической выносная способность потока значительно возрастает, что ведет к увеличению скоростей бурения; дальнейшее повышение скорости подъема промывочной жидкости не приводит к сущест- венному росту скорости бурения. Подъем потока в затрубном пространстве может подчиняться различным законам: ламинарному, ламинарному с вихрями, турбу- лентному и турбулентному с завихрениями. Турбулент- ный и турбулентный с завихрениями режимы потока обеспечивают сплошной режим подъема потока, более благоприятные условия для выноса частиц породы раз- личной формы и более высокую среднюю скорость подъ- ема потока, чем при ламинарном режиме. Ламинарный режим имеет место при Re c 1600.

По данным Ю. М. Носовского, увеличение частоты вращения бурильных труб диаметром 73 мм (диаметр скважины 395—490 мм) целесообразно до 100 об/мин. С увеличением диаметра бурильных труб повышается эффект турбулентности. Применение турбулизатора диаметром 280 мм при диаметре скважины 395 мм, частоте вращения 100 об/мин и количестве промывочной жидкости 300 л/мин позволило выносить частицы пород до 10— 15 мм и увеличить механическую скорость бурения в отдельных интервалах до трех раз. В тресте «Востокбур-вод» (Пундиков, Шкиндер, 1972) разработана и успешно применяется конструкция ступенчатого долота лопастного типа (рис. 50). Принцип создания зон турбулентности по длине колонны четко прослеживается и в этой конструкции.
При использовании этих долот в мягких и рыхлых породах скорость бурения увеличивается. Ступенчатое долото лопастного типа получило распространение при бурении под кондуктор. В этом случае бурение ведется с расширением верхнего участка ствола скважины под кондуктор, т. е. двумя забоями. Обычно применяют трехлопастное долото диаметром 243 мм и расширитель со сменными лопастями диаметром 346 мм.

Расширитель устанавливают в интервале 150—300 м, что определяется необходимой глубиной спуска кондуктора. После бурения расширителем на необходимую глубину поднимают инструмент, спускают и цементируют кондуктор, а далее бурят обычным способом.
Бурение ведется с тяжелым низом, в качестве установки используется УБВ-600 с двумя насосами типа 9МГр или БУ-80Бр с двумя насосами БрН-1.
Глубины скважин колеблются от 500 до 1600 м.
При введении в глинистый раствор высокомолекулярных соединений существенным образом изменяются гидравлические характеристики и реологические свойства потока. Исследования, проведенные Б. Л. Гендлером и другими учеными, показали, что введение различных добавок в раствор приводит к более ранней турбуленизации потока и снижению его критической скорости течения в 2—2,5 раза, что, в свою очередь, интенсифицирует очистку забоя и ствола скважины за счет уменьшения застойных зон и выравнивания скоростей потока в затрубном сечении. По данным Б. Л. Гендлера, оптимальными являются следующие добавки для различных нефтей: балахановской 6%, локбатанской 6—8, санга-чальской 8—10, дашгильской 7, чалинской и нефтяных камней 12%. Добавки нефти увеличивают структурно-механические параметры (т и ц) раствора. Для предотвращения этого целесообразно в раствор добавлять ЫаОН в количестве 0,1% объема нефти.
Введение нефти также повышает в некоторой степени гидравлические сопротивления при турбулентном режиме течения. Для предотвращения роста коэффициента гидравлических сопротивлений рекомендуется добавлять в раствор 5%-ный водный раствор нитролигнина в количестве 4% от объема раствора. Для этой цели можно использовать добавки хромпика, петролатума, гипана, СГ, К-4, КИЗП, ГКЖ-П, снижающих коэффициент гидравлических сопротивлений на 10—24%. Наиболее эффективная добавка — это ГКЖ-П, вводимая в раствор в количестве 0,2% от объема.
Применение промывочных жидкостей с большой плотностью повышает сжимающие напряжения в горной породе на забое скважины и, следовательно, приводит к упрочнению горной породы. Скорость бурения и проходка на долото в этом случае снижаются. Более высокие показатели получаются при использовании в качестве очистного агента воздуха или газа.
При бурении в глинистых породах образуются так называемые сальники за счет слипания глинистых частиц. Это приводит к росту крутящего момента и затрудняет своевременное удаление продуктов разрушения породы с забоя.