Контроль за параметрами режима бурения

Текущий контроль параметров процесса бурения осуществ­ляется с помощью следующих основных приборов: индикатора веса, манометра, моментомера, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки.

Индикатор веса. Осевая нагрузка на долото в каждый мо­мент определяется при помощи индикатора веса. Этим прибо­ром определяется также нагрузка, действующая на крюк тале­вой системы. Наибольшее распространение получили гидравли­ческие индикаторы веса.

Контроль за другими параметрами режима бурения. Давле­ние бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов.

Частота вращения ротора измеряется тахометрами различ­ных конструкций. Имеются также приборы по измерению меха­нической скорости проходки и ряд других приборов, регистри­рующих и показывающих забойные параметры процессов буре­ния (частота вращения вала турбобура, пространственное по­ложение забоя скважины и т. д.).

Все описанные приборы входят в комплект системы назем­ного контроля процессов бурения (ПКБ - пульт контроля про­цессов бурения). Номенклатура параметров, контролируемых пультом контроля процессов бурения, определяется в зависимо­сти от мощности буровой установки.

В последнее время все шире и шире внедряется передача па­раметров режима бурения на расстояние как при помощи про­волочной, так и беспроволочной связи. Это позволяет на диспет­черских пунктах (участках) оборудовать специальные пульты, на которых монтируют показывающие и регистрирующие при­боры параметров режима бурения каждой буровой.

Диспетчер (инженер участка) получает возможность круг­лосуточно следить за работой буровых и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс про­водки скважин.

В США для оптимизации процесса бурения была проведена отработка системы передачи оперативной информации через спутник связи о процессе проводки скважины с буровой, распо­ложенной в Северном море, в исследовательский центр в городе Тулсе (США), откуда выдавались рекомендации по оптимиза­ции процесса бурения и регулированию параметров бурового раствора.

Телеконтроль забойных параметров бурения. Телеметрия забойных параметров при бурении скважин — решающий фак­тор в создании автоматической системы управления процессом бурения.

В результате работ, проведенных у нас и за рубежом соз­дано достаточно большое количество приборов для контроля забойных параметров (под забойными параметрами понима­ются напряженное состояние бурильной колонны, частота вра­щения долота, температура и давление на забое скважины, ме­стоположение ствола скважины в пространстве и т. п.). При этом для связи с поверхностью используются различные виды каналов связи:

1) электропроводный с помощью встроенной в колонну труб линии связи;

2) беспроводные с передачей электрического сигнала по бу­рильной колонне и горным породам и передачей гидравлических импульсов по буровому раствору, заключенному в бурильной колонне;

3) механический - по телу бурильной трубы.

Существует два принципиальных метода передачи сигнала с забоя по каналам связи - непрерывный и дискретный. Более удобный и надежный в практических целях - второй.

В настоящее время находит все большее признание идея создания автономного забойного двигателя с одновременной ре­гистрацией забойных параметров.

Для телеконтроля комплекса параметров процесса бурения скважин электробурами и состояния двигателей электробуров разработано несколько систем. В этих системах передача теле­метрических сигналов в скважине осуществляется по токоподводу электробура. Наибольшее распространение получила те­леметрическая система СТЭ.

11. Наращивание бурильного инструмента и спускоподъемные операции (Технология подготовки к СПО)

Подготовка бурильных труб к эксплуатации. Все трубы и соединительные элементы (замки, соединительные муфты, пе­реводники), предназначенные для работы в скважинах, перед вводом их в эксплуатацию в соответствии с требованиями госу­дарственных стандартов, нормалей и технических условий под­вергают на трубных базах внешнему визуальному осмотру, инструментальному обмеру основных размеров и проверке ка­чества нарезки резьбы гладкими и резьбовыми калибрами. Осо­бенно тщательно осматриваются и проверяются резьбовые сое­динения. Резьба должна быть гладкой, без заусениц, задиров и других дефектов, нарушающих ее непрерывность, плотность и прочность.

Трубы и замки, признанные годными после контрольной про­верки их качества непосредственно на трубной базе, перед пу­ском в работу свинчивают и крепят между собой.

Эта операция, требующая определенных условий (тщатель­ной очистки резьбы, ее смазки, селективного подбора деталей и т. д.), должна производиться исключительно на трубных ба­зах. В некоторых случаях может быть допущено навинчивание замков на трубы непосредственно на буровых.

Перед навинчиванием необходимо подобрать замок в трубе по натягу резьбы и по конусности, так как этим улучшается со­пряжение резьбы. Замковая деталь, имеющая отклонение конус­ности по большему диаметру, свинчивается с трубой, имеющей также отклонение конусности по большему диаметру; могут быть свинчены также замок и. труба, имеющие отклонение ко­нусности по меньшему диаметру. При подборе замка к трубе по натягу на трубу, имеющую натяг,резьбы с плюсовым допу­ском, должна быть навинчена замковая деталь с натягом резьбы, выполненным в пределах минусового допуска, и, нао­борот, на трубу, имеющую натяг с минусовым допуском,— зам­ковая деталь с натягом резьбы, выполненным в пределах плю­сового допуска. Соединяемые трубу и замок с номинальной величиной натяга резьбы свинчивают без подбора.

Замки на бурильные трубы могут крепиться в холодном или горячем состоянии. Для получения плотного резьбового соединения и уменьшения трения сопрягающихся поверхностей резьбы при их закреплении перед свинчиванием резьбу трубы необходимо смазать графитовой или цинковой смазкой.

При навинчивании замка следует надеть его на резьбу трубы и,, осторожно вращая по ходу резьбы, убедиться, что вершины ниток вошли во впадины резьбы, после чего можно увеличить частоту вращения.

Правильность подбора замка к трубе после ручного навинчивания следует проверить по положению торца трубного конца замка по отношению к последней риске резьбы на трубе. Расстояние от торца замка до конца сбега резьбы на трубе должно быть от 1 до б мм.

Существует три метода крепления замков на бурильные трубы:

1. крепление на буровых с помощью бурильной лебедки;

2. на специальных муфтонаверточных станках;

3. навинчива­ние вручную предварительно нагретого замка.

В настоящее время принудительное закрепление резьбового соединения трубы — замок при помощи машины (первые два способа) почти полностью уступили место более совершен­ному — креплению замка в горячем состоянии.

Процесс навинчивания и крепления замков в горячем со­стоянии включает следующие операции. Детали замков, по­добранные к трубам, перед навинчиванием подвергают нагреву в специальных нагревательных печах. Пока замковая деталь нагревается, на конце трубы с резьбой, подготовленной для на­винчивания нагреваемой детали, на определенном расстоянии от последней риски резьбы в сторону тела трубы наносится керном метка, которая в дальнейшем служит ориентиром при осевом перемещении навинчиваемой нагретой детали замка.

Замковые детали нагревают до определенной температуры (400⁰ С).

Перед навинчиванием замка резьбу трубы смазывают соот­ветствующей смазкой. Смазку наносят не на всю резьбу, а только на первые три-четыре нитки, считая от торца трубы. После того как замок нагрет, а резьба на трубе смазана, над­лежит вынуть термопару из замка, извлечь замковую деталь из печи и навинтить ее на трубу.

Горячий замок навинчивают на трубу так, чтобы торец его совпал с поставленным на трубу керном. Допускается недовинчивание замковой детали до керна не более 1,5—2 мм.

Чтобы в замке не создавалось чрезмерно высокого напря­жения, которое может повлечь за собой разрыв замка, нельзя допускать дальнейшее продвижение детали после совпадения торца с меткой — керном.

Замок, навинченный в горячем состоянии, при охлаждении прочно схватываясь с трубой, обеспечивает прочность и герме­тичность соединения. Как показала практика, проверка таких соединений опрессовкой необязательна.

Эксплуатация бурильной колонны. Смонтированные новые бурильные трубы объединяют в комплекты, в составе которых они должны работать до полной амортизации. Комплекты со­стоят из труб, одинаковых как по диаметру и толщине стенок, так и по длине труб. В комплект включают трубы, изготовлен­ные из одной марки, выполненные одним заводом, и замки одного типа, изготовленные также одним заводом.

Состав комплекта по количеству бурильных труб и длине их не ограничивается. Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошед­шим в комплект,— свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркируются. Маркировка включает порядковый номер комплекта; показатель группы прочности стали; послед­нюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию; порядковый но­мер трубы в комплекте; номинальную толщину стенки в мм (для бурильных труб).

Комплекты труб учитывают и отрабатывают самостоятельно. Перевод отдельных труб из одного комплекта в другой запре­щается.

На каждый комплект бурильных и утяжеленных труб за­водят паспорт-журнал, в котором учитываются все трубы дан­ного комплекта. Паспорт составляют в одном экземпляре и хранят на трубной базе. Паспорт действует до списания всех труб комплекта в материал.

В процессе работы труб в скважинах в паспорт-журнал вно­сят отметки о ремонте, авариях и о списании отдельных труб, а также указывают номера скважин, в которых работал комп­лект, длину части комплекта, участвовавшего в проходке каж­дой скважины, время работы труб, проходку по скважинам и сумму начисленного износа.

Производительной работой бурильных труб, участвующих в бурении скважин, считается проходка в метрах, а для труб ловильных комплектов — количество скважин, в которых они работали. На трубы, участвующие в проходке скважин, начис­ляется условный износ в килограммах и рублях, определяемый исходя из количества пробуренных метров в данной скважине.

Бурильные трубы, разбитые на комплекты и отмаркированные, доставляются на буровую. Буровая бригада, непосред­ственно эксплуатирующая трубы, замки и другие детали, тща­тельно проверяет качество труб, ведущие трубы, доставляемые в буровую, и соответствие их паспортным данным. Буровой мастер при доставке труб на скважину одновременно получает выписку из паспортов-журналов с отрывными талонами и извещениями о получении комплектов труб. Трубы, замки, сое­динительные муфты, имеющие наружные дефекты (плены, тре­щины, кривизну и т. д.), не подлежат приемке. Обнаруженные детали с износом, выходящим за пределы норм (допустимая сработка наружной поверхности бурильных замков по диаметру при равномерном износе для ЗН-80 не более 5 мм; ЗН-95 и ЗН-108—6 мм; ЗН-140—7 мм; ЗН-172—8 мм; ЗН-197—9 мм; ЗШ-108 —8 мм; ЗШ-118 —9 мм; ЗШ-146—10 мм; ЗШ-178 — 11 мм; ЗШ-203—12 мм; ЗУ-155 —7 мм; ЗУ-185 —8 мм), бра­куются и отправляются на трубную базу.

После того как комплекты бурильных труб завезены на бу­ровую, осмотрены и приняты буровым мастером, буровая бригада укладывает их на мостки. Отсюда их берут в про­цессе бурения для сборки в свечи. Затаскивая трубы в фонарь вышки или подавая свечи из-за пальца, следует предохранять резьбу ниппеля от ударов о ротор и другие металлические предметы.

При свинчивании резьбы в процессе спуска колонны бу­рильных труб нельзя допускать ударов ниппеля наращиваемой трубы о резьбу муфты трубы, спущенной в скважину. Во избе­жание самоотвинчивания и разъединения замковой резьбы при бурении забойными гидравлическими двигателями все замко­вые соединения закрепляют машинными ключами.

При спуске труб в скважину следует не допускать резкого торможения колонны или посадку элеваторов на ротор с уда­ром, так как это приводит к возникновению больших динами­ческих нагрузок и нередко к авариям.

С целью равномерного износа замковой резьбы следует при подъеме свечей менять положение средних (неразъемных) зам­ковых соединений с концами (разъемными). При роторном бу­рении, чтобы предохранить бурильные трубы от истирания и от быстрого износа, на них нужно надевать предохранительные кольца-протекторы. Их надевают на бурильные трубы вблизи замка. Благодаря тому, что диаметр предохранительного кольца больше диаметра замка, соприкосновение и трение замков труб об обсадные трубы и стенки скважин устраняются, так как резиновое кольцо исполняет роль упругой подушки.

При любом способе бурения необходимо строго руковод­ствоваться нормами осевых нагрузок на долото, указанными в ГТН.

После окончания бурения скважины при разборке свечей следует все трубы в замковой резьбе развинтить. Также отвин­чивают все имеющиеся в колонне переводники, в том числе и предохранительный на ведущей трубе. Разобранные трубы укладывают на мостки аккуратно рядами по комплектам и обильно смазывают резьбу. Нельзя сбрасывать трубы с мостков на землю, транспортировать волоком и т. д. Ответственность за правильную эксплуатацию всех элементов бурильной ко­лонны лежит на буровом мастере, который не должен допускать нарушений технических правил обращения с инструмен­том.

Эксплуатация ЛБТ имеет некоторые особенности. В случае недостаточной интенсивности заполнения бурильной колонны (при ее спуске) буровым раствором устанавливается один или несколько перепускных клапанов. Запрещается применять кис­лотные (грязевые) ванны для освобождения прихваченного инструмента. Концентрация водородных ионов (рН) в буровом растворе должна быть не более 11.

Конструкция подсвечника должна предотвращать образова­ние внутри труб ледяных пробок (замерзание части стекаю­щего раствора в концах труб). Запрещается нанесение каких бы то ни было рисок или меток на тело труб (кроме преду­смотренных маркировкой). При проводке скважины с целью достижения равномерного износа всех замковых соединений после каждых очередных 20 спуско-подъемных операций сле­дует менять месторасположение разъемных и неразъемных зам­ковых соединений, строго соблюдая последовательность этой замены.

Для защиты ЛБТ от износа обязательно применение пре­дохранительных колец-протекторов.

Крепление скважины