Способ бурения вертикальных скважин

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для проходки скважин различного назначения, в частности для бурения вертикальных замораживающих скважин, с использованием передвижных или стационарных установок с подвижным вращателем и гидравлической направленной подачей. Согласно изобретению вертикальность процесса бурения обеспечивают строго вертикальным забуриванием скважины 14 и стабилизацией набранного вертикального направления посредством центраторов 12 и колибраторов 11 компоновки утяжеленного низа из труб 10 путем жесткого центрирования с осью скважины 14. При этом дополнительно, посредством опорных домкратов 2, непрерывно в автоматическом или ручном режиме регулируют вертикальность хода подвижного вращателя 4 за счет поддержания в горизонтальном положении станины 1 буровой установки 13, которое контролируют в двух взаимно перпендикулярных плоскостях дополнительно смонтированными на станине 1 или мачте 3 или вращателе 4 датчиком уровня 6, а бурение ведут на растянутой буровой колонне с осевой нагрузкой не более 80% от веса компоновки утяжеленного низа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для проходки скважин различного назначения, в частности для бурения вертикальных замораживающих скважин, с использованием передвижных или стационарных установок с подвижным вращателем и гидравлической направленной подачей.

Известен способ бурения прямолинейных скважин с использованием лазерного луча для обозначения заданного направления [1]. Способ включает ориентирование и установку рабочего органа бурильной машины в заданном направлении, бурение скважины буровым ставом с направляющей головной частью. Став наращивают отдельными звеньями с одновременным размещением на нем в определенной последовательности опорных фонарей, диаметр которых не менее диаметра породоразрушающего инструмента, а в скважину подают очистной агент. В головной части става размещен автоматически управляемый направляющий опорный фонарь. Для обозначения заданного направления используют лазерный луч, который направляют вовнутрь полого бурового става соосно его продольной оси. Очистной агент используют совместно с лазерным лучом для управления направляющим опорным фонарем в процессе бурения. В качестве очистного агента используют сжатый воздух или жидкость.

Недостатком способа является его довольно узкое применение - только для бурения скважин с использованием полого бурового става и низкая технологичность, обусловленная сложностью оптического лазерного контроля.

Известен также способ стабилизации направления ствола скважин по визуальному определению места контакта колонковой трубы со стенкой скважины [2]. Для этого в процессе бурения отбирают керн, извлекают его на поверхность в колонковом наборе, визуально определяют места контакта колонковой трубы со стенкой скважины и корректируют параметры колонкового набора после визуального определения места контакта трубы со стенкой скважины. Затем рассчитывают точку прогиба колонковой трубы в месте контакта со стенкой скважины по определенной зависимости, после чего производят корректировку параметров колонкового набора путем деформации изгиба трубы в точке ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта на величину, рассчитанную по формуле:

F_k.н.=L_k.н.·(L_б.в.)^-1·[E·I_б.в./E·I k.н.]^1/2-0,5 f_п,

где L_б.в. - длина полуволны изгиба бурильных труб над колонковым набором, м;

f_б.в. - полуразность диаметров бурильных труб и скважин, м;

f_п - полуразность диаметров скважин и переходника колонкового набора, м;

E·I_k.н., E·I_б.в. - соответственно жесткость поперечного сечения колонкового набора и бурильных труб, даН·м²;

L_k.н. - длина колонкового набора, м.

Бурение скважины осуществляют СБТН диаметром 50 мм и колонковой трубой длиной 4,5 м диаметром 57 мм при частоте вращения 600 об./мин. После визуального определения места износа колонковой трубы рассчитывают точку изгиба колонковой трубы, а затем по указанной формуле определяют величину изгиба колонковой трубы. Далее соответствующей деформацией изгиба колонковой трубы, в точке ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта, осуществляют корректировку параметров набора и тем самым обеспечивают стабилизацию направления ствола скважины.

Недостатком такого способа стабилизации направления бурения является низкая технологичность процесс и эффективность самого метода, основанного на фиксации последствий фактического отклонения от вертикальности и только после этого устранения этого отклонения, что существенно снижает скорость проходки скважин.

Известен метод и оборудование для бурения замораживающих скважин вращательным способом с прямой промывкой [3]. Согласно способу порода разрушается и выбуривается в виде керна, а затем удаляется из забоя с помощью промывочной жидкости. Технология проходки таких скважин определяется их глубиной, конструкцией, а также от горно-геологических условий. Так, например, буровыми установками УБЗШ-2-20 и УБЗШ-2-30 роторным способом бурят скважины в сложных горно-геологических условиях. При этом бурение производят как по окружности ствола на расстоянии не менее 0,8 м или по прямой линии с расстоянием друг от друга 1-2 м. Установки оснащены породоразрушающим инструментом (например, шарошечным долотом), колонной, состоящей из колонковых бурильных труб для направления бурового инструмента, передачи осевого усилия и приема выбуренного керна, утяжеленными бурильными трубами (УБТ) для создания осевого усилия на рабочий орган, устранения искривления ствола скважин и стабилизации заданного направления при бурении. При этом УБТ дополнительно снабжают центраторами и колибраторами, которые устанавливают по их длине [4]. Центраторы устанавливают в месте максимального прогиба инструмента; это расстояние определяют расчетом. Конструктивно центраторы сходны с колибраторами и в значительной мере выполняют одни и те же функции.

Существенным недостатком такого способа бурения является ненадежная стабилизация направления бурения скважин, искривление которых предупреждают исключительно лишь за счет использования эффекта маятника, характерного для утяжеленного низа, что существенно снижает надежность стабилизации и экономичность проходки замораживающих скважин.

Наиболее близок к предлагаемому изобретению способ регулировки режима бурения скважин по величине осевой нагрузки на долото при фиксированном верхнем конце бурильной колонны, который и выбран в качестве прототипа [5]. При этом для осуществления способа по месту бурения обычным образом размещают, например, мобильную буровую установку, а над устьем скважины известными приемами устанавливают станину на регулируемых опорах с буровой мачтой, которую оснащают соответствующей комплектацией: подвижным вращателем с гидравлическим приводом, комплектом бурильных труб с компоновкой утяжеленного низа и центратором. Далее осуществляют вертикальное забуривание и последующее бурение, включающее спуск буровой колонны с породоразрушающим инструментом в скважину и подачу промывочного агента. Через бурильные трубы от подвижного вращателя на породоразрушающий инструмент - буровую коронку передают крутящий момент, осевую нагрузку и промывочный агент. Затем согласно способу в процессе бурения фиксируют верхний конец бурильной колонны от осевых перемещений и измеряют величину осевой нагрузки на долото, вращающий момент, амплитуду и частоту собственных изгибных колебаний утяжеленного низа. Далее определяют осевые нагрузки, соответствующие экстремумам измеряемых параметров. Вращение колонны вокруг собственной оси или вокруг оси скважины предотвращают в значительной степени путем регулировки величины осевой нагрузки на долото. Экспериментально установлено, что эта нагрузка должна соответствовать значениям Pi или 0,5·(P_i+P_i+1), где Pi - величина осевой нагрузки на долото, соответствующая i-му количеству касаний сжатой части утяжеленного низа бурильной колонны (УНБК) со стенками скважины. Расчетным путем или методом бурения с заторможенным барабаном лебедки определяют нагрузки Pi, которые соответствуют экстремумам в зависимости между темпом изменения нагрузки на долото и величиной нагрузки или в зависимостях между вращающим моментом на долоте (на роторе) или амплитудой (частотой) колебаний колонны и нагрузкой на долото. При большой вероятности искривления скважины, о чем судят по ранее пробуренным скважинам, искривление предупреждают или уменьшают, поддерживая осевую нагрузку равной одному из значений 0,5·(P_i+_Pi+1) или близкой к нему. Наиболее оптимальной в этом случае является поддержание нагрузки, равной Р_i, с периодическим увеличением или уменьшением ее до значений 0,5·(Р_i+P_i+1). При этом частоту вращения долота поддерживают вне частоты собственных изгибных колебаний УНБК, что предотвращает опасность аварий с элементами УНБК и долотами.

Недостатком известного способа бурения вертикальных скважин является его ненадежность, обусловленная эмпирическим расчетным подходом регулировки вертикальности проходки, и, как следствие, низкая эффективность и технологичность бурения.

Целью изобретения является устранение указанных недостатков: повышение производительности и эффективности процесса стабилизации бурения, в частности при проходке замораживающих скважин, где особенно важно обеспечить максимальную вертикальность бурения.

Поставленная цель достигается тем, что в способе бурения вертикальных скважин, включающем монтаж над устьем скважины на опорных регулируемых домкратах станины буровой роторной установки с прямой промывкой, содержащей жестко связанную с ней мачту с подвижным вращателем, вертикальное забуривание и бурение путем погружения в скважину компоновки утяжеленного низа с центраторами и буровым инструментом, а также регулировку, контроль и стабилизацию вертикальности процесса бурения, согласно изобретению вертикальность процесса бурения обеспечивают строго вертикальным забуриванием скважины и стабилизацией набранного вертикального направления посредством центраторов и колибраторов компоновки утяжеленного низа путем жесткого центрирования ее с осью скважины, при этом дополнительно, посредством опорных домкратов, непрерывно в автоматическом или ручном режиме регулируют вертикальность хода подвижного вращателя за счет поддержания в горизонтальном положении станины буровой установки, которое контролируют в двух взаимно перпендикулярных плоскостях дополнительно смонтированными на станине или мачте или вращателе датчиками уровня, а бурение ведут на растянутой буровой колонне с осевой нагрузкой не более 80% от веса компоновки утяжеленного низа.

Строго вертикальное забуривание скважины обеспечивают предварительной регулировкой вертикального положения мачты и оси подвижного вращателя в процессе монтажа станины буровой установки путем настройки в двух взаимно перпендикулярных плоскостях датчиков уровня посредством функционально связанного с ними теодолита, который дополнительно монтируют на поверхности земли независимо от буровой установки.

В качестве датчиков уровня используют, например, цилиндрические или круглые пузырьковые гидравлические уровни с ценой деления 1-10 секунд, которые настраивают в процессе монтажа буровой установки посредством теодолита.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг.1 представлена принципиальная блок-схема мобильной буровой установки.

На фиг.2 - схема бурильной колонны с компоновкой утяжеленного низа (УНБК).

Установка 13 в мобильном исполнении содержит станину 1 с тремя опорными регулируемыми домкратами 2 (один из них на чертеже не показан). На станине 1 размещена жестко связанная с ней мачта 3, оснащенная подвижным вращателем 4 с гидравлическими цилиндрами подачи 5. На мачте 3 установлены во взаимно перпендикулярных плоскостях два датчика горизонтального уровня 6 в виде цилиндрических гидравлических пузырьковых уровней. Датчики 6 функционально связаны с теодолитом 7, который установлен на грунте отдельно от станины 1 установки 13 и предназначен для настройки уровня 6 и отслеживания вертикальности хода вращателя 4. Вращатель 4 приводным валом (на чертеже не показан) соединен с буровой колонной, состоящей из буровых труб 8, компоновки УНБК, содержащей долото 9, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) 10, два калибратора 11, смонтированные на концах первой УБТ, два центратора 12, установленные в середине и на верхнем конце колонны УБТ.

Способ реализуют следующим образом.

Станину 1 буровой установки 13 монтируют над устьем скважины 14, мачту 3 устанавливают в строго вертикальном положении. Регулировку установки мачты 3 и оси хода вращателя 4 производят с помощью трех домкратов 2. Точность установки мачты 3 по вертикали и соответственно оси хода вращателя 4 определяют по уровню 6, который предварительно настраивают с помощью теодолита 7. В процессе настройки контролируют, чтобы горизонтальное положение пузырьков уровня 6 совпадало с вертикальным ходом вращателя 4, при этом точность регулировки вертикальности определяется ценой деления уровня 6 и составляет 1-10 секунд и выше в зависимости от заданной величины, которую требуется выдержать в процессе бурения. Затем осуществляют вертикальное забуривание скважины 14. В процессе забуривания аналогичным образом, как и при установке мачты 3, непрерывно контролируют по уровню 6 и регулируют домкратами 2 вертикальность хода вращателя 4, который таким же образом постоянно контролируют и регулируют в процессе дальнейшего бурения скважины 14. При этом проверяют, чтобы допустимое отклонение оси вращателя 4 от вертикали составляло не более допустимых проектных значений. Стабилизацию набранного вертикального направления при забуривании и дальнейшем бурении осуществляют посредством бурильной колонны из труб 8 с жестко сцентрированной компоновкой утяжеленных труб 10 с двумя калибраторами 11 и двумя центраторами 12, при этом бурение ведут на растянутой бурильной колонне таким образом, чтобы создавать осевую нагрузку на долото 9 не более 80% от веса УНБК. В процессе бурения в скважину 14 подают промывочный агент, например, глинистую промывочную жидкость или торфосапропелевый буровой раствор, или другую подобную жидкость (на чертеже не показано).

В таблице 1 приведен фрагмент расчетных данных усилия вверх на буровой колонне (до глубины бурения скважины 118,3 м) и давления в гидравлической системе подачи вращателя 4 в качестве примера реализации способа в конкретных производственных условиях.

Таблица 1.
УБТ-203 по 5 м, вес 1-й трубы 965 кг, шт	СБТ-168 по 4,9 м, вес 1-й трубы 191 кг, шт.	Вес бурового снаряда, кг	Допустимая нагрузка на долото, кгс	Усилие разгрузки вверх, кгс	(*) Давление в гидросистеме подачи вращателя вверх, атм	Интервал бурения от, м	Интервал бурения до, м
1	0	965	772	193	0,772	0,0	5,0
2	0	1930	1544	386	1,544	5,0	10,0
3	0	2895	2316	589	2,316	10,0	15,0
4	0	3860	3088	772	3,088	15,0	20,0
5	0	4825	35003500	1325	5,3	20,0	25,0
6	0	5790	3500	2290	9,16	25,0	30,0
6	1	5981	3500	2481	9,924	30,0	35,0
6	2	6172	3500	2672	10,688	35,0	39,9
6	3	6363	3500	2863	11,452	39,9	44,8
6	4	6554	3500	3054	12,216	44,8	49,7
6	5	6745	3500	3245	12,98	49,7	54,6
6	6	6936	3500	3436	13,744	54,6	59,5
6	7	7127	3500	3627	14,508	59,5	64,4
6	8	7318	3500	3818	15,272	64,4	69,3
6	9	7509	3500	4009	16,036	69,3	74,4
6	10	7700	3500	4200	16,8	74,4	79,1
6	11	7891	3500	4391	17,564	79,1	84,0
6	12	8082	3500	4582	18,328	84,0	88,9
6	13	8273	3500	4773	19,092	88,9	93,8
6	14	8464	3500	4964	19,856	93,8	98,7
6	15	8655	4600	5155	20,62	98,7	103,6
6	16	8846	4600	4246	16,984	103,6	108,5
6	17	9037	4600	4437	17,748	108,5	113,4
6	18	9228	4600	4628	18,512	113,4	118,3
(*)Примечание: Давление на манометре рассчитывалось исходя из соотношения: 1 атм=250 кгс.

Необходимое усилие вверх на вращателе 6 для растяжения бурильной колонны определялось по формуле:

Р_в=(an+bm)-Р_д,

где а - вес одной утяжеленной трубы (УБТ), т

P_в - вес одной бурильной трубы, т

n - количество труб УБТ, шт.

m - количество бурильных труб, шт.

Р_д - осевая нагрузка на долото.

В процессе бурения корректируют до оптимальных значений осевую нагрузку, центровку компоновки жесткого утяжеленного низа, частоту вращения долота, параметры бурового раствора и другие технологические характеристики бурения исходя из фактических геологических условий. Данные корректировки вносят в систему автоматического контроля и в дальнейшем используют при бурении последующих скважин.

Разработанный способ был успешно применен при бурении вертикальных замораживающих скважин при строительстве шахтных стволов на Краснослободском руднике РУП "ПО Беларуськалий" (Беларусь, г.Солигорск) в 2003-2004 гг. и показал высокую эффективность и технологичность. При этом было пробурено 76 скважин глубиной 220 м диаметром 244,5 мм. Допустимое проектное отклонение от вертикали составляло 0,5 м или 7,8 минут на конечной глубине. Достигнутая фактическая вертикальность скважин на 90% соответствовала проектным требованиям, а в остальных 10% лишь незначительно превысила их. Это позволило полностью отказаться от бурения 10 дополнительных скважин, на случай существенного отклонения от вертикали основных замораживающих скважин, первоначально предусмотренных проектом по результатам предшествующих аналогичных буровых работ при строительстве 4-х рудников за последние 50 лет, и получить экономию средств порядка 180000 долларов США.

Источники информации

1. Патент RU №2113588 С1, МПК⁶ Е 21 В 7/04, Е 21 С 1/00, (22) 10.04.95., (46) 20.06.98 г., бюл. №17, "Способ бурения прямолинейных скважин и устройство для его осуществления".

2. Патент RU №2124619 С1, МПК⁶ Е 21 В 7/10, (22) 06.06.97 г., (46) 10.01.99, бюл. №1, "Способ стабилизации направления ствола скважин".

3. Буровые установки для проходки скважин и стволов: Справочник: А.Т.Николаенко, Б.Я.Седов, Н.Д.Терехов, Н.С.Болотских, 3-е изд., переработанное и доп. - М.: Недра, 1985, с.18, 19, 52-54.

4. Справочник по бурению скважин на воду. Под ред. проф. Д.Н.Башкатова, М.: Недра, 1979, с.418.

5. Патент RU №2016193 С1, МПК⁵ Е 21 В 45/00, 7/10, (22) 11.04.89 г., (46) 15.07.94 г., "Способ регулирования режима бурения" (прототип).

1. Способ бурения вертикальных скважин, включающий монтаж над устьем скважины на опорных регулируемых домкратах станины буровой роторной установки с прямой промывкой, содержащей жестко связанную с ней мачту с подвижным вращателем, вертикальное забуривание и бурение путем погружения в скважину компоновки утяжеленного низа с центраторами и буровым инструментом, а также регулировку, контроль и стабилизацию вертикальности процесса бурения, отличающийся тем, что вертикальность процесса бурения обеспечивают строго вертикальным забуриванием скважины и стабилизацией набранного вертикального направления посредством центраторов и калибраторов компоновки утяжеленного низа путем жесткого центрирования с осью скважины, при этом дополнительно посредством опорных домкратов непрерывно в автоматическом или ручном режиме регулируют вертикальность хода подвижного вращателя за счет поддержания в горизонтальном положении станины буровой установки, которое контролируют в двух взаимно перпендикулярных плоскостях дополнительно смонтированными на станине или мачте, или вращателе датчиками уровня, а бурение ведут на растянутой буровой колонне с осевой нагрузкой не более 80% от веса компоновки утяжеленного низа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что строго вертикальное забуривание скважины обеспечивают предварительной регулировкой вертикального положения мачты и оси подвижного вращателя в процессе монтажа станины буровой установки путем настройки в двух взаимно перпендикулярных плоскостях датчиков уровня посредством функционально связанного с ними теодолита, который дополнительно монтируют на поверхности земли независимо от буровой установки.

3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве датчиков уровня используют, например, цилиндрические или круглые пузырьковые гидравлические уровни с ценой деления 1-10 с, которые настраивают в процессе монтажа буровой установки посредством теодолита.