Сегодня попробуем разобраться, как выбрать оптимальную (рациональную) частоту вращения долота.
Напомню, что частота вращения долота является одним из четырех основных регулируемых параметров режима бурения. Если говорить про рациональный режим бурения скважины, то, правильно подобранная, частота вращения долота должна обеспечивать наилучшие качественные и количественные показатели строительства скважины.
Самым простым и понятным критерием эффективности строительства скважины является механическая скорость бурения.
Рассмотрим зависимость механической скорости бурения от частоты вращения долота при помощи графика.
V– механическая скорость бурения, метров в час.
N– частота вращения долота, оборотов в минуту.
Итак, по мере увеличения частоты вращения долота, механическая скорость бурения растет и достигает своего максимума. При дальнейшем увеличении частоты вращения долота, механическая скорость бурения не возрастает (остается постоянной) и, в конце концов, начинает снижаться.
Ярким примером увеличения механической скорости бурения за счет увеличения скорости вращения долота является турбобур. Турбобур – это гидравлический забойный двигатель, вал которого вращается за счет энергии струи жидкости.
Принято считать, что впервые массово турбобур был применен в качестве забойного двигателя при бурении скважин на вновь открытом Туймазинском месторождении в Башкирии, в первой половине 40-х годов прошлого века. Шла Великая Отечественная война, немецкая армия рвалась на Кавказ, пытаясь отрезать Советский Союз от нефтяных и газовых месторождений. Жизненно необходимо был поиск нефти и газа в центральной части страны. Во многом спасло ситуацию открытие Ромашкинского месторождения в Татарии и Туймазинского в Башкирии. В то время традиционно применялся роторный способ бурения скважин. При данном способе бурения, строительство скважины в Туймазах растянулось бы на несколько месяцев. Понятно, что, в условиях войны, это было неприемлемо. Применение гидравлического забойного двигателя можно сравнить с революцией в бурении скважин. За счет высоких скоростей вращения вала турбобура в паре с долотом, механическую скорость бурения удалось увеличить в несколько раз. Напомню, что вал турбобура вращается за счет гидравлической энергии струи бурового раствора. Колонна бурильных труб остается неподвижной в процессе бурения, это позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото, что также способствует увеличению механической скорости. В то
непростое время, скорость строительства скважины была самым главным критерием эффективности ведения работ и это вполне объяснимо – фронту, как воздух, были необходимы нефтепродукты.
В настоящее время в России турбобур продолжает удерживать лидерство, если верить статистики, примерно 70 процентов от всего объема буровых работ производится турбобуром. Главным недостатком турбобура является низкий крутящий момент при высоких скоростях вращения. Соответственно, эффективность применения турбобура будет зависеть от прочности горных пород и конструкции долота. Например, применять лопастные долота при бурении турбобуром не получится, т.к. лопастные долота потребляют достаточно большой крутящий момент. В основном турбобур применяют при разбуривании горных пород средней твердости. В целях увеличения крутящего момента, современные конструкции турбобуров состоят из нескольких секций с достаточно большим количеством ступеней.
Что бы увеличить крутящий момент прилагаемый к долоту, необходимо уменьшить частоту вращения долота при ограниченной мощности двигателя, который вращает долото.
Уместно будет сказать о том, что крупные иностранные компании традиционно используют роторный способ бурения, если по каким-то причинам бурении ротором невозможно, то используют ВЗД, но никогда не применяют турбобур. Об этом можно много и долго рассуждать, мне кажется, все дело в разных подходах к вопросу оценки эффективности строительства скважины и наличии или отсутствии определенных технологий и оборудования. В одной из статей на канале я уже касался этой проблемы.
Вернемся к нашей проблеме.
Если верить графику, существует некий диапазон оптимальных частот вращения (Nопт), при которых механическая скорость бурения будет максимальной. Дальнейшее увеличение частоты вращения долота не имеет никакого смысла. Остается только понять, как на практике определить этот оптимальный диапазон.
Все начинается с анализа свойств горных пород, которые предстоит разбуривать. Квалифицированный анализ горных пород позволит правильно подобрать долота соответствующей конструкции и вооружения, а также определить оптимальный способ бурения с учетом не только свойств горных пород, но и особенностей технологии строительства скважины.
Каждое долото, как и человек, имеет паспорт, в котором указывают все технические характеристики долота. В том числе, завод изготовитель указывает рекомендуемый диапазон частот вращения долота при том или ином способе бурения.
Примерно так:
- рекомендуемый диапазон частот вращения для данного долота при турбинном способе бурения от 50 об/мин до 120 об/мин.
Дальше действует правило – чем больше осевая нагрузка на долото, тем меньше частота вращения долота. То есть, при максимальных нагрузках для данного долота частота вращения будет составлять 50 об/мин, при минимальных – 120 об/мин.
На мой взгляд, такой подход к определению оптимальной частоты вращения является наиболее простым и понятным.
После того, как будет выбрано долото и определена частота вращения, можно приступать к подбору забойного двигателя, если бурение планируется забойным двигателем.
Обратите внимание, именно по характеристикам долота подбирается забойный, а никак не наоборот.
Необходимо так же учитывать следующий факт.
При роторном способе бурения режимные параметры, в том числе и частота вращения долота, не зависят друг от друга.
При бурении гидравлическим забойным двигателем, частота вращения долота будет зависеть от осевой нагрузки на долото и от производительности бурового насоса. Причем главным параметром режима бурения будет производительность бурового насоса.
Вот этот параметр мы и обсудим в следующей статье.