Керноприемные устройства

Керноприемное устройство предназначено для приема, отрыва от массива горных пород и сохранения керна в процессе бурения и транспортирования на поверхность. Оно включает в себя корпус с верхней и нижней присоединительными замковыми резьбами, керноприемник внутри корпуса с кернорвателями и кернодержателем внизу и обратным клапаном вверху (для выпуска из керноприемника жидкости при заполнении его керном и отсечения потока промывочной жидкости). Обратный клапан обычно шаровой; шар бросается в трубы и садится в седло перед началом бурения. Нижняя часть трубы керноприемника входит в кернприемное отверстие бурголовки. Кернорватель может быть:

а) цанговым – в виде пружинящего конического кольца со шлицами и щелевой прорезью;

б) рычажковым – с откидывающимися под действием собственного веса рычажками – кулачками, прикрепленных к кольцу на шарнирах;

в) лепестковым (или пружинным) – с пружинными лепестками, жестко прикрепленными к кольцу (выполняет также функции кернодержателя).

Существуют керноприемные устройства для роторного и турбинного способов бурения, съемным и несъемнм керноприемником.

Для роторного бурения выпускаются секционные устройства с несъемным керноприемником типа СКУ (диаметры наружный 122-203 мм, керна 52-100 мм) и КД11-М 190/80 «Недра» (диаметры наружный 190 мм, керна 80 мм).

Для турбинного бурения выпускаются одно- и многосекционные устройства со съемным керноприемником типа КТД (диаметры наружный 172-240 мм, керна 40-60 мм).Такие устройства представляют собой, по существу, трубобур с полым валом, внутри которого и размещается керноприемник. Эффективность применения того или иного типов бурголовки и керноприемного устройства характеризует показатель выноса керна (в %):

В = 100*(Lk/H) (10.1)

где Lk- длина извлеченного керна; Н – роходка за одно долбление бурголовкой.

Числовая величина В в мягких, несвязанных породах меньше, чем в твердых. При роторном бурении она достигает 30-60%, что примерно в двараза выше этого показателя при турбинном бурении – за счет меньшей динамичности процесса и большего диаметра керна.

11. Буримость горных пород: расчленение разреза на интервалы одинаковой буримости

Для обеспечения возможности проведения анализа отработки долот, прогнозирования показателей бурения, непрерывную изменчивость свойств горных пород (как объекта разрушения долотом) по разрезу необходимо свести к ступенчатой и разбить разрез на интервалы (пачки) одинаковой буримости (ИОБ). Под буримостью, обычно, понимается комплексная характеристика процесса разрушения породы, обусловленная совокупностью природных и производственных факторов.

Чаще всего в качестве показателя буримости используется величина средней за дробление механической скорости бурения: подтверждением правомерности такого подхода является тот факт, что в этом случае обычно границы ИОБ совпадают с границами литолого-стратиграфических интервалов.

Расчленение разреза на ИОБ производят путем разбиения всей совокупности данных о механических скоростях бурения при работе долот по скважинам на однородные группы с помощью статистических критериев. Существуют соответствующие программы на ЭВМ.

Можно пользоваться и визуальным методом, основанном на анализе характера изменения V по глубине. Для этого в масштабе по оси абсцисс откладывается V, а вниз по оси ординат – отрезок, равный проходке за долбление – h; слева от этой оси составляется литолого-стратиграфическая колонка. Для повышения информативности на одном листе бумаги строятся несколько графиков зависимости V = V (h) для соседних скважин.

Визуальное разбиение разреза на ИОБ осуществляется по принципу значимого изменения уровня V, при этом должны приниматься во внимание границы литолого-стратиграфических интервалов, смены диаметров и типов долот, способов и режимов бурения. В пределах выделенных ИОБ по одной или нескольким скважинам производится сравнение и анализ показателей отработки долот, выбор их рациональных типомоделей, способов и режимов бурения.

Режимы бурения, выбор долот, их износ.

Под режимом бурения принято пронимать определенное сочетание его параметров: 1) осевой нагрузки на долото; 2) частоты вращения долота; 3) подачи насосов; 4) показатели качества бурового раствора (плотность, водоотдача, вязкость и др.). Существуют понятия форсированного режима бурения (предельно высокие осевая нагрузка и частота вращения долота); силового режима (предельно высокая осевая нагрузка и предельно низкая частота вращения); щадящего режима (предельно низкие осевая нагрузка и частота вращения долота). В общем плане, выбор любого из этих режимов обусловлен стремлением получения оптимального режима бурения, при котором достигается назначенное условие оптимальности (в данном случае, соответственно, максимум механической скорости, максимум рейсовой скорости, минимальное искривление скважины).

Выбор типомодели долот производится исходя из физико – механических свойств горных пород, анализа их отработки в аналогичных условиях, номенклатуры выпускаемых заводами долот, их стоимости. Выбор способов и режимов бурения осуществляется с учетом ограничений (диаметром, глубиной скважины, пластовыми (поровыми) давлениями и температурами, материально – техническими возможностями предприятия и др.) (табл. 12)

Таблица 12.1

Ограничения на выбор способов бурения, типов забойных двигателей.

Геолого – технические условия бурения	Возможные способы бурения и типы ЗД
	Р	Гидравлические ЗД				Э
	Р	НО ТБР	ВО ТБР	МТВД	ВЗД	Э
1	2	3	4	5	6	7
1. Глубина бурения, м
<4000	+	+	+	+	+	+
4000-4500	+	-	-	+	+	+
>4500	+	-	-	-		+
2. Забойная температура, С
<140	+	+	+	+	+	+
>140	+	-	-	-	-	-
3. Диаметр долота, мм
<190	+	-	-	-	+	-
>190	+	+	+	+	+	+
4. Тип долота
одношарошечное	+	-	-	+	+
трехшарошечное, в т.ч.
- с опорами В	+	+	+	+	+	+
- с опорами Н, НУ	+	+	-	+	+	+
- с опорами АУ	+	-	-	-	-	-
АБИ	+	+	+	+	+	+
лопастное	+	+	+	+	+	+
5. КНБК при бурении ННС
- с отклонителем	-	+	+	+	+	+
- без отклонителя	+	+	+	+	+	+
6. Тип циркулирующего в скважине агента
- газ, пена	+	-	-	-	-	-
- аэрированный раствор	+	-	-	-	-	+
7. Буровой раствор с плотностью, г/куб. см
<1,7-1,8	+	+	+	+	+	+
>1,7-1,8	+	-	-	-	-	+