тратиграфічного горизонту оптимальний режим буріння. У інструктивної частини даються рекомендації щодо запобігання можливих ускладнень і найбільш ефективні заходи по боротьбі з ними. У режимній і інструктивної частинах карти вказуються шляхи збільшення механічної швидкості проходки свердловини. Щоб бурова бригада в процесі проходки свердловини могла визначати, як успішно здійснюється процес буріння, будується оперативний графік, в якому відображаються очікувана механічна швидкість проходки і передбачувані витрати часу на всі операції по інтервалах буріння. У загальній частини карти наводяться організаційно-технічні заходи, що забезпечують передбачену в попередніх частинах карти технологію буріння та очікувані показники проходки свердловин.
Особливості режиму буріння роторним способом. Тип долота повинні вибирати відповідно до В«Комплексної методикою класифікації гірських порід геологічного розрізу, поділу його на характерні пачки порід і вибору раціональних типів і конструкцій шарошечні доліт для ефективного розбурювання нафтових і газових родовищ В»(РД 39-2-52 - 78, М., ВНІІБТ, 1980).
При виборі режиму буріння долотами серій ГНУ і ГАУ потрібно враховувати наступне: верхньому рівню осьових навантажень на долото відповідає нижній рівень частот обертання і навпаки; в пластичних, в'язких глинистих, а також слабо зцементованих малоабразивних піщано-глинистих і піщаних породах доцільно бурити при близьких до максимальних частотах обертання і знижених осьових навантаженнях на долото; в піщаних та інших абразивних породах, а також тріщинуватих і уламкових доцільно знижувати частоту обертання ротора щоб уникнути підвищеного зносу і руйнування озброєння, герметизуючих елементів опор шарошок, козирків і спинок лап.
Режим буріння, особливо долотами з твердосплавним озброєнням і герметизованими опорами, повинен вибиратися таким, щоб не допускалося вібрацій бурильної колони.
Частота обертання ротора повинна відрізнятися від критичної частоти обертання п кр , при якої збігаються поперечні і поздовжні коливання бурильної колони. Критичні частоти обертання (з точністю до В± 15%) і довжини колон lкр, при яких можливе накладення поперечних і поздовжніх коливань, наведено в табл. 1. br/>
Таблиця 1
Зовнішній діаметр труби
Довжина труби
Критична частота обертання об/хв
Довжина колони (Глибина свердловини) lкр, м
60
9
100
750; 2250; 3750
73
9
125
600; 1800; 3000
89
9
155
485; 1450; 2420; 3400
102
9
175
430; 1290; 2150; 3000
114
9
12
200
110
375; 1120; 1870; 2620
680; 2040; 3400; 4750
127
9
12
230
130
325; 975; 1630; 2280
580; 1740; 2900; 4050
140
9
12
250
140
300; 900; 1500; 2100
535; 1600; 2670; 3740
Найбільш небезпечно застосування критичної частоти обертання при найменшій критичної довжині колони.
У багатьох випадках при бурінні в м'яких неабразівних породах істотне поліпшення показників роботи доліт досягається при підвищенні частоти обертання до 140-200 об/хв.
Фактична осьова навантаження на долото при підвищеній частоті обертання інструменту через тертя бурильної колони об стінки свердловини і вкладиш ротора виявляється істотно менше, ніж по індикатору ваги. Тому навантаження на долото слід коригувати з урахуванням різниці в показниках індикатора ваги при обертанні і без обертання колони.
Осьова навантаження на долото при бурінні з підвищеною частотою обертання зазвичай повинна бути зменшена на 20-25% проти величини, створюваної при низькооборотної режимі в тих же випадках.
Перехід на високооборотний режим обертання бурильної колони може супроводжуватися в окремих породах обвалами стінок свердловини і збільшенням моменту обертання бурильного інструменту. При виникненні зазначених явищ необхідно негайно ретельно промити і пропрацювати (на довжину прові...
