Общая схема бурения

Для бурения нефтяных и газовых скважин применяетсяисключительно вращательный метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости. В зависимости от местонахождениядвигателя вращательное бурение разделяют на роторное , когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое через вращение всей колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (с помощью турбины или электробура) когда двигатель располагается близко от забоя скважины над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций:

спускоподъемных работ (спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом) и собственно бурения – работы долота на забое (разрушения породы долотом).

Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, используемых для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных горизонтов.

Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ; отбор керна, приготовление бурового раствора, каротаж, замеры кривизны скважины, испытание или освоение скважины с целью вызова притока нефти и т.д.

Полный цикл строительства скважины состоит из следующихпроцессов:

1). Монтажа вышки, бурового оборудования, обустройства площадки.

2). Процесса бурения.

4). Вскрытия и разобщения пластов (спуска обсадной колонны и ее цементирования).

5).Испытания скважины на приток нефти или газа (освоения).

6). Демонтажа оборудования

Общая, принципиальная схема размещения бурового оборудования на скважине приведена на рис. № 1.

Буровое оборудование

Буровые вышки.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска буровой колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

При бурении на нефть и газ используются металлические вышки башенного и мачтового типов. Мачтовые вышки применяются чаще, чем башенные. Они легче и быстрее устанавливаются, зато башенные вышки более грузоподъемные и более высокие. Башенные чаще применяются на глубоких разведочных скважинах, а мачтовые – на эксплуатационном бурении.

Буровые вышки бывают различными по грузоподъемности и по высоте. Практикой установлено, что при бурении скважин до глубины 1200-1300м целесообразно применять вышки высотой 28м, скважин глубиной 133-3500м – высотой 41-42м, скважин глубиной свыше 3500м – высотой 53м и более.

В настоящее время широко применяются А-образные вышки мачтового типа (см. рис.№1). Состоят они из двух колонн, соединенных сверху у кронблока связями и прикрепленных внизу к опорным шарнирам. На определенном расстоянии от шарниров вышка имеет жесткие опоры – подкосы.

Буровые лебедки

Буровая лебедка предназначена для спуска и подъема бурильной колонны, свинчивания и развинчивания труб, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной колонны или медленного ее опускания (подачи) в процессе бурения.

В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ.

Буровые лебедки выпускаются различных типов, отличных друг от друга кинематическими схемами и конструктивным оформлением.

Талевые системы

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната.

Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого («мертвый») крепится к рамному брусу вышки, а другой, называемый ходовым (ведущим), -- к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют та различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50-75т применяют талевую систему с числом шкивов 2 \3 и 3\4; в установках с грузоподъемностью 100-300т – талевую систему с числом шкивов 3\4, 4\5, 5\6 и 6\7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая – число канатных шкивов кронблока.

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется как одно целое с верхней частью вышки.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы. как и в кронблоках.

Талевые канаты представляют собой стальные круглые, шести рядные канаты тросовой конструкции крестовой свивки. Пряди, свиваемые в канат вокруг органического или металлического сердечника, изготавливаются из высокоуглеродистой и высокомарганцовистой стали высокой прочности с числом проволок от 19 до 37. Учитывая место крепления ходового конца каната в направлении его навивки на барабан, для буровых лебедок применяют талевые канаты правой свивки диаметрами 25, 28, 32, 35, 38 мм. Наиболее распространены канаты с органическим и пластмассовым сердечником диаметрами 28 и 32 мм. При глубинах более 4000м применяют канаты с металлическим сердечником, обладающие повышенным разрывным усилием и высокой поперечной жесткостью, благодаря которой возрастает их сопротивляемость раздавливанию.

Буровые крюки и крюкоблоки предназначены для подвешивания на них в процессе бурения бурильного инструмента и элеваторов при спускоподъемных операциях.

Крюкоблоки (крюки, соединенные с талевым блоком) имеют ряд преимуществ: меньшую общую высоту, чем у талевого блока и крюка, вместе взятых, более компактную конструкцию. К недостаткам следует отнести большую их массу.

Крюки бывают грузоподъемностью 75, 130, 200,225т (соответственно допускающие кратковременную, максимальную грузоподъемность –110, 160, 250 и 300т).

Номинальная грузоподъемность крюкоблоков – 75, 125 и 200т (максимальная грузоподъемность – 100, 160 и 250т).

Штропы бурильные – это звенья, соединяющие крюк с элеватором, на котором подвешивается бурильный инструмент или колонна обсадных труб. Грузоподъемность штропов – 25,50,75,125,200 и 300т. Штропы грузоподъемностью 25, 50 и 75т предназначены для ремонта скважин, но могут быть использованы и для буровых установок соответствующей грузоподъемности

Механизмы и инструмент, применяемые для производства спускоподъемных операций

Подъем и спуск бурильных труб с целью замены отработанного долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Для производства спускоподъемных операций применяется специальное оборудование и инструмент. К ним относятся: элеватор, клинья, круговой ключ, машинные ключи («спайдеры»), автоматический буровой ключ (АБК), пневматический роторный клиновой захват (ПКР).

Элеватор, предназначен для захвата и удержания на весу колонны бурильных или обсадных труб при спускоподъемных операциях. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным исполнением и материалом для их изготовления.

Клинья для бурильных труб используются для подвешивания бурового инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конусное отверстие между трубой и вкладышами ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. Клинья для обсадных труб применяют для спуска тяжелых обсадных колонн. Клинья устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Пневматический роторный клиновой захват (ПКР ), встроен в ротор и предназначен для подъема и опускания клиньев.

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб применяют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкиекруговые ключи для предварительного свинчивания труб рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединений – на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков. Операция крепления и открепления резьбовых соединений осуществляется двумя машинными ключами: один ключ (задерживающий) – неподвижный, а второй – (завинчивающий или открепляющий) – подвижный. Ключи подвешиваются в горизонтальном положении и прикрепляются к стальным канатам для облегчения их перемещения. Работы по спуску и подъему значительно облегчаются при использовании автоматическогобурового ключа АКБ , устанавливаемого между лебедкой и ротором (рис№ 2).Во избежание проскальзывания ключа в челюсти вставляют сухари, имеющие насечку.

Оборудование для проходки скважины.

При бурении вращательным способом необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту) передавались вращательное движение и нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый интервал. Кроме того, необходимы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Поэтому скважина оборудуется ротором, вертлюгом с буровым шлангом, буровыми насосами и колонной бурильных труб. Если долота вращаются не с поверхности земли (ротором), а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования, используют турбобуры или электробуры.

Ротор

Роторы (рис. 2,3)предназначены для передачи вращательного движения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддерживая ее на весу при спуско-подъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор – это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссионной передачи. Частоту вращения ротора можно изменить при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем замены цепных колес.

Рис. № 4

По назначению буровые долота классифицируются на три группы:

1). Долота, разрушающие горную породу сплошным забоем.

2). Долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота).

3). Долота для специальных целей (пикообразные, зарезные, расширители, фрезеры и др.).

Как для сплошного, так и для колонкового бурения созданы долота, позволяющие разрушать горную породу по любому из перечисленных четырех принципов действия. Это облегчает подбор типа долота в соответствии с физико-механическими свойствами данной горной породы.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатационной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах проходимых пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют специальные долота, называемые колонковыми . При бурении керн входит внутрь такого долота и в нужный момент поднимается на поверхность.

Выпускаются колонковые долота двух типов – со съемной грунтоноской и без съемной грунтоноски. При бурении колонковыми долотами без съемной грунтоноски для подъема керна на поверхность приходится поднимать всю бурильную колонну. При работе же колонковыми долотами со съемной грунтоноской, последнюю, при помощи специального каната, маленькой вспомогательной лебедки и ловителя, извлекают на поверхность без подъема труб.

Бурильная колонна

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, бурильных замков, переводников, утяжеленных бурильных труб, центраторов бурильной колонны.

Предназначена она для следующих целей:

1) передачи вращения от ротора к долоту (при роторном бурении);

2) подвода промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою (при всех способах бурения);

3) создания нагрузки на долото;

4) подъема и спуска долота, турбобура, электробура;

5) проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины и т. д.).

Ведущая труба (рис.№ 3) имеет в большинстве случаев квадратное сечение. Вращающий момент от ротора передается ведущей трубе через вкладыши, вставляемые в ротор. Для каждого размера трубы применяются соответствующие вкладыши, позволяющие ей свободно перемещаться вдоль оси скважины.

Так как на практикенаиболее распространена вышка высотой 41м, позволяющая иметь свечи длиной около 25м, бурильные трубы изготовляют длиной 6,8 и 11,5м. Поэтому свеча может быть собрана из четырех труб длиной 6м каждая, трех труб длиной 8м каждая или двух труб длиной 11,5м.

При сборке свечи из трех бурильных труб длиной 8м применяют две соединительные муфты или одну соединительную муфту и один замок. Две бурильные трубы длиной 11,5м соединяют при помощи бурильных замков. Собранные свечи свинчивают также с использованием бурильных замков.

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают над долотом (турбобуром, электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны. Их применение позволяет создать нагрузку на долото коротким комплектом соединенных между собой толстостенных труб, что улучшает условия работы бурильной колонны.

Переводники предназначены для соединения элементов бурильной колонны, имеющих различные типы и размеры резьбы.

Легкосплавные бурильные трубы применяют для уменьшения веса бурильной колонны. Свинчиваются они при помощи бурильных замков особой конструкции. Применение легкосплавных бурильных труб позволило уменьшить массу колонн примерно в 2 раза.

Эксплуатационная колонна.

В настоящее время наиболее распространены эксплуатационные колонны диаметрами 127, 146 и 168 мм.

Для успешного спуска обсадной колонны до намеченной глубины, а также последующего цементирования скважины низ обсадной колонны специально оборудуют некоторыми деталями (рис. № 13):направляющей пробкой 1, башмаком 2, башмачным патрубком 3, обратным клапаном 4.

Направляющая пробка, изготавливаемая из дерева, цемента или чугуна,

На устье бурящейся скважины, в которой возможны выбросы, устанавливают противовыбросовое оборудование, состоящее из превентора того или иного типа (плашечный, универсальный, вращающийся), аппаратуры для дистанционного и ручного управления им, системы трубопроводов обвязки с задвижками или кранами высокого давления.

Универсальный превентор (рис.№15) герметично закрывает устье скважины при наличии труб различного диаметра и вида.

Тампонаж (цементирование) скважин.

Цель тампонажа скважин – получение прочного, расположенного в затрубном пространстве кольца тампонирующего вещества, которое по всей высоте должно обеспечить разобщение и изоляцию вскрытых скважиной продуктивных горизонтов и зон осложнений (рис. № 12).

В зависимости от особенностей геологического разреза и условий бурения для приготовления тампонажного раствора используются утяжеленные цементы (при плотности промывочной жидкости до 2,2 г/см 3), волокнистые цементы (для уменьшения глубины проникновения цементного раствора в высокопроницаемые пласты), гель цементы (для тампонажа зон поглощения промывочной жидкости) и др.

Тампонажные агрегаты предназначены для подготовки (если не используется смесительная машина) и закачки тампонажного раствора в скважину и для продавки его в затрубное пространство. Эти агрегаты используют также для опрессовки обсадных колонн и при других вспомогательных работах.

Смесительная машина предназначена для приготовления растворов из порошковых материалов.

Тампонажные головки предназначены для нагнетания тампонажного и продавочного растворов в процессе тампонажа, а также промывочного раствора при промывке скважины в процессе спуска колонны и других технических операций.

Заливочные пробки применяют для проведения тампонажа скважины. Верхняя пробка предназначена для недопущения проникновения промывочной жидкости в тампонажный раствор при продавке последнего в затрубное пространство и контроля за правильностью закачки его в затрубное пространство, а нижняя – для очистки внутренней поверхности обсадной колонны от остатков тампонажного раствора.

При бурении скважин применяют преимущественно одноступенчатый тампонаж обсадных колонн.

Сущность этого способа заключается в следующем. После спуска обсадной колонны на верхнюю часть ее навинчивают тампонажную головку, скважину промывают, а затем закачивают расчетное количество тампонажного раствора.

Далее в тампонажной головке освобождают самоуплотняющуюся резиновую пробку и сверху закачивают продавочный раствор. Как только пробка сядет на упорное кольцо, в колонне резко повышается давление. Скачок стрелки манометра будет указывать на то, что тампонажный раствор полностью вытиснился из колонны в затрубное пространство, т.е. на окончание процесса тампонажа.

При тампонаже в глубоких скважинах приходится прокачивать довольно большой объем тампонажного раствора и продавочной жидкости за весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяют двухступенчатое цементирование: тампонажный растворзакачивается в колонну и продавливается в затрубное пространство двумя порциями. Первая порция продавливается за колонну через башмак, а вторая – через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной колонне на значительном расстоянии от башмака.

После проведения тампонажа в скважине верхние концы обсадных колонн обвязывают колонной головкой, которую присоединяют непосредственно к обсадной трубе.

Цементированием колонны заканчиваютсяосновные операции процесса строительства скважины. Далее следуют освоение и эксплуатация скважины. Монтаж и демонтаж бурового оборудования, технологический контроль и геофизические исследования в скважине, перфорация колонн, испытания пластов и вызов притока, ремонты скважин и ликвидация аварий при бурении в данном справочно-методическом пособии не рассматриваются.

Важно отметить, что бурение нефтяных и газовых скважин может быть осуществлено только при строжайшем соблюдении всех правил и требований. И это вовсе не удивительно, ведь работать приходится с достаточно опасным и чувствительным материалом, добыча которого в любом случае требует грамотного подхода. И, чтобы разобраться во всех аспектах работы с таковым, необходимо в первую очередь рассмотреть все основы данного дела и его составляющих.

Так, скважиной называют горную выработку, которая создается без необходимости доступа внутрь человека и имеет цилиндрическую форму – ее длина многократно превышает диаметр. Начало скважины именуется устьем, поверхность цилиндрической колонны – стволом или стенкой, дно же объекта именуется забоем. Длина объекта отмеряется от устья до забоя, глубина же – проекцией оси на вертикаль. Начальный диаметр такого объекта на максимуме не превышает 900 мм, конечный же диаметр в редких случаях оказывается меньше 165 мм – такова специфика процесса, именуемого бурение нефтяных и газовых скважин , и его особенностей.

Особенности бурения нефтяных и газовых скважин

Создание скважин как отдельный процесс состоит по большей части из бурения, а оно же, в свою очередь, имеет в основе такие операции:

• Процесс углубления при разрушении буровым инструментом горных пород,


• Удаление из скважины измельченной породы,


• Укрепление ствола обсадными колоннами по мере углубления шахты,


• Выполнение геолого-геофизических работ для поиска продуктивных горизонтов,


• Цементирование эксплуатационной колонны.

Классификация нефтяных и газовых скважин

Известно, что необходимые материалы, которые планируется добывать, могут залегать на разной глубине. И потому бурение может также выполняться на разную глубину, и при этом, если речь идет о глубине до 1500 метров, бурение считается мелким, до 4500 – средним, до 6000 – глубоким. На сегодняшний день бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется на сверхглубокие горизонты, глубже 6000 метров – в этом отношении очень показательна Кольская скважина, глубина которой составляет 12650 метров. Если же рассматривать способы бурения, ориентируясь по методу разрушения горных пород, то здесь можно привести в пример механические методы, например вращательные, которые реализуются при использовании электробура и забойных двигателей винтового типа. Существуют также и ударные методы. А еще используют немеханические методики, среди которых можно отметить электроимпульсные, взрывные, электрические, гидравлические и прочие. Все они используются не слишком широко.

Работы при бурении на нефть или газ

В классическом варианте при бурении на нефть или газ буровые долота используют для разрушения породы, а потоки промывочной жидкости постоянно очищают забой. В редких случаях для продува используется рабочий реагент газообразного типа. Бурение в любом случае выполняется вертикально, наклонное бурение применяется только при необходимости, также применяется кустовое, наклонно-направленное, двуствольное или многозабойное бурение. Углубление скважин выполняют при отборе керна или без такового, первый вариант используется при работе по периферии, а второй – по всей площади. Если керн отбирается, его изучают на предмет пройденных слоев породы, поднимая периодически на поверхность.

Бурение на нефть и газ выполняется сегодня как на суше, так и на море, и реализуются такие работы при использовании специальных буровых установок, обеспечивающих вращательное бурение при помощи специализированных бурильных труб, которые соединяются муфтово-замковыми резьбовыми соединениями. Также порой применяются непрерывные гибкие трубы, которые наматываются на барабаны и могут иметь длину порядка 5 тыс. метров и более. Таким образом, подобные работы никак нельзя назвать простыми – они весьма специфичны и сложны, и особый акцент здесь стоит сделать на новые технологии, изучение которых может оказаться непростой задачей даже для профессионалов в данной отрасли.

Новые технологии бурения нефтяных и газовых скважин на выставке Нефтегаз

Обмен информацией и изучение новинок может обеспечить оптимальный прогресс, и потому оставлять в стороне такую необходимость просто нельзя. Если вы решили приобщиться к современным достижениям и окунуться в профессиональную среду – именно для этой цели проводятся профессиональные мероприятия, в одном из которых вам определенно стоит принять участие. Речь идет о выставках, которые ежегодно проходят в ЦВК «Экспоцентр» и собирают в дни открытия сотни и тысячи специалистов данного направления. Здесь можно с легкостью получить доступ к новым разработкам, изучить передовые технологии и при этом обзавестись полезными связями в необходимо объеме, найти клиентов и партнеров. Подобные возможности не стоит упускать, ведь они предоставляются не так уж часто и при правильном подходе могут обеспечить значительный прогресс!

Читайте другие наши статьи.

А сколько
стоит написать твою работу?

Тип работы Дипломная работа (бакалавр/специалист) Курсовая с практикой Курсовая теория Реферат Контрольная работа Задачи Эссе Аттестационная работа (ВАР/ВКР) Бизнес-план Вопросы к экзамену Диплом МВА Дипломная работа (колледж/техникум) Другое Кейсы Лабораторная работа, РГР Магистерский диплом Он-лайн помощь Отчёт по практике Поиск информации Презентация в PowerPoint Реферат для аспирантуры Сопроводительные материалы к диплому Статья Тест Часть дипломной работы Чертежи Срок 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Сдачи Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь цену

Вместе с оценкой стоимости вы получите бесплатно
БОНУС: спец доступ к платной базе работ!

и получить бонус

Спасибо, вам отправлено письмо. Проверьте почту.

Если в течение 5 минут не придет письмо, возможно, допущена ошибка в адресе.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУВПО "УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра экономики, управления нефтяной и газовой промышленности

Курсовая работа

На тему "Бурение нефтяных и газовых скважин"

Руководитель Борхович С. Ю.

Вопросы к контрольной работе

1. Способы бурения скважин

1.1Ударное бурение

1.2 Вращательное бурение

2. Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

2.2 Состав бурильной колонны

3. Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

3.1 Функции бурового раствора

3.2 Требования к буровым растворам

4. Факторы влияющие на качество цементирования скважины

5. Типы буровых долот и их назначение

5.1Типы долот для сплошного бурения

Шарошечные долота

5.3 Лопастные долота

5.4 Фрезерные долота

5.5 Долота ИСМ

Литература

Вопросы к контрольной работе

Способы бурения скважин

Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

Факторы влияющие на качество цементирования скважины

Типы буровых долот и их назначение

1 . Способы бурения скважин

Существует разные способы бурения, но промышленное распространение получило механическое бурение. Оно подразделяется на ударное и вращательное.

1.1 Ударное бурение

При ударном бурении в буровой инструмент входит: долото (1); ударные штанги (2); канатный замок (3); На поверхности устанавливают мачту (12); блок (5); оттяжной ролик балансира (7); вспомогательный ролик (8); барабан бурового станка (11); канат (4); шестерни (10); шатун (9); балансирная рама (6). При вращение шестерен совершая движения, приподнимая и опуская балансирную раму. При опускании рамы оттяжной ролик поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат отпускается, долото падает в забой тем самым разрушая породу. В целях недопущения обрушения стенок скважины в нее опускают обсадную колонну. Этот способ бурения применим на небольшие глубины при бурении водяных скважин. На данный момент ударный способ для бурения скважин не применяется.

1.2 Вращательное бурение

Вращательный бурения. Нефтяные и газовые скважины бурятся методом вращательного бурения. При таком бурении разрушение пароды происходит за счет вращение долота. Вращение долоту придает ротор находящийся на устье через колонну бурильных труб. Это называется роторным спосабом. Так же крутящий момент иногда создается при помощи двигателя (турбобура, электробура, винтового забойного двигателя), то этот способ будит называться бурение забойным двигателем.

Турбобур – это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур – представляет из себя электродвигатель, электрический ток к нему подается к нему подается по кабелю с поверхности. Бурение скважин ведется с помощью буровой установки.

1-долото; 2 - надолотная утяжеленная бурильная труба; 3,8 - переводник; 4 - центратор; 5 - муфтовый переводник; 6,7 - утяжеленные бурильные трубы;9 - предохранительное кольцо; 10 - бурильные трубы; 11 - предохранительный переводник; 12,23 - переводники штанговые, нижний и верхний; 13 - ведущая труба; 14 -редуктор; 15 - лебедка;16 - переводник вертлюга; 17 - крюк;18 -кронблок;19 - вышка;20 - талевый блок; 21 - вертлюг;22 - шланг;24 - стояк;25 - ротор;26 - шламоотделитель;27 - буровой насос

Разрушение осуществляется с помощью долота, спускаемым на бурильных трубах, на забой. Вращательное движение придается при помощи забойного двигателя, через колонну бурильных труб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие ствола ротора вставляют два вкладыша, а внутрь их два зажима, которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстие так же находится ведущая труба тоже квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Все спускоподъемные операции и удержания на весу колонны бурильных труб осуществляется грузоподъемным механизмом.

2 Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

2.1 Назначение бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

Функции, выполняемые бурильной колонны, определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие.

В процессе механического бурения бурильная колонна:

является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель);

воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);

служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

для проработки ствола скважины, осуществляя промежуточных промывок с

целью удаления шламовых пробок и др.

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

для закачки и продувки в пласт тампонирующих материалов;

для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости;

для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглащений,

укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др.;

для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

2.2 Состав бурильной колонны

Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов – бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.

Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.

Свеча длинной 24-26 м (при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м) составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и м. В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.

В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.

В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто – металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.

Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.

3. Назначение буровых растворов. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов

3.1 Функции бурового раствора

Растворы выполняют функции от которых зависит не только результат и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Успешное выполнение этих функций - обеспечивает быстрое углубление, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивности данного пласта. Все эти функции зависят от взаимодействия раствора с проходимыми породами и характером взаимодействия природой и составом дисперсионной среды. По составу данной среды растворы подразделяются на три типа: растворы на водной основе; растворы на нефтяной основе и газообразные агенты. Состав бурового раствора подбирается в соответствии с типом грунта, диаметром трубопровода, протяженностью скважины и другими факторами.

3.2 Требования к буровым растворам

Буровые растворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а прежде всего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объем скважин.

Для обеспечение большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляют следующие требования:

Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшее поверхностное натяжение на границе с горными породами.

Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть как можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы как можно больше.

Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели.

Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание

Растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.

Успешное выполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условий бурения. В каждом конкретном случаи нужна выбирать тот или иной раствор с учетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.

3.3 Свойства буровых растворов

Плотность. В зависимости от характера проводимости при бурении, требование к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечение наилучшей работы долота плотность раствора должна быть минимальной. Однако плотность раствора выбирают из условий недопущения нефтегазопроявлений, осыпей обвалов проходимых горных пород. Для выбора значений плотности определяющим фактором является пластовое давление флюида.

Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода - наилучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко резко ограничивает ее применение. И ее не возможно утяжелять грубодисперсными тяжелыми порошками, а так же она не способна выполнить главную функцию - удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции. Из-за этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны.

Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Для успешного разрушения породы долотом необходимо стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Но такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При бурении песчаников, глин с низким поровым давлением, значение фильтрации бурового раствора регламентируется.

Вязкость. Значение вязкости раствора должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность получить большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

4. Факторы влияющие на качество цементирования скважины

Требования к тампонажным материалам для цементирования скважин определяется геолого-техническими условиями в скважинах. Раствор сохранять свою подвижность во время транспортирования в за колонное пространство и сразу после окончания процесса затвердеть в безусадочный камень с выполнением физико-механических свойств. Все эти процессы проходят в стволе скважины, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а так же пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких колеблющихся условий один тип цемента или она и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть приемлемы одинаково.

Заколонное пространства скважины - эта место где формируется и впоследствии работает и разрушается тампонажный камень, оно представляет собой "сосуд" без строго "выраженного" дна ограниченная стенками скважины и наружной поверхностью обсадной колонны.

Объем и расстояние между стенками не являются постоянными, что при транспортировании тампонажного раствора так и в процессе работы тампонажного камня. Конфигурация стенки скважины меняется по длине и по периметру что является одной из принципиальных особенностей формирования цементного камня в условиях скважины. Чем "неправильнее" форма т.е. чем больше она отличается от цилиндрической, тем на много труднее вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и соответственно чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем больше при использовании шлаковых растворов образуются водных карманов вдоль ствола скважины. Из заколонного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью невозможно. Для обеспечения процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнять мероприятия. Необходимо обеспечивать контактирования тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Выполнение целого комплекса мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора. Стадия бурения позволяет обеспечить форму ствола, приближающую к конфигурации цилиндра, а следственно повысить качество цементирования скважины.

Одним из факторов цементирования скважины является:

Подвижность тампонажного раствора. Его подвижность т.е. способность покачиваться по трубам в течении необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается благодаря конусу АзНИИ. Для глубоких скважин с малым зазорам растекаемость растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТУ, если диаметр расплывающегося раствора не меннее 180 м при водоцементном отношении 0,5

Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшении плотности приводит к ухудшению свойств камня. Следует строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонения от заданной величины, что составляет 0,02 г/см3

Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. Для определения этих сроков при температуре 22 и 75 С применяют прибор, называемый иглой Вика. Сроки схватывания растворов подбирают исходя из конкретных условий.

Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. Для определение этого параметра применяют консистометры КЦ-3 и КЦ-4.

Вспенивание. При закачки раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление об количестве закаченного раствора в скважину. Способность раствора к вспениванию определяют в лаборатории.

Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи.

Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек. Прочность по ГОСТу должен обладать цементный камень на 2-е сутки твердения в водной среде при некоторой температуре. В зацементированном заколонном пространстве скважине могут возникать растягивающие, сжимающие и изгибающие напряжения.

5. Типы буровых долот и их назначение

5.1 Типы долот для сплошного бурения

Все долота для сплошного бурения подразделяются по воздействию на забой и по своему конструктивному исполнению. По характеру воздействия подразделяются на три группы:

долота лопастные (режущие и скалывающие породу)

долота шарошечные с почти цилиндрическими шарошками (скалывающие и дробящие породу)

долота с коническими шарошками (дробящие породу)

одно- ; двух- ; трех- ;четырехшарошечные

Применяются различного типа, размеров, моделей долота. При бурение скважин на территории РФ, широкое применение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняются 90% всех работ на территории России и за рубежом. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота.

5.2 Шарошечные долота

Шарошечное бурение - способ бурения скважин с использованием шарошечного долота. Впервые было применено в США в 20-х годах 20-го века. В России этот способ бурения применятся с 30-х гг. 20 в. для бурения нефтяных и газовых скважин.

При шарошечном бурении горные породы разрушаются стальными или твердосплавными зубками шарошек, вращающимися на опорах бурового долота, которое, в свою очередь, вращается и прижимается с большим осевым усилием к забою.

Долото шарошечное - (англ. roller bit) породоразрушающий дробящий, дробяще-скалывающий инструмент карьерных станков вращательного бурения, с вооружением шарошки в виде фрезерованных на ней зубьев различной длины и конфигурации или впрессованных на нее штырей из твёрдого сплава - карбида вольфрама, применяемый для механического разрушения горной породы от мягкой до очень крепкой в процессе бурения скважины.

5.3 Лопастные долота

В отличие от шарошечных лопастные долота просты по конструкции и по технологии изготовления. Такие долота характерны своей механической скоростью в рыхлых, мягких и несцементированных породах. При бурении такими долотами часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. К таким долотам необходимо прикладывать большой крутящий момент. Они выпускаются в пяти разновидностей: 2Л - двухлопастные; 3Л - трехлопастные; 3ИР истирающе-режущие; П - пикообразные однолопастные.

5.4 Фрезерные долота

Фрезерное долото - применяется в твердых породах при глубоком вращательном бурении). Патент американских изобретателей Шарпа и Юза. Оно состоит из 2 конических, грубо насеченных, фрезеров из твердой стали, насаженных навстречу один другому под углом 46° к вертикали, каждый н"а собственной оси, на конце тупого массивного корпуса долота. Вследствие вращения корпуса ФД вместе со всей штанговой системой, каждый из фрезеров, касающийся забоя скважины, получает свое самостоятельное быстрое вращательное движение около своей собственной оси и своей работой изнашивает твердую породу забоя, отчего и получается поступательное движение всего бурового снаряда. Иногда на том же массивном корпусе долота устанавливаются подобные же, цилиндрические с усеченными конусами по концам и на вертикальной оси, фрезеры-расширители.

Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок.

5.5 Долота ИСМ

Отличие ИСМ является в том, что их породоразрушающие элементы покрыты сверхтвердым материалом славутич. В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ изготавливаются цельноковаными (с последующим фрезерованием лопастей) либо с приваренными лопастями. Данные долота обладают более высокой износостойкостью и меньшей стоимостью, по сравнению с долотами оснащенными природными алмазами. Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие.

5.6 Алмазные долота

Алмазные долота обладают наличием алмазных режущих элементов т.е. (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). Обычно используются наименее ценные разновидности природного алмаза, именуемые карбонадо (бразильские технические алмазы) или черные алмазы (характерные своей вязкостью). Показатели данных долот зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяют группой и категорией, а размер - числом камней. Природные и синтетические алмазы размещают в спекаемой матрице (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота.

Литература

Иоаннесян Р.А., Основы теории и техники турбинного бурения, М-Л., 1953;

Лисичкин С.М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М.-Л., 1954; Разведочное колонковое бурение, М., 1957;

Федюкин В.А., Проходка шахтных стволов и скважин бурением, М., 1959; Огневое бурение взрывных скважин, М., 1962;

Волков С.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М., Буровое дело, М., 1965;

Куличихин Н.И., Воздвиженский Б.И., Разведочное бурение, М., 1966;Техника бурения при разработке месторождений полезных ископаемых, М., 1966;

Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1967;

Ханмурзин И.И., Бурение на верхнюю мантию, М., 1967; Техника горного дела и металлургии, М., 1968;

Скрыпник С.Г., Данелянц С.М., Механизация в автоматизация трудоёмких процессов в бурении, М., 1968;

Арш Э.И., Виторт Г.К., Черкасский Ф.Б., Новые методы дробления крепких горных пород. К., 1966.

В.И. Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008

Похожие рефераты:

Основной двигатель привода буровой установки. Буровая вышка и подвышенное основание. Оборудование для спуско-подъемных операции. Оборудование для роторного бурения. Буровые насосы. Превенторы (противовыбросовые устройства). Бурение скважины. Бурильная кол

Техническая характеристика бурильных труб. Описание процесса бурения, использование инструмента и материалов. Определение положения "нулевого" сечения КБТ. Оценка запаса прочности и критерии подбора труб. Определение действующих напряжений в породах.

Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.

Введение Целью курсового проектирования является закрепление, углубление и обобщение знаний, полученных студентами при изучении теоретического курса «Разведочное бурение»; приобретение навыков для самостоятельного решения конкретных задач по технологии и технике бурения скважин с умелым использован...

Основные параметры бурового инструмента. Основные инструменты для механического разрушения горных пород в процессе бурения скважины. Бурильные долота и бурильные головки. Совершенствование буровых долот. Основные конструктивные параметры долот.

Назначение, типы, конструктивные особенности турбобуров. Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры. Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения. Многосекционные турбобуры. Турбобур с независимой подвеской, с плавающим статором.

Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.

В последние годы в России созданы и внедряются в производство интеллектуальные инструменты, обеспечивающие контроль и документирование всего цикла строительства скважины в режиме реального времени.

Краткие сведения о районе буровых работ. Стратиграфический разрез, нефтеносность, водоносность и газоносность скважины. Возможные осложнения по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины. Расчет основных параметров и техника безопасности.

Современное состояние и перспективы дальнейшего развития буровой техники. Характеристики и классификация буровых станков. Станки вращательного бурения шарошечными долотами и резцовыми коронками, ударного, ударно-вращательного и комбинированного бурения.

Понятие разведочного бурения, его сущность и особенности, применение и эффективность. Методы разведочных бурений, их характеристика и отличительные черты. Случаи использования геофизических работ, их порядок и этапы. Применение методов ядерной физики.

Условия и возможности бурения вторых стволов

Восстановление скважин из бездействия методом зарезки и бурения второго ствола для доразработки залежей и использования фонда бездействующих скважин. Зарезка и бурение непосредственно из-под башмака технической колонны без применения отклонителя.

Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин. Технология установки перекрывателя. Экологический раздел. Техника безопасности. Экономический эффе

Расчет мощности на разрушение забоя при алмазном бурении, мощности на вращение бурильной колонны, мощности бурового станка при бурении, в двигателе станка при бурении, на валу маслонасоса. Мощность, потребляемая двигателем бурового насоса из сети.

Описание работы с колонной бурильных труб, использующихся при бурении скважины. Техническая характеристика бурильных труб. Бурение с дополнительной нагрузкой КБТ. Проведение расчетов по определению возникающих напряжений, оценка запаса прочности труб.

Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают следующие сведения:

назначение и глубина скважины;

проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;

геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлении гидроразрыва пород по интервалам;

диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.

Выбирается конструкция призабойного участка скважины . Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи.

Обосновывается требуемое количество обсадных колонн и глубин их спуска . С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k, и индекса давлений поглощения kпогл.

Обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот . Расчет диаметров ведется снизу вверх.

Выбираются интервалы цементирования . От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3004) м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).

Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.

Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.

Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

Исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

Предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

Обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

Создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

Рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

Исключить аварийные ситуации при остановках, циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. факторов.

Выбор способа бурения, разработка более эффективных методов разрушения горных пород на забое скважины и решение многих вопросов, связанных со строительством скважины, невозможны без изучения свойств самих горных пород, условий их залегания и влияния этих условий на свойства горных пород.

Выбор способа бурения зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и / или газов, числа продуктивных про-пластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений.

Выбор способа бурения базируется на сравнительной оценке его эффективности, которая определяется множеством факторов, каждый из которых в зависимости от геолого-методических требований (ГМТ), назначения и условий бурения может иметь решающее значение.

На выбор способа бурения скважины оказывает влияние также целевое назначение буровых работ.

При выборе способа бурения следует руководствоваться целевым назначением скважины, гидрогеологической характеристикой водоносного пласта и глубиной его залегания, объемом работ по освоению пласта.

Сочетание параметров КНБК.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что, по сравнению с КНБК, на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории.

Зависимость отклоняющей силы на долоте от кривизны скважины для стабилизирующих КНБК с двумя центраторами.

При выборе способа бурения кроме технико-экономических факторов следует учитывать, что по сравнению с КНБК на базе забойного двигателя роторные КНБК значительно технологичнее и надежнее в эксплуатации, устойчивее на проектной траектории.

Для обоснования выбора способа бурения в надсолевых отложениях и подтверждения изложенного выше вывода о рациональном способе бурения были проанализированы технические показатели турбинного и роторного бурения скв.

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [1 ]

Прежде чем приступить к выбору способа бурения для углубления ствола с использованием газообразных агентов, следует иметь в виду, что их физико-механические свойства вносят вполне определенные ограничения, так как некоторые типы газообразных агентов неприменимы для ряда способов бурения. На рис. 46 показаны возможные сочетания различных типов газообразных агентов с современными способами бурения. Как видно из схемы, наиболее универсальными с точки зрения использования газообразных агентов являются способы бурения ротором и электробуром, менее универсальным - турбинный способ, который применяется только при использовании аэрированных жидкостей. [2 ]

Энерговооруженность ПБУ меньше влияет на выбор способов бурения и их разновидностей, чем энерговооруженность установки для бурения на суше, так - как кроме непосредственно бурового оборудования ПБУ оснащена вспомогательным, необходимым для ее эксплуатации и удержания на точке бурения. Практически буровое и вспомогательное оборудование работает поочередно. Минимально необходимая энерговооруженность ПБУ определяется энергией, потребляемой вспомогательным оборудованием, которая бывает больше необходимой для бурового привода. [3 ]

Восьмой, раздел технического проекта посвящен выбору способа бурения , типоразмеров забойных двигателей и буровых долог, разработке режимов бурения. [4 ]

Другими словами, выбор того или иного профиля скважины обусловливает в значительной степени выбор способа бурения 5 ]

Транспортабельность ПБУ не зависит от металлоемкости и энерговооруженности оборудования и не влияет на выбор способа бурения , так как ее буксируют без демонтажа оборудования. [6 ]

Другими словами, выбор того или иного типа профиля скважины обусловливает в значительной степенивыбор способа бурения , типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения и наоборот. [7 ]

Параметры качки плавучего основания следует определять расчетным путем уже на начальных стадиях проектирования корпуса, так как от этого зависит рабочий диапазон волнения моря, при котором возможна нормальная и безопасная работа, а также выбор способа бурения , систем и устройств для снижения влияния качки на рабочий процесс. Снижение качки может быть достигнуто рациональным подбором размеров корпусов, взаимным их расположением и применением пассивных и активных средств борьбы с качкой. [8 ]

Наиболее распространенным методом разведки и эксплуатации подземных вод остается бурение скважин и колодцев. Выбор способа бурения определяют: степень гидрогеологической изученности района, цель работ, требуемая достоверность получаемой геолого-гидрогеологической информации, технико-экономические показатели рассматриваемого способа бурения, стоимость 1 м3 добываемой воды, срок существования скважины. На выбор технологии бурения скважин влияют температура подземных вод, степень их минерализации и агрессивность по отношению к бетону (цементу) и железу. [9 ]

При бурении сверхглубоких скважин предупреждение искривления стволов имеет очень важное значение в связи с отрицательными последствиями кривизны скважины при ее углублении. Поэтому при выборе способов бурения сверхглубоких скважин , и особенно их верхних интервалов, внимание следует уделять сохранению вертикальности и прямолинейно-ти ствола скважины. [10 ]

Вопрос о выборе способа бурения должен решаться на основе технико-экономического обоснования. Основным показателем для выбора способа бурения является рентабельность - себестоимость 1 м проходки. [11 ]

Так, скорость вращательного бурения с промывкой глинистым раствором превышает скорость ударно-канатного бурения в 3 - 5 раз. Поэтому решающим фактором при выборе способа бурения должен быть экономический анализ. [12 ]

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения , типа породо-разрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обусловливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн п географических условий бурения. [13 ]

Применение результатов решений задачи создает широкую возможность проведения глубокого, обширного анализа отработки долот в большом количестве объектов с самыми разнообразными условиями бурения. При этом возможна также подготовка рекомендаций по выбору способов бурения , забойных двигателей, буровых насосов и промывочной жидкости. [14 ]

В практике сооружения скважин на воду получили распространение следующие способы бурения: вращательный с прямой промывкой, вращательный с обратной промывкой, вращательный с продувкой воздухом и ударно-канатный. Условия применения различных способов бурения определяются собственно техническими и технологическими особенностями буровых установок, а также качеством работ по сооружению скважин. Следует отметить, что при выборе способа бурения скважин на воду необходимо учитывать не только скорость проходки скважин и технологичность метода, но и обеспечение таких параметров вскрытия водоносного пласта, при которых деформация пород в призабойной зоне наблюдается в минимальной степени и ее проницаемость не снижается в сравнении с пластовой. [1 ]

Значительно сложнее выбрать способ бурения для углубления вертикального ствола скважины. Если при разбуривании интервала, выбранного исходя из практики бурения с использованием буровых растворов, можно ожидать искривления вертикального ствола, то, как правило, применяют пневмоударники с соответствующим типом долота. Если искривления не наблюдается, то выбор способа бурения осуществляется следующим образом. Для мягких пород (мягкие сланцы, гипсы, мел, ангидриты, соль и мягкие известняки) целесообразно применять бурение электробуром с частотами вращения долота до 325 об / мин. По мере увеличения твердости горных пород способы бурения располагаются в следующей последовательности: объемный двигатель, роторное бурение и ударно-вращательное бурение. [2 ]

С точки зрения повышения скорости и снижения себестоимости сооружения скважин с ПБУ интересен способ бурения с гидротранспортом керна. Этот способ при исключении отмеченных выше ограничений его применения может использоваться при разведке россыпей с ПБУ на поисковой и поисково-оценочной стадиях геологоразведочных работ. Стоимость бурового оборудования независимо от способов бурения не превышает 10 % общей стоимости ПБУ. Поэтому изменение стоимости только бурового оборудования не оказывает существенного влияния на стоимость изготовления и обслуживания ПБУ и на выбор способа бурения . Увеличение стоимости ПБУ оправдано лишь в том случае, если оно улучшает условия работы, повышает безопасность и скорость бурения, сокращает количество простоев из-за метеоусловий, расширяет по времени сезон буровых работ. [3 ]

Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и ее обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметров .

Выбор долота производят на основе знания горных пород (г/п) слагающих данный интервал, т.е. по категории твердости и по категории абразивности г/п.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатаци­нной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфи­еского разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в порах пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 - бурильная головка; 2 - керн; 3 - грунтоноска; 4 - корпус колонко­вого набора; 5 - шаровой клапан

В зависимости от свойств породы, в которой осуществляется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, ал­мазные и твердосплавные бурильные головки.

Режим бурения - сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота, которые бурильщик может изменить со своего пульта.

Pд [кН] – нагрузка на долото, n [об/мин] – частота вращения долота, Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти, H [м] – проходка на долото, Vм [м/час] – мех. скорость проходки, Vср=H/tБ – средняя,

Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная, Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки, C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд – себестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор.

Этапы поиска оптимального режима - на стадии проектирования - оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения.

В процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном

регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.

2 способа выбора долота на забое: графический и аналитический.

Шарошки в бурильной головке смонтированы таким обра­зом, чтобы порода в центре забоя скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна 2. Существуют четырёх-, шести- и далее восьмишарошечные бу­рильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных го­ловках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины .

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового на­бора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты её от механи­ческих повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназ­начена для приёма керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функ­ций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху - шаровой клапан 5, про­пускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жид­кость при заполнении её керном.

По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые доло­та со съемной и несъёмной грунтоноской.

Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной ко­лонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и буре­ние с отбором керна продолжается.

Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной - при роторном.

Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах.

Пластоиспытатели весьма широко используются в бурении и позволяют получить наибольший объем информации об опробуемом объекте. Современный отечественный пластоиспытатель состоит из следующих основных узлов: фильтра, пакера, собственно опробывателя с уравнительным и главным впускным клапанами, запорного клапана и циркуляционного клапана.

Принципиальная схема одноступенчатого цементирования. Изменение давления в цементировочных насосах, участвующих в этом процессе.

Одноступенчатый способ цементирования скважин наиболее распространен. При этом способе в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.

Заключительный этап проведения буровых работ сопровождается процессом, который предполагает цементирование скважин. От того, насколько качественно будут проведены эти работы, зависит жизнеспособность всей конструкции. Основная цель, преследуемая в процессе проведения данной процедуры, заключается в замещении бурового раствора цементным, который имеет еще одно название – тампонажный раствор. Цементирование скважин предполагает введение состава, который должен затвердеть, превратившись в камень. На сегодняшний день существует несколько способов осуществления процесса цементирования скважин, наиболее часто используемому из них более 100 лет. Это одноступенчатое цементирование обсадной колонны, явленное миру в 1905 году и используемое сегодня лишь с некоторыми доработками.

Схема цементирования с одной пробкой.

Процесс цементирования

Технология осуществления цементирования скважин предполагает проведение 5 главных видов работ: первый – замешивание тампонажного раствора, второй – закачивание состава в скважину, третий – подача смеси выбранным методом в затрубное пространство, четвертый – затвердевание тампонажной смеси, пятый – проверка качества осуществленных работ.

Перед стартом работ должна быть составлена схема цементирования, которая имеет в основе технические расчеты процесса. Важно будет при этом взять во внимание горно-геологические условия; протяженность интервала, которому необходимо укрепление; характеристики конструкции скважинного ствола, а также его состояние. Следует использовать в процессе проведения расчетов и опыт осуществления таких работ в определенном районе.

Рисунок 1. Схема процесса одноступенчатого цементирования.

На рис. 1 можно увидеть изображение схем процесса одноступенчатого цементирования. «I» – старт подачи смеси в ствол. «II» – это подача смеси, нагнетаемой в скважину, когда раствор перемещается вниз по обсадной колонне, «III» – это старт продавливания тампонажного состава в затрубное пространство, «IV» – это заключительный этап продавливания смеси. На схеме 1 – манометр, который отвечает за контроль уровня давления; 2 – цементировочная головка; 3 – пробка, расположенная сверху; 4 – нижняя пробка; 5 – обсадная колонна; 6 – стены скважины; 7 – стоп-кольцо; 8 – жидкость, предназначенная для продавливания тампонажной смеси; 9 – буровой раствор; 10 – цементная смесь.

Принципиальна схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинства и недостатки.

Ступенчатое цементирование с разрывом во времени.Интервал цементирования делят на две части, а в ок у границы раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Снаружи колонны над муфтой и под нею размещают центрирующие фонари. Сначала цем-ют нижнюю часть колонны. Для этого в колонну закачивают 1 порцию цр в объеме, необходимого для заполнения кп от башмака колонны до цементировочной муфты, затем продавочную жидкость. Для цементирования 1 ступени объём продавочной жидкости должен быть равен внутреннему объёму колонны. Закачав пж, сбрасывают в колонну шар. Под силой тяжести шар опускается вниз по колонне и садится на нижнюю втулку цементировочной муфты. Тогда вновь начинают закачивать пж в колонну: давление в ней над пробкой растёт, втулка смещается вниз до упора, а пж через открывшиеся отверстия выходит за колонну. Через эти отверстия скважину промывают, пока не затвердеет цементный раствор (от несколько часов до суток). После закачивают 2 порцию цр, освобождая верхнюю пробку и вытесняют раствор 2 порцией пж. Пробка, достигнув втулки, укрепляется с помощью штифтов в корпусе цементировочной муфты, сдвигает её вниз; при этом втулка закрывает отверстия муфты и разобщает полость колонны от кп. После затвердения пробку разбуривают. Место установки муфты выбирают в зависимости от причин, побудивших прибегнуть к ступ цементированию. В газовых скважинах цементировочная муфта устанавливается на 200-250м выше кровли продуктивного горизонта. Если при цементировании скважины существует опасность поглощения, место установки муфты рассчитывают так, чтобы сумма гидродинамиеских давлений и статическое давление столба растворов в заколонном пространстве была меньше давления разрыва слабого пласта. Всегда цементировочную муфту следует размещать против устойчивых не проницаемых пород и центрировать фонарями. Применяют:а) если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение раствора; б) если вскрыт пласт с АВД и в период схватывания р-ра после одноступенатого цементирования могут возникнуть перетоки и газопроявления; в) если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие в операции большого числа цементных насосов и смесительных машин. Недостатки: большой разрыв во времени между окончанием цементирования нижнего участка и началом цементирования верхнего. Этот недостаток можно в основном устранить, установив на ок, ниже цементировоной муфты, наружный пакер. Если по окончании цементирования нижней ступени заколонное пространство скважины герметизировать пакером, то можно сразу же приступить к цементировке верхнего участка.

Принципы расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.

Расчет обсадной колонны начинают с определения избыточных наружных давлений. [1 ]

Расчет обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учетом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства. [2 ]

Расчет обсадных колонн с трапецеидальной резьбой на растяжение проводят, исходя из допустимой нагрузки. При спуске обсадных колонн секциями за длину колонны принимают длину секции. [3 ]

Расчет обсадной колонны включает определение факторов, влияющих на повреждение обсадных труб, и выбор наиболее приемлемых марок стали для каждой определенной операции с точки зрения надежности и экономичности. Конструкция обсадной колонны должна отвечать требованиям, предъявляемым к колонне при заканчивании и эксплуатации скважины. [4 ]

Расчет обсадных колонн для наклонно-направленных скважин отличается от принятого для вертикальных скважин выбором запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также определением наружных и внутренних давлений, в котором положение характерных для наклонной скважины точек определяется по ее вертикальной проекции.

Расчет обсадных колонн производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие.

Основное отличие расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих конструкций.

Основными нагрузками при расчете колонны на прочность являются осевые растягивающие нагрузки от собственного веса, а также наружное и внутреннее избыточное давления при цементировании и эксплуатации скважины. Кроме того, на колонну действуют и другие нагрузки:

· осевые динамические нагрузки в период неустановившегося движения колонны;

· осевые нагрузки от сил трения колонны о стенки скважины в процессе ее спуска;

· сжимающие нагрузки от части собственного веса при разгрузке колонны на забой;

· изгибающие нагрузки, возникающие в искривленных скважинах.

Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины

Условные обозначения, принятые в формулах:

Расстояние от устья скважины до башмака колонны, м L

Расстояние от устья скважины до тампонажного раствора, м h

Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м Н

Плотность опрессовочной жидкости, г/см 3 r ОЖ

Плотность бурового раствора за колонной, г/см 3 r БР

Плотность жидкости в колонне r В

Плотность тампонажного цементного раствора за колонной r ЦР

Давление избыточное внутреннее на глубине z, МПа Р ВИz

Давление избыточное наружное на глубине z Р НИz

Давление избыточное критическое наружное, при котором напряжение

Давление в теле трубы достигает предела текучести Р КР

Давление пластовое на глубине z Р ПЛ

Давление опрессовки

Общий вес колонны подобранных секций, Н (МН) Q

Коэффициент разгрузки цементного кольца k

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление n КР

Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение n СТР

Рисунок 69. Схема цементирования скважины

При h > Н Определяем избыточные наружные давления (на стадии окончания эксплуатации) для следующих характерных точек.

1: z = 0; Р н.иz = 0,01ρ б.р * z; (86)

2: z = H; Р н.и z = 0,01ρ б. р * H, (МПа); (87)

3: z = h; Р н.и z ={0,01 [ρ б.p h - ρ в (h - Н)]}, (МПа); (88)

4: z = L; Р н.и z = {0,01 [(ρ ц.р - ρ в) L - (ρ ц. р - ρ б. р) h + ρ в H)] (1 - k), (МПа). (89)

Строим эпюру ABCD (рисунок 70). Для этого в горизон­тальном направлении в приня­том масштабе откладываем зна­ченияρ н.и z в точках1 -4 (см. схему) и эти точки после­довательно соединяем между собой прямолинейными отрез­ками

Рисунок 70. Эпюры наружных и внутренних

избыточных давлений

Определяем избыточные вну­тренние давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера.

Давление на устье: Р у = Р пл - 0,01ρ в L (МПа). (90)

Основные факторы, влияющие на качество цементирования скважин и характер их влияния.

Качество разобщения проницаемых пластов путем цементирования зависит от следующих групп факторов: а) состава тампонирующей смеси; б) состава и свойств тампонажного раствора; в) способа цементирования; г) полноты замещения продавочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве скважины; д) прочности и герметичности сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважины; е) использования дополнительных средств для предотвращения возникновения фильтрации и образования суффозионных каналов в тампонажном растворе в период загустевания и схватывания; ж) режима покоя скважины в период загустевания и схватывания тампонажного раствора.

Принципы расчета необходимых количеств тампонажных материалов, смесительных машин и цементировочных агрегатов для приготовления и закачки тампонажного раствора в обсадную колонну. Схема обвязки цементировочной техники.

Необходимо произвести расчет цементирования для следующих условий:

- коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин); и- соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;- длина участка цементирования, м;- средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;- высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне, м.;- коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость,- =1,03;- - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах и приготовлении раствора;- - - плотность цементного раствора, кг/ м3;– плотность бурового раствора, кг/ м3; n- относительное водосодержание;- плотность воды, кг/ м3;- насыпная плотность цемента, кг/ м3;

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3): Vц.p.=0,785*kp*[(2-dн2)*lц+d02*hс]

Объем продавочной жидкости: Vпр=0,785* - *d2*(Lc-);

Объем буферной жидкости: Vб=0,785*(2-dн2)*lб;

Масса тампонажного портландцемента: Мц= - **Vцр/(1+n);

Объем воды для приготовления тампонажного раствора, м3: Vв= Мц*n/(kц*pв);

Сухой тампонажный материал до начала цементирования загружают в бункеры смесительных машин, необходимое число которых: nс= Мц/Vсм, где Vсм - объем бункера смесительной машины.

Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.

1. Продуктивную залежь пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают до забоя обсадную колонну и цементируют. Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее перфорируют, т.е. в колонне простреливают большое число отверстий. Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах вхождения.

2. Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Затем продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Метод применим только в случае, если продуктивная залежь сложена устойчивыми породами и насыщена только одной жидкостью; он не позволяет селективно эксплуатировать какой-либо пропласток.

3. Отличается от предыдущего тем, что ствол скважины в продуктивной залежи перекрывают фильтром, который подвешивают в обсадной колонне; пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером. Метод имеет те же достоинства и ограничения, что и предыдущий. В отличие от предыдущего, его можно принять в тех случаях, когда продуктивная залежь сложена породами, недостаточно устойчивыми при эксплуатации.

4. Скважину обсаживают колонной труб до кровли продуктивной залежи, затем разбуривают последнюю и перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине, а затем перфорируют против заданного интервала. При таком методе можно избежать существенного загрязнения коллектора, выбирая промывочную жидкость только с учетом ситуации в самой залежи. Он допускает селективную эксплуатацию различных пропластков и позволяет быстро и с минимальными затратами средств осваивать скважину.

5. Отличается от первого метода лишь тем, что в скважину после разбуривания продуктивной залежи спускают обсадную колонну, нижний участок которой заранее составлен из труб с щелевыми отверстиями, и тем, что цементируют лишь выше кровли продуктивной залежи. Перфорированный участок колонны размещают против продуктивной залежи. При этом методе обеспечить селективную эксплуатацию того или иного пропластка нельзя.

Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обусловливается литофациальной характеристикой разреза, и основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и др. В общем случае тампонажный раствор состоит из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов- ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов- понизителей показателя фильтрации и специальных добавок. Тампонажный цемент выбирают следующим образом: по температурному интервалу, по интервалу измерения плотности тампонажного раствора, по видам флюида и отложениям в интервале цементирования уточняют марку цементов. Среду затворения выбирают в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или степени минерализации пластовых вод. Для предотвращения преждевременного загустевания тампонажного раствора и обводнения продуктивных горизонтов необходимо снизить показатель фильтрации тампонажного раствора. В качестве понизителей этого показателя применяют НТФ, гипан, КМЦ, ПВС-ТР. Для повышения термостойкости химических добавок, структурирования дисперсионных систем и снятия побочных эффектов при использовании некоторых реагентов применяют глину, каустическую соду, хлористый кальций и хроматы.

Выбор колонкового набора для получения качественного керна.

Керноприемный инструмент - инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива г/п и сохранение керна в процессу бурения и во время транспортировки по скв. вплоть до извлечения его на пов-ть для исслед. Разновидности: - Р1 - для роторного бурения со сьемным(извлекаемым по БТ) керноприемником, - Р2 – несьемным керноприемником, - Т1 – для турбинного бурения со сьемным керноприемником, - Т2 – с несьемным керноприемником. Типы: - для отбора керна из массива плотных г/п (двойной колонковый снаряд с керноприемником, изолир. от протоков ПЖ и вращающийся вместе с корпусом снаряда), - для отбора керна в г/п трещиноватых, перемятых, или перемежающихся по плотности и твердости (невращ. керноприемн., подвешенный на одном или нескольк. подшипниках и надежными керноотрывателями и кернодержателями), - для отбора керна в сыпучих г/п, легко разр. и размыв. ПЖ (должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения)

Конструктивные особенности и области применения бурильных труб.

Трубы бурильные ведущие служат для передачи вращения от ротора к бурильной колонне. Бурильные трубы обычно имеют квадратное или шестигранное сечение. Они выполняются в двух вариантах: сборными и цельными. Трубы бурильные с высаженными концами бывают с высаженными наружу и внутрь. Бурильные трубы с приваренными соединительными концами изготавливают двух типов: ТБПВ – с приваренными соединительными концами по высаженной наружу части и ТБП – с приваренными соединительными концами по не высаженной наружу части.Бурильные трубы с блокирующими поясками ТББ отличаются от стандартных труб с высаженными внутрь концами наличием блокирующих поясков на концах трубы, цилиндрической резьбы с шагом 4 мм, упорного соединения трубы с замком, тугого сопряжения с замком. Бурильные трубы со стабилизирующими поясками отличаются от стандартных труб наличием гладких участков трубы непосредственно за навинченными ниппелем и муфтой замка и стабилизирующих уплотнительных поясков на замках, конической (1:32) трапецеидальной резьбы с шагом 5,08 мм с сопряжением по внутреннему диаметру……….

Принципы расчета бурильной колонны при бурении забойным двигателем .

Расчет БК при бурении ЗД прямолинейно-наклонного участка наклонно-направленной скв

Qпрод=Qcosα; Qнорм=Qsinα; Fтр=μQн=μQsinα;(μ~0.3);

Pпрод=Qпрод+Fтр=Q(sinα+μsinα)

LI>=Lзд+Lубт+Lнк+lI1+…+l1n Если нет, то lIny=LI-(Lзд+Lубт+Lнк+lI1+…+l1(n-1))

Расчет БК при бурении ЗД искривленного участка наклонно-направленной скв.

II

Pи=FIIтр+QIIпроек QIIпроек=|goR(sinαк-sinαн)|

Pи=μ|±2goR2(sinαк-sinαн)-goR2sinαкΔα±PнΔα|+|goR2(sinαк-sinαн)|

Δα=-- Если>, тоcos “+”

“-Pн“ – при наборе кривизны “+Pн” – при сбросе кривизны

считается, что на участке БК состоит из одной секции =πα/180=0.1745α

Принципы расчета бурильной колонны при бурении роторным способом.

Статический расчет, когда не учитываются знакопеременные циклические напряжения, а учитываются постоянные напряжения изгиба и кручения

На достаточную прочность или выносливость

Статический расчет для вертикальных скв:

;

Kз=1,4 – при норм. усл. Kз=1,45 – при осложн. усл.

для наклонных участков

;

;

Режим бурения. Методика его оптимизации

Режим бурения - сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота и которые буровик может изменить со своего пульта.

Pд [кН] – нагрузка на долото, n [об/мин] – частота вращения долота, Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти, H [м] – проходка на долото, Vм [м/час] – мех. скорость проходки, Vср=H/tБ – средняя, Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная, Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения, Vр=H/(tБ + tСПО + tВ), C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки, C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H, Cд – сибестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор. Оптимизация режима бурения: maxVp – развед. скв., minC – экспл. скв..

(Pд, n, Q)опт=minC, maxVр

C=f1(Pд, n, Q) ; Vp=f2(Pд, n, Q)

Этапы поиска оптимального режима - на стадии проектирования - оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения

В процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.

2 способа выбора tопт долота на забое:

- графический tgα=dh/dt=Vм(t)=h(t)/(tопт+tсп+tв) - аналитический

Классификация методов возбуждения притока при освоении скважин.

Под освоением подразумевают комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют разные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Для вызова притока из пласта, сложенного слабоустойчивыми породами, применяют способы плавного уменьшения давления или с небольшой амплитудой колебания давлений, чтобы не допустить разрушения коллектора. Если же продуктивный пласт сложен весьма прочной породой, то часто наибольший эффект получают при резком создании больших депрессий. При выборе способа вызова притока, величины и характера создания депрессии необходимо учитывать устойчивость и структуру породы коллектора, состав и свойства насыщающих его жидкостей, степень загрязнения при вскрытии, наличие близрасположенных сверху и снизу проницаемых горизонтов, прочность обсадной колонны и состояние крепи скважины. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепи, а при кратковременном, но сильном увеличении давления в скважине - поглощение жидкости в продуктивный пласт.

Замена тяжелой жидкости на более легкую. Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации, если порода недостаточно устойчива. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ. p умт =(р пр -р ож)qz нкт +p нкт +p мт, где p пр и p ож -плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м; z нкт -глубина спуска колонны НКТ, м; p нкт и p мт -гидравлические потери в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па. Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны p умт < p оп.

Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до p -p = 150-200 кг/м3. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности.

При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

Когда коллектор сложен слабоустойчивой породой, дальнейшее снижение давления возможно заменой воды или нефти газожидкостной смесью. Для этого к межтрубному пространству скважины подсоединяют поршневой насос и передвижной компрессор. После промывки скважины до чистой воды регулируют подачу насоса так, чтобы давление в нем было значительно ниже допустимого для компрессора, а скорость нисходящего потока была на уровне примерно 0,8-1 м/с, и включают компрессор. Поток воздуха, нагнетаемого компрессором, смешивается в аэраторе с потоком воды, подаваемой насосом, и в межтрубное пространство поступает газожидкостная смесь; давления в компрессоре и насосе при этом начнут возрастать и достигнуть максимума в момент, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. По мере продвижения газожидкостной смеси по колонне НКТ и вытеснения негазированной воды давления в компрессоре и насосе будут снижаться. Степень аэрации и уменьшения статического давления в скважине увеличивают небольшими ступенями после завершения одного-двух циклов циркуляции так, чтобы давление в межтрубном пространстве у устья не превышало допустимого для компрессора.

Существенный недостаток этого способа - необходимость поддержания достаточно больших расходов воздуха и воды. Значительно сократить расход воздуха и воды и обеспечить эффективное уменьшение давления в скважине можно при использовании вместо водо-воздушной смеси двухфазной пены. Такие пены готовят на основе минерализованной воды, воздуха и подходящего пенообразующего ПАВ.

Снижение давления в скважине с помощью компрессора. Для вызова притока из пластов, сложенных прочными, устойчивыми породами широко применяют компрессорный способ снижения уровня жидкости в скважине. Сущность одной из разновидностей этого способа такова. Передвижным компрессором нагнетают воздух в межтрубное пространство с таким расчетом, чтобы возможно глубже оттеснить уровень жидкости в нем, аэрировать жидкость в НКТ и создать депрессию, необходимую получения притока из продуктивного пласта. Если статический уровень жидкости в скважине перед началом операции находится у устья, глубину, до которой можно оттеснить уровень в межтрубном пространстве при нагнетании воздуха.

Если z сн > z нкт, то нагнетаемый компрессором воздух прорвется в НКТ и начнет аэрировать жидкость в них, как только уровень в межтрубном пространстве опустится до башмака НКТ.

Если же z сн > z нкт, то предварительно при спуске НКТ в скважин в них устанавливают специальные пусковые клапаны. Верхний пусковой клапан устанавливают на глубине z" пуск = z" сн - 20м. При нагнетании воздуха компрессором пусковой клапан откроется в тот момент, когда давления в НКТ и в межтрубном пространстве на глубине его установки сравняются; при этом воздух начнет выходить через клапан в НКТ и аэрировать жидкость, а давления в межтрубном пространстве и в НКТ будут снижаться. Если после снижения давления в скважине приток из пласта не начнется и практически вся жидкость из НКТ выше клапана будет вытеснена воздухом, клапан закроется, давление в межтрубном пространстве вновь будет возрастать, а уровень жидкости опускаться до следующего клапана. Глубину z"" установки следующего клапана можно найти из уравнения если положить в нем z =z"" + 20 и z ст = z" сн.

Если перед началом операции статический уровень жидкости в скважине расположен значительно ниже устья, то при нагнетании воздуха в межтрубное пространство и оттеснении уровня жидкости до глубины z сн давление на продуктивный пласт возрастает, что может вызвать поглощение части жидкости в него. Предотвратить поглощение жидкости в пласт можно, если на нижнем конце колонны НКТ установить пакер, а внутри НКТ - специальный клапан и с помощью этих устройств отделить зону продуктивного пласта от остальной части скважины. В этом случае при нагнетании воздуха в межтрубное пространство давление на пласт будет оставаться неизмененным до тех пор пока давление в колонне НКТ над клапаном не понизится ниже пластового. Как только депрессия окажется достаточной для притока пластовой жидкости, клапан приподнимется и пластовая жидкость начнет подниматься по НКТ.

После получения притока нефти или газа скважина должна в течение некоторого времени поработать с возможно большим дебитом, чтобы из приствольной зоны можно было удалить проникшую туда промывочную жидкость и ее фильтрат, а также другие илистые частицы; дебит при этом регулируют так, чтобы не началось разрушение коллектора. Периодически отбирают пробы вытекающей из скважины жидкости с целью изучения состава и свойств ее и контроля за содержанием в ней твердых частиц. По уменьшению содержания твердых частиц судят о ходе очистки приствольной зоны от загрязнения.

Если, несмотря на создание большой депрессии, дебит скважины оказывается низким, то обычно прибегают к различным способам стимулирующего воздействия на пласт.

Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины.

Исходя из анализа управляемых факторов, можно построить классификацию методов искусственного воздействия как на пласт в целом, так и на призабойную зону каждой конкретной скважины. По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:

1. Гидрогазодинамические.

2. Физико-химические.

3. Термические.

4. Комбинированные.

Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.

Анализ разработки месторождений показывает, что если пластовое давление невысоко, контур питания достаточно удален от скважин или режим дренирования не является активным, темпы извлечения нефти могут оказаться достаточно низкими; низким оказывается и коэффициент нефтеотдачи. Во всех этих случаях использование той или иной системы ППД является необходимым.

Таким образом, основные проблемы управления процессом выработки запасов путем искусственного воздействия на пласт связаны с изучением заводнения.

Существенно более широким спектром возможностей обладают методы искусственного воздействия на призабойные зоны скважины. Воздействие на ПЗС осуществляется уже на стадии первичного вскрытия продуктивного горизонта в процессе строительства скважины, которое, как правило, приводит к ухудшению свойств призабойной зоны. Наибольшее распространение получили методы воздействия на призабойную зону в процессе эксплуатации скважин, которые, в свою очередь, делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды (ремонтно-изоляционные работы - РИР).

Классификация методов воздействия на ПЗС с целью интенсификации притока или приемистости представлена в табл. 1 , а для ограничения или изоляции водопритоков - в табл. 2 . Совершенно очевидно, что приведенные таблицы, являясь достаточно полными, содержат только наиболее апробированные на практике методы искусственного воздействия на ПЗС. Они не исключают, а наоборот, предполагают необходимость дополнений как по методам воздействия, так и по используемым материалам.

Прежде чем перейти к рассмотрению методов управления процессом выработки запасов, отметим, что объектом изучения является сложная система, состоящая из залежи (нефтенасыщенная зона и область питания) со своими коллекторскими свойствами и насыщающими флюидами и определенного количество скважин, системно размещенных на залежи. Эта система является единой в гидродинамическом отношении, откуда следует, что любое изменение в каком-либо ее элементе автоматически приводит к соответствующему изменению в работе всей системы, т.е. данная система авторегулируема.

Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения.

Информационное обеспечение процесса бурения нефтяных и газовых скважин является наиболее важным звеном в процессе строительства скважин, особенно при введении в разработку и освоении новых нефтегазовых месторождений.

Требования к информационному обеспечению строительства нефтегазовых скважин в данной ситуации заключаются в переводе информационных технологий в разряд информационно-обеспечивающих и информационно-воздействующих, при которых информационное сопровождение наряду с получением необходимого объема информации давало бы дополнительный экономический, технологический, или иной эффект . К данным технологиям следует отнести следующие комплексные работы:

контроль наземных технологических параметров и выбор наиболее оптимальных режимов бурения (например, выбор оптимальных нагрузок на долото, обеспечивающих высокую скорость проходки);

забойные измерения и каротаж в процессе бурения (MWD и LWD-системы);

измерения и сбор информации, сопровождаемые одновременным управлением технологическим процессом бурения (управление траекторией горизонтальной скважины с помощью управляемых забойных ориентаторов по данным забойных телеизмерительных систем).

В информационном обеспечении процесса строительства скважин особенно важную роль играют геолого-технологические исследования (ГТИ) . Основной задачей службы ГТИ являются изучение геологического строения разреза скважин, выявление и оценка продуктивных пластов и повышение качества строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Оперативная информация, получаемая службой ГТИ, имеет большое значение при бурении разведочных скважин в малоизученных регионах со сложными горно-геологическими условиями, а также при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Однако в связи с новыми требованиями к информационному обеспечению процесса бурения задачи, решаемые службой ГТИ, могут быть значительно расширены. Высококвалифицированный операторский состав партии ГТИ, работающий на буровой, на протяжении всего цикла строительства скважины при наличии соответствующих аппаратурно-методических средств и программного обеспечения в состоянии решить практически полный комплекс задач информационного сопровождения процесса бурения:

геолого-геохимические и технологические исследования;

обслуживание и работа с телеизмерительными системами (MWD и LWD-системы);

обслуживание автономных систем измерения и каротажа, спускаемых на трубах;

контроль параметров бурового раствора;

контроль качества крепления скважины;

исследования пластового флюида при опробовании и испытании скважин;

каротаж на кабеле;

супервайзинговые услуги и т. д.

В ряде случаев совмещение этих работ в партиях ГТИ является экономически более выгодным и позволяет экономить на непроизводительных затратах по содержанию специализированных, узконаправленных геофизических партий, минимизировать транспортные расходы.

Однако технических и программно–методических средств, позволяющих объединить перечисленные работы в единую технологическую цепочку в станции ГТИ, в настоящее время нет.

Поэтому возникла необходимость разработки более совершенной станции ГТИ нового поколения, которая позволит расширить функциональные возможности станции ГТИ. Рассмотрим основные направления работ при этом.

Основные требования к современной станции ГТИ - это надежность, многофункциональность, модульность и информативность.

Структура станции приведена на рис. 1. Она построена на принципе распределенных удаленных систем сбора, которые объединены между собой с использованием стандартного последовательного интерфейса. Основными низовыми системами сбора являются концентраторы, предназначенные для развязки последовательного интерфейса и подключения через них отдельных составных частей станции: модуля газового каротажа, модуля геологических приборов, цифровых или аналоговых датчиков, информационных табло. Через такие же концентраторы к системе сбора (на регистрирующий компьютер оператора) подключаются и другие автономные модули и системы - модуль контроля качества крепления скважин (блок манифольда), наземные модули забойных телеизмерительных систем, систем регистрации геофизических данных типа «Гектор» или «Вулкан» и т.д.

Рис. 1. Упрощенная структурная схема станции ГТИ

Концентраторы одновременно должны обеспечивать гальваническую развязку цепей связи и питания. В зависимости от возложенных на станцию ГТИ задач количество концентраторов может быть разным - от нескольких единиц до нескольких десятков штук. Программное обеспечение станции ГТИ обеспечивает полную совместимость и слаженную работу в единой программной среде всех технических средств.

Датчики технологических параметров

Датчики технологических параметров, используемые в станциях ГТИ, являются одной из самых важных составных частей станции. От точности показаний и надежности работы датчиков во многом зависит эффективность службы ГТИ при решении задач по контролю и оперативному управлению процессом бурения. Однако из-за тяжелых условий эксплуатации (широкий диапазон температур от –50 до +50 ºС, агрессивная среда, сильные вибрации и т.д.) датчики остаются самым слабым и ненадежным звеном в составе технических средств ГТИ.

Применяемые в производственных партиях ГТИ датчики в большинстве своем были разработаны в начале 90-х годов с использованием отечественной элементной базы и первичных измерительных элементов отечественного производства. Причем из-за отсутствия выбора использовались общедоступные первичные преобразователи, которые не всегда отвечали жестким требованиям работы в условиях буровой. Этим и объясняется недостаточно высокая надежность применяемых датчиков.

Принципы измерения датчиков и их конструктивные решения выбраны применительно к отечественным буровым установкам старого образца, и поэтому на современные буровые установки и тем более на буровые установки иностранного производства их монтаж затруднителен.

Из вышесказанного следует, что разработка нового поколения датчиков чрезвычайно актуальна и своевременна.

При разработке датчиков ГТИ одним из требований является их адаптация ко всем существующим на российском рынке буровым установкам.

Наличие широкого выбора первичных преобразователей высокой точности и высокоинтегрированных малогабаритных микропроцессоров позволяет разработать высокоточные, программируемые датчики с большими функциональными возможностями. Датчики имеют однополярное напряжение питания и одновременно цифровой и аналоговый выходы. Калибровка и настройка датчиков производятся программно из компьютера со станции, предусмотрены возможность программной компенсации температурной погрешности и линеаризация характеристик датчиков. Цифровая часть электронной платы для всех типов датчиков однотипная и отличается только настройкой внутренней программы, что делает ее унифицированной и взаимозаменяемой при ремонтных работах. Внешний вид датчиков приведен на рис. 2.

Рис. 2. Датчики технологических параметров

Датчик нагрузки на крюке имеет ряд особенностей (рис. 3). Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий. Датчик имеет встроенный процессор и энергонезависимую память. Вся информация регистрируется и хранится в этой памяти. Объем памяти позволяет сохранить месячный объем информации. Датчик может комплектоваться автономным источником питания, который обеспечивает работу датчика при отключении внешнего источника питания.

Рис. 3. Датчик веса на крюке

Информационное табло бурильщика предназначено для отображения и визуализации информации, получаемой от датчиков. Внешний вид табло представлен на рис. 4.

На лицевой панели пульта бурильщика расположены шесть линейных шкал с дополнительной цифровой индикацией для отображения параметров: крутящий момент на роторе, давление ПЖ на входе, плотность ПЖ на входе, уровень ПЖ в емкости, расход ПЖ на входе, расход ПЖ на выходе. Параметры веса на крюке, нагрузки на долото по аналогии с ГИВ отображены на двух круговых шкалах с дополнительным дублированием в цифровом виде. В нижней части табло расположены одна линейная шкала для отображения скорости бурения, три цифровых индикатора для отображения параметров - глубина забоя, положение над забоем, газосодержание. Алфавитно-цифровой индикатор предназначен для вывода текстовых сообщений и предупреждений.

Рис. 4. Внешний вид информационного табло

Геохимический модуль

Геохимический модуль станции включает газовый хроматограф, анализатор суммарного газосодержания, газовоздушную линию и дегазатор бурового раствора.

Наиболее важной составной частью геохимического модуля является газовый хроматограф. Для безошибочного, четкого выделения продуктивных интервалов в процессе их вскрытия нужен очень надежный, точный, высокочувствительный прибор, позволяющий определять концентрацию и состав предельных углеводородных газов в диапазоне от 110 -5 до 100 %. Для этой цели для комплектации станции ГТИ разработан газовый хроматограф «Рубин» (рис. 5) (см. статью настоящего выпуска НТВ).

Рис. 5. Полевой хроматограф «Рубин»

Чувствительность геохимического модуля станции ГТИ может быть увеличена также путем увеличения коэффициента дегазации бурового раствора.

Для выделения забойного газа, растворенного в буровом растворе, используются дегазаторы двух типов (рис. 6):

поплавковые дегазаторы пассивного действия;

дегазаторы активные с принудительным дроблением потока.

Поплавковые дегазаторы просты и надежны в эксплуатации, однако обеспечивают коэффициент дегазации не более 1-2 %. Дегазаторы с принудительным дроблением потока могут обеспечить коэффициент дегазации до 80-90 %, но менее надежны и требуют постоянного контроля.

Рис. 6. Дегазаторы бурового раствора

а) поплавковый дегазатор пассивного действия; б) дегазатор активного действия

Непрерывный анализ суммарного газосодержания производится с помощью выносного датчика суммарного газа . Преимущество данного датчика перед традиционными анализаторами суммарного газа, размещаемыми в станции, заключается в оперативности получаемой информации, так как датчик размещается непосредственно на буровой и время задержки на транспортировку газа с буровой на станцию исключается. Кроме этого, для комплектации станций разработаны газовые датчики для измерения концентраций неуглеводородных компонентов анализируемой газовой смеси: водорода H 2 , окиси углерода CO, сероводорода Н 2 S (рис. 7).

Рис. 7. Датчики для измерения содержания газа

Геологический модуль

Геологический модуль станции обеспечивает исследование бурового шлама, керна и пластового флюида в процессе бурения скважины, регистрацию и обработку получаемых данных.

Исследования, выполняемые операторами станции ГТИ, позволяют решать следующие основные геологические задачи:

литологическое расчленение разреза;

выделение коллекторов;

оценка характера насыщения коллекторов.

Для оперативного и качественного решения этих задач определен наиболее оптимальный перечень приборов и оборудования и исходя из этого разработан комплекс геологических приборов (рис. 8).

Рис. 8. Оборудование и приборы геологического модуля станции

Карбонатомер микропроцессорный КМ-1А предназначен для определения минерального состава горных пород в карбонатных разрезах по шламу и керну. Данный прибор позволяет определить процентное содержание кальцита, доломита и нерастворимого остатка в исследуемом образце пород. Прибор имеет встроенный микропроцессор, который рассчитывает процентное содержание кальцита и доломита, значения которых отображаются на цифровом табло или на экране монитора. Разработана модификация карбонатомера, позволяющая определить содержание в породе минерала сидерита (плотность 3,94 г/см 3), который оказывает влияние на плотность карбонатных пород и цемента терригенных пород, что может существенно снижать значения пористости.

Плотномер шлама ПШ-1 предназначен для экспресс-измерения плотности и оценки общей пористости горных пород по шламу и керну. Принцип измерения прибора ареометрический, основан на взвешивании исследуемого образца шлама в воздухе и в воде. С помощью плотномера ПШ–1 можно проводить измерения плотности горных пород с плотностью 1,1-3 г/см ³ .

Установка ПП-3 предназначена для выделения пород-коллекторов и исследования коллекторских свойств горных пород. Данный прибор позволяет определять объемную, минералогическую плотность и общую пористость. Принцип измерения прибора - термогравиметрический, основан на высокоточном измерении веса исследуемого образца породы, предварительно насыщенного водой, и непрерывном контроле за изменением веса данного образца по мере испарения влаги при нагревании. По времени испарения влаги можно судить о величине проницаемости исследуемой породы.

Установка дистилляции жидкости УДЖ-2 предназначена для оценки характера насыщения коллекторов горных пород по шламу и керну, фильтрационно-плотностных свойств, а также позволяет определять остаточную нефтеводонасыщенность по керну и буровому шламу непосредственно на буровой благодаря использованию нового подхода в системе охлаждения дистиллята. В установке применена система охлаждения конденсата на базе термоэлектрического элемента Пельтье вместо используемых водяных теплообменников в подобных аппаратах. Это позволяет уменьшить потери конденсата, обеспечив регулируемое охлаждение. Принцип работы установки основан на вытеснении пластовых флюидов из пор образцов горных пород за счет избыточного давления, возникающего при термостатированном регулируемом нагреве от 90 до 200 ºС ( 3 ºС), конденсации паров в теплообменнике и разделении конденсата, образовавшегося в процессе дистилляции, по плотности на нефть и воду.

Установка термодесорбции и пиролиза позволяет по малым навескам горных пород (шлам, кусочки керна) определить наличие свободных и сорбированных углеводородов, а также оценить наличие и степень преобразованности органического вещества, и на основе интерпретации получаемых данных выделить в разрезах скважин интервалы коллекторов, покрышек продуцирующих отложений, а также оценить характер насыщения коллекторов.

ИК–спектрометр предназначен для определения наличия и количественной оценки присутствующего углеводорода в исследуемой породе (газовый конденсат, легкая нефть, тяжелая нефть, битум и т.д.) с целью оценки характера насыщения коллекторов.

Люминоскоп ЛУ-1М с выносным УФ-осветителем и устройством для фотографирования предназначен для исследования бурового шлама и образцов керна под ультрафиолетовым освещением с целью определения наличия в породе битуминозных веществ, а также для их количественной оценки. Принцип измерения прибора основан на свойстве битумоидов при их облучении ультрафиолетовыми лучами излучать «холодное» свечение, интенсивность и цвет которого позволяют визуально определить наличие, качественный и количественный состав битумоида в исследуемой породе с целью оценки характера насыщения коллекторов. Устройство для фотографирования вытяжек предназначено для документирования результатов люминесцентного анализа и способствует исключению субъективного фактора при оценке результатов анализа. Выносной осветитель позволяет осуществлять предварительный осмотр крупногабаритного керна на буровой с целью выявления наличия битумоидов.

Осушитель шлама ОШ-1 предназначен для экспресс-осушки проб шлама под воздействием теплового потока. Осушитель имеет встроенный регулируемый таймер и несколько режимов регулировки интенсивности и температуры воздушного потока.

Технические и информационные возможности описанной станции ГТИ отвечают современным требованиям и позволяют реализовать новые технологии информационного обеспечения строительства нефтегазовых скважин.

Горно-геологические характеристики разреза, влияющие на возникновение, предупреждение и ликвидацию осложнений.

Осложнения в процессе бурения возникают по следующим причинам: сложные горно-геологические условия; плохая информированность о них; низкая скорость бурения, например, из-за длительных простоев, плохих технологических решений, заложенных в техническом проекте на строительство скважины.

При осложненном бурении чаще возникают аварии.

Горно-геологические характеристики необходимо знать, чтобы правильно составлять проект на строительство скважины, предупреждать и бороться с осложнениями в ходе реализации проекта.

Пластовое давление (Рпл)- давления флюида в породах с открытой пористостью. Так называются породы, в которых пустоты сообщаются между собой. При этом пластовый флюид может течь по законам гидромеханики. К таким породам относятся тампонажные породы, песчаники, коллекторы продуктивных горизонтов.

Поровое давление (Рпор)–давление в закрытых пустотах, тоесть давление флюида в поровом пространстве, в котором поры не сообщаются друг с другом. Такими свойствами обладают глины, соляные породы, покрышки коллекторов.

Горное давление (Рг) – гидростатическое (геостатическое) давление на рассматриваемой глубине от вышерасположенной толщи ГП.

Статический уровень пластовой жидкости в скважине, определяемый равенством давления этого столба с пластовым давлением. Уровень может быть ниже поверхности земли (скважина будет поглощать), совпадать с поверхностью (имеется равновесие) или быть выше поверхности (скважина фонтанирует) Рпл=rgz.

Динамический уровень жидкости в скважине – установлен выше статического уровня при доливе в скважину и ниже него – при отборе жидкости, например при откачке погружным насосом.

Депрессия  P=Pскв-Рпл<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.

Репрессия  Р=Рскв-Рпл>0 – давление в скважине не больше пластового. Имеет место поглощение.

Коэффициент аномальности пластового давления Ка=Рпл/rвgzпл (1), где zпл –глубина кровли рассматриваемого пласта, rв – плотность воды, g – ускорение свободного падения. Ка<1=>АНПД; Ка>1=>АВПД.

Давление поглощения или гидроразрыва Рп – давление, при котором возникают поглощения всех фаз промывочной или тампонажной жидкости. Величину Рп определяют опытным путем по данным наблюдений в процессе бурения, либо с помощью специальных исследований в скважине. Полученные данные используются при проводке других подобных скважин.

Совмещенный график давлений при осложнении. Выбор первого варианта конструкции скважин.

Совмещенный график давлений. Выбор первого варианта конструкции скважин.

Чтобы правильно составить технический проект на строительство скважин необходимо точно знать распределение пластовых (поровых) давлений и давлений поглощения (гидроразрыва) по глубине или, что то же самое, распределение Ка и Кп (в безразмерном виде). Распределение Ка и Кп представляют на совмещенном графике давлений.

Распределение Ка и Кп по глубине z.

· Конструкция скважины (1-ый вариант), которая потом уточняется.

Из этого графика видно, что мы имеем три интервала глубин с совместимыми условиями бурения, то есть такими, в которых можно применять жидкость с одинаковой плотностью.

Особенно тяжело бурить, когда Ка=Кп. Сверхсложным бурение становится при величине Ка=Кп<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

После вскрытия поглощающего интервала производят изоляционные работы, благодаря которым повышается Кп (искусственно), получая возможность провести, например, цементирование колонны.

Схема циркуляционной системы скважин

Схема циркуляционной системы скважин и эпюра распределения давлений в ней.

Схема: 1. Долото, 2. Забойный двигатель, 3. УБТ, 4. БТ, 5. Замковое соединение, 6. Квадрат, 7. Вертлюг, 8. Буровой рукав, 9. Стояк, 10. Напорный трубопровод (манифольд), 11. Насос, 12. Всасывающий патрубок, 13. Желобная система, 14. Вибросито.

1.Линия гидростатического распределения давления.

2.Линия гидравлического распределения давления в КП.

3.Линия гидравлического распределения давления в БТ.

Давление промывочной жидкости на пласт должно быть всегда внутри заштрихованной области между Рпл и Рп.

Через каждое резьбовое соединение БК жидкость пытается протечь из трубного в затрубное пространство (при циркуляции). Эта тенденция вызвана перепадом давления в трубах и КП. При просачивании происходит разрушение резьбового соединения. При прочих равных условиях органическим недостатком бурения с гидравлическим забойным двигателем, является повышенный перепад давления на каждом резьбовом соединении, так как в забойном двигателе

Циркуляционная система служит для подачи бурового раствора от устья скважины к приёмным емкостям, очистки от выбуренной породы и дегазации.

На рисунке представлена упрощённая схема циркуляционной системы ЦС100Э: 1 – трубопровод долива; 2 – растворопровод; 3 – блок очистки; 4 – приемный блок; 5 – шкаф управления электрооборудованием.

Упрощённая конструкция циркуляционной системы – это желобная система, которая состоит из желоба для движения раствора, настила около желоба для хождения и очистки желобов, перил и основания.

Желоба могут быть деревянными из досок 40 мм и металлическими из листового железа 3-4 мм. Ширина – 700-800 мм, высота – 400-500 мм. Применяют желоба прямоугольного профиля и полукруглые. С целью уменьшения скорости течения раствора и выпадения из него шлаба в желобах устанавливают перегородки и перепады высотой 15-18 см. На дне желоба в этих местах устанавливают люки с клапанами, через которые удаляют осевшую породу. Общая длина желобной системы зависит от параметров применяемых растворов, условий и технологии бурения, а также от механизмов, используемых для очистки и дегазации растворов. Длина, как правило, может быть в пределах 20-50 м.

При использовании комплектов механизмов очистки и дегазации раствора (вибросита, пескоотделители, илоотделители, дегазаторы, центрифуги) желобная система применяется только для подачи раствора от скважины к механизму и приёмным емкостям. В этом случае длина желобной системы зависит только от расположения механизмов и емкостей по отношению к скважине.

В большинстве случаев желобная система монтируется на металлических основаниях по секциям, имеющим длину 8-10 м и высоту до 1 м. Такие секции устанавливают на стальные телескопические стойки, регулирующие высоту установки желобов, это облегчает демонтаж желобной системы зимой. Так, при скоплении и замерзании под желобами выбуренной породы, желоба вместе с основаниями могут быть сняты со стоек. Монтируют желобную систему с уклоном в сторону движения раствора; с устьем скважины желобная система соединяется трубой или желобом меньшего сечения и с большим уклоном для увеличения скорости движения раствора и уменьшения в этом месте выпадения шлаба.

В современной технологии бурения скважин предъявляют особые требования к буровым растворам, согласно которым оборудование по очистке раствора должно обеспечивать качественную чистку раствора от твёрдой фазы, смешивать и охлождать его, а также удалять из раствора гз, поступивший в него из газонасыщенных пластов во время бурения. В связи с этими требованиями современные буровые установки комплектуются циркуляционными системами с определённым набором унифицированных механизмов – емкостей, устройств по очистке и приготовления буровых растворов.

Механизмы циркуляционных системы обеспечивают трёхступенчатую очистку бурового раствора. Из скважины раствор поступает на вибросито в первую ступень грубой очистки и собирается в отстойнике ёмкости, где осаждается грубодисперсный песок. Из отстойника раствор проходит в отсек циркуляционной системы и подаётся центробежным шламовым насосом в дегазатор при необходимости дегазации раствора, а затем – в пескоотделитель, где проходит вторую ступень очистки от породы размером до 0,074-0,08 мм. После этого раствор подаётся в илоотделитель – третью ступень очистки, где удаляются частицы породы до 0,03 мм. Песок и ил сбрасываются в ёмкость, откуда подаётся в центрифугу для дополнительного отделения раствора от породы. Очищенный раствор из третьей ступени поступает в приёмные ёмкости – в приёмный блок буровых насосов для подачи его в скважину.

Оборудование циркуляционных систем скомплектовано заводом в следующие блоки:

блок очистки раствора;

промежуточный блок (один или два);

приёмный блок.

Базой для комплектовки блоков служат прямоугольные ёмкости, установленные на санных основаниях.

Гидравлическое давление глинистых и цементных растворов после остановки циркуляции.

Поглощения. Причины их возникновения.

По глощения буровых или тампонажных растворов - вид осложнений, которыйпроявляется уходом жидкости из скважины в пласт горных пород. В отличии от фильтрации, поглощения характерны тем что в ГП поступают все фазы жидкости. А при фильтрации лишь некоторые. На практике поглощения также определяют как суточный уход бурового раствора в пласт в объеме, превышающим естественную убыль за счет фильтрации и со шламом. Для каждого района принята своя норма. Обычно допускается несколько м3 в сутки. Поглощения – наиболее распространенный вид осложнений, особенно в районах Урало-Поволжья восточной и юго-восточной Сибири. Поглощения встречаются в разрезах, в которых имеются обычно трещиноватые ГП, расположены наибольшие деформации пород и их размыв обусловлены тектоническими процессами. Например в Татарии на борьбу с поглощениями ежегодно тратят 14% календарного времени, что превышает затраты времени на мех. бурения. В результате поглощений ухудшаются условия проводки скважины:

1.Увеличивается прихватоопасность инструмента, т.к. резко снижается скорость восходящего потока промывочной жидкости выше зоны поглощения, если при этом крупные частицы шлама не уходят в пласт, то он скапливаются в стволе, вызывая затяжки и прихват инструмента. Особенно увеличивается вероятность прихвата инструмента оседающим шламом после остановки насосов (циркуляции).

2. Усиливаются осыпи обвалы в неустойчивых породах. Могут возникать ГНВП из имеющихся в разрезе флюидосодержащих горизонтов. Причина – снижение давления столба жидкости. При наличии двух или более одновременно вскрытых пластов с различными коэф. Ка и Кп между ними могут возникать перетоки, затрудняющие изоляционные работы и последующие цементирование скважины.

Теряется много времени и материальных средств (инертных наполнителей, тампонажных материалов) на изоляцию, простои и аварии, вызывающие поглощениями.

Причины возникновения поглощений

Качественную роль фактора, определяющих величину ухода раствора в зону поглощений можно проследить, рассматривая течения вязкой жидкости в круговом пористом пласте или круговой щели. Формулу для расчета расхода поглощаемой жидкости в пористом круговом пласте получим, решив систему уравнений:

1.Уравнение движения (В форме Дарси)

V=K/M*(dP/dr): (1) где V, P, r, M- соответственно скорость течения, текущее давление, радиус пласта, вязкость.

2. Уравнение сохранения массы (неразрывность)

V=Q/F (2) где Q, F=2πrh , h – соответственно расход поглощения жидкости, переменная по радиусу площадь, толщина зоны поглощения.

3. Уравнение состояния

ρ=const (3) решая эту систему уравнений: 2 и 3 в 1 получим:

Q=(K/M)*2 π rH (dP/dr)

Q= (2 π HK(P с -P пл ))/Mln (rk/rc) (4) формула Дюпии

Аналогичную формулу(4) Буссенеско можно получить и для m круговых трещин (щелей) одинаково раскрытых и равно отстоящих друг от друга.

Q= [(πδ3(Pс-Pпл))/6Mln (rk/rc) ] *m (5)

δ- раскрытие (высота) щели;

m- число трещин (щелей);

M- эффективная вязкость.

Ясно, что для уменьшения расхода поглощаемой жидкости по формуле (4) и (5) надо увеличивать параметры в знаменатели и уменьшать их в числителе.

Согласно (4) и (5)

Q=£(H(или m), Pпл, rk, Pc, rc, M, K, (илиδ)) (6)

Параметры, входящие в функцию (6) по происхождению на момент вскрытия зоны поглощения можно условно разделить на 3 группы.

1.группа – геологические параметры;

2.группа – технологические параметры;

3.группа – смешенные.

Это деление условное, поскольку в ходе эксплуатации, т.е. технологического воздействия (отбор жидкости, заводнения и т.д.) на залежь изменяется также Pпл, rk

Поглощения в породах с закрытыми трещинами. Особенность индикаторных кривых. Гидроразрыв и его предупреждение.

Особенность индикаторных кривых.

Дальше будем рассматривать прямую 2.

Приближенно индикаторную кривую для пород с искусственно открываемыми закрытыми трещинами может быть описана следующей формулой: Рс = Рб +Рпл+ 1/А*Q+BQ2 (1)

Для пород с естественно открытыми трещинами индикаторная кривая является частным случаем формулы (1)

Рс-Рпл= ΔР=1/А*Q=А*ΔР

Таким образом, в породах с открытыми трещинами поглощение начнется при любых значениях репрессии, а в породах с закрытыми трещинами – только после создания в скважине давления равное давлению гидроразрыва Рс*. Главная мера борьбы с поглощениями в породах с закрытыми трещинами (глины, соли) – не допускать гидроразрыва.

Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений.

Эффективность работ по изоляции характеризуется приемистостью (А) зоны поглощения, которую удается достичь в ходе изоляционных работ. Если при этом полученная приемистость А оказывается ниже некоторого технологически допустимого значения приемистости Аq, характеризующаяся для каждого района, то изоляционные работы можно считать успешными. Таким образом условии изоляции можно записать в виде А≤Аq (1) А=Q/Рс- Р* (2) Для пород с искусственно открываемыми трещинами Р* = Рб+Рпл+Рр (3) где Рб-боковое давление горной породы, Рр - предел прочности на разрыв г.п. В частном случаи Рб и Рр = 0 для пород с естественными открытыми трещинами А= Q/Pc - Рпл (4) , если не допустить малейшего поглощения, то Q=0 и А→0,

тогда Рс<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.

Способы борьбы с поглощениями в процессе вскрытия зоны поглощения.

Традиционные способы предупреждения поглощений ос­нованы на уменьшении перепадов давления на поглощающий пласт или изменении а/т) фильтрующейся жидкости. Если вместо снижения перепада давления на пласт увеличить вяз­кость путем добавления закупоривающих материалов, бенто­нита или других веществ, интенсивность поглощения будет изменяться обратно пропорционально увеличению вязкости, как это следует из формулы (2.86). Практически, если регули­ровать параметры раствора, вязкость можно изменять лишь в сравнительно узких пределах. Предотвращение поглощений путем перехода на промывку раствором с повышенной вяз­костью возможно только при условии разработки научно обоснованных требований к этим жидкостям, учитывающих особенности течения их в пласте. Совершенствование приемов предупреждения поглощений, основанных на снижении перепадов давления на поглощаю­щие пласты, неразрывно связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесии в системе скважина - пласт. Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на оп­ределенную глубину и загустевая в каналах поглощения, со­здает дополнительное препятствие на пути движения бурово­му раствору из ствола скважины в пласт. Свойство раствора создавать сопротивление движению жидкости внутри пласта используют при проведении профилактических мероприятий с целью предотвращения поглощений. Сила такого сопротив­ления зависит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникно­вения раствора в пласт.

Чтобы сформулировать требования к реологическим свой­ствам буровых растворов при прохождении поглощающих пластов, рассмотрим кривые (рис. 2.16), отражающие зависи­мость напряжения сдвига и скорость деформации de/df для некоторых моделей неньютоновской жидкости. Прямая 1 со­ответствует модели вязкопластичной среды, для которой ха­рактерно предельное напряжение сдвига т0. Кривая 2 харак­теризует поведение псевдопластических жидкостей, у кото­рых с ростом скорости сдвига замедляется темп роста на­пряжения, и кривые выполаживаются. Прямая 3 отражает реологические свойства вязкой жидкости (ньютоновской). Кривая 4 характеризует поведение вязкоупрутих и дилатант-ных жидкостей, у которых напряжение сдвига резко увели­чивается с ростом скорости деформации. К вязкоупругим жидкостям, в частности, относятся слабые растворы некото­рых полимеров (окись полиэтилена, гуаровая смола, поли-акриламид и др.) в воде, которые обнаруживают свойство резко снижать (в 2-3 раза) гидродинамические сопротивления при течении жидкостей с большими числами Рейнольдса (эффект Томса). В то же время вязкость этих жидкостей при движении их по поглощающим каналам будет высокой вслед­ствие высоких скоростей сдвига в каналах. Бурение с промывкой аэрированными буровыми раство­рами является одним из радикальных мероприятий в ком­плексе мер и способов, предназначенных для предупреждения и ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин. Аэрация бурового раствора снижает гидростатическое дав­ление, способствует тем самым возвращению его в достаточ­ном количестве на поверхность и соответственно нормальной очистке ствола скважины, а также отбору представительных проб проходимых пород и пластовых флюидов. Технико-экономические показатели при бурении скважин с промывкой забоя аэрированным раствором выше по срав­нению с показателями, когда в качестве бурового раствора используется вода или другие промывочные жидкости. Значи­тельно улучшается также качество вскрытия продуктивных пластов, особенно на месторождениях, где эти пласты имеют аномально низкие давления.

Эффективным мероприятием по предотвра­щению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах погло­щения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пла­стов. В.Ф. Роджерс считает, что закупоривающим агентом мо­жет быть практически любой материал, который состоит из частиц достаточно малых размеров и при вводе которых в буровой раствор он может прокачиваться буровыми насоса­ми. В США для закупоривания поглощающих каналов приме­няют более ста типов наполнителей и их комбинаций. В ка­честве закупоривающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью чешую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, во­локна сахарного тростника, ореховую скорлупу, гранулиро­ванные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бо­бы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или состав­ляемых перед использованием. Определить в лаборатории пригодность каждого закупоривающего материала весьма трудно из-за незнания размера отверстий, которые должны быть закупорены.

В зарубежной практике особое внимание уделяется обеспечению "плотной" упаковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упа­ковка частиц отвечает условию распределения их по разме­рам по закону геометрической прогрессии; при ликвидации поглощения наибольший эффект может быть получен при максимально уплотненной пробке, особенно в случае мгно­венного ухода бурового раствора.

Наполнители по качественной характеристике подразде­ляются на волокнистые, пластинчатые и зернистые. Волокнистые материалы имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетичес­кие материалы. Тип и размер волокна значительно влияют на качество работ. Важна устойчивость волокон при циркуляции их в буровом растворе. Материалы дают хорошие результа­ты при закупоривании песчаных и гравийных пластов с зер­нами диаметром до 25 мм, а также при закупоривании тре­щин в крупнозернистых (до 3 мм) и мелкозернистых (до 0,5 мм) породах.

Пластинчатые материалы пригодны для закупорки пластов крупнозернистого гравия и трещин размером до 2,5 мм. К ним относят: целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.

Зернистые материалы: перлит, измельченная резина, ку­сочки пластмассы, ореховая скорлупа и др. Большинство из них эффективно закупоривают пласты гравия с зернами диаметром до 25 мм. Перлит дает хорошие результаты в гра­вийных пластах с диаметром зерен до 9-12 мм. Ореховая скорлупа размером 2,5 мм и менее закупоривает трещины размером до 3 мм, а более крупная (до 5 мм) и измельченная резина закупоривают трещины размером до 6 мм, т.е. ими можно закупорить трещин в 2 раза больше, чем при исполь­зовании волокнистых или пластинчатых материалов.

При отсутствии данных о размерах зерен и трещин по­глощающего горизонта применяют смеси волокнистых с пла­стинчатыми или зернистыми материалами, целлофана со слюдой, волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми материа­лами, а также при смешивании зернистых материалов: пер­лита с резиной или ореховой скорлупой. Лучшей смесью для ликвидации поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Во­локнистые материалы, откладываясь на стенке скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и за­купоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого образуется тонкая и плотная глинистая корка.

Газоводонефтепроявления. Их причины. Признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознавание видов проявлений.

При поглощении жидкость (промывочная или тампонажная) течет из скважины в пласт, а при проявлении наоборот – из пласта в скважину. Причины поступления: 1) поступление в скважину в месте с выбуренной породы флюид содержащих пластов. В этом случае не обязательно выше и ниже давление в скважине по сравеннию с пластовым; 2) если давление в скважине ниже пластового, т.е имеет место дипрессия на пласт основные причины возникновения дипрессии т.е снижения давления на пласт в скважине следующие: 1) не долив скважины промывочной жидкостью при подъёме инструмента. Необходимы обязательно устройство для автодолива в скважину; 2) снижения плотности промывочной жидкости из за её вспенивания (газирования) при соприкосновение жидкости с воздухом на поверхности в желобной системе, а также из за обработки п.ж ПАВ. Необходима дэгазация (механическая, химическая); 3) бурение скважины в несовместимых условиях. На схеме два пласта. Для первого пласта характерно Ка1 и Кп1; для второго Ка2 и Кп2. первый пласт должны бурить на растворе ρ0,1 (между Ка1 и Кп1), второй пласт ρ0,2 (Рис.)

Невозможно вскрывать второй пласт на растворе с плотностью для первого пласта, так как будет его поглощения в во втором пласте; 4) резких колебаний гидродинамического давления при остановки насоса, СПО и др. работах, усугубляемых повышением статического напряжения сдвига и наличие сальников на колонне;

5) заниженная плотность п.ж принятой в техническом проекте из за плохого знания фактического распределения пластового давления (Ка), т.е геология района. Эти причины больше относятся к разведочным скважинам; 6) низкий уровень оперативного уточнения пластовых давлений путем прогнозирования их в ходе углубления скважины. Не использования методов прогнозирования d-экспоненты, σ (сигма)-экспонента и.т.д; 7) выпадения утяжелителя из бурового раствора и снижения гидравлического давления. Признаки поступления пластового флюида являются: 1) повышения уровня циркулирующей жидкости в приемной емкости насоса. Нужен уровнемер; 2) из раствора, выходящего из скважины на устье выделяется газ, наблюдается кипение раствора; 3) после остановки циркуляции раствор продолжает вытекать из скважины (скважина переливает); 4) резко поднимается давление при неожиданном вскрытие пласта с АВПД. При поступление нефти из пластов её пленка остается на стенках желобов или течет поверх раствора в желобах. При поступления пластовой воды, изменяются свойства п.ж. Плотность её обычно падает, вязкость может снизится, а может и увеличиться (после поступления соленой воды). Водоотдача обычно увеличивается, изменяется рН, электрическое сопротивление обычно снижается.

Классификация поступления флюидов. Она производится по сложности мероприятий необходимых для их ликвидаций. Подразделяются на три группы: 1) проявление- неопасное поступление пластовых флюидов, не нарушающие процесс бурения и принятую технологию работ; 2) выброс – поступление флюидов которые можно ликвидировать только путем специального целенаправленного изменения технологии бурения имеющимися на буровой средствами и оборудованием; 3) фонтан – вступления флюида, ликвидация которого требует применения дополнительных средств и оборудования (кроме имеющихся на БУ) и которая связана с возникновением в системе скважина-пласт давлений, угрожающих целостности о.к. , устьевого оборудования и пластов в незакрепленной части скважины.

Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.

Одна из серьезных разновидностей технологии процесса це­ментирования - установка цементных мостов различного на­значения. Повышение качества цементных мостов и эффективности их работы - неотъемлемая часть совершенствования процессов бу­рения, заканчивания и эксплуатации скважин. Качеством мос­тов, их долговечностью определяется также надежность охра­ны недр окружающей среды. Вместе с тем промысловые дан­ные свидетельствуют, что часто отмечаются случаи установки низкопрочных и негерметичных мостов, преждевременного схватывания цементного раствора, прихвата колонных труб и т.д. Эти осложнения обусловлены не только и не столько свойст­вами применяемых тампонажных материалов, сколько специ­фикой самих работ при установке мостов.

В глубоких высокотемпературных скважинах при проведе­нии указанных работ довольно часто происходят аварии, свя­занные с интенсивным загустеванием и схватыванием смеси глинистого и цементного растворов. В некоторых случаях мос­ты оказываются негерметичными или недостаточно прочными. Успешная установка мостов зависит от многих природных и технических факторов, обусловливающих особенности форми­рования цементного камня, а также контакт и "сцепление" его с горными породами и металлом труб. Поэтому оценка несущей способности моста как инженерного сооружения и изучение условий, существующих в скважине, обязательны при прове­дении этих работ.

Цель установки мостов - получение устойчивого водогазонефтенепроницаемого стакана цементного камня определенной прочности для перехода на вышележащий горизонт, забуривания нового ствола, укрепления неустойчивой и кавернозной ча­сти ствола скважины, опробования горизонта с помощью испы­тателя пластов, капитального ремонта и консервации или лик­видации скважин.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории мостов:

1) испытывающих давление жидкости или газа и 2) испытывающих нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателя пластов или в других случаях (мосты, этой категории, должны помимо газоводонепроницаемости обладать весьма высокой механичес­кой прочностью).

Анализ промысловых данных показывает, что на мосты мо­гут создаваться давления до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН и возникают напряжения сдвига на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробо­вании скважин с помощью испытателей пластов и при других видах работ.

Несущая способность цементных мостов в значительной мере зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) и состояния глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне. При удалении рыхлой части глинистой корки напряжение сдвига составляет 0,15-0,2 МПа. В этом случае даже при воз­никновении максимальных нагрузок достаточна высота моста 18-25 м. Наличие на стенках колонны слоя бурового (глинис­того) раствора толщиной 1-2 мм приводит к уменьшению на­пряжения сдвига и к увеличению необходимой высоты до180-250 м. В связи с этим высоту моста следует рассчитывать по формуле Нм ≥ Но – Qм/пDc [τм] (1) где Н0 - глубина установки нижней части моста; QM - осевая нагрузка на мост, обусловливаемая перепадом давления и раз­грузкой колонны труб или испытателя пластов; Dс - диаметр скважины; [τм] - удельная несущая способность моста, значе­ния которой определяются как адгезионными свойствами тампонажного материала, так и способом установки моста. Герметичность моста также зависит от его высоты и состоя­ния поверхности контакта, так как давление, при котором про­исходит прорыв воды, прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине корки. При наличии между обсадной колонной и цементным камнем глинистой корки с напряжением сдвига 6,8-4,6 МПа, толщиной 3-12 мм градиент давления прорыва воды составляет соответственно 1,8 и 0,6 МПа на 1 м. При отсутствии корки прорыв воды происходит при градиенте давления более 7,0 МПа на 1 м.

Следовательно, герметичность моста в значительной мере зависит также от условий и способа его установки. В связи с этим высоту цементного моста следует также определять и из выражения

Нм ≥ Но – Рм/[∆р] (2) где Рм - максимальная величина перепада давлений, действу­ющего на мост при его эксплуатации; [∆р] - допустимый гради­ент давления прорыва флюида по зоне контакта моста со стен­кой скважины; эту величину также определяют в основном в зависимости от способа установки моста, от применяемых тампонажных материалов. Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (1) и (2), выбирают большее.

Установка моста имеет много общего с процессом цементиро­вания колонн и обладает особенностями, которые сводятся к следующему:

1) используется малое количество тампонажных материа­лов;

2) нижняя часть заливочных труб ничем не оборудуется, стоп-кольцо не устанавливается;

3) не применяются резиновые разделительные пробки;

4) во многих случаях производится обратная промывка скважин для "срезки" кровли моста;

5) мост ничем не ограничен снизу и может растекаться под действием разности плотностей цементного и бурового раство­ров.

Установка моста - простая по замыслу и способу проведения операция, которая в глубоких скважинах существенно ослож­няется под действием таких факторов, как температура, давле­ние, газоводонефтепроявления и др. Немаловажное значение имеют также длина, диаметр и конфигурация заливочных труб, реологические свойства цементного и бурового растворов, чистота ствола скважины и режимы движения нисходящего и восходящего потоков. На установку моста в не обсаженной части скважины значительное влияние оказывает кавернозность ствола.

Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на проч­ность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3,0-6,0 МПа и одновременной промывки, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ствола, так и нагружения от веса колонны труб или испытателя пластов.

При установке мостов для забуривания нового ствола к ним предъявляется дополнительное требование по высоте. Это обус­ловлено тем, что прочность верхней части (Н1) моста должна обеспечить возможность забуривания нового ствола с допусти­мой интенсивностью искривления, а нижняя часть (Н0) - на­дежную изоляцию старого ствола. Нм=Н1+Но = (2Dс* Rc)0,5+ Но(3)

где Rc - радиус искривления ствола.

Анализ имеющихся данных показывает, что получение на­дежных мостов в глубоких скважинах зависит от комплекса одновременно действующих факторов, которые могут быть разде­лены на три группы.

Первая группа - природные факторы: температура, давле­ние и геологические условия (кавернозность, трещиноватость, действие агрессивных вод, водо- и газопроявления и поглоще­ния).

Вторая группа - технологические факторы: скорость движе­ния потоков цементного и бурового растворов в трубах и кольце­вом пространстве, реологические свойства растворов, химичес­кий и минералогический состав вяжущего материала, физико-механические свойства цементного раствора и камня, контракционный эффект тампонажного цемента, сжимаемость бурового раствора, неоднородность плотностей, коагуляция бурового раствора при смешении его с цементным (образование высоко­вязких паст), величина кольцевого зазора и эксцентричность расположения труб в скважине, время контакта буферной жид­кости и цементного раствора с глинистой коркой.

Третья группа - субъективные факторы: использование не­приемлемых для данных условий тампонажных материалов; неправильный подбор рецептуры раствора в лаборатории; недо­статочная подготовка ствола скважины и использование бурово­го раствора с высокими значениями вязкости, СНС и водоотда­чи; ошибки при определении количества продавочной жидкос­ти, места расположения заливочного инструмента, дозировки реагентов для затворения цементного раствора на скважине; применение недостаточного числа цементировочных агрегатов; применение недостаточного количества цемента; низкая сте­пень организации процесса установки моста.

Увеличение температуры и давления способствует интен­сивному ускорению всех химических реакций, вызывая быст­рое загустевание (потерю прокачиваемости) и схватывание там­понажных растворов, которые после кратковременных остано­вок циркуляции иногда невозможно продавить.

До настоящего времени основной способ установки цемент­ных мостов - закачивание в скважину цементного раствора в проектный интервал глубин по колонне труб, спущенной до уровня нижней отметки моста с последующим подъемом этой колонны выше зоны цементирования. Как правило, работы про­водят без разделительных пробок и средств контроля за их движением. Процесс контролируют по объему продавочной жидкости, рассчитываемому из условия равенства уровней це­ментного раствора в колонне труб и кольцевом пространстве, а объем цементного раствора принимают равным объему скважи­ны в интервале установки моста. Эффективность способа низка.

Прежде всего следует отметить, что вяжущие материалы, применяемые для цементирования обсадных колонн, пригодны для установки прочных и герметичных мостов. Некачественная установка мостов или вообще их от­сутствие, преждевременное схватывание раствора вяжущих веществ и другие факторы в определенной степени обусловлены неверным подбором рецептуры растворов вяжущих веществ по срокам загустевания (схватывания) или отклонениями от подо­бранной в лаборатории рецептуры, допущенными при приго­товлении раствора вяжущих.

Установлено, что для уменьшения вероятности возникнове­ния осложнений сроки схватывания, а при высоких температу­рах и давлениях сроки загустевания должны превышать про­должительность работ по установке мостов не менее чем на 25 %. В ряде случаев при подборе рецептур растворов вяжущих не учитывают специфики работ по установке мостов, заключаю­щихся в остановке циркуляции для подъема колонны заливоч­ных труб и герметизации устья.

В условиях высоких температур и давления сопротивление сдвигу цементного раствора даже после кратковременных оста­новок (10-20 мин) циркуляции может резко возрасти. Поэтому циркуляцию восстановить не удается и в большинстве случаев колонна заливочных труб оказывается прихваченной. Вследствие этого при подборе рецептуры цементного раство­ра необходимо исследовать динамику его загустевания на кон­систометре (КЦ) по программе, имитирующей процесс уста­новки моста. Время загустевания цементного раствора Тзаг соответствовать условию

Тзаг>Т1+Т2+Т3+1,5(Т4+Т5+Т6)+1,2Т7 где T1, Т2, T3 - затраты времени соответственно на приготовле­ние, закачивание и продавливание цементного раствора в сква­жину; Т4, Т5, Т6 - затраты времени на подъем колонны зали­вочных труб до места срезки моста, на герметизацию устья и производство подготовительных работ по срезке моста; Тт - за­траты времени на срезку моста.

По аналогичной программе необходимо исследовать смеси цементного раствора с буровым в соотношении 3:1,1:1 и 1:3 при установке цементных мостов в скважинах с высокими темпера­турой и давлением. Успешность установки цементного моста в значительной степени зависит от точного соблюдения подобранной в лабора­тории рецептуры при приготовлении цементного раствора. Здесь главные условия - выдерживание подобранного содер­жания химических реагентов и.жидкости затворения и водоцементного отношения. Для получения возможно более однородного тампонажного раствора его следует приготовлять с использованием осреднительной емкости.

Осложнения и аварии при бурении нефтегазовых скважин в условиях многолетней мерзлоты и меры их предупреждения .

При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физико-химического воздей­ствия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размы­ваются потоком бурового раствора. Это приводит к интен­сивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород.

Наиболее интенсивно разрушаются породы с низким по­казателем льдистости и слабоуплотненные породы. Теплоем­кость таких пород невысокая, и поэтому их разрушение происходит существенно быстрее, чем пород с высокой льдистостью.

Среди мерзлых пород встречаются пропласткн талых по­род, многие из которых склонны к поглощениям бурового раствора при давлениях, незначительно превышающих гидро­статическое давление столба воды в скважине. Поглощения в такие пласты бывают весьма интенсивные и требуют специ­альных мероприятий для их предупреждения или ликвидации

В разрезах ММП обычно наиболее неустойчивы породы четвертичного возраста в интервале 0 - 200 м. При традици­онной технологии бурения фактический объем ствола в них может превосходить номинальный в 3 - 4 раза. В результате сильного кавернообразования. которое сопровождается появ­лением уступов, сползанием шлама и обвалами пород кон­дукторы во многих скважинах не были спущены до проект­ной глубины.

В результате разрушения ММП в ряде случаев наблюдалось проседание кондуктора и направления, а иногда вокруг устья скважины образовывались целые кратеры, не позволяющие вести буровые работы.

В интервале распространения ММП трудно обеспечить цементирование и крепление ствола вследствие создания за­стойных зон бурового раствора в больших кавернах, откуда его невозможно вытеснить тампонажным раствором. Цемен­тирование зачастую одностороннее, а цементное кольцо не­сплошное. Это порождает благоприятные условия для меж- пластовых перетоков и образования грифонов, д\я смятия колонн при обратном промерзании пород в случае длитель­ных "прослоев" скважины.

Процессы разрушения ММП достаточно сложные и мало изученные. 1 Циркулирующий в скважине буровой раствор термо- и гидродинамически взаимодействует как с горной породой, так и со льдом, причем это взаимодействие может существенно усиливаться физико-химическими процессами (например, растворением», которые не прекращаются даже при отрицательных температурах.

В настоящее время можно считать доказанным наличие осмотических процессов в системе порода (лед) - корка на стенке скважины - промывочная жидкость в стволе сква­жины. Эти процессы самопроизвольные и направлены в сто­рону, противоположную градиенту потенциала (температуры, давления, концентрации), те. стремятся к выравниванию концентраций, температур, давлений. Роль полупроницаемой перегородки может выполнять как фильтрационная корка, так и прискважинный гонкий слой самой породы. А в соста­ве мерзлой породы кроме льда как цементирующего ее ве­щества может находиться незамерзающая поровая вода с различной степенью минерализации. Количество незамерза­ющей воды в ММГ1 зависит от температуры, вещественного состава, солености и может быть оценено по эмпирической формуле

w = аТ~ ь .

1па = 0.2618 + 0.55191nS;

1п(- Ъ) = 0.3711 + 0.264S:

S - удельная поверхность породы. м а /п Г - температура породы, "С.

Из-за наличия в открытом стволе скважины промывочно­го бурового раствора, а в ММП - поровой жидкости с оп­ределенной степенью минерализации наступает- процесс са­мопроизвольного выравнивания концентраций иод действием осмотического давления. В результате этого может происхо­дить разрушение мерзлой породы. Если буровой раствор бу­дет иметь повышенную по сравнению с поровой водой кон­центрацию какой-нибудь растворенной соли, то на границе лед - жидкость начнутся фазовые превращения, связанные с понижением температуры плавления льда, т.е. начнется про­цесс его разрушения. А так как устойчивость стенки скважи­ны зависит в основном ото льда, как цементирующего поро­ду вещества, то в этих условиях устойчивость ММП, с,латаю­щих стенку скважины, будет потеряна, что может явиться причиной осыпей, обвалов, образования каверн и шламовых пробок, посадок и затяжек при спускоподъемных операциях, остановок спускаемых в скважину обсадных колонн, погло­щений буровых промывочных и тампонажных растворов.

Если степени минерализации бурового раствора и поровой воды ММП одинаковы, то система скважина - порода будет находиться в изотоническом равновесии, и разрушение ММП под физико-химическим воздействием маловероятно.

С увеличением степени минерализации промывочного агента возникают условия, при которых поровая вода с меньшей минерализацией будет перемещаться из породы в скважину. Из-за потерь иммобилизованной воды механическая прочность льда будет уменьшаться, лед может разру­шиться, что приведет к образованию каверны в стволе бурящейся скважины. Этот процесс интенсифицируется эрозионным воздействием циркулирующего промывочного агента.

Разрушение льда соленой промывочной жидкостью отме­чено в работах многих исследователей. Эксперименты, про­веденные в Ленинградском горном институте, показали, что с увеличением концентрации соли в омывающей лед жидкости разрушение льда интенсифицируется. Так. при содержании в циркулирующей воде 23 и 100 кг/м ‘ NaCl интенсивность раз­рушения льда при температуре минус 1 "С составляла соот­ветственно 0,0163 и 0,0882 кг/ч.

На процесс разрушения льда оказывает влияние также длите,"льность воздействия соленой промывочной жидкости. Так, при воздействии на лед 3%-ным раствором NaCl потеря массы образца льда с температурой минус 1 ’С составим: через 0,5 ч 0,62 п через 1.0 ч 0.96 г: через 1,5 ч 1,96 г.

По мере растепления прискважинной зоны ММП осво­бождается часть ее норового пространства, куда также может фильтроваться промывочная жидкость или ее дисперсионная среда. Этот процесс может оказаться еще одним физико­=имическим фактором, способствующим разрушению ММП. Он может сопровождаться осмотическим перетоком жидкос­ти из скважин в породу, если концентрация какой-нибудь растворимой соли в жидкости ММП больше, чем в жидкос­ти. заполняющей ствол скважины.

Следовательно, чтобы свести к минимуму отрицательное влияние физико-химических процессов на состояние ствола бурящейся в ММП скважины, необходимо, в первую очередь, обеспечить равновесную концентрацию на стенке скважины компонентов бурового промывочного раствора и внутрипо- ровой жидкости в ММП.

К сожалению, это требование не всегда выполнимо на практике. Поэтому чаще прибегают к защите цементирующе­го ММП льда от физико-химического воздействия буровым раствором пленками вязких жидкостей, которые покрывают не только обнаженные скважиной поверхности льда, но и частично прилегающее к скважине внутрипоровое простран­ство. разрывая тем самым непосредственный контакт мине­рализованной жидкости со,льдом.

Как указывают АВ Марамзин и А А Рязанов, при пере­ходе от промывки скважин соленой водой к промывке более вязким глинистым раствором интенсивность разрушения льда уменьшилась в 3,5 - 4 раза при одинаковой концентрации в них NaCI. Она снижалась еще больше, когда буровой рас­твор обрабатывали защитными коллоидами (КМЦ, ССБ|. Подтверждена также положительная роль добавок к бурово­му раствору высококоллоидного бентонитового глннопорош- ка и гипана.

Таким образом, для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП. буровой промывочный раствор должен от­вечать следующим основным требованиям:

обладать низким показателем фильтрации:

обладать способностью создавать на поверхности льда в ММП плотную, непроницаемую пленку:

обладать низкой эрозионной способностью; иметь низкую удельную теплоемкость;

образовывать фильтрат, не создающий с жидкостью поро­ды истинных растворов;

быть гидрофобным к поверхности льда.

Существует несколько способов бурения, но промышленное применение нашло механическое бурение. Механическое бурение подразделяется на ударное и вращательное.

При ударном бурении (рис. 31) буровой инструмент состоит из долота 1, ударной штанги 2, канатного замка 3. На бурящейся скважине устанавливается мачта 12, которая имеет в верхней части блок 5, оттяжной ролик балансира 6, вспомогательный ролик 8 и барабан бурового станка 11. Канат навивается на барабан 11 бурового станка. Буровой инструмент подвешивается на канате 4, который перекидывается через блок 5 мачты 12. При вращении шестерен 10 шатун 9, совершая возвратно-поступательное движение, приподнимает и опускает балансирную раму 6. При опускании рамы оттяжной ролик 7 натягивает канат и поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат опускается, долото падает на забой Рис. 31. Схема ударно-канатно и Разрушает породу. Цилиндричность -го бурения скважины обеспечивается за счет поворота долота

при его подъеме над забоем, за счет раскручивания во время подъема и скручивания во время удара долота о породу. Для очистки забоя от разрушенной породы (шлама) поднимают буровой

инструмент из скважины и спускают в нее желонку (удлиненный цилиндр типа ведра с клапаном в дне). При погружении желонки в смесь, состоящую из разрушенной породы и жидкости, клапан в желонке открывается и желонка заполняется этой смесью, затем желонка поднимается. При подъеме желонки клапан в дне закрывается и смесь поднимается на поверхность. Желонка спускается в скважину до тех пор, пока забой не очистится полностью от разбуренной породы. После очистки забоя от шлама в скважину вновь спускается буровой инструмент, и бурение скважины продолжается. В целях недопущения обрушения стенок скважины во время бурения в нее опускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединяющихся между собой с помощью резьбы или сварки. В процессе углубления скважины обсадную трубу наращивают и спускают, так продолжается процесс бурения до тех пор, пока обсадную колонну становится невозможно опускать. В этом случае скважину углубляют долотом меньшего диаметра, спускаемого через 1-ю обсадную колонну. И может наступить момент, когда 2-я или 3-я обсадная колонна не опускается, тогда спускается очередная, меньшего диаметра и т.д., пока не будет достигнута проектная глубина скважины. Ударный способ бурения применяется на небольшие глубины при бурении водяных скважин, в угольной и горнорудной промышленности и т.д. В настоящее время ударный способ для бурения нефтяных и газовых скважин не применяется.

Производительность ударно-канатного бурения в значительной степени зависит от правильного выбора для данной породы типа долота. Для бурения мягких и средней твердости пород используют двутавровые долота (рис. 32). Они имеют широкое и сравнительно тонкое лезвие с двутавровой формой боковых поверхностей лопасти долота (рис. 32 а). Для бурения в твердых породах используют зубильные тяжелые долота (рис. 32 б). При бурении в твердых трещиноватых породах применяют крестовые долота (рис. 32 в).

Увеличение высоты падения инструмента приводит к повышению эффективности удара, но в этом случае уменьшается число ударов в единицу времени. Практика показала, что оптимальная длина хода оттяжного ролика составляет 350-1000 мм, а число ударов в минуту - 40-50.

Рис. 32. Долота для ударного бурения: 1 - лопасть; 2 - шейка; 3 -резьбовая головка; 4 - лезвие; 5 - резьба; а- угол заострения лопасти

Для повышения эффективности ударно-канатного бурения необходимо своевременно очищать забой скважины от выбуренной породы.

Вращательное бурение. Нефтяные и газовые скважины в настоящее время бурятся методом вращательного бурения. При вращательном бурении разрушение горной породы происходит за счет вращающегося долота. Под весом инструмента долото входит в породу и под влиянием крутящего момента разрушает породу. Крутящий момент передается на долото с помощью ротора, устанавливаемого на устье скважины через колонну бурильных труб. Этот метод бурения называется роторным бурением. Если крутящий момент передается на долото от забойного двигателя (турбобура, электробура), то этот способ называют турбинным бурением.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур представляет собой электродвигатель в герметичном исполнении, электрический ток к нему подается по кабелю с поверхности.

Бурение скважин ведется с помощью буровой установки (рис. 33).

Разрушение горных пород осуществляется с помощью долота (1), спускаемого на бурильных трубах (20) на забой. Вращательное движение долота передается забойным двигателем (22) или ротором (13) через колонну бурильных труб (роторное бурение). Ротор монтируется на устье скважины. Колонна бурильных труб состоит из ведущей трубы (11) квадратного сечения (в практике называется квадрат) и соединенных с ней переводником (19) бурильными трубами (20). Колонна бурильных труб проходит через ротор и подвешивается на крюке (9) оснастки буровой установки. Вращательное движение колонны бурильных труб с долотом осуществляют через ротор (рис. 41). Ротор представляет собой конический редуктор с цепным приводом от дизельного или электрического двигателя. Во внутренней полости станины (1) ротора установлен на подшипнике стол (2) с коническим зубчатым колесом, которое входит в зацепление с конической шестерней, насаженной на вал (6). На другой конец вала насажено цепное колесо (на рисунке не показано), через которое передается вращение столу от двигателя. Стол ротора имеет в центре отверстие, диаметр которого зависит от максимального размера долота, пропускаемого через него при спуске или подъеме колонны бурильных труб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие стола ротора вставляют два вкладыша (4), а внутрь их - два зажима (3), которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстии находится ведущая труба тоже квадратного сечения.

Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Вращающийся стол ограждается кожухом (5). Спускоподъемные операции и удержание

Рис. 33. Установка для бурения скважины

на весу колонны бурильных труб осуществляются грузоподъемным механизмом. Грузоподъемный механизм состоит из буровой лебедки 4 (см. рис. 33), электрического или дизельного двигателя (привода) (5), системы оснастки (7), талевого блока (8), кронбло-ка (верхний блок), вертлюга (6) и крюка (9). Каркасом подъемника грузоподъемного механизма служит буровая вышка (12). Для уменьшения усилия на стальной канат (7) талевой системы применяется система полиспастов.

Полиспаст - это система подвижных и неподвижных блоков, через которые пропускают стальной канат. Один конец каната закрепляется на устье скважины неподвижно, а другой наматывается на барабан лебедки (ходовой канат). На верхней опорной части буровой вышки устанавливается блок из неподвижных роликов, который называют кронблоком (рис. 34).

Рис. 34. Кронблок: 1 - шкивы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительный кожух; 5 - вспомогательные шкивы

Подвижный блок называют талевым блоком (рис. 35). Чаще всего кронблок состоит из шести роликов с желобами для стального каната, а талевый блок - из пяти роликов с желобами. В этом ству скважины на поверхность, где по желобам (14) поступает в систему очистных сооружений. В системе очистных сооружений буровой раствор очищается от частиц горной породы, вновь поступает в приемную емкость (18), и процесс бурения продолжается.

При турбинном способе бурения буровой раствор является рабочей жидкостью для привода гидравлического забойного двигателя - турбобура.

Буровой раствор при бурении скважины выполняет ряд важных функций. При постоянной циркуляции во время бурения буровой раствор охлаждает шарошки бурового долота, выносит частицы разрушенной горной породы с забоя скважины на поверхность, предотвращает возможные выбросы нефти и газа в процессе бурения скважины, препятствует обвалам и разрушениям стенок ствола скважины в процессе бурения. Для каждого месторождения в зависимости от горно-геологических условий, строения и состава пород, пластового давления и т.д. приготавливается соответствующий буровой раствор. Рецептура и состав бурового раствора должны быть указаны в техническом проекте на бурение скважины. Буровой раствор должен быть достаточно подвижным, хорошо удерживать частицы разрушенной горной породы, не фильтроваться в горные породы и т.д. В основном в качестве бурового раствора применяется глинистый раствор, который приготавливается по специальной рецептуре, т.е. раствор глины в воде с соответствующими добавками. Иногда применяются растворы на нефтяной основе.

В процессе бурения, когда ведущая труба (квадрат) войдет в раствор на всю длину, с помощью лебедки поднимают бурильный инструмент из скважины на длину квадрата и подвешивают с помощью элеватора или клиньев на стволе ротора. Отворачивают ведущую трубу (квадрат) вместе с вертлюгом и спускают ее в обсадную трубу, установленную заранее в наклонную скважину, называемую шурф. Длина шурфа должна быть равна длине ведущей трубы. Шурф бурится до начала бурения скважины в правом углу вышки. Затем бурильную колонну наращивают путем наворачивания к ней двухтрубки (двух свинченных между случае усилие на ходовом канате будет в десять раз меньше фактического веса поднимаемой колонны бурильных труб.

В процессе бурения необходимо вращать колонну бурильных труб с долотом и одновременно подавать в эти трубы буровой раствор для выноса разбуренной породы. С этой целью между крюком (9) и квадратом (11) монтируется (подвешивается) специальное устройство, которое называется вертлюг (6). Для выноса на поверхность разрушенной на забое скважины горной породы, охлаждения долота, приведения в действие забойных двигателей (турбобуров) в бурящейся скважине постоянно циркулирует глинистый раствор. Буровой глинистый раствор, приготовленный на поверхности, из емкости (18) забирается поршневым буровым насосом (16) с двигателем (17) и по нагнетательному трубопроводу (15) через специальный гибкий шланг высокого давления (10) под давлением подается через вертлюг в бурильные трубы.

Вертлюг состоит из полого корпуса, внутри которого размещается горизонтальная опорная площадка с упорным подшипником качения, на который опирается вращающаяся часть - ротор, к которому присоединяется с помощью резьбовых соединений колонна бурильных труб. В верхней части корпуса вертлюга через патрубок закачивается буровой раствор, который проходит через полый ротор в колонну бурильных труб. Выйдя через отверстия долота, буровой раствор, смешиваясь с частицами разрушенной горной породы, поднимается по затрубному простран-

Рис. 35. Талевый блок: 1 - траверса; 2 - шкивы; 3 - ось; 4 - предохранительные кожухи; 5 - щеки; 6 -серьга

собой бурильных труб), снимают ее с элеватора или клиньев, спускают в скважину на длину двухтрубки, подвешивают с помощью элеваторов или клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, наворачивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев или элеватора, спускают долото до забоя, и продолжается бурение скважины.

Для замены изношенного долота на другое поднимают бурильный инструмент, заменяют долото, спускают инструмент с долотом и продолжают бурение скважины. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается или сматывается с барабана, и за счет этого поднимается или спускается талевый блок с крюком. К крюку с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну. При подъеме бурильный инструмент свинчивают на секции, которые называют свечами, и устанавливают в фонаре вышки на подсвечнике. Секции, или свечи, имеют длину в зависимости от высоты буровой вышки. Так, при высоте вышки 41 метр длина свечей 25-36 метров. Спуск бурильного инструмента (бурильной колонны) в скважину осуществляется в обратном порядке. Буровая вышка - это металлическое сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента с долотом, забойных двигателей, обсадных труб, размещения бурильных свечей после их подъема из скважины и т.д.

Вышки выпускают башенные (рис. 36) и мачтовые (рис. 37).

Башенная вышка ВМ-41 (рис. 37) представляет собой правильную усеченную четырехгранную металлическую пирамиду. Она состоит из четырех ног (1), ворот (2), балкона (3) верхнего (верхового) рабочего, подкронблочной площадки (4), козлов (5), поперечных поясов (6), стяжек (7) и маршевой лестницы (8).

Мачтовые вышки выпускаются одноопорные и двухопор-ные А-образные. Чаще всего применяются А-образные вышки.

Мачтовая А-образная вышка (рис. 37) состоит из подъемной стойки (1), секций мачты (2,3,4,6), пожарной лестницы (5), монтажных козлов (7), подкронблочной рамы (8), растяжек (9,10,14), оттяжек (11), тоннельных лестниц (12), балкона (13) верхового

Рис. 36. Вышка ВМ-41: 1 - нога; 2 - ворота; 3 - балкон; 4 - подкрон-блочная площадка; 5 - монтажные козлы; 6 - поперечные пояса; 7 - стяжки; 8 - маршевая лестница

Рис. 37. Мачтовая вышка А-образного типа: 1 - подъемная стойка; 2, 3, 4, 6 - секции мачты; 5 - пожарная лестница; 7 - монтажные козлы для ремонта кронблока; 8 - подкронблочная рама; 9, 10, 14 - растяжки; 11 -оттяжки; 12 - тоннельные лестницы; 13 - балкон; 15 - предохранительный пояс; 16 - маршевые лестницы; 17 - шарнир

рабочего, предохранительного пояса (15), маршевых лестниц (16), шарнира (17).

Вышки выпускаются нескольких модификаций. Основные характеристики вышек - это грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (место для свечей бурильных труб), размеры нижнего и верхнего оснований, вес (масса вышки).

Грузоподъемность вышки - это максимальная, предельно допустимая нагрузка на вышку в процессе бурения скважины. Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины, от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций.

Для бурения скважин на глубину 400-600 м применяется вышка высотой 16-18 м, на глубину 2000-3000 м - высотой 42 м, а на глубину от 4000 до 6500 м - 53 м.

Емкость «магазина» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114-168 мм может быть размещена в них. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размеры верхнего основания вышек составляют 2x2 или 2,6x2,6 м, а нижнего - 8x8 или 10x10 м.

Общая масса буровых вышек составляет десятки тонн.

Для механизации спуско-подъемных операций применяются талевая система и буровая лебедка. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 34), который устанавливается в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 35), соединяемого с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой конец закрепляется неподвижно у бурового крюка. Талевая система является полиспастом (система блоков), который предназначен для уменьшения натяжения талевого каната и для снижения скорости спуска бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спуско-подъемных операциях -с помощью штропов и элеватора (рис. 38). Буровая лебедка применяется для:

"*%" 1) удержания на весу бурильного инструмента; *" " 2) спуска и подъема бурильных и обсадных труб.

Рис. 38. Схема подвешивания бурильной трубы при спуско-подъемных операциях: а - схема; б - элеватор: 1 - бурильная труба; 2 -элеватор; 3 - штроп

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой определенной грузоподъемности. Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильных труб используются автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПКБ-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб. Ключ АКБ-ЗМ (рис. 39) устанавливается между лебедкой и ротором 4 на фундаменте.

Основными частями ключа являются блок ключа 1, каретка с пневматическими цилиндрами 2, стойка 3 и пульт управления 4.

Свинчивание и развинчивание бурильных труб осуществляется с помощью блока ключа, монтируемого на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилиндров по направляющим: или к бурильной трубе, установленной в роторе, или от нее. Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пульта управления 4. С этой целью в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Рис. 39. Ключ буровой АКБ-ЗМ: 1 - блок ключа; 2 - каретка с пневматическими цилиндрами; 3 - стойка; 4 - пульт управления

В последнее время выпускаются ключи АКБ-ЗМ2, в основу конструкции которых положены ключи АКБ-ЗМ. На базе бурового ключа АКБ-ЗМ2 разработан и серийно выпускается на заводе «Ижнефтемаш» (г. Ижевск) ключ АКБ-ЗМ2-Э2 с двухсторонним электроприводом вращателя.

Характеристика	АКБ-ЗМ2	АКБ-ЗМ2-Э2
Условный диаметр свинчиваемых (развинчиваемых) труб, мм: бурильных обсадных	108-216 114-194	108-216 114-194
Привод вращателя	пневмомотор	эл. двигатель
Частота вращения трубозажимного устройства, об/мин: на первой скорости на второй скорости	60-105
Крутящий момент (кНм) при свинчивании (развинчивании): на первой скорости не менее: на второй скорости не менее: максимальный (при двух-трех докреплениях)	1,2 30	1,25 2,5
Мощность привода, кВт		15/7,5
Давление воздуха в сети, мПа	0,7-0,9	0,7-0,9
Габаритные размеры, мм Блок ключа с кареткой и колонной Пульт управления Станция управления	1730x1013x2380 870x430x1320	1730x1020x2700 790x430x1320 700x650x1600
Масса ключа, кг

Основным механизмом, выполняющим операции свинчивания и развинчивания труб, является блок ключа.

По направляющим полозьям блок ключа перемещается вдоль каретки под действием двух пневматических цилиндров двойного действия, обеспечивая подвод трубозажимного устройства к бурильной трубе и отвод от нее. Вращение трубозажимного устройства блока ключа - от пневмодвигателя через редуктор. Каретка свободно вращается в верхней части колонны, и ее положение при работе фиксируется. Каретка с блоком ключа может перемещаться вдоль колонны по высоте. Нижней частью колонны ключ жестко крепится к основанию буровой. Пульт управления обеспечивает дистанционное управление работой ключа.

Область применения ключа АКБ-ЗМ2-Э2 и диапазон свинчивания-развинчивания соединений аналогичны ключу АКБ-ЗМ2.

Ключ ПКБ-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.

Последние годы для механизации процессов свинчивания-развинчивания бурильных труб и обсадных труб при бурении нефтяных и газовых скважин разработан и используется ключ буровой автоматический двухскоростной с пневмоприводом АКБ-4, который разработан на базе применяемого ключа АКБ-ЗМ2 и имеет высокий коэффициент унификации с ним. Ключ прост в управлении и обслуживании, надежен в работе.

Преимущества ключа АКБ-4:

Высокий крутящий момент - 70 кНм - позволяет обходиться без применения машинных ключей;

Крутящий момент прикладывается к свинчиваемому соединению без ударов, за счет чего значительно снижается износ бурильных труб и сухарей самого ключа;

Ограничитель крутящего момента, установленный на ключе, позволяет свинчивать соединения с заранее заданным моментом, по достижении которого пневмомотор отключается.

Техническая характеристика АКБ-4:

1. Условный диаметр свинчиваемых или развинчиваемых труб, мм

бурильных- 108-216; обсадных - 114-194;

2. Привод вращателя - поршневой пневмомотор;

3. Мощность привода, кВт-13;

4. Давление воздуха в сети, мПа - 0,7-1,0; ,ш5. Крутящий момент, кНм: i"i на первой (быстрой) скорости - 5,0;

% на второй (медленной) скорости - 70,0;

6. Габаритные размеры, мм

блок ключа с кареткой и колонной 1780x1230x2575; " пульт управления 870х430х 1320;

масса ключа, кг - 2700.

; Пневматический клиновой захват ПКР-560 используется для Г Механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пульта с помощью пневмоцилиндра. , При бурении скважин применяются также вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.

Вертлюг (рис. 40) служит для соединения невращающейся талевой системы и бурового крюка с вращающимися бурильными трубами и для ввода в них промывочной жидкости под высоким давлением.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При бурении скважин применяются поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия.

В настоящее время на заводе «Ижнефтемаш» освоен выпуск буровых насосов НБ 32, НБ-50, НБ-80, НБ 125Иж (горизонтальные двухцилиндровые насосы двухстороннего действия, приводные со встроенным зубчатым редуктором).

Насосы НБ32, НБ50, НБ80 применяются для нагнетания промывочной жидкости (воды, глинистого раствора) в скважи-

рис. 40. Вертлюг: 1 - подшипни-,ки; 2 - корпус; 3 - сальники; 4 -штроп; 5 - напорная труба; 6 -крышка корпуса; 7 - ствол

ну при геолого-разведочном и структурно-поисковом бурении на

нефть и газ.

Насос НБ 125Иж используется:

Для нагнетания промывочной жидкости при бурении нефтяных и газовых скважин;

для нагнетания жидких сред при выполнении промывочно-продавочных работ в процессе капитального ремонта скважин;

для нагнетания воды, полимерных растворов в продуктивный пласт для интенсификации добычи нефти; для перекачивания различных неагрессивных жидкостей, включая обводненную нефть.

Технические характеристики насосов.

Наименование насоса	Ход поршня, мм	Высота всасывания, м
НБ32
НБ50
НБ80
НБ125

Давление и подача насосов.

Наименование насоса	Мощность, кВт	Диаметр сменных втулок, мм	Объемная подача, м 3 /час	Наибольшее давление, МПа	Число двойных ходов в минуту
НБ32			15,8	4,0
	20,9	4,0
	26,3	3,2
	32,4	2,6
НБ50			20,9	6,3
	26,3	5,0
	32,0	4,1
	39,6	3,4
НБ80			19,8	10,0
	26,0	8,0
	32,7	6,3
	40,3	5,2
	50,4	4,3
НБ 125ИЖ			25,2	17,0
	32,0	13,0
	43,5	10,0
	54,0	8,8
НБ 125ИЖ WT.			33,0	13,0
	42,0	10,0
	57,0	7,5
	71,0	6,0

На базе буровых насосов на заводе изготавливаются насосные агрегаты АНБ 22, АН-50 и АН-125.

Насосные агрегаты состоят из рамы, на которой устанавливается буровой насос, электродвигатель и клиноременная передача.

Агрегат АНБ 22 имеет трехскоростную коробку передач, позволяющую изменять подачу насоса в широком диапазоне.

Кроме перечисленных насосов на заводе освоен и выпускается насос цементировочный НЦ 320. НЦ 320 - горизонтальный двухпоршневой насос двустороннего действия со встроенным червячным редуктором, предназначен для нагнетания жидких сред (глинистых, цементных, солевых растворов) при промывоч-но-продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения и капитального ремонта.

Конструкция насоса разработана на базе насоса 9Т.

Полезная мощность насоса - 108 кВт.

Передаточное число червячной пары - 22.

Давление и объемная подача насоса.

Напорный рукав (буровой шланг) применяется для подачи промывочной жидкости под давлением к вертлюгу.

Ротор (рис. 41) служит для вращения бурильной колонны с частотой 30-300 об/мин в процессе бурения, для восприятия реактивного крутящего момента колонны, для удержания на весу бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на его столе, на элеваторе или клиньях при свинчивании свечей во время спуско-подъемных операций, ловильных и других работах.

Рис. 41. Ротор: 1 - станина; 2 - стол с укрепленным зубчатым венцом; 3 - зажимы; 4 - вкладыши; 5 - кожух; 6 - вал

Ротор состоит из станины 1, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым венцом, вала 6 с одной стороны и конической шестерней с другой стороны, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4 и зажимов 3 для ведущей трубы. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Силовой привод обеспечивает энергией лебедку, буровые насосы и ротор. Силовой привод буровой установки бывает дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим.

Дизельный привод применяется в местах бурения, где отсутствует электроэнергия требуемой мощности.

Электрический привод прост в монтаже и эксплуатации, обладает высокой надежностью и экономичностью.

Дизель-электрический привод от дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель.

Дизель-гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт, которая распределяется на привод буровых насосов и ротора.

Циркуляционная система служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых порций и закачки очищенного раствора в скважину.

Буровые долота

Долото - это буровой инструмент для механического разрушения горных пород в процессе бурения скважины. При вращательном бурении используют лопастные и шарошечные долота.

Лопастные долота - это долота режуще-скалывающие, предназначены для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердости (вязкие глины, непрочные глинистые сланцы и др.) и малой абразивности, чаще всего применяются при роторном бурении.

Шарошечные долота - это долота режуще-истирающего действия с алмазными или твердосплавными породоразрушающими насадками. Чаще всего применяются трехшарошечные долота.

Шарошечные долота применяются при вращательном бурении для бурения пород е-разными физико-механическими свойствами, в том числе и при чередовании высокопластичых маловязких пород с породами средней твердости.

Шарошечные долота изготавливаются из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой быстроизнашивающихся частей, а зубцы изготавливаются из твердых сплавов.

Алмазные долота. Алмазные долота применяются для разбуривания твердых пород. Режущие кромки этих долот оснащают искусственными алмазами. Алмазные долота бывают спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные искусственными алмазами, и промывочные отверстия. Спиральные алмазные долота применяются в турбинном бурении для разрушения малоабразивных и среднеабразивных горных пород.

У радиальных алмазных долот рабочая поверхность состоит из радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами, а между ними - промывочные отверстия.

Эти долота применяются при роторном и турбинном бурении для разрушения твердых пород и малоабразивных пород средней твердости.

Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде ступенчатой формы. Ступенчатые долота применяются при роторном и турбинном способах бурения при разбуривании малоабразивных мягких и средней твердости горных пород.

Срок службы и проходка на долото у алмазных долот намного больше, чем у других долот. За счет этого сокращается число спускоподъемных операций при бурении скважин.

Хорошие результаты по выпуску буровых долот, бурголо-вок, армированных синтетическими алмазами для бурения вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов скважин, получены на совместном российско-американском предприятии в Удмуртии СП «УДОЛ» («Удмуртские долота»). Здесь производят более 50 типоразмеров различных долот, бурголовок и калибраторов:

а) долота алмазные различных моделей;

б) долота лопастные РДС размерами от 119 до 259 мм;

в) долота с твердосплавными резцами PC;

г) долота бицентричные SR для бурения с одновременным расширением ствола скважины от 120,6x141,9 до 215,9х х250 мм;

Д й д) бурголовки для отбора керна, а также керноотборные;> . снаряды для отбора керна в горизонтальных скважинах; о " е) калибраторы.

Долота со смещенным центром (бицентричные) имеют высокую эффективность и надежность. Скорость проходки с их применением увеличивается в 3-5 раз.

Долота для отбора керна. Для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики продуктивных пород, определения содержания нефти или газа в горных породах и т.д. в скважинах в процессе бурения отбираются целики неразрушенной горной породы продуктивного горизонта (керн). Для отбора и поднятия на поверхность керна применяются специальные колонковые долота (рис. 42). Такое долото состоит из бурильной головки (1) и колонкового набора, присоединяемого к корпусу бурильной головки с помощью резьбового соединения. Бурильные головки бывают шарошечные, алмазные

и твердосплавные. Шарошки в бурильной головке смонтированы так, чтобы порода в центре забоя бурящейся скважины не разрушалась, за счет чего образуется керн (2). Бурильные головки для бурения скважин с отбором керна выпускаются в основном четырех- и шести-шарошечные, хотя есть и вось-мишарошечные. В алмазных и твердосплавных бурильных головках породоразрушающие элементы располагаются так, что позволяют вести разрушенные породы только по периферии забоя скважины, оставляя в центре неразрушенный целик горной породы. Целик горной породы при дальнейшем бурении скважины поступает в колонковый набор, который состоит из корпуса (4)и колонко-Рис. 42. Схема устройства ко- вой тРУ бы ^ называемой лонкового долота: 1 - бурильная грунтоноской. Грунтоноска обес-головка; 2 - керн; 3 - грунтоноска; печивает сохранность керна 4 - корпус колонкового набора; 5 - во время бурения скважины шаровой клапан и при подъеме бурильного ин-

струмента на поверхность. В нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и керно-держатели, а в верхней части монтируется шаровой клапан (5), который обеспечивает пропуск жидкости из грунтоноски при заполнении ее керном. Для отбора керна применяются колонковые долота со съемной и несъемной грунтоноской. При использовании колонкового долота со съемной головкой подъем грунтоноски с керном осуществляется с помощью спуска в бурильную ко-

лонну стального каната с ловителем. После подъема ловителя из грунтоноски извлекают керн, в корытце колонкового набора устанавливают освободившуюся от керна грунтоноску и, спустив бурильный инструмент, продолжают бурение с отбором керна в следующем интервале. Бурголовки для отбора керна, производимые СП «УДОЛ», обеспечивают вынос керна 85-100%.

Бурильные трубы

Бурильные трубы при бурении скважин применяют для передачи вращения долоту при роторном бурении, подачи промывочной жидкости к турбобуру при турбинном бурении, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для охлаждения долота, для подъема на поверхность разрушенной горной породы, подъема и спуска долота, турбобура, электробура, грунтоноски и т.д.

При бурении скважин применяют стальные бурильные трубы (СБТ) с концами, высаженными внутрь и наружу, с приваренными присоединительными концами, с блокирующими поясками, со стабилизирующими поясками, а также легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ).

Стальные бурильные трубы изготавливают из углеродистых и легированных сталей. Бурильные трубы с высаженными внутрь и наружу концами диаметром до 102 мм и более выпускаются длиной более 11,5 м. Трубы длиной 6 м поставляются в комплекте с муфтами, а трубы длиной 8 и 11,5 м - без муфт. Для соединения бурильных труб применяют бурильные замки: ЗН - замки с нормальным проходным отверстием; ЗШ - замки с широким проходным отверстием; ЗУ - замки с увеличенным проходным отверстием. Замки ЗН и ЗШ применяют для соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами, а замки ЗУ - для соединения бурильных труб с высаженными наружу концами.

Бурильные трубы выпускают с наружным диаметром 60, 73, 89, 102, 114, 127,140 и 169 мм и толщиной стенки от 7 до 11 мм. С целью сокращения числа свинчиваний и развинчиваний труб при спуско-подъемных операциях трубы с помощью муфт с резь-

бой соединяют в секции (свечи). Секции из бурильных труб соединяют между собой при спуске в скважину с помощью специальных резьбовых замков, которые состоят из ниппеля с наружной конусной резьбой и муфты с внутренней конусной резьбой.

Соединенные между собой секции бурильных труб называют колонной бурильных труб. Первая верхняя труба в колонне бурильных труб называется ведущей трубой (квадратного профиля). Последняя внизу бурильная труба называется утяжеленной бурильной трубой (УБТ), она устанавливается над долотом. Утяжеленная бурильная труба предназначается для увеличения нагрузки на долото и повышения устойчивости нижней части бурильной колонны. Она изготавливается из толстостенной трубы. Применение УБТ позволяет создавать нагрузку на забой комплектом соединенных между собой нескольких толстостенных труб, за счет чего достигается улучшение условий работы бурильной колонны. В целях уменьшения веса всей бурильной колонны при бурении глубоких скважин вместо стальных бурильных труб применяют бурильные трубы из алюминиевых сплавов (сплав алюминия с медью и магнием), которые называют легкосплавными бурильными трубами (ЛБТ). Легкосплавные бурильные трубы выпускают с высаженными внутрь концами диаметром 73, 93, 114, 129 и 147 мм. На концах этих труб нарезается стандартная резьба. Соединяются они между собой с помощью специальных стальных бурильных замков. Применение легкосплавных бурильных труб позволяет почти в два и более раз уменьшать вес бурильной колонны. Бурильные трубы выпускаются на заводах длиной 6,8 и 11,5 м. Свечи собираются длиной 25-36 м.

Забойные двигатели

Турбобуры. При турбинном бурении скважины долото приводится во вращение забойным двигателем, называемым турбобуром. Турбобур - это забойный двигатель, превращающий энергию движущегося потока бурового раствора в механическое движение - вращение вала турбобура, соединенного с долотом.

Рис. 43. Ступень турбины

Турбобур представляет собой многоступенчатую турбину с числом ступеней от 25 до 350. Каждая ступень турбины (рис.43) состоит из статора(1), жестко соединенного с корпусом турбобура и ротора (2), укрепленного на валу турбобура. В статоре и роторе поток бурового раствора меняет направление движения и, перетекая из ступени в ступень, отдает часть гидравлической мощности каждой ступени. Мощность, создаваемая на валу турбобура всеми ступенями, суммируется на валу турбобура и передается долоту.

Считается, что для эффективной работы турбобура необходимо иметь около ста турбин. В каждой турбине равномерно по периметру размещены лопатки ротора. Перед каждой турбиной-ротором в корпусе турбобура установлены аналогичные по конструкции турбинки-статоры. Каждая пара турбинок ротора и статора образует ступень турбобура. В современных турбобурах число таких ступеней доходит до трехсот. Поток бурового раствора вначале попадает на лопатки турбинки-статора, изменяет направление и попадает на лопатки турбинки-ротора, опять изменяет направление, а возникшая при этом радиальная сила через турбинки-роторы приводит во вращение вал турбобура. Промышленностью выпускается односекционный многоступенчатый турбобур. Выпускаются также двух-, трех- и четырехсекционные турбобуры, имеющие, соответственно, до 230, 270 и 280 турбин. Многосекционные турбобуры применяются при бурении глубоких скважин.

Для отбора керна при бурении скважин турбинным способом применяются колонковые турбобуры (турбодолота) со съемной грунтоноской. Турбобуры выпускаются в основном с наружным диаметром от 102 до 235 мм, т.е. они могут применяться при бурении скважин долотами разного диаметра.

Применяются также низкочастотные забойные гидравлические двигатели - это винтовые (объемные) двигатели с частотой вращения вала от 90 до 300 об/мин. Винтовой забойный двигатель состоит из двух секций: двигательной и шпиндельной.

Двигательная секция состоит из винтового ротора (внутренний винт) и статора с внутренним винтом. У ротора винт короче на один зуб, а ось ротора смещена относительно оси статора. Буровой раствор, проходя в зазоре винтового механизма, вращает винт ротора.

Винт ротора соединен с валом, на конце которого имеется резьба для навинчивания долота.

Электробуры. Электробур - это забойный электрический двигатель, с помощью которого обеспечивается вращение долота на забое скважины. В корпусе электробура помещается трехфазный электродвигатель переменного тока. Электроэнергия к элек-" тродвигателю подается с поверхности по специальному кабелю, находящемуся внутри бурильных труб. Под вертлюгом располагается кольцевой токоприемник, к которому по кабелю подается электрический ток. Весь кабель разделяется на отдельные секции. Каждая секция имеет длину, равную длине свечи бурильных труб. Соединение и разъединение кабельных секций при свинчивании и развинчивании свечей во время спуско-подъемных операций производятся с помощью специальных замков (контактов) на каждой трубной свече. Контактный замок состоит из жесткозакрепленного на одном конце трубы по центру контактного стержня и муфты, тоже жесткозакрепленной на другом конце трубы. При свинчивании трубных свечей стержень входит в муфту и замыкает электрический контакт, а при развинчивании контакт размыкается. В процессе бурения колонна бурильных труб неподвижна и по ней подается буровой раствор на забой скважины. При бурении электробуром обеспечивается стабильность режима бурения, т.к. при этом частота вращения ротора не зависит от количества бурового раствора, подаваемого на забой скважины.

Недостатком электробурения является неудобство подачи электроэнергии к электробуру и сложное обеспечение надежности герметизации электробура от попадания в него бурового раствора. В электробурении применяются электробуры диаметром 170, 215 и 250 мм и долота 190,5; 244,5; 295,3 мм.