• Подготовка к процессу
• Предварительные работы
• Завершение
• Возникающие осложнения
• Способы бурения

Бурение – это процедура разламывания горных пород специальной бурильной техникой. Бурение, как и многие другие технологии, имеет несколько направлений.

Процесс бурения включает в себя разламывание горных пород при помощи бурильной техники, в результате чего получается скважина.

Эти направления зависят от положения горного пласта:

• вертикальное;
• наклонно-направленное;
• горизонтальное.

Процесс прокладывания в земле направленного цилиндрического ствола называют бурением. Впоследствии этот канал называют скважиной. В диаметре она должна быть меньше длины. Устье скважины (начало) располагается на поверхности. Забоем и стволом называют дно и стены скважины соответственно.

Подготовка к процессу

При бурении скважин сначала:

Процесс бурения невозможен без специальной бурильной техники.

1. На участок бурения подвозят бурильную технику.
2. Потом начинается процесс бурения. Он заключается в углублении ствола скважины путем промывания его и бурения.
3. Во избежание обрушения стенок скважин проводят разобщение пластов – работы по укреплению пластов земли. Для этого в пробуренную землю опускают и прокладывают трубы, которые соединяются в колонны. Затем все пространство между трубами и землей цементируют (тампонируют).
4. Последний этап работ называется освоение скважин. В него входит вскрытие последнего пласта, установка призабойной зоны, а также перфорация и вызов оттока.

Для того чтобы начать бурение сначала, нужно осуществить подготовительные работы.

Сначала оформляют документы, разрешающие вырубку и расчистку лесного массива, но для этого нужно получить согласие лесхоза. При подготовке участка для бурения проводят следующие работы:

Перед тем как начать бурение скважин, необходимо расчистить участок от деревьев.

• разбивка зон на участки по координатам;
• вырубка деревьев;
• планировка;
• возведение поселка рабочих;
• подготовка основы для буровой;
• приготовление и разметка площадки;
• установка фундаментов под цистерны на ГСМ складе;
• устройство обволоки склада, приготовление оборудования.

Следующий этап работ – это подготовка вышкомонтажного оборудования. Для этого:

• производят монтаж техники;
• монтаж линий;
• монтаж подвышечных оснований, оснований и блоков;
• монтаж и подъем вышки;
• пусконаладочные работы.

Вернуться к оглавлению

Предварительные работы

После того, как буровая машина установлена, прибывает спецкомиссия на проверку оборудования, техники и качества труда.

Когда бурильная установка готова, начинаются работы по приготовлению к бурению. Как только буровая машина установлена и возведение сооружений закончено, буровую проверяет спецкомиссия. Мастер бригады бурения, принимая комиссию, вместе с ней следит за качеством работ, проверяет технику и исполнение охраны труда.

Например, светильники по способу исполнения должны быть во взрывобезопасном кожухе, по шахте должно быть распределено аварийное освещение на 12 V. Все замечания производимые комиссией должны быть учтены до начала работ по бурению.

До того как начать буровые работы, техника оснащается соответствующим оборудованием: шурфом под квадрат, буровыми трубами, долотом, приспособлениями малой механизации, обсадными трубами под кондуктор, контрольно-измерительными приборами, водой и т. д.

На буровой должны быть домики для жилья, беседка, столовая, баня для сушки вещей, лаборатория для анализа растворов, инвентарь для тушения пожаров, вспомогательный и рабочий инструмент, плакаты по технике безопасности, аптечки и медикаменты, склад для бурильного оборудования, вода.

После того как вышка для бурения была установлена, начинается ряд работ по переоснастке талевой системы, в процессе чего осуществляется установка оборудования и апробирование средств малой механизации. Технология забуривания начинается с установки мачты. Ее направления должно быть установлено точно по центру оси вышки.

После центровки вышки производится бурение под направление. Это опускание трубы для упрочнения скважин и заливка ее верхнего конца, который должен по направлению совпадать с желобом, цементом. После того, как направление в процессе бурения скважин было установлено, еще раз проверяют центровку между осями ротора и вышки.

В центре скважины производят бурение под шурф для квадрата и в процессе обсаживают трубой. Бурение шурфа скважины исполняется турбобуром, который во избежание слишком быстрого вращения удерживается пеньковым канатом. Одним концом он крепится к ноге вышки, а второй удерживается в руках через блочок.

Вернуться к оглавлению

Завершение

После подготовительных работ, за 2 дня до пуска буровой, организуется конференция, где участвует вся администрация (главный инженер, технолог, главный геолог и т. д.). На конференции обсуждают:

Схема строения геологических пород на месте обнаружения нефти: 1 – глины, 2 – песчаники водонасыщенные, 3 – нефтяная залежь.

• строение скважины;
• строение пород в месте геологического разреза;
• осложнения, которые могут возникнуть в процессе бурения и т. д;
• затем рассматривают нормативную карту;
• обсуждаются работы по безаварийной и скоростной проводке.

Процесс бурения может быть начат при оформлении следующих документов:

• геолого-технического наряда;
• разрешения о вводе буровой в действие;
• нормативной карты;
• вахтового журнала;
• журнала по буровым растворам;
• журнала ведения охраны труда;
• учета работы дизелей.

На буровой могут применяться следующие виды механизмов и материалов:

• цементирование оборудования;
• плакаты с надписями о безопасности и об охране труда;
• каротажное оборудование;
• питьевая вода и техническая;
• вертолетная площадка;
• цементные растворы и буровые;
• химические реагенты;
• обсадные трубы и бурильные.

Бурение скважин – метод вырубания горной породы при котором образуется шахта. Такие шахты (скважины) испытывают на наличие нефти и газа. Для этого производят перфорацию ствола скважины для провоцирования притока нефти или газа из продуктивного горизонта. Затем производится демонтаж бурильной техники и всех вышек. На скважине устанавливается пломба с указанием названия и срока бурения. После этого мусор уничтожается, все амбары зарываются, а металлолом утилизируется.

Обычно вначале максимальный диаметр скважин не превышает 900 мм. В конце он редко когда достигает 165 мм. Процесс бурения представляет собой несколько процессов, в ходе которых происходит строительство ствола скважины:

• процесс углубления дна скважин посредством раскрашивания горных пород буровым инструментом;
• удаление разломанной породы их шахты скважины;
• крепление ствола скважин;
• проведение геолого-геофизических работ по исследованию породы разлома и обнаружению продуктивных горизонтов;
• спуск и цементирование глубины.

По глубине скважины бывают следующих типов:

• мелкая – глубиной 1500 м;
• средняя – глубиной до 4500 м;
• глубокая – 6000 м;
• сверхглубокая – свыше 6000 м.

Процесс бурения – это разламывание горных пород буровыми долотами. Разломанные части этой породы вычищают потоком промывочного (жидкого) раствора. Глубина скважин увеличивается в процессе разрушения забоя по всей площади.

Вернуться к оглавлению

Возникающие осложнения

Обвал стенок скважины может произойти вследствие неустойчивой структуры породы.

При процессе бурения скважины могут возникнуть некоторые осложнения. Это могут быть:

• обвалы стен шахты;
• поглощения промывочной жидкости;
• аварии;
• неточное просверливание ствола скважин и т. д.

Обвалы могут возникнуть вследствие неустойчивой структуры породы. Их признаком могут служить;

• повышенное давление;
• слишком сильная вязкость промывочной жидкости;
• слишком большое количество обломков при промывке шахты.

Поглощение промывочного раствора происходит из-за того, что раствор, залитый в шахту, полностью засасывается пластом. Обычно это происходит тогда, когда пласты имеют пористую структуру или большую проницаемость.

Бурение – это процесс, при котором вращающийся снаряд доводят до забоя, а потом поднимают снова. При этом скважины просверливаются до коренных пород, врезаясь на 0,5-1,5 м. После этого в устье опускается труба для предотвращения размыва и для того, чтобы промывочная жидкость, выходя из скважины, попадала в желоб.

Частота вращения бурового снаряда и шпинделя зависит от физических свойств горных пород, диаметра и вида буровой коронки. Скоростью вращения управляет регулятор подачи, создающий нужную нагрузку на коронку. При этом он создает определенное давление на резцы снаряда и стенки забоя.

Прежде чем начать бурение скважины нужно составить ее проектный чертеж, где указаны:

• физические свойства пород: их твердость, устойчивость и водонасыщенность;
• глубина и наклон скважины;
• конечный диаметр скважины, на который влияет твердость пород;
• способы бурения.

Составление проекта скважин начинается с выбора ее глубины, диаметра по окончании бурения, углов забуривания, структуры.

Глубина картировочных скважин зависит от геологического анализа с последующим его картированием.

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.

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.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ

Ю.В. ВАДЕЦКИЙ

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Учебник

Допущено

Министерством образования Российской Федерации

в качестве учебника для образовательных учреждений

начального профессионального образования

Москва

ACADEMA

2009

УДК 622.23/.24 ББК33.131 В12

Автор выражает глубокую благодарность

ст. научному сотруднику ОАО «ВНИИОЭНГ» В.А.Ершовой

за помощь при подготовке рукописи к изданию

Рецензент --

главный научный сотрудник Института проблем нефти и газа РАН В. И. Игревский

Вадецкий Ю. В.

В12 Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования/ Юрий Вячеславович Вадецкий. -- М.: Издательский центр «Академия», 2003. -- 352с. ISBN 5-7695-1119-2

В учебнике даются краткие сведения из общей и нефтепромысловой геологии. Описываются принципы разработки нефтяных и газовых месторождений, а также способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Приводятся данные о буровых установках и методах их сооружения.

Для учащихся начальных профессиональных учебных заведений.

УДК 622.23/.24 ББК33.131

© Вадецкий Ю.В., 2003

© Образовательно-издательский центр «Академия», 2003 ISBN 5-7695-1119-2

© Оформление. Издательский центр «Академия», 2003

Введение

Глава 1 Краткие сведения из общей и нефтепромысловой геологии

1.1. Основные понятия о строении и составе земной коры

1.2. Складкообразование и типы складок

1.3. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс их разрушения при строительстве скважин

1.4. Образование нефти и нефтяной залежи

1.5. Поиски, разведка и разработка месторождений

Глава 2 Общие сведения о бурении скважин и оборудовании, применяемом для осуществления этого процесса

2.1. Понятие а буровой скважине, классификация и назначение скважин

2.2. Технологическая схема бурения скважин вращательным способом

2.3. Цикл строительства скважин. Баланс календарного времени и понятие о скорости бурения

2.4. Буровые установки глубокого бурения

2.5. Буровые вышки и оборудование для спуска и подъема бурильной колонны

2.6. Оборудование и инструмент для бурения скважин

2.7. Общие мероприятия по охране природы и окружающей среды при строительстве скважин

2.8. Схемы расположения наземных сооружений и оборудования

2.9. Подготовительные работы к бурению скважины

Глава 3 Породоразрушающий инструмент

3.1. Назначение и классификация породоразрушающего инструмента

3.2. Лопастные долота для сплошного разбуривания забоя

3.3. Шарошечные долота для сплошного разбуривания забоя

3.4. Алмазные долота и долота, армированные синтетическими поликристаллическими алмазными вставками

3.5. Снаряды для колонкового бурения (керноприемные устройства) и бурильные головки к ним

3.6. Долота для специальных целей

Глава 4 Бурильная колонна

4.1. Общие положения

4.2. Конструкция элементов бурильной колонны

4.3. Условия работы колонн бурильных труб

4.4. Комплектование и эксплуатация бурильной колонны

Глава 5 Технология промывки скважин и буровые растворы

5.1. Общие положения

5.2. Буровые растворы на водной основе

5.3. Использование воды в качестве промывочной жидкости

5.4. Буровые растворы на нефтяной основе (рно)

5.5. Бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом. Аэрированные промывочные жидкости и пены

5.6. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

5.7. Выбор типа бурового раствора

5.8. Формы организации глинохозяйства

Глава 6 Осложнения в процессе бурения скважин

6.1. Общие положения

6.2. Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

6.3. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

6.4. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними

6.5. Особенности проводки скважин в условиях сероводородной агрессии

6.6. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах

Глава 7 Режим бурения

7.1. Общие положения

7.2. Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения

7.3. Выбор способа бурения

7.4. Особенности режима бурения роторным способом

7.5. Особенности режима бурения турбинным способом

7.6. Особенности режима бурения винтовыми (объемными) забойными двигателями

7.7. Особенности режима бурения электробурами

7.8. Особенности режима бурения алмазными долотами

7.9. Контроль за параметрами режима бурения

7.10. Подача инструмента

Глава 8 Искривление скважин и бурение наклонных скважин

8.1. Борьба с искривлением вертикальных скважин

8.2. Бурение наклонно-направленных скважин

8.3. Кустовое бурение скважин

8.4. Бурение многозабойных (многоствольных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин

Глава 9 Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения скважин

9.1. Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)

9.2. Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения

Глава 10 Крепление скважин

10.1. Общие положения

10.2. Конструкция скважин

10.3. Обсадные трубы

10.4. Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн

10.5. Спуск обсадной колонны в скважину

10.6. Цементирование скважин

10.7. Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин

10.8. Подготовительные работы и процесс цементирования

10.9. Заключительные работы и проверка результатов цементирования

Глава 11 Освоение и испытание скважин

11.1. Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

11.2. Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

Глава 12 Аварии в бурении

12.1. Виды аварий, их причины и меры предупреждения

12.2. Ликвидация прихватов

12.4. Организация работ при аварии

Глава 13 Особенности бурения скважин на море

13.1. Общие положения

13.2. Подводное устьевое оборудование

13.3. Некоторые особенности бурения морских нефтяных и газовых скважин

13.4. Обслуживание работ в море

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Бурение нефтяных или газовых скважин является сложным, а в ряде случаев и опасным процессом. Бурение нефтяных или газовых скважин может быть успешно осуществлено только при обязательном соблюдении ряда правил и положений. Таких правил и положений достаточно много, и все они изложены в данном учебнике, но среди этого многообразия есть главные (их всего семь), которые следует запомнить и обязательно выполнять. Их выполнение гарантирует успех.

Основные положения, гарантирующие успешную проводку скважины.

1. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны хорошо знать геолого-технический наряд (ГТН), особенности бурения в данном районе, геологический разрез (интервалы) скважины. Особое внимание должно быть обращено на интервалы, где возможны осложнения. При подходе к таким интервалам принимаются необходимые меры предосторожности.

2. Коллектив буровой бригады, особенно его основного звена -- вахты, должен быть дружным и спаянным. Если в состав вахты входит человек, по каким-либо причинам не совместимый с остальными членами коллектива, его лучше перевести в другую вахту, бригаду.

Процесс бурения не всегда спокойный и безобидный, возможны экстремальные ситуации (аварии, газовые выбросы, пожары и т.д.), при которых от буровой бригады (вахты) требуются мастерство, хладнокровие, мужество и самоотверженность. В этих условиях взаимоотношения между членами бригады могут играть решающую роль.

3. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны быть профессионалами своего дела. Профессионализм в бурении достигается постоянными тренировками и повышением своей квалификации.

4. Процесс бурения в значительной мере консервативен. Он состоит из последовательности операций, нередко повторяющихся, которые обязательно производятся в определенном порядке. Отступление от этого правила в большинстве случаев приводит к осложнениям или авариям. В этом отношении буровую вахту можно сравнить с экипажем самолета, когда малейшее отступление от правил приводит к катастрофе.

5. Все члены коллектива обязаны соблюдать дисциплину в процессе строительства скважины. Малейшая расхлябанность, появление на работе в нетрезвом состоянии или после бурно проведенного накануне дня чревато серьезными последствиями. Потеря или притупление бдительности часто приводит к несчастным случаям, в том числе и со смертельным исходом. Каждое отступление от общепринятых норм не должно оставаться незамеченным.

6. Каждый член буровой бригады должен неукоснительно соблюдать правила техники безопасности, уметь оказать первую медицинскую помощь пострадавшему, твердо знать свои обязанности при газовом выбросе, пожаре и других экстремальных ситуациях. Задача бурового мастера -- постоянно проводить учения и довести действия членов буровой бригады в этих ситуациях до полного автоматизма.

7. Каждый член буровой бригады должен выполнять только то, что ему предписано должностной инструкцией. Все остальные действия выполняются только по распоряжению бурового мастера (бурильщика).

Краткие сведения из истории развития техники и технологии буровых работ. Трудно установить, в каком тысячелетии до нашей эры человек впервые стал использовать нефть, но очевидно, что это произошло в очень древние времена. В первое время нефть использовалась как лечебное средство против самых разнообразных болезней: проказы, воспаления глаз и др. Большое значение в древности нефть имела и как осветительный материал.

При рабовладельческом строе область применения нефти и естественного битума значительно расширилась. Их использовали уже не только как лечебное средство и осветительный материал, но и для строительных целей. При сооружении стен битум широко употреблялся в смеси с обоженным кирпичом и галькой. Расширение сферы применения нефти в эпоху рабовладельческого строя вызвало усовершенствование техники ее добычи. Используемый ранее способ собирания нефти в местах ее выхода на поверхность земли уже не мог обеспечить потребностей в ней. Возник ямный (или копаночный) способ добычи нефти. Копанки представляли собой неглубокие ямы (до 2 м глубиной), в которые вставлялся плетень для предохранения стенок от обвала. На дне копанки скапливалась нефть, просачивавшаяся через почву. Нефть из копанок вычерпывалась периодически, по мере ее накопления.

Великие географические открытия и расцвет торговых отношений при феодальном строе значительно способствовали росту ряда отраслей промышленности, в том числе и нефтяной. Увеличившийся спрос на нефть привел к разработке новой техники ее добычи. Старый ямный (копаночный) способ уже не мог обеспечить потребности нового общества в нефти. Появился колодезный способ добычи нефти, который был совершеннее и выгоднее ямного (копаночного), так как позволял эксплуатировать более глубокие продуктивные пласты и увеличить добычу нефти.

Отмена крепостного права устранила препятствия на пути промышленного развития феодально-крепостнической России. Значительно возросла в этот период роль нефтяной промышленности в общем индустриальном развитии страны. Для заводов, фабрик, железнодорожного и водного транспорта было необходимо топливо, в первую очередь -- уголь и нефть. Колодезный способ уже не мог удовлетворять потребности общества с новым хозяйственным и политическим укладом. Нужен был более совершенный метод разрушения горных пород, а вместе с ним и новый способ подъема нефти на поверхность земли. Таким методом явилось бурение скважин.

Считается, что первую коммерческую нефтяную скважину в 1859 г. в штате Пенсильвания (США) пробурил Эдвин Дрейк. Примерно в то же время началось бурение скважин и в России. Первые нефтяные скважины бурились малопроизводительным ручным штанговым вращательным способом. Вскоре перешли к бурению нефтяных скважин ручным штанговым ударным способом, применявшимся издавна при бурении скважин на рассолы и воду.

Способ бурения на железных штангах при помощи свободно падающего инструмента (ударно-штанговый) получил широкое распространение на нефтяных промыслах Азербайджана. Ударно-канатный способ бурения получил распространение в Грозненском нефтяном районе.

Переход от ручного способа бурения скважин к механическому привел к необходимости решения ряда вопросов механизации буровых работ. Крупный вклад в это дело внесли русские горные инженеры Г. Д. Романовский (1825--1906) и С. Г. Воислав (1850-- 1904). По мере возрастания глубины нефтяных скважин, которая к 1900 г. дошла примерно до 300 м, все заметнее ощущались недостатки ударного способа бурения.

Разбуривание глубоко залегающих нефтяных пластов потребовало совершенствования техники бурения скважин. При ударном бурении долото в 1 мин. делало от 26 до 40 падений и через каждые 2 ч надо было поднимать бурильный инструмент для очистки забоя от разбуренной породы. Стенки скважины разрушались, поэтому приходилось крепить их 12... 14 колоннами. На это расходовали огромное количество металла -- свыше 0,5 т на каждый метр проходки. Скорость же проходки при ударном бурении была незначительна. В дореволюционное время в штанговом бурении она составляла не более 34,6 м/ст.-мес (метр на станок-месяц) при средней глубине скважин 300...400 м, а в Грозном достигала 90 м/ст.-мес при средней глубине скважин 600 м. На смену ударному способу пришло вращательное бурение, в результате чего были устранены указанные недостатки. При вращательном бурении одновременно производятся и проходка скважин, и вынос на поверхность разбуренной породы при помощи бурового раствора (вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль). С 1901 г., когда впервые в США было применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости, начался период развития и совершенствования вращательного способа бурения. В России роторным способом первая скважина глубиной 345 м была пробурена в 1902 г. в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникавших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А. А. Богушевский, запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Способ Богушевского получил быстрое распространение не только в России, но и за рубежом. Однако это не помешало американскому инженеру Перкинсу в 1918 г. получить патент на способ цементирования скважин, повторяющий изобретение инженера А.А. Богушевского.

Наряду с успешным решением практических задач техники бурения ученые и инженеры нашего отечества много внимания уделяли вопросам разработки теории. Большую роль в развитии нефтяной техники сыграл «Горный журнал», издававшийся с 1825 г. В журнале печатались работы крупнейших специалистов-нефтяников того времени: Г.Д.Романовского, С.Гулишамбарова, А.Васильева, Н.А.Соколовского, И.А.Тиме и др. С 1899 г. в Баку начал издаваться журнал «Нефтяное дело».

В 1904--1911 гг. вышел в свет четырехтомный классический труд одного из крупнейших русских горных инженеров И. Н. Глушкова «Руководство к бурению скважин», который долгое время был настольной книгой всех нефтяников.

В годы Первой мировой и последующей за ней гражданской войны русская нефтяная промышленность пришла в состояние упадка. Восстановление нефтяной промышленности началось немедленно после освобождения нефтяных районов от интервентов и белогвардейцев.

С 1924 г. в нефтяной промышленности СССР началась техническая реконструкция бурения скважин. Важнейшими путями этой реконструкции были следующие:

замена ударного бурения вращательным;

использование вместо паровой электрической энергии -- наиболее дешевой.

В годы довоенных пятилеток нефтяная и газовая промышленность развивалась форсированными темпами. С 1928 по 1940 г. добыча нефти возросла с 11625 тыс. т до 31121 тыс. т, а проходка скважин на нефть и газ с 362 тыс. м до 1947 тыс. м.

В годы Великой Отечественной войны буровики-нефтяники проявили образцы героизма в труде, организуя в трудных условиях военного времени разведку и добычу нефти и газа в восточных районах страны. Этот период характеризуется увеличением доли проходки в разведочном бурении с 23 % от общей проходки в 1940 г. до 42 % в 1945 г., причем доля восточных районов в общей проходке по СССР с 21,8 % в 1940 г. возросла до 52,5 % в 1944 г. и 45 % в 1945 г.

Пути развития бурения нефтяных и газовых скважин в СССР во многом определил изобретенный в 1923 г. М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корнеевым гидравлический забойный двигатель -- турбобур.

В 1923 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова. Турбобуры Капелюшникова не нашли широкого применения, так как при одноступенчатой турбине жидкость протекала по ее лопаткам со скоростью 50... 70 м/с. Такая высокая скорость движения жидкости, несущей абразивные частицы разбуриваемых пород, приводила к исключительно быстрой сработке лопаток турбины. Кроме того, турбобур Капелюшникова имел очень небольшую мощность и низкий КПД (29... 30 %). Мощность турбобуров Капелюшникова составляла всего лишь 3,5...11,0 кВт.

В 1934 г. группа инженеров во главе с П. П. Шумиловым предложила новый турбобур, принципиально отличавшийся от турбобура Капелюшникова. В нем была предусмотрена специально разработанная многоступенчатая турбина, число ступеней в которой доходило до 100... 150 шт. Это позволило увеличить мощность турбобура и снизить скорость вращения турбины до 8,3... 11,7 об/с и тем самым устранить необходимость в редукторе.

Первые опыты бурения многоступенчатым турбобуром, проведенные в 1935--1936 гг., подтвердили все преимущества новой конструкции. Дальнейшая работа по созданию турбобура для бурения скважин в основном проводилась по линии усовершенствования конструкции. Эта работа закончилась в 1939--1940 гг. созданием промышленного типа турбобура.

С 1944 г. турбинный способ бурения получил широкое применение в большинстве нефтяных районов. В послевоенные годы турбинное бурение стало одним из основных видов бурения в Советском Союзе.

Конструкция турбобуров постоянно совершенствуется. Разрабатываются новые типы гидравлических забойных двигателей. Так, во второй половине 1960-х гг. был разработан винтовой (объемный) забойный двигатель, который широко применяется и в настоящее время.

В 1937 --1938 гг. группой инженеров во главе с А. П. Островским была разработана конструкция забойного двигателя негидравлического типа -- электробура. В 1940 г. на нефтяных промыслах Азербайджана были проведены первые испытания, показавшие целесообразность его применения при бурении скважин. В дальнейшем конструкция электробура была значительно усовершенствована, что позволило успешно использовать его в некоторых районах страны.

Послевоенные годы были отмечены значительным ростом проходки, улучшением конструкций бурового оборудования инструмента, увеличением мощности привода буровых установок, дальнейшим усовершенствованием технологии проводки скважин и т.п.

Несмотря на то, что в настоящее время в нашей стране более 90 % от всего объема бурения осуществляется забойными двигателями, потенциальные возможности роторного бурения далеко не исчерпаны, о чем свидетельствует и зарубежный опыт.

Вот уже полтора столетия человечество занимается бурением скважин на нефть и газ. Была достигнута максимальная глубина скважины -- более 12000 м (Российская Федерация, Кольская сверхглубокая скважина). Это свидетельствует об огромных технических трудностях, с которыми приходится сталкиваться по мере углубления в недра Земли. Техника и технология бурения, изложенная в настоящем учебнике, позволит достичь глубин 15000... 16000 м, что и будет сделано уже в ближайшие десятилетия.

Терминология. Изучая настоящий учебник, читатель столкнется с целым рядом понятий (терминов), встречающихся только при производстве бурения скважин. Таких понятий не так уж много, но их надо знать, а самое главное, понимать их смысл. Ниже приводятся основные из этих терминов.

Бурение -- процесс образования горной выработки, преимущественно круглого сечения, путем разрушения горных пород главным образом буровым инструментом (реже термическим, гидроэрозионным, взрывным и другими способами) с удалением продуктов разрушения.

Скважина (нефтяная, газовая, водяная и т.п.) -- сооружение, преимущественно круглого сечения, образуемое путем бурения и крепления и характеризуемое относительно малым размером площади поперечных сечений по сравнению с размером площади боковой поверхности и заранее заданным положением в пространстве.

Буровой инструмент -- общее название механизмов и приспособлений, применяемых при бурении скважин и ликвидации аварий, возникающих в скважинах.

Ударный способ бурения -- способ сооружения скважин путем разрушения горных пород за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою (дну) скважины.

Вращательный способ бурения -- способ сооружения скважин путем разрушения горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка).

Буровой раствор (промывочная жидкость) -- технологическое наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных и аэрированных жидкостей, применяемых при промывке скважин в процессе бурения.

Обсадные трубы -- трубы, предназначенные для крепления скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации нефтяного (газового) пласта (горизонта).

Обсадная колонна -- колонна, состоящая из последовательно свинченных (сваренных) обсадных труб.

Затрубное пространство -- пространство между стенками скважины (обсадной колонны) и наружными стенками колонны бурильных труб, образующееся в процессе бурения.

Разведочное бурение -- бурение скважин с целью разведки нефтяных (газовых) месторождений. Входит в комплекс работ, позволяющий оценить промышленное значение нефтяного (газового) месторождения, выявленного на поисковом этапе, и подготовить его к разработке.

Эксплуатационное бурение -- бурение скважин с целью разработки нефтяного (газового) месторождения.

Турбобур -- забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях.

Турбинный способ бурения -- бурение скважин при помощи турбобуров.

Электробур -- буровая машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение поро-доразрушающему инструменту.

Цементирование (тампонирование) скважины -- закачка цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.

Бурильная колонна -- ступенчатый полый вал, соединяющий буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием (буровой установкой) при бурении скважины.

Бурильная свеча -- часть бурильной колонны, неразъемная во время спускоподъемных операций; состоит из двух, трех или четырех бурильных труб, свинченных между собой.

Буровая установка -- комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин.

Буровая вышка -- сооружение, устанавливаемое над буровой скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, обсадных труб.

Буровая лебедка -- механизм, предназначенный для спуска и подъема колонны бурильных труб, подачи бурового долота на забой скважины, спуска обсадных труб, передачи мощности на ротор.

Талевая (полиспастовая) система буровых установок -- ряд механизмов (кронблок, талевый блок, крюк или крюкоблок), преобразующих вращательное движение барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка.

Ротор -- механизм, предназначенный для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъемных операциях и вспомогательных работах.

Вертлюг -- механизм, обеспечивающий вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и подачу через нее промывочной жидкости.

Буровой насос -- гидравлическая машина для нагнетания промывочной жидкости в буровую скважину.

Буровая платформа -- установка для бурения на акваториях с целью разведки или эксплуатации минеральных ресурсов под дном моря.

Силовой привод бурения установки -- комплекс машин и механизмов, предназначенных для преобразования электрической энергии или энергии топлива в механическую энергию.

Вибрационное сито (вибросито) -- механизм для очистки бурового раствора (промывочной жидкости) от выбуренной породы и других механических примесей.

Химические реагенты -- различные химические вещества, предназначенные для регулирования свойств буровых растворов (промывочной жидкости).

Ведущая бурильная труба -- труба обычно квадратного сечения, которая устанавливается наверху бурильной колонны и передает ей вращение от ротора.

Шурф для ведущей трубы -- неглубокая скважина, сооружаемая рядом с ротором и предназначенная для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб в периоды, когда не бурят.

Шарошечное буровое долото -- механизм, состоящий из сферических или цилиндрических шарошек, смонтированных на подшипниках качения или скольжения (или их комбинации) на цапфах секций бурового долота.

Лопастное буровое долото -- корпус с присоединительной резьбой, к которому привариваются три и более лопастей.

Бурильные трубы -- основная часть бурильной колонны. Бурильные трубы изготавливают бесшовными, из углеродистых или легированных сталей.

Бурильные замки (замки для бурильных труб) -- соединительный элемент бурильных труб для свинчивания их в колонну. Бурильный замок состоит из ниппеля и муфты, закрепляемых на концах бурильной трубы.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) -- трубы, предназначенные для создания нагрузки на породоразрушающий инструмент и увеличения жесткости нижней части бурильной колонны.

Индикатор массы (веса) -- прибор, при помощи которого в процессе бурения определяется осевая нагрузка на долото. Этим прибором определяется также нагрузка, действующая на крюк талевой системы.

Выше приведены только основные термины, широко используемые при бурении нефтяных и газовых скважин. Специалист любого уровня, занимающийся бурением нефтяных и газовых скважин, должен свободно владеть этой терминологией.

ГЛАВА 1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ОБЩЕЙ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

1.1 Основные понятия о строении и составе земной коры

Земля состоит из концентрических оболочек (геосферы): наружной, или земной коры, промежуточной, или мантии, и ядра. Границей раздела земной коры и мантии является поверхность Мохоровичича, залегающая на глубине 30...70 км на континенте и 5... 10 км под дном океана. Граница между мантией и ядром расположена на глубине 2900 км. Ядро, радиусом 3400 км, находится в центре Земли. Предполагается, что ядро состоит главным образом из железа и никеля. Плотность вещества в нем составляет 6... 11 г/см 3 , а давление в самом центре Земли -- 4263000 кг/см 2 .

Земная кора изучена далеко не полностью. Нижним ее ярусом, как полагают, является базальтовый слой. Толстый базальтовый ковер -- это подстилка, на которой покоится гранитный слой, покрытый чехлом осадочных пород. Однако земная кора не везде имеет трехъярусное строение. Например, океанское ложе состоит из базальтовой подстилки и очень тонкого слоя осадочных пород. А граниты в некоторых местах выходят прямо на поверхность.

Земная кора сложена разнообразными горными породами, состоящими из минералов. По происхождению горные породы делятся на три основные группы: магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические породы образуются из магмы Магма -- вещество Земли, находящееся в расплавленном состоянии. при застывании ее на некоторой глубине (породы глубинные, или интрузивные) или же при излиянии ее на поверхность в виде лавы (породы излившиеся, или эффузивные). Большинство этих пород имеет кристаллическое строение; залегают они в земной коре, как правило, не слоями, а в виде тел неправильной формы.

Осадочные породы образуются из продуктов разрушения ранее существовавших горных пород, отложившихся в водных бассейнах или на поверхности суши в виде механических и химических осадков; в эту же группу входят осадочные породы, образовавшиеся из продуктов жизнедеятельности организмов (органические осадки). Осадочные породы, как правило, залегают в земной коре в виде слоев.

Метаморфические породы образуются из магматических или осадочных пород, подвергшихся в недрах земной коры действию высоких давлений и температур. Эти породы в большинстве случаев отличаются слоистостью и кристаллическим строением.

В земной коре магматические породы занимают 95 %. На все осадочные и метаморфические породы приходится только 5 %. Однако нас интересуют осадочные горные породы, так как к последним приурочены залежи нефти и газа. нефтяной месторождение буровой

1.2 Складкообразование и типы складок

Первоначально осадочные породы отлагались в виде горизонтальных слоев, называемых пластами. В дальнейшем, в результате горообразования, т.е. под давлением боковых и вертикальных сил, сминающих горизонтальные пласты, образовались складки. Иногда происходили разрывы пластов, причем более древние надвигались на более молодые и даже выходили на поверхность. Образование складок, разрывов и прочих неровностей рельефа, вулканические явления, землетрясения и другие проявления внутренней жизни Земли называются тектоническими движениями.

Существует очень много физических явлений, которые могли бы вызвать тектоническое движение. Следует считать установленным фактом известную подвижность веществ в недрах Земли примерно до глубины 800... 1000 км. Причинами этого служат разнообразные физические и химические процессы, протекающие в Земле. Эти процессы следует рассматривать во взаимосвязи, учитывая их историческое развитие.

Рассмотрим несколько форм складок земной коры. Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а обращенные выпуклостью вниз -- синклиналями. Самая возвышенная часть антиклинали называется сводом, боковые части -- крыльями (рис. 1.1, а).

Если происходит разлом с образованием трещины, по которой пласты в вертикальном и наклонном направлениях перемещаются относительно друг друга (рис. 1.1, б), и при этом одна часть складки опускается, а другая остается на прежнем месте, то образуется сброс. Если же одна часть складки поднимется и несколько перекроет другую, то образуется взброс.

Основными элементами, характеризующими залегание пластов, являются: падение пластов, угол наклона, угол падения и простирание.

Падение пластов -- это наклон слоев земной коры к горизонту. Наибольший угол (а), образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта (рис. 1.1, в). Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта.

Верхняя поверхность пласта (граница с вышележащим пластом) называется кровлей, нижняя -- подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта.

1.3 Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс их разрушения при строительстве скважин

Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс их разрушения при строительстве скважин, являются упругость и пластичность, твердость, абразивность и сплошность.

Упругие свойства горных пород. Все горные породы под воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые -- пластическими. Большинство породообразующих минералов являются телами упруго-хрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости. При простом растягивании или сжатии упругого тела относительное удлинение или сжатие пропорциональны нормальному напряжению:

где Е -- модуль Юнга; е -- деформация.

Горные породы относятся к упруго-хрупким телам и подчиняются закону Гука только при динамическом приложении нагрузки. Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упругости (модуль Юнга) Е и коэффициентом Пуассона р, (д = е х /е я где е х -- поперечная деформация; Ј у -- продольная деформация). Модуль упругости горных пород зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины приложенной нагрузки, структуры, текстуры и глубины залегания пород, состава и строения цементирующего вещества у обломочных пород, степени влажности, песчанистости и карбонатности пород.

Коэффициент Пуассона для большинства пород и минералов находится в пределах 0,2...0,4, и только у кварца он аномально низок -- примерно 0,07, что обусловлено особенностями строения его кристаллической решетки.

Пластические свойства горных пород (пластичность). Разрушению некоторых горных пород предшествует пластическая деформация, которая начинается при превышении напряжения в породе предела упругости. Пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и породы, содержащие соли. При определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы понимается ее способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению) породоразрушающего инструмента.

В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов Мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом царапания. В основу этой шкалы взяты твердости наиболее часто встречающихся в породе минералов, причем менее твердым из них присваиваются меньшие номера:

1 -- тальк;

2 -- гипс или каменная соль;

3 -- известковый шпат или кальцит;

4 -- плавиковый шпат;

5 -- апатит;

6 -- полевой шпат;

7 -- кварц;

8 -- топаз;

9 -- корунд; 10 -- алмаз.

На основании многочисленных исследований Л. А. Шрейнер предложил классификацию горных пород, отличающуюся от шкалы твердости Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основные физико-механические свойства горных пород, которые влияют на процесс бурения (табл. 1.1).

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песчаников, мергелей и т.п.). Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т.п.). К III группе относятся упруго-хрупкие, в основном изверженные, и метаморфические породы.

Как правило, по твердости породы, участвующие в сложении нефтяных залежей, относятся к первым восьми категориям.

Таблица 1.1

Классификация горных пород по Шрейнеру

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия. Абразивность пород проявляется в процессе абразивного (преимущественно механического) изнашивания и является его характеристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.

Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях испытания или работы. Понятие об абразивной способности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивные свойства горных пород изучены недостаточно. На трение существенно влияет среда. Коэффициент трения о породу, поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу.

Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм). Разработано несколько классификаций по абразивности горных пород.

Сплошность горных пород. Данное понятие предложено для оценки структурного состояния горных пород и их способности передачи внутри породы воздействия, например давления внешней жидкостной или газовой среды. Степень пригодности для такого воздействия определяется внутриструктурными нарушениями в породе (трещины, поры, поверхности рыхлого контакта зерен и т.д.).

1.4 Образование нефти и нефтяной залежи

Теория происхождения нефти имеет большое значение, так как позволяет обоснованно производить поиски нефтегазовых месторождений. В настоящее время существуют две теории: органическая и неорганическая.

Теория органического происхождения нефти основывается на следующем.

После гибели животного или растительного организма начинается процесс его разложения. Если он происходит при свободном доступе кислорода, то подавляющая часть углерода растительных и животных организмов возвращается в атмосферу в виде углекислого газа, а в нефти содержится 86 % углерода. В этом случае лишь небольшая часть органических остатков попадает в благоприятные для их сохранения условия.

Если кислород отсутствует, разложение происходит за счет жизнедеятельности бактерий -- микроорганизмов, которые могут жить без доступа кислорода. Роль этих бактерий сводится к извлечению кислорода и образованию устойчивых соединений органического характера (исходного материала для образования нефти).

Наиболее благоприятными участками для накопления исходного для нефти органического материала являются лиманы (бухты), лагуны (озера, соединяющиеся с морем узким проливом), эстуарии (воронкообразные глубокие устья рек, впадающих в моря).

Теория неорганического происхождения нефти заключается в следующем.

Нефть поступает из мантии Земли, куда она попала вместе с другими компонентами при формировании планеты из облака газопылевой и обломочной материи. Выделение и первоначальное накопление нефтяных углеводородов связано с процессами в верхней части мантии Земли, являющимися причиной тектонических движений. Перемещение нефти из зон ее накопления в подкорковой области в ловушки -- месторождения, размещенные в верхних горизонтах земной коры, происходит по полостям верхних частей глубинных разломов, которыми рассекаются базальтовый, гранитный и осадочный слои земной коры.

Существующие теории происхождения нефти основаны на предположении, что нефть из материнской толщи вследствие увеличения горного давления мигрирует (выжимается) в расположенные вблизи отложения горных пород с более высокой проницаемостью и заполненные водой. При этом нефть и газ оттесняют воду и собираются в наиболее повышенной части структуры или на участках, закрытых непроницаемыми отложениями, которые и останавливают дальнейшее продвижение жидкости, образуя нефтяную залежь.

Нефтяная залежь представляет собой пласт, сложенный породами с достаточной проницаемостью и заполненный нефтью. Нефть, газ и вода находятся в пластах под большим давлением. Породы, лежащие выше продуктивного горизонта, своей массой давят на этот пласт. До вскрытия продуктивного горизонта давление в нем по всей площади однообразно, в момент его вскрытия это равновесие нарушается и, если давление на пласт от вышележащих пластов превосходит давление от столба жидкости, заполняющей скважину, начинается фонтанирование.

Уровни жидкости в скважинах могут быть статические и динамические. Статический уровень характеризует собой пластовое давление. Динамическим является уровень жидкости, который устанавливается в скважине при подливе жидкости в нее или откачке. Этот уровень характеризует забойное давление в скважине в процессе ее работы.

1.5 Поиски, разведка и разработка месторождений

Поиски и разведка -- это совокупность работ по открытию месторождений полезных ископаемых и оценке пригодности их для промышленной разработки.

Основными вопросами при разведках месторождений полезных ископаемых являются следующие:

определение формы и объема промышленной части месторождения. В зависимости от размеров изученной части месторождения подсчитываются те или иные запасы полезного ископаемого;

установление качественной характеристики полезного ископаемого в тесной связи с техническими требованиями к сырью;

выявление природных факторов, определяющих условия эксплуатации (состав и взаимоотношение пород, вмещающих месторождение, углы падения пород, обводненность месторождения, твердость и трещиноватость пород и др.).

Под разработкой нефтяной залежи подразумевается управление процессом движения жидкости или газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин. Рациональной системой разработки нефтяного месторождения считается такая, при которой оно разбуривается минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим высокие темпы отбора нефти из пласта, высокую конечную нефтеотдачу, минимальные капитальные вложения на каждую тонну извлекаемых запасов и минимальную себестоимость нефти.

Мощность продуктивной толщи нефтяных месторождений может изменяться от нескольких десятков до сотен и тысяч метров. Многопластовые месторождения разрабатываются по системе снизу-- вверх, когда пласты вводятся в эксплуатацию последовательно, начиная с нижнего горизонта до верхнего. Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным, или базисным. Такая система позволяет во время бурения на базисный горизонт путем отбора грунтов и применения геофизических методов изучить все вышележащие нефтеносные пласты и одновременно осуществлять подготовку их к разработке. Она способствует сокращению числа разведочных скважин на месторождении и уменьшению процента неудачных эксплуатационных скважин, так как скважины, в которых нефть не была получена на базисном горизонте, могут быть возвращены на вышележащие пласты. Все это сокращает объем капитальных затрат на бурение эксплуатационных и особенно разведочных скважин.

Вышележащие пласты вводятся в эксплуатацию после полного истощения опорного горизонта. Для сокращения такого разрыва и, соответственно, обеспечения максимальной добычи нефти в короткий срок проводятся работы по осуществлению эксплуатации нескольких горизонтов одновременно. Большую роль в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений сыграло широкое применение искусственного воздействия на пласты с целью поддержания или восстановления пластовой энергии. Для этого закачивают газ (воздух) в повышенные части пласта при газонапорном и газовом режимах залежи или воду в законтурные зоны при водонапорном режиме.

Остановимся на способах эксплуатации нефтяных скважин.

Процесс подъема нефти или газа от забоя скважины на дневную поверхность может происходить как за счет природной энергии жидкости и газа, поступающих к забою, так и за счет энергии, вводимой в скважину с дневной поверхности. Если нефть и газ на дневную поверхность подаются за счет природной энергии или заводнения, то эксплуатация называется фонтанной. Если же скважина совсем не фонтанирует или дебит ее недостаточный, применяют механическую откачку нефти из скважины. Это осуществляется компрессорным или насосным способом эксплуатации. При компрессорной эксплуатации в скважину нагнетают сжатый газ или воздух, который поступает к башмаку спущенных в скважину подъемных труб, смешивается с нефтью и выносит эту смесь на поверхность. Насосная эксплуатация применяется обычно в скважинах с небольшим дебитом.

Контрольные вопросы

1. Из каких основных пород состоит земная кора?

2. Какие породы называются осадочными?

3. Перечислите основные формы складок земной коры.

4. Что такое твердость и абразивность пород?

5. В чем сущность теорий органического и неорганического происхождения нефти?

6. Какие силы заставляют нефть продвигаться из пласта к скважинам?

7. Какие основные вопросы ставятся при разведочных работах?

8. Какая система разработки называется рациональной?

9. Опишите способы эксплуатации нефтяных скважин.

ГЛАВА 2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИИ, ПРИМЕНЯЕМОМ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ЭТОГО ПРОЦЕССА

2.1 Понятие а буровой скважине, классификация и назначение скважин

Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность. Начало скважины называется устьем, дно скважины -- забоем. Диаметр скважины находится в пределах 59... 1000 мм. При обычном бурении разрушается вся масса породы. При бурении с отбором внутреннего столбика породы (керна) разрушается только кольцевое пространство у стенок скважины, а керн извлекается в неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.

Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся в целях региональных исследований, поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразделяются на следующие категории.

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ.

2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (антиклинальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.). По полученным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектонику, стратиграфию и литологию) в различных точках и составляют профили данной площади.

4. Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефте-газоносности.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разработке.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (для оценки коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие (добычные), нагнетательные (для закачки в продуктивные горизонты воды, воздуха или газа с целью поддержания пластового давления и удлинения периода естественного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины. К этой же категории относят скважины, предназначенные для термовоздействия на пласт при разработке месторождений с высоковязкими нефтями.

7. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

Бурение скважин применяется не только в нефтяной и газовой промышленности. Скважины бурятся также в целях разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населенных пунктов, тушения подземных пожаров, газификации углей, вентиляции шахт, замораживания грунта при проходке шахт, исследования грунтов на месте предполагаемого возведения различных промышленных и гражданских сооружений и т. п.

2.2 Технологическая схема бурения скважин вращательным способом

Способы бурения можно классифицировать по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электроискровое и т.д. Широко применяются только способы, связанные с механическим воздействием на горные породы; остальные не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Механическое бурение осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательными способами (последний способ имеет пока весьма ограниченное применение). Ударное бурение нефтяных и газовых скважин, еще распространенное во многих странах, уже несколько десятков лет не применяется на нефтяных и газовых промыслах Российской Федерации. При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При этом способе бурения скважина как бы высверливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное -- двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (гидравлическим или при помощи электробура) -- двигатель перенесен к забою скважины и устанавливается над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций: спуско-подъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъема бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки скважины от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п. В случае аварии или осложнения (поломка бурильных труб, прихват инструмента и т.д.) возникает необходимость в дополнительных (аварийных) работах. Для выполнения перечисленных операций в процессе бурения скважины применяется буровая вышка (рис. 2.1).

Самая верхняя труба в колонне бурильных труб не круглая, а квадратная (она может быть также шестигранной или желобчатой). Она называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола -- ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз.

Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна.

К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов. Последняя, пройдя ведущую трубу и всю колонну бурильных труб, попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины (при бурении гидравлическим двигателем промывочная жидкость вначале поступает в него, приводя вал двигателя во вращение, а затем -- в долото). Выходя из отверстий в долоте, жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбурённой породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх, где направляется в прием насосов, предварительно очищаясь на своем пути от частиц разбуренной породы.

...

Подобные документы

методичка , добавлен 02.12.2010


Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

отчет по практике , добавлен 20.03.2012


Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.

курсовая работа , добавлен 18.12.2014


Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

отчет по практике , добавлен 23.09.2014


Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".

презентация , добавлен 18.10.2016


Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.

курсовая работа , добавлен 15.09.2011


Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

отчет по практике , добавлен 30.05.2013


Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.

контрольная работа , добавлен 08.02.2013


Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.

дипломная работа , добавлен 19.06.2011


Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.