Процесс бурения горных пород

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа по бурению

Содержание

1. Основы бурения и физико-механические свойства горных пород

1.1 Виды и классификация скважин

1.2 Физико-механические свойства горных пород и геологический разрез скважин

1.3 Совмещенный график давлений

1.4 Конструкция скважин

2. Способы бурения

2.1 Вращательное бурение

3. Буровые промывочные жидкости (БПЖ)

3.1 Условия бурения с применением БПЖ

3.2 Способы промывки

4. Растворы на неводной основе

4.1 Функции бурового раствора

4.2 Классификация бурового раствора

4.3 Параметры бурового раствора

5. Породоразрушающий инструмент - долота, их назначение и разновидности

6. Бурильная колонна

6.1 Ведущие бурильные трубы

6.2 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

7. Забойные двигатели

7.1 Турбобур

8. Цементирование обсадных колонн

8.1 Общие сведения о цементировании

8.2 Способы цементирования

8.3 Расчет цементирования

9. Осложнения и аварии в процессе бурения

9.1 Обвалообразование стенок скважин

9.2 Поглощение бурового раствора

10. Испытание и способы эксплуатации скважин

бурение горный скважина

1. Основы бурения и физико-механические свойства горных пород

1.1 Виды и классификация скважин

Опорные скважины, для изучения геологич. строения и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород. параметрические скв. для более детального изучения геологич. строения разреза на больших глубинах.

3. Структурные скв. для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин.

4. Поисковые скв. с целью открытия новых местор. нефти и газа или уже на открытых местор-ях для поиска новых залежей н. и г.

5. Разведочные скв. Их бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностностью. Для оконтуривания месторождения, а также для сбора данных для составления проекта разработки м/я.

6. Эксплуатационные скв. Бурят на полностью разведанном и подготовленном месте к разработке местор-ий. К нимотносятся:

Оценочные.(для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков м/я.)

Нагнетательные (для законтурного и внутриконтурного нагнетания в пласт воды, газа или воздуха для ППД.)

Наблюдательные (для системы контроля режима разработки).

7. Спецскважины (для разведки сейсмо-прибором)

1.2 Физико-механические свойства горных пород и геологический разрез скважин

Все горные породы обладают физико-механическими свойствами. В бурении важна твёрдость пород. Все горные породы по категории твёрдости делятся на 5 видов пород:

М мягкие,

С средние,

Т твёрдые,

К крепкие,

ОК очень крепкие.

Разрез ЗС представлен породами М и С. Т встречаются гораздо реже.

Чаще всего горные породы не представлены только С или М породами. Существуют пропласты. МС- мягкие с пропластами средних.

Твердость минералов измеряется по шкале МООСА от 1 до 10 (для чистых минералов), 1- тальк, 10- алмаз.

Шифр МСТКОК для долот.

Учитывается тип породы для которой предназначено долото. Типы долот подбираются в соответствии с твёрдостью породы.

С увеличением глубины увеличивается внутрипластовое давление. Если нет данных об аномальности пласта то Рпл=Ргст=сgh, т.е. пластовое давление = гидростатическому, с=1000 кг/м3.

Коэффициент аномальности - Ка= истинное пластовое давление к гидростатическому.

Там где Ка>1 - АВПД - аномально высокие пластовые давления.

Там где Ка<1 - АНПД - аномально низкие пластовые давл., после длительной эксплуатации пласта. Чем дольше эксплуатация тем ниже давление пласта.

Приближённый метод определения пластового давления: достаточно знать, что на каждые 100 м давление увеличивается на 1 Мпа, при h=2500м, Р=25 Мпа.

Так же с глубиной увеличивается температура, в среднем на 30С на каждые 100 м - геотермический градиент. H=2500, Т?750С.

Плотность горных пород с глубиной увеличивается, а влажность с глубиной уменьшается.

Каждый слой горных пород имеет разные физико-механические свойства.

1.3 Совмещенный график давлений

При проектировании конструкции скважины строится совмещенный график изменения эквивалента градиента пластового давления, эквива лента градиента давления гидроразрыва и эквивалента градиента гидростатического давления столба бурового раствора по глубине залегания рассматриваемого горизонта.

где сэпл, сэгр и сэбр - эквиваленты градиентов пластового давления Рпл (МПа), давления гидроразрыва Ргр (МПа) и гидростатического давления столба бурового раствора Р6р (МПа) соответственно; h - глубина залегания рассматриваемого горизонта, м.

Эквивалент градиента давления - это та относительная плотность некоторой жидкости, столб которой на глубине h создает давление равное давлению пластовому (поровому) Рпл, гидроразрыва Ргр или столба бурового раствора Рбр.

Величины Рпл, Ргр или определяют на основании данных промысловых исследований, или прогнозируют. В интервалах залегания высокопластичных пород (например, галита при высоких давлении и температуре) вместо Рпл для определения сэпл может быть использовано боковое горное давление. В интервалах интенсивных поглощений бурового раствора, ликвидировать которые в процессе бурения не удается, вместо Рэгр при определении рэп, можно использовать давление, при котором происходит интенсивное поглощение.

Линии изменения рэпл, рэгр и рэбр определяют зоны совместимости внешних условий и значений одного из основных параметров бурового раствора - его относительной плотности.

1.4 Конструкция скважин

Это число спущенных в неё обсадных колонн, их диаметры, длина и интервалы цементирования.

Осн. назначение конструкции - создать надёжное сооружение длительного назначения.

Направление - это первая обсадная колонна, кот. Закрепляет самые неустойчивые горн. Породы, находящиеся вблизи дневн. пов-ти. кондуктор-строят для того, чтобы продукты бурения не попали в ВХБН. (промежуточная)- для того, чтобы изолировать 2 и более продуктивных горизонта др. от др. эксплуатационная- для эксплуатации продуктивного горизонта, для надёжного канала, по кот.будут подниматься н.и г.

Если дебит 40-100 м3/сут => Д=400мм. Если дебит 100-150 м3/сут => Д=140-146мм. Рассчеты проводят снизу вверх, а бурят сверху вниз.[С учётом Д муфтового соед-я, по табл. Выбирают Д долота, округляя его до ГОСТа. Затем рассчитывают внутр-ий Д предыдущей колонны к Д долота, полученному ранее+удвоенную вел-ну зазора(табл), чтобы долото проходило свободно. Округляем этот Д до ближайшего по ГОСТУ+удвоенную толщину стенки трубы(табл)получаем наружный Д предыдущей трубы с учётом муфтовых соединений выбираем долото под предыдущую колонну.] Устье скв. Д.б. надёжно закреплено, т.к. все последующие работы ведутся с устья скв.

Назначение обсадных колонн:

закрепление стенок скв.с пом-ю цементного камня м-ду стенкой скв.и стенкой колонны.

Предохранять ВХБН от попадания в них продуктов бурения.

Изолировать водо- и нефтеносные пласты др. от др.

Изолировать отдельные продуктивные пласты др. от др.

Обс колонны м.б. с постоянной толщиной или с утолщёнными стенками наружу.Толщина стенок и материал выбираются с учётом след. нагрузок. Обс. Колонна в процессе экспл-ии испытыает:

растягивающие нагрузки

сжимающие нагрузки(р-я забоя)

избыточное внутр. Давл.

2. Способы бурения

По характеру разрушения породы, применяемые способы бурения делятся на:

1) Механические - разрушение горной породы осуществляется механическим воздействием породоразрушающего инструмента на породу забоя.

Достоинства механического бурения: возможность отбора керна, для составления геологических разрезов; хорошие условия для вскрытия и изучения нефтегазоносных и водоносных горизонтов; возможность бурения в заданном направлении.

Недостатки: износ породоразрушающего инструмента, приводящий к необходимости его замены; минимальный коэффициент использования энергии на больших глубинах, если двигатель расположен на поверхности земли ,это побудило на создание забойных двигателей, расположенных непосредственно над породоразрушающим инструментом - турбобур, электробур).

2) Гидродинамическое бурение - разрушение горное породы осуществляется высоконапорной струей жидкости путем разрушения или растворения породы забоя.

3) Термическое бурение. Разрушение горной породы происходит путем высокотемпературного теплового воздействия на породу ( температура около 2300?С создается при сгорании струи керосина в струе кислорода, выходящих из сопел огнеструйной горелки, опускаемой в скважину на трубах.

4) Термомеханическое - производится путем ослабления прочности пород местным нагревом с последующим разрушением их обычным инструментом вращательного бурения.

5) Электротермическое бурение применяют в условиях Антарктиды для расплавления льда электронагревателями.

6) Взрывное бурение осуществляется путем разрушения пород под действием направленного взрыва. Разработал А.П. Островский.

7) Электрофизический способ бурения скважин объединяет группу методов, использующих электрический ток для прямого разрушения горных пород.

2.1 Вращательное бурение

Бурение - процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы - скважины, шпура или шахтного ствола - путём разрушения горных пород на забое. Разрушение пород забоя скважины производится по всей его площади (бурение сплошным забоем) или по кольцевому пространству с извлечением керна (колонковое бурение).

Удаление продуктов разрушения бывает периодическое с помощью желонки и непрерывное шнеками, витыми штангами или путём подачи на забой газа, жидкости или раствора (Глинистый раствор).

В ряде случаев процесс бурения включает крепление стенок скважин (как правило, глубоких) обсадными трубами с закачкой цементного раствора в кольцевой зазор между трубами и стенками скважин.

Способы бурения классифицируются по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, Физико-химическое, электроискровое и другие.

Механические способы бурения подразделяют на вращательные и ударные, а также вращательно-ударные и ударно-вращательные.

При вращательном бурении порода разрушается за счёт вращения прижатого к забою инструмента. Передача энергии на породу забоя может осуществляться через породоразрушающий инструмент или напрямую, формируя при этом ствол скважины.

В зависимости от прочности породы при вращательном бурении применяют:

1) буровой породоразрушающий инструмент режущего типа (Долото буровое и Коронка буровая);

2) алмазный буровой инструмент;

3) дробовые коронки, разрушающие породу при помощи дроби (Дробовое бурение).

Механический метод разрушения породоразрушающими инструментами имеет много разновидностей в зависимости от условий бурения и поставленных целей при сооружении скважины. В мягких и рыхлых горных породах производительность вращательного и ударно-вращательного бурения в значительной степени определяется интенсивностью удаления продуктов разрушения горной породы.

Вращательное бурение разделяется на:

роторное, когда долото, находящееся на забое, приводится во вращение при помощи колонны бурильных труб;

турбинное, когда двигатель перенесен к забою скважины и поток циркулирующего глинистого раствора используется в турбоаппарате как источник энергии (примеры показаны на фото 1); электрическое, когда электромотор находится над долотом; комбинированное, при котором на буровой устанавливаются две установки: для вращательного и для ударного бурения. Последняя используется для бурения в очень крепких породах для вскрытия месторождения с истощенными коллекторами и для подъема инструментов в случае аварии с лебедкой в процессе бурения.

Независимо от метода процесс бурения скважин состоит из следующих последовательных операций:

1) опускание разрушающего инструмента (долота) в скважину до забоя;

2) разрушение долотом породы;

3) подъем долота из скважины;

4) разобщение пластов, состоящее из крепления скважины обсадными трубами и ее цементажа (тампонажа).

3. Буровые промывочные жидкости (БПЖ)

Периодическую промывку скважин начали применять со 2-й половины 19 века, т.е. когда был распространён ударный способ бурения. (ударный способ - при падении груза, происходило выдалбливание грунта, желонкой удаляли породу, при применении воды, разрушение происходило лучше).

Вращательный способ бурения вызывал необходимость непрерывной промывки разрушающих горных пород. Первая промывочная жидкость - вода.

3.1 Условия бурения с применением БПЖ

Бурение скважин проводят в различных горно-геологических условиях и для эффективного их сооружения применяют разнообразные по составу и свойствам буровые растворы. Для контроля их свойств измеряют целый ряд их параметров, которые определяют соответствие этих свойств условиям бурения скважин.

3.2 Способы промывки

Вода как промывочная жидкость может быть применена в районах где геологический разрез сложен твёрдыми породами, не обваливающимися, глинизации стенок не будет. Промывка водой в скальном грунте (одна вода разрушает стенки скв.)

+ Не возникает сил трения,

+ уменьшается гидравлическое сопротивление в буровой колонне, турбобуре, долоте, затрубном пространстве.

+ Облегчаются условия работы буровых насосов, увеличивается мощность турбобура.

Недостатки применения воды в качестве промывочной жидкости:

- опасность прихвата буровой колонны (зависание, прилипание бурильной колонны к стенкам скв.),

- могут быть обвалы пород, т.к. вода не обеспечивает должного гидростатического давления.

- разбуривание продуктивного горизонта с промывочной водой невозможно (т.к. в случае использования воды скв может не отдать нефть, из-за того что вода смачивает поры пласта-коллектора и закупоривает их, т.к. образуются плёнки на порах).

Глинистые растворы готовят из глинопорошка и воды. Чаще всего применяют бентонитовый глинопорошок (тонкодисперсный очищенный порошок- 100% глина). Глины - смеси глинистых минералов.

Наиболее распространённые гл. минералы:

каолиниты - Al2O3*2SiO2*2H2O,

галлуизиты Al2O3*2SiO2*3H2O,

монтмориллониты Al2O3*4SiO2*2H2O, (глины образуются на морской глубине, очень мелкие глины, разбухают более чем в 200 раз).

Монтмориллониты входят в состав практически всех глин на территории ЗС.

Глины содержат окислы железа, калия, натрия, кальция, магния. (алюмосиликаты)

Ингибирование БР- процесс уменьшения кавернообразования при бурении водными растворами в глиносодержащих породах.

Качество глинистых растворов характеризуется:

плотностью (с, кс/м2),

текучестью,

вязкостью, Тс. Водоотдачей (за 30 мин), фильтрацией (см3/30 мин). Статическим напряжением сдвига - способ удерживания частиц, Q1/10 в мПа, gПа, Па, сНс.

4. Растворы на неводной основе

К ним относятся растворы на нефтяной основе (РНО). Даже при больших давлениях растворы на неводной основе не фильтруются в стенки скв., что позволяет оптимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. Т.о. данные растворы не влияют на коллекторские свойства пласта. Кроме того в жидкостях на неводной основе практически не диспергируются глиносодержащие породы. (диспергирование - измельчение) ствол скважины будет без каверн. Чем проще состав раствора, тем более он стабильный, надёжнее его технические свойства.

Растворы на нефтяной основе взрывоопасны, пожароопасны, они более дорогие, загрязняют окружающую среду (по линии Манифольда происходит утечка раствора в среду). Для их применения должно быть получено разрешение на их использование (от горбезопасности и экологического совета). Эти растворы чувствительны к температуре, так как составные имеют различную температуру кипения. Нужно тщательно подбирать их состав. При использовании таких растворов будут затруднены электро-каратажные работы, так как эти жидкости диэлектрики, и данные по электро-каратажным работам будут искажены.(!)

4.1 Функции бурового раствора

Вынос шлама на дневную поверхность (очистка забоя);

удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

Структура раствора - статическое напряжение сдвига, сила нарушающая состояние покоя (во время остановки циркуляции);

создавать противодавление на стенки скв предотвращающее обвалы пород и предупреждая водо-газо-нефтепроявление. то сgh Рпластовое, стабильные стенки скв., не фонтанирование скважины.

глинизация стенок скв. в продуктивном пласте поры закупориваются(фильтрат бурового раствора проникает в пласт, а у выхода пласта образуется глинистая корочка), что препятствует проникновению раствора в пласт и отходу нефти и газа из забоя.

охлаждение долота, турбобура, электробура, бурильной колонны. Б. Р. протекает через промывочные отверстия и охлаждает долото.

смазывает трущиеся детали долота и турбобура. В буровые растворы на территории ЗС обязательно вводят смазывающие добавки.

при турбинном способе бурения Б.Р. является источником энергии для вращения вала турбобура.

защита бурового оборудования, буровой колонны от коррозии (Рh БР поддерживается 8-9 - щелочная среда). Лбт трубы алюминиевый сплав- боятся выс. щелочной среды; металлические трубы боятся кислотной среды.

4.2 Классификация бурового раствора

На водной основе (вода, глинистые растворы),

на неводной основе (углеводородные - нефтяные),

аэрированные (облегчённые растворы, насыщенные газами- воздухом). При аэрированнии плотность раствора падает, т.о. тяжелые растворы делают более легкими.

4.3 Параметры бурового раствора

Бурение скважин проводят в различных горно-геологических условиях и для эффективного их сооружения применяют разнообразные по составу и свойствам буровые растворы. Для контроля их свойств измеряют целый ряд их параметров, которые определяют соответствие этих свойств условиям бурения скважин.

К таким параметрам относятся:

- плотность - масса единицы объема и зависит от содержания и состава твердой фазы. Повышение плотности отрицательно сказывается на механической скорости бурения и в то же время она способствует созданию давления на стенки скважины, предотвращению их обрушения и притоков в скважину воды, нефти и флюидов. Уменьшение плотности необходимо для устранения поглощения промывочных жидкостей, что возможно при введении в промывочную жидкость воздуха с целью получения аэрированного раствора;

- условная вязкость - повышенная вязкость раствора способствует увеличению выхода керна и выноса частиц шлама и усилению связности рыхлых пород, но в то же время это приводит к снижению механической скорости бурения, увеличению гидравлических сопротивлений, ухудшению очистки раствора от шлама в циркуляционной системе;

- статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры глинистого раствора, образующейся за определенное время его пребывания в покое;

- водоотдача и толщина фильтрационной корки являются наиболее важными характеристиками промывочных жидкостей. Водоотдача - это способность раствора отдавать воду под избыточным давлением через пористую перегородку;

- содержание песка в растворе определяют с помощью металлического отстойника ОМ-2;

- стабильность раствора;

- реологические параметры характеризуются пластической и эффективной вязкостью, а также динамическим напряжением сдвига.

5. Породоразрушающий инструмент - долота, их назначение и разновидности

Долота служат для разрушения горных пород на забое скв.

Скважина - инженерное сооружение в толще горных пород, цилиндрического типа, диаметр цилиндра в 100 тыс. раз меньше его длины.

По характеру воздействия на породу долота классифицируются следующим образом:

1. долота режуще-скалывающего действия (лопастные долота). Предназначены для разбуривания пластичных пород небольшой твердости (глина, глинистые сланцы) и малой абразивности;

абразивность - (способность стачивать долото) способность горных пород разрушать породо-разрушающие элементы. Самая сильная абразивность у песков и песчаников. Особо сложно бурить пласты - коллектора (состоящие из песчаников).

Долота дробяще-скалывающего действия - класс шарошечных долот. Тип долота будет зависеть от породы, данным долотом можно бурить все 5 видов пород. Долота режуще-истирающего действия с алмазным и твердо-сплавными породоразрушающими вставками.

По назначению долота делятся на:

долота, разрущающие горную породу сплошным забоем.

Долота, разрущающие горные породы кольцевым забоем ( колонковое долото).

Отбор керна (керн образец гороной породы)- используется в геологоразведачных скв. для определения породы, для подъёма керна в целях определения свойств коллектора. (данное бурение очень затратное).

Долота специального назначения.

Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены для углубления скв-ны. А специального назначения предназначены для работы в пробуренных скв. Ими расширяют и выравнивают ствол скв.

Так же долота делятся по характеру воздействия и по назначению.

Лопастные долота разрушение горной породы на забое происходит за счёт передних граней. Боковые выравнивают, колибруют стенки скв. В верхней части имеется резьба, с помощью которой долото присоединяется к бурильной колонне. Угол между лопастями 180о-2 лопасти, 120о-3 лопасти. Твёрдые армированные вставки в целях увеличения износостойкости долота, вставки для армирования лопастей. Промывочные отверстия в корпусе лопастей для промывочного раствора. Раствор поднимает породу- шлам по затрубному пространству на поверхность. Отверстия для промывки есть во всех лопастях. Количество отверстий соответствует количеству лопастей. Скорость истечения жидкости по промывочным отверстиям очень высокая, в связи с этим в отверстия вставляют сменные металло-керамические насадки, чтобы раствор не разрушил лопасти долота.

Шарошечные долота (Долота дробяще-скалывающего действия).

В отличие от лопастных, в шарошечных имеются вращающиеся детали - шарошки. Шарошка крепится на лапе долота с помощью подшипника, потому может вращаться. Один шариковый подшипник является замковым, для того чтобы надёжно закрепить шарошку на лапе долота и не допускать её продольных перемещений (шарошки должны только вращаться). Долото (любое) на забое скв вращается по часовой стрелке. А шарошки осуществляют вращение против часовой стрелки. Комбинация этих движений и даёт дробяще-скалывающий эффект. Существуют 1, 2, 3, 4, 6, 8-шарошечные долота. На подвижных вращающихся деталях располагаются породоразрушающие элементы - зубцы. Зубцы могут быть изготовлены вместе с толом шарошки, одновременно путём фрезирования или накатки. Зубцы могут быть изготовлены из специальных твёрдых сплавов и впаены в тело шарошки. Зубцы располагаются на шарошке в виде концентрических окружностей или венцов. Венцы нумеруются буквами алфавита - А, Б, В… А находится в центре. Последний венец называется переферийным. Переферийные зубцы испытывают как бы двойную нагрузку, т.е. участвуют в разрушении породы на забое и в колибровании стенок скв. Очень часто периферийные зубцы изготовляют Г-, П-, Т- образной формы (для фрезирования зубцов).

Твёрдосплавные зубцы изготавливаются клиновидной формы, сферической формы, призматической формы. Форма зубца будет соответствовать типам различных пород по твёрдости. Чем твёрже порода тем большее количество зубцов находится в венцах (тем ближе располагаются зубцы). Чем мягче порода тем реже расположены зубцы. Расстояние между зубцами - ШАГ(для мягких наибольший, для твёрдых наименьший). Высота зубца от основания шарошки до вершины - ВЫЛЕТ (наибольший для разбуривания мягких пород, наименьший для твёрдых). На всех шарошках количество зубцов и венцов разное. У шарошечных долот зачастую количество промывочных отверстий соответствует количеству шарошек(но не всегда). Очень часто в промывочное отверстие долота для того чтобы уменьшить износ промывочных каналов вставляются металло-керамические сменные насадки. При чём диаметр входного отверстия металло-керамической насадки больше диаметра выходного отверстия. За счёт этого возникает гидромониторный эффект - увеличивается давление и разрушающий эффект струи. В таком случае на долоте указывается «Г». Бывают долота с центральной промывкой, тогда в шифре долота присутствует «Ц».

Самоочищающиеся шарошки-когда венцы соседних шарошек проходят между венцами других шарошек. За счёт этого происходит очищение шарошек от выбуренной породы. Твёрдосплавные зубцы предназначены для разбуривания абразивных горных пород, если в шифре долота есть буква «З», значит долото обладает твёрдосплавным вооружением и предназначено для абразивных пород. Фрезерованные зубцы предназначены для неабразивных пород.

Алмазные долота

Применяют технические алмазы 3-х групп:

борт, 2. баллас, 3. карбонада.

Борт - алмазы в виде неправильных кристаллов, желтого, коричневого или серого цвета.

Баллас - шаровидные агрегаты крупнокристаллические мутнобелого или серого цвета.

Карбонада - плотные, мелкозернистые агрегаты, черного (-серого) цвета.

Буровые долота чаще всего готовят из подгруппы борт. Измеряются в каратах. Алмазные долота дороже, чем шарошечные. Для их использования необходимо технико-экономическое обоснование.

Преимущества Ал долот - экономия на подъёме долота после сработки,т.к. они способны бурить 300 метров без остановки.

Ал долота состоят из корпуса в верхней части, в которой нарезана резьба для присоединения к бурильной колонне или к валу забойного двигателя. Кроме корпуса имеется твёрдосплавная матрица. Корпус и матрица соединяется между собой в процессе спекания. Алмазосодержащие элементы выполняются в виде секторов, разделённых канавками для прохода промывочной жидкости. Промывочные канавки выполняются спиральными или радиональными. Алмазы закрепляются на твёрдосплавной матрице методом порошковой металлургии.

Колонковое бурение (с отбором керна) Проводится колонковыми долотами или бурильными головками. Колонковое долото состоит из бурильной головки, которая разрушает забой по кольцу (в середине порода остаётся неизменной) и колонкового заряда (керноприёмного устройства). Бурильная головка или коронка может быть твёрдосплавной(впаивается в поверхность) или алмазной. Выбуренный керн размещается в колонковой трубе. Керн при подъёме инструмента удерживается в колонковой трубе специальным кернодержателем. При турбинном способе бурения отбор керна осуществляется турбодолотами. В данном случае бурильная головка представляет собой инструмент дробяще-скалывающего действия (шарошечного типа). Шарошечные бурильные головки используются в снаряде «Недра».

6. Бурильная колонна

Бурильная колонна представляет собой связующее звено между долотом, находящемся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Бурильная колонна выполняет различные необходимые функции:

- подводит энергию (механическую, гидравлическую, электрическую) к долоту;

- обеспечивает подачу бурового раствора к забою;

- создает осевую нагрузку на долото;

- обеспечивает восприятие реактивного момента долота и забойного двигателя.

6.1 Ведущие бурильные трубы

представляют собой толстостенную трубу, имеющую в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода бурового раствора. Они предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам.

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины. Существует несколько разновидностей бурильных труб, различающихся по реконструктивному исполнению: трубы с высаженными внутрь концами, трубы с высаженными наружу концами; бурильные трубы с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками; с приваренными соединительными концами (соединяются посредством крупной замковой резьбы) и трубы бурильные с высаженными наружу концами и нарезанной на них крупной замковой резьбой.

Бурильные замки предназначены для соединения в колонну бурильных труб, в зависимости, от конструкций которых имеют разные типы. Замки состоят из двух деталей: замкового ниппеля с наружной резьбой и замковой муфты с внутренней резьбой. Для соединения с бурильными трубами на замковых деталях нарезана мелкая трубная резьба.

Переводники предназначены для соединения элементов, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам. Применяют пять основных типов переводников, которые подразделяют на две группы: штанговые - для соединения трубы бурильной ведущей с вертлюгом и бурильными трубами; промежуточные - для соединения других элементов колонны.

Центраторы бурильной колонны - это опорно-центрирующие элементы, к таковым относятся калибраторы, стабилизаторы и другие элементы скважины. Они служат для предупреждения искривления ствола скважины при бурении забойными двигателями.

Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, с целью увеличения жесткости бурильной колонны, устойчивости и передачи нагрузки на долото. Существует несколько разновидностей УБТ отличающихся по исполнению: 1) утяжеленные бурильные трубы сбалансированные УБТС2; 2) утяжеленные бурильные трубы горячекатаные; 3) утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ.

6.2 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

Утяжелитель нижней части бурильной колонны (УНБК) предназначен для бурения стволов большого диаметра под обсадные колонны диаметром 324 -508 мм роторным способом.

УНБК имеет наружный диаметр, равный диаметру обсадной колонны, под которую бурится ствол, и длину 9-12 м. 3-4 таких утяжелителей устанавливают непосредственно над долотом в составе компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК), включающей утяжелённые бурильные трубы в количестве, необходимом для создания эффективной нагрузки на долото.

Бурение скважин с применением утяжелителей позволяет:

* предупредить искривление скважины;

* уменьшить зазоры между стенкой скважины и обсадной колонной;

* увеличить показателей работы долот в 2-3 раза;

* уменьшить сальникообразования на долоте;

* исключить риск прихвата полномерных калибраторов, применяемых в альтернативных КНБК;

* сократить затраты на спуско-подъёмные операции и ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью пород.

Возможна передача технической документации для изготовления УНБК и оказание технической помощи при изготовлении и внедрении УНБК.

Цена передачи ноу-хау по одному типо-размеру УНБК составляет100000 руб., по двум типо-размерам -150000 руб.

7. Забойные двигатели

7.1 Турбобур

Турбобур - забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. Многоступенчатый турбобур - машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость - глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин - 164,

172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800-1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5-6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2-3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300-450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300-400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В таких турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота.

С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобуре применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150- 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.

В разведочном бурении для отбора керна в полом валу трубобора размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют трубобор с вращающимся корпусом.

В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.

В 1951-52 в Башкирии при бурении нефтяной скважины по предложению А.А. Минина, А.А. Погарского и К.А. Чефранова впервые применили электробур знакопеременного вращения для гашения реактивного момента, опускаемый на гибком электрокабеле-канате. В конце 60-х гг. в СССР значительно усовершенствована конструкция электробура (повышена надёжность, улучшен токопровод).

8. Цементирование обсадных колонн

Все способы цементирования имеют одну цель- вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и поднять на определённую высоту.

Задачи цементирования:

Исключить возможность перетоков жидкости из одного пласта в другой.

Обеспечить длительную изоляцию продуктивных пластов от водоносных.

Укрепить неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы.

Удерживать обсажную колонну в подвешанном состоянии.

Предохранять обсадную колонну от коррозии.

Создать долговечный прочный и герметичный канал для транспортировки жидкости от эксплуатационных пластов к дневной поверхности.

8.1 Общие сведения о цементировании

При цементировании решаются главные задачи:

Экологическая: исключаются возможности загрязнения недри окружающей среды.

Снижается вероятность преждевременного обводнения скважин.

Экономическая: устраняются утечки продуктивного флюида.

Уменьшается опасность возникновения аварийных ситуаий.

Основные требования к разобщающей среде:

Цементный камень образовавшийся после цементир-я д б герметичным (т.е. плотный контакт: «цемент<=> порода<=>обс.колонна»

-*- сплошным.

-*- устойчив к перепаду температур, к сероводородной и другим видам агрессий пластовых вод.

-*- устойчив к ударным нагрузкам.

8.2 Способы цементирования

Сплошное цементирование с 2-мя пробками: тампонажный раствор подаётся на цементир-ую головку поверх нижней разделительной пробки и проталкивают её до башмака. Закачивают продавочную жидкость поверх верхней пробки. Под действием перепада давления диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный р-р попадает в заколонное пространство. Когда верхняя разделительная пробка садится на нижнюю, давление на устье резко возрастает. Это служит сигналом СТОП для закачки продавочной жидкости. Т.о., зацементированная скважина оставляется в покое до застывания цементного раствора.

Манжетное цементирование применяют в местор-ях с низким пластовым давлением. На обсадной колонне в нижней части устанавливают манжету, в интервале крепления которой обсадную колонну перфорируют. СТОП-кольцо устанавливают ниже отверстий перфорации. Цементирование проводят обычным технологическим приёмом, однако цементный раствор выходит не из-под башмака обсадной колонны, а из отверстий в интервале установки корзины. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору опускаться ниже места её установки. Давление на пласт в нижней части скважины остаётся прежним. Зацементированным остаётся участок скважины выше манжеты.

Двухступенчатое цементир-е. Его применяют, когда по геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Такой сповоб цементирования целесообразно использовать:

-при наличии зон поглащения нижележащих пласта

-при наличии резкоразличающихся температур в зоне подъёма цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.

-в случае невозможности одновременного вызова на буровую большого количества цементировочной техники.

При 2-х ступенчатом цементировании колонну цементируют 2-е стадии. Сначала нижнюю часть потом верхнюю.

Ступенчатое цементирование с разрывом во времени применяют, если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение р-ра, и если вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением. Основной недостаток этого способа--большой разрыв во времени. Если установить в нижнем участке обсадной колонны после цементировочной муфты пакер, то можно сразу же цементировать оба участка заколонного пространства.

5. Обратное цементирование: цементный раствор закачивается в заколонное постранство непостредственно с устья. Вытесняемая им продавочная жид-ть (это м.б.бур.р-р)поднимается по колонне на пов-ть и ч/з устьевую головку направляется в очистную систему. После того, как 1-я порция тампонажного р-ра войдёт в башмак, скважину оставляют в покое на период застывания цемента.

8.3 Расчет цементирования

Для того,чтобы рассчитать объем цемента, нужно использовать следующие формулы.

Vцементного раствора =

G количество сухого цемента = кг

V продавочной жидкости = ?.

Где k - коэффициент кавернозности,D- диаметр долота, - внешний диаметр обсадных колонн, - внутренний диаметр обсадных колонн,h - высота цементного стакана,m - водо-цементное отношение = 0,5,? - коэффициент сжимаемости = 1,03 - 1,04, - плотность сухого цемента = 1860 кг /

9. Осложнения и аварии в процессе бурения

Авариями при бурении называют такие отклонения от нормального хода работ, которые приводят к преждевременному выходу из строя части или всего оборудования (инструмента) и непроизводительному простою скважины, в результате нарушения технологического процесса бурения. Аварии могут быть с наземным оборудованием (с буровой вышкой, станком, двигателем, насосом, талевой системой) и внутри скважины. В результате аварии может частично или полностью выйти из строя оборудование и инструмент; иногда аварии приводят к потере скважины. Осложнением при бурении называют такую ненормальную ситуацию в скважине, при которой дальнейшая ее проходка становится невозможной, либо бурение продолжается, но резко снижается его производительность. Аварии и осложнения требуют для их ликвидации больших затрат времени и средств, поэтому буровой персонал должен знать причины возникновения и основные мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений при бурении скважин.

9.1 Обвалообразование стенок скважин

Наиболее сложные проблемы, связанные с обвалообразованием вызывают неустойчивые глинистые пласты, особенно при вскрытии их под большим углом при бурении горизонтальных скважин.

9.2 Поглощение бурового раствора

Поглощение бурового раствора - вид осложнения, возникающего в результате гидроразрыва или ухода раствора в природные резервуары.

Известно, что наличие на стенках скважины прочной корки препятствует фильтрации бурового раствора в проницаемые интервалы скважины.

Для создания непроницаемого экрана в процессе бурения скважины нами рекомендуется в КНБК при проходке потенциально опасных, с точки зрения возможности возникновения поглощений, интервалов включать забойный сепаратор-кольмататор типа «ЗСК», устанавливая его непосредственно над долотом.

«ЗСК» может использоваться как при роторном, так и при турбинном способе бурения.Условия эксплуатации «ЗСК» не требуют специального изменения режимов бурения или типов и показателей свойств буровых растворов, дополнительного технического и технологического оборудования и обслуживающего персонала.

Следует подчеркнуть, что ни одна из возможных неполадок не может привести к аварийной ситуации в процессе бурения, поэтому в любом случае подъем инструмента необходимо производить после полной отработки долота, или в других запланированных случаях.

Результаты применения при бурении скважин в различных геолого-технических условиях подтверждают высокую технико-экономическую эффективность данного способа.

Ликвидация частичных поглощений бурового раствора

Одним из эффективных способов ликвидации поглощений бурового раствора является закачка в скважину аэрированной порции бурового раствора.

На практике для приготовления порции аэрированного бурового раствора достаточно в приемную емкость ввести пенообразователь «ГАЗБЛОК-М» в количестве 0,2--1,0 % от объема бурового раствора, в зависимости от его свойств, и прокачать раствор через напорный эжектор типа «ЭГГ», который стационарно монтируется в манифольдную линию буровых насосов, и ввести в него воздух от пневмосистемы буровой установки. Конструкция эжектора «ЭГГ» позволяет получить вакуум в рабочей камере при давлении на выходе до 6,0 МПа. Это дает возможность использовать для подачи воздуха в эжектор компрессор низкого давления или обеспечить аэрацию за счет подсоса воздуха из атмосферы.

Пенообразователь служит для образования на межфазной поверхности газообразного агента адсорбционного слоя, который обеспечивает устойчивость и стабильность пенной системы.

При проникновении пузырьков воздуха из области высокого давления (ствол скважины) в область меньшего давления (призабойная зона пласта) происходит одновременное прилипание пузырьков воздуха к твердой поверхности и увеличение их размеров. В дальнейшем увеличение размеров пузырьков будет наблюдаться также после прекращения нагнетания пены в пласт. Это способствует возникновению добавочного сопротивления при движении бурового раствора в пласт (эффект Жамена).

Для ликвидации частичного поглощения, как правило, достаточно прокачать через скважину одну порцию аэрированного бурового раствора, объемом не менее 3,0 м3.

Приготовление аэрированной порции бурового раствора и закачка ее в скважину для ликвидации частичного поглощения не требует специальных монтажно-демонтажных работ, дополнительных затрат времени.

После прокачки аэрированной порции бурового раствора необходимо провести контрольный замер интенсивности поглощения и принять решение о дальнейших работах (прокачка второй порции аэрированного бурового раствора или продолжение бурения).

Ликвидация полных и катастрофических поглощений бурового раствора

Для ликвидации катастрофического поглощения бурового раствора рекомендуется использовать технологию последовательной закачки в скважину следующих составов:

- аэрированного буфера;

- аэрированного изолирующего тампона;

- изолирующего тампона;

- продавочной жидкости.

Приготовление буферного раствора и изолирующего тампона осуществляется с использованием стандартного оборудования: цементировочных агрегатов (ЦА), осреднительной емкости типа «БПР-20М», цементно-смесительной машины («2СМН-20» или «СМН-20Э»), компрессора низкого давления, передвижной паровой установки типа «ППУ» или специальной установки «УППР-1».

Наличие воздуха в аэрированном буфере и тампоне повышает их изолирующую способность. Водорастворимый полимер типа «ПВС» способствует образованию устойчивой аэрированной системы, т. е. является эффективным пенообразователем, и при контакте с пластовой средой за короткое время превращается в резиноподобную массу, которая не проникает в пустоты и каверны пласта. Распределение цемента в резиноподобной массе предотвращает его разбавление пластовой водой и обеспечивает необходимые условия формирования прочного упругого цементного камня в период ОЗЦ.

Присутствие в буферной жидкости ингибитора-пластификатора «НТФ» (нитрилотриметилфосфоновая кислота) предупреждает коагуляцию и загустевание зоны смешения с буровым раствором и пластовым флюидом.

Принципиальное отличие предлагаемой технологии от ранее применяемых заключается в приготовлении и закачке аэрированных систем на равновесии. Закачка аэрированного буфера позволяет создать в поглощающем пласте первичный «барьер», который предотвращает глубокое проникновение тампона в призабойную зону.

Изолирующий тампон, за счет присутствия полимера «ПВС», образует в прискважинной зоне поглощающего пласта прочный непроницаемый экран.

Принятие решения о выборе того или иного мероприятия по ликвидации поглощения бурового раствора, должно основываться на анализе конкретной ситуации, но, несомненно, что все буровые установки должны быть оснащены современными средствами очистки буровых растворов, включая центрифугу, гидрогазовым эжектором типа «ЭГГ». Кроме того, Заказчик должен иметь в наличии минимальный объем материалов, химических реагентов и специальных технических средств для оперативного устранения возникшего в процессе строительства скважины осложнения.

10. Испытание и способы эксплуатации скважин

Разработка месторождений тяжелых нефтей, битумов и газовых гидратов двухустьевыми горизонтальными скважинами повышает эффективность освоения. Так после установки оборудования для отбора углеводородов на устьях скважину осваивают и начинают добычу из эксплуатационного элемента. Одно из устьев скважины используют для теплохимического воздействия или промысловых геофизических исследований в процессе добычи углеводородов из противоположного устья. Иллюстрация.

Предложенная группа изобретений позволяет создать разветвленную сеть искусственных каналов, обеспечивающих циркуляцию рабочего агента в добывающих и нагнетательных стволах в непроницаемой залежи битумов или гидратов на начальном этапе разработки. Благодаря замкнутым искусственным фильтрационным каналам двухустьевой многоствольной горизонтальной скважины для одновременной добычи углеводородов и нагнетания в продуктивный пласт рабочих агентов, в частности теплового агента или растворителя, повышается степень извлечения углеводородов.

Основным результатом промышленного использования предложенного способа добычи тяжелых нефтей и битумов является создание замкнутой системы циркуляции рабочего агента, восстанавливающей проницаемость перового пространства и увеличивающей объем воздействия со значительным экологическим эффектом. Повышение добычи углеводородов обеспечивается двухкратным увеличением проходного сечения эксплуатационных колонн.

Конструкция двухустьевой горизонтальной скважины (ДУГС) предназначена для разработки месторождений углеводородов, удаленных на десятки километров под природоохранные зоны и территории, запрещенные или недоступные для установки бурового и нефтепромыслового оборудования, сокращения числа буровых и эксплуатационных платформ на морских месторождениях и повышения добычи углеводородов за счет двухкратного увеличения проходного сечения эксплуатационной колонны.

После установки оборудования для отбора углеводородов скважину осваивают и начинают добычу. При необходимости одно из устьев скважины используют для промысловых геофизических исследований в процессе добычи углеводородов из противоположного устья.

Разработаны методика и программа подбора оборудования скважин для различных способов эксплуатации:

* фонтанного;

* газлифтного (в т.ч. периодического);

* механизированных способов (УЭЦН, УЭЦН со струйным насосом, СШНУ, СШНУ с хвостовиком, СШНУ при периодической эксплуатации и др.).

В основу положены современные методики подбора скважинного оборудования, разработанные на кафедре Р и ЭНМ. Эти методики учитывают вынос или накопление воды в интервале “забой - прием”, сепарацию газа у приёма оборудования, кривизну скважин, а также другие осложняющие факторы.

Выбор рациональных способов эксплуатации с вариантами компоновки скважинного оборудования осуществляется с учётом совокупности критериев и ограничений.

Данная задача имеет несколько различных постановок. Решение задачи позволяет определить оптимальные значения критериев (например, максимум накопленной добычи нефти, минимум затрат) при заданных ограничениях, и тем самым обосновать значения ограничений.

В основу решения задачи положены алгоритмы решения многокритериальных задач дискретной оптимизации, адаптированные на кафедре Р и ЭНМ к решению реальных промысловых задач.

Размещено на Allbest.ru

...