Бурение скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Понятие о скважине

Скважина - 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.

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.

2. Конструкция скважин

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации; предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуатации; ремонт скважины; выполнение исследовательских работ; минимум затрат на строительство скважины, как законченного объекта в целом.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

3. Цикл строительства скважин

Полный цикл строительства скважины состоит из следующих основных элементов:

· подготовительные работы к строительству скважины (устройства подъездного пути, фундаментов, планировка площади и т.п.);

· вышкомонтажные работы (строительства или перетаскивания вышки, монтажа бурового оборудования, установки его на фундамент);

· подготовительные работы к бурению скважины;

· бурение скважины (проходки и крепления);

· испытания скважины на приток нефти или газа;

· демонтаж бурового и силового оборудования, вышки и привышечных сооружений.

Производственный цикл сооружения скважины начинается с момента строительства вышки (рытья котлованов под фундамент буровой) и завершается в эксплуатационном бурении испытанием скважины на промышленный приток нефти, а в разведочном -- испытанием всех намеченных объектов.

4. Показатели бурения скважин

Для сравнения и оценки способов бурения эффективности применения различных буровых установок уровня технологии, режимов бурения, соответствия конструкций скважин условиям бурения, работы отдельных буровых бригад, управлений, планирования, нормирования, проектирования бурения используются различные технические и экономические показатели. Показатели темпов бурения и строительства скважин вцелом оцениваются по механической, рейсовой, технической, коммерческой и цикловой скоростям.

5. Назначение скважин

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.

6. Краткая история развития бурения скважин

Начало бурения скважин для добычи нефти было положено в девятнадцатом веке, а вообще история бурения насчитывает, по утверждению В.Е. Копылова [1] , десятки веков. Скважины бурились для разведки и добычи полезных ископаемых, водоснабжения, а также в других целях. Многие страны рождение своей нефтяной промышленности считают с момента бурения первой нефтяной скважины, давшей нефть. Так, в Румынии отсчет ведется с 1857 г., в Канаде с 1858 г., в США - с 1859 г., в Венесуэле - с 1863 г., а в России - с 1864 г. Последняя дата относится к скважине, сооруженной около Анапы на берегу реки Кудако на Кубани под руководством А.Н. Новосельцева. Первый фонтан нефти из этой скважины получили в 1866 г. В 1964 г. на Северном Кавказе торжественно отмечалось столетие добычи нефти через скважину. В честь этого события возле этой скважины установлен обелиск с надписью «Первооткрывательнице нефти в России».

7. Способы бурения скважин. Ударное бурение

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.

Ударное бурение применяется в основном для проходки неглубоких скважин в твердых породах, а в некоторых случаях также при заканчивании скважины.

Ствол скважины создается периодическими ударами долота по забою под действием собственного веса и тяжелой ударной штанги. Приподнимание долота и ударной штанги, прикрепленных к штангам (ударное штанговое бурение) или инструментальному канату (ударное канатное бурение), осуществляется балансиром бурового станка.

Схема ударно-канатного бурения.

Кривошипно-шатунный механизм, приводит в движение балансирную раму, при опускании которой оттяжной ролик натягивает инструментальный канат и поднимает долото над забоем на 0,05-1,5 м. При подъеме балансирной рамы долото падает и разрушает породу. Лезвия долота имеют небольшую площадь контакта с забоем, что обеспечивает их значительное углубление при каждом ударе и разрушение даже очень твердых пород. Поражение всей поверхности забоя и получение цилиндрического ствола достигается принудительным проворачиваем инструмента после каждого удара с помощью канатного замка . После углубления всей площади забоя на достаточную величину на ту же величину удлиняется весь инструмент.

8. Установка (буровой станок) для вращательного бурения скважин

При этом способе бурения горная порода на забое разрушается вращающимся долотом, на которое передаются осевая нагрузка и крутящий момент. Разрушенная порода удаляется с забоя потоком жидкости, непрерывно подаваемой по колонне бурильных труб. Крутящий момент на долото передается или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового бура), установленного непосредственно над долотом. Осевая на-грузка создается в основном частью веса находящихся над долотом утяжеленных (толстостенных) бурильных труб, забойного двигателя. Используются гидравлические, гидроударные и другие способы передачи нагрузки.

Крутящий момент в процессе бурения в зависимости от типа долота (шарошечное, алмазное и т.д.) и свойств пород (твердые, мягкие, пластичные) при диаметре скважины 215,9 мм составляет от 1 до 3 кН?м. Частота вращения долота при роторном бурении составляет 20-200 об/ мин, при бурении винтовыми двигателями - 150-250 об/ мин, турбинном и электробурении без редуцирования - 250-800 об/ мин, при бурении турбобурами и электробурами с редуктором - 200-300 об/ мин. При общей установленной мощности буровых установок для бурения на глубину до 4500 м в 1000, 1500 кВт на долото передается около 200-50 кВт при изменении глубины от 0 до 4500 м. Несмотря на низкий коэффициент передачи мощности на забой, в среднем мощность на долоте в несколько раз больше, чем при ударном бурении, что обеспечивает гораздо более высокие скорости проходки, достигающие 100 м в час при бурении пород средней твердости и мягких. Этому способствует и непрерывная промывка. Подаваемый для очистки забоя буровой раствор совершает непрерывный кругооборот-циркуляцию: буровой насос - нагнетательная линия - вертлюг - бурильная колонна - забойный двигатель - долото - забой - кольцевое пространство между бурильной колонной и стенками скважины - устье скважины - желоба и другие устройства очистки бурового раствора от шлама, газа - приемная емкость для очищенного раствора - подпорный насос, всасывающая линия бурового насоса.

9. Физико-механические свойства горных пород

Под механическими свойствами горных пород понимаются такие особенности, которые определяют характер их деформации и разрушения под воздействием приложенной нагрузки. Иными словами, механические свойства горных пород проявляются в характере изменения внутренних связей и распределении материала в зависимости от изменения интенсивности и структуры полей напряжений. В массиве горных пород и в образце механические свойства проявляются по-разному. В массиве с изменением условий нагружения происходит перераспределение полей напряжений, которое оказывает влияние на состояние горной породы и при определенной концентрации напряжений влечет местное разрушение. В ограниченном объеме образца уже созданы условия для концентрации напряжений, изменение условий нагружения образца приводит к изменению его формы и в конечном счете вызывает его разрушение.

Пластичность -- это способность материала к увеличению интенсивности деформирования по мере роста нагрузки и к сохранению остаточной деформации после снятия нагрузки. Для характеристики пластических свойств материала вводится понятие модуля пластичности и коэффициента пластичности. Под модулем пластичности Јпд понимается предельный секущий модуль, т.е. отношение прироста напряжений в пластической зоне к полной относительной деформации в этой зоне.

Прочность -- это способность материала без разрушения выдержать нагрузку в процессе деформирования. Прочность характеризуется пределом прочности, т.е. максимальным напряжением, которое материал может выдержать, не разрушаясь. Когда напряжения в горной породе превосходят предел прочности, происходит разрушение, т.е. необратимое поражение внутренних связей. Предел прочности определяется характером внутренней связи между частицами в горной породе.

Абразивность -- это способность горной породы изнашивать породоразрушающий инструмент (или любое иное тело) при его перемещении в контакте с породой.

10. Разрушение горных пород механическим способом (схемы взаимодействия)

11. Определение механических свойств горных пород методом вдавливания. Понятие о механизме разрушения вдавливанием

Если при определении твердости пластичных тел задается нагрузка, а измеряется площадь или глубина полученного под индентором отпечатка, то для горных пород следует задать площадь контакта и измерять нагрузку на индентор, под действием которой происходят деформирование и разрушение породы.

Наиболее удобной геометрической формой индентора является цилиндрический штамп с плоским основанием. Метод вдавливания штампа позволяет не только определять твердость горных пород, но и оценивать их упругие и пластические характеристики на небольших образцах и на кернах, извлекаемых в процессе бурения скважин с различных глубин залегания. Для определения механических свойств горных пород методом вдавливания штампа необходимы образцы пород высотой 30-50 мм и диаметром 40- 60 мм. Эти образцы должны иметь две плоскопараллельные шлифованные поверхности.

Штамп в образец породы вдавливается до тех пор, пока при некоторой нагрузке не произойдет хрупкое разрушение породы под штампом или не будет достигнута предельная величина внедрения.

Большие колебания между отдельными значениями показателей механических свойств пород не позволяют распространять результаты одного испытания на весь образец породы. Для характеристики образца породы проводится ряд испытаний (три - на образцах с хорошей воспроизводимостью результатов и пять-десять - на образцах с плохой воспроизводимостью), и в качестве показателей свойств берутся их средние арифметические значения, а также верхние или нижние значения показателей с заданной вероятностью в зависимости от решаемой задачи. При этом предполагается, что рассеивание значений показателей подчиняется распределению Стьюдента.

12. Классификация горных пород по механическим свойствам

Л.А. Шрейнер предложил все горные породы по их твердости и пределу текучести по штампу разделить на 12 категорий. Первоначально были выделены три группы горных пород - мягкие, средней твердости и твердые по четыре категории в каждой группе. Позднее было предложено выделять пять групп. Такая группировка категорий, принятая в настоящее время.

Классификация горных пород по показателям твердости:

Мягкие 1-3

Средней твердости 4-5

Твердые 6-7

Крепкие 8-9

Очень крепкие 10-12

Осадочные горные породы входят в первые шесть категорий.

По коэффициенту пластичности все горные породы разделены на шесть категорий.

Категория........................................ 1 2 3 4 5 6

k........................................................ 1 1-2 2-3 3-4 4-6 6-?

К первой категории относятся хрупкие горные породы, со второй по пятую - пластично-хрупкие, а к шестой - высокопластичные и сильнопористые породы.

13. Бурильная колонна: назначение, элементы

Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки на глубину буровых и колонковых долот, различных исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений.

Две главные функции выполняет бурильная колонна в процессе проходки ствола:

вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку;

создает замкнутую циркуляцию агента через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы и привод погружных гидравлических двигателей.

Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу, бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

Рабочая труба, обычно квадратного сечения, служит для передачи вращения от ротора к бурильной колонне. Она фиксируется в отверстии ротора квадратными клиньями, вкладышами, в связи с чем вращается совместно со столом ротора и одновременно может перемещаться в осевом направлении по мере углубления забоя скважины.

Соединяется рабочая труба при помощи нижнего переводника с верхней трубой бурильной колонны, а при помощи верхнего переводника - с вращающимся стволом вертлюга - устройством, связывающим нагнетательную линию бурового насоса, подающего промывочный агент, с вращающейся бурильной колонной.

14. Устройство ведущих и бурильных труб

Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам.

Трубы бурильные ведущие. Они представляют собой толстостенную трубу, имеющую в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода бурового раствора.

Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением, шестигранные и крестообразные.

Ведущие трубы конструктивно выполняются в двух вариантах: сборными, составленными из трех деталей, и цельными.

Трубы бурильные ведущие (сборные), изготовляемые предпочтительно квадратного сечения, включают в себя собственно трубу (штангу), верхний переводник (ПШВ) для соединения ведущей трубы с вертлюгом и нижний переводник (ПШН) для присоединения к бурильной колонне. Свободный конец верхнего переводника для соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой; свободный конец нижнего переводника, предназначенный для соединения с бурильной колонной, имеет правую замковую резьбу.

Бурильные трубы подразделяются по материалу:

стальные бурильные трубы;

легкосплавные бурильные трубы.

По конструктивному исполнению стальные бурильные трубы сборной конструкции изготовляются следующих типов:

с высаженными внутрь концами (В);

с высаженными наружу концами (Н);

с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками (ВК);

с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (НК).

15. Утяжеленные бурильные трубы

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) представляют собой толстостенные стальные трубы цельной конструкции (кроме УБТС3) с внутренним каналом круглого сечения и предназначены для увеличения жесткости и веса единицы длины низа бурильной колонны, посредством которого создается нагрузка на долото в процессе бурения.

В настоящее время используется несколько типов УБТ, поставляемых по различным техническим условиям:

1 - с гладкой поверхностью по всей длине;

2 - с проточкой (для лучшего захвата клиньями);

3 - квадратного сечения;

4 - со спиральными канавками;

5 - со спиральными канавками и проточкой;

6 - сбалансированные УБТ;

7 - УБТ по стандарту 7АНИ.

УБТ, как правило, имеют с одного конца наружную, а с другого - внутреннюю замковые резьбы (промежуточные УБТ). К роме того, на каждый комплект предусматривается одна труба с внутренней замковой резьбой на обоих концах (наддолотная УБТ).

16. Соединительные элементы бурильной колонны (муфты, замки, переводники)

- Муфты, предназначенныы для соединения бурильных труб в свечи, имеют с обеих сторон внутренние резьбы

Муфта, навинченная на верхний конец свечи, имеет лыски для установки подкладной вилки при механизированном свинчивании-развинчивании и кольцевую проточку под элеватор. Наружные поверхности муфт и замков упрочены закалкой ТВЧ и имеют на концах конусные поверхности для плавного перехода с диаметра соединительного элемента на диаметр бурильной трубы.

- Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы.

Замки состоят из:

* замкового ниппеля с наружной резьбой

* замковой муфты с внутренней крупной резьбой;

Посредством таких резьб указанные детали соединяются между собой. Для соединении с бурильными трубами на замковых деталях нарезана мелкая трубная резьба. Для цельнозамковых сварных труб замок вместо трубной резьбы имеет хвостовик.

- Переводники предназначены для соединения элементов бурильных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также для присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам.

Применяют 5 основных типов переводников. Их подразделяют на 2 группы:

- штанговые - для соединения трубы бурильной ведущй с вертлюгом и бурильными трубами;

- промежуточные - для соединения других элементов колонны. Материалами для изготовления элементов колонны бурильного инструмента являются конструкционные среднеуглеродистые и легированные стали. При изготовлении все элементы бурильной колонны должны подвергаться термической обработке для улучшения свойств материалов.

17. Резьбы элементов бурильной колонны

Трубная резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°. Впадины и вершины профиля закруглены. Биссектриса угла профиля перпендикулярна оси трубы. Шаг резьбы составляет 3,175 мм, поэтому на длине 25,4 мм (одного дюйма) размещаются 8 ниток. Конусность, определяемая как удвоенный тангенс угла ? между образующей конуса резьбы и осью трубы, составляет 1:16.

Трубная резьба непригодна для частого и быстрого свинчивания и развинчивания, недостаточно износостойка. Поэтому соединение и разъединение труб в свечи осуществляется с помощью бурильных замков.

В зависимости от типа замка и диаметра трубы, для которой предназначен замок , конусность замковой резьбы составляет 1:4 или 1:6, а число ниток на длине 25,4 равно 5 (шаг 5,08 мм) или 4 (шаг 6,35 мм), Все нитки замковой резьбы имеют одинаковый профиль. Большая конусность и крупный шаг дают возможность быстрого и многократного свинчивания - развинчивания свечей при СПО, а длина замка обеспечивает возможность перенарезки резьбы при ремонте замка. Коническая резьба имеет натяг и более надеж напротив самоотвинчивания, в большей мере обеспечивает взаимозаменяемость деталей и компенсирует погрешности нарезки.

Для трубной резьбы натяг определяется как расстояние между трубным торцом соединительного элемента и концом сбега резьбы после свинчивания вручную (рис. 6.6). При последующем машинном креплении или креплении горячим способом (после нагрева замковых деталей до 400-450 °С) край муфты должен совпасть (с допустимыми отклонениями)с концом сбега резьбы. Такое крепление обеспечивает плотность резьбовых соединений, предупреждает самоотвинчивание. Герметичность безупорного соединения трубы с замковой деталью обеспечивается за счет натяга, упругого деформирования витков резьбы и вязкой смазки.

18. Расчет бурильной колонны

19. Породоразрушающий инструмент: назначение, классификация

Породоразрушающий инструмент предназначен для концентрированной передачи энергии горной породе с целью ее разрушения.

Классификация:

- Лопастное долото в качестве рабочего элемента имеет лопасти, которые изготовляют либо с корпусом, либо приваривают к корпусу. Лопастные долота относятся к инструменту режущего или режуще- скалывающего действия. Они предназначены для бурения в породах мягких и отчасти средней твердости.

- Истирающе-режущие долота могут быть отнесены к лопастным, но от последних отличаются тем, что, как правило, имеют разновысокие лопасти, армированные мелкими твердосплавными резцами.

Такое долото формирует ступенчатый забой и в зависимости от свойств проходимых пород может работать как режущее долото, т.е. по всей длине лопасти снимать слой с забоя, или как истирающее, когда каждый мелкий резец обособленно взаимодействует с забоем и скалывает очень мелкие частицы горной породы.

- Шарошечным долотом называется такой породоразрушающий инструмент, у которого основным рабочим органом является шарошка -- стальная конусообразная деталь, свободно посаженная на ось и несущая на своей поверхности иденторы -- зубцы, штыри. Оно представляет собой своеобразный механизм, у которого вращение его корпуса преобразуется во вращательное движение шарошек вокруг их оси, в результате чего происходит поражение забоя зубцами, периодически вступающими с ним в контакт.

Долото может иметь от одной до трех и более шарошек. Наиболее распространены трехшарошечные долота; одно - и двухшарошечные долота производят в ограниченном количестве. Одношарошечные долота предназначены для бурения твердых неабразивных пород на больших глубинах, двухшарошечные -- в основном для бурения на небольших глубинах в мягких породах с пропластками пород средней твердости.

В настоящее время алмаз широко применяется в технике как режущий инструмент и высокоабразивный материал. Его абсолютная твердость в 150 раз превышает твердость кварца.

20. Шарошечные долота

Шарошечные долота выполняются двух классов и типов от М до ОК, как с обычной, так и с гидромониторной системами промывки. Основные элементы шарошечного долота рассмотрим на конкретном примере. Шарошечные долота выпускают главным образом в секционном исполнении. Каждая секция включает лапу, на цапфе 2 которой с помощью подшипников 3 установлена шарошка 4, имеющая вооружение в виде зубчатых или сплошных венцов 5. Секции соединены между собой сваркой. На верхнем конце сваренных секций (долота) выполняется конус и нарезается присоединительная резьба. Двухрядный шариковый подшипник собран через отверстие, которое закрывается пальцем 6. Шарошечные долота выполняются с обычной и гидромониторной системами промывки. Система промывки долота, показанная на рис. 4.9, является обычной центральной и включает внутреннюю полость долота 7, сужающийся подводящий канал 8 и цилиндрическое промывочное (продувочное) отверстие 9. В долотах для бурения с продувкой воздухом в лапах и цапфе сверлят отверстия 10 и 11 для охлаждения подшипников и защиты их от засорения шламом.

21. Лопастные долота

Лопастные долота в зависимости от конструкции и оснащенности твердым сплавом предназначаются для бурения мягких и средней твердости пород, мягких пород с пропластками средних малоабразивных пород, для разбуривания цементных пробок, металлических деталей низа обсадных колонн и расширения ствола скважины.

Выпускаются следующие типы лопастных долот (кроме долот вида П):

М -- для мягких пород;

МС -- для мягких пород с пропластками средней твердости;

МСЗ -- для мягких абразивных пород с пропластками средней твердости;

С -- для пород средней твердости.

Лопастные долота вида П выпускаются двух типов:

Ц -- для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн;

Р -- для расширения ствола скважины.

22. Твердосплавные долота

Лопасти долот выполнены в форме резца и армированы твердым сплавом. Для армирования на передних гранях лопастей фрезеруют пазы, которые у долот типа М заплавляются зерновым релитом, а у долот типа МС в пазы впаиваются твердосплавные пластины 5. Затем передняя поверхность лопастей вблизи режущей кромки наплавляется релитом. В боковых, калибрующих скважину гранях лопастей сверлятся отверстия и в них запрессовываются цилиндрические твердосплавные зубки 6 с последующей наплавкой сверху слоя релита. Такое усиленное армирование калибрующих поверхностей лопастей необходимо для предупреждения опережающего износа долот с уменьшением их диаметра, так как существенное уменьшение диаметра в процессе бурения приведет к образованию конической скважины с уменьшающимся сверху вниз диаметром. Лопастные долота типа М и МС выполняются двух- и трехлопастными с обычной, и с гидромониторной системой промывки. В последнем случае про-мывочное отверстие армировано гидромониторным узлом с керамической или твердосплавной насадкой.

23. Алмазные долота

Алмазные долота предназначены для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин при прохождении песчаников, доломитов, известняков и других пород, в которых эффективность применения шарошечных долот резко снижается. Правильное применение алмазных долот обеспечивает:

высокие рейсовые скорости бурения;

сокращение числа спускоподъемных операций;

экономию средств;

снижение кривизны при проводке вертикальных скважин.

Алмазные долота, подобно лопастным, не имеют самостоятельно движущихся частей. Они состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы), выполненной из порошкообразного твердосплавного материала, и стального корпуса с присоединительной замковой резьбой.

Алмазные долота при турбинном бурении по сравнению с роторным бурением дают более высокую механическую скорость при одинаковой величине проходки на долото. Бурение алмазными долотами может продолжаться без перерыва до 200...250 ч. Бурение алмазными долотами не разрешается в часто перемежающихся трещиноватых, кавернозных породах, сложенных различными окаменелостями и другими крепкими абразивными породами. Перед началом бурения алмазными долотами ствол скважины калибруется, а забой скважины очищается от металла.

24. Долота для бурения с отбором керна

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только, но кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Колонковое бурение имеет целью получение из скважины образцов горных пород (керн). Керн формируется на забое скважины в процессе ее углубления с помощью породоразрушающего инструмента, который разрушает горную породу лишь по кольцевому забою и оставляет в центре нетронутый целик породы (колонку). При этом должно обеспечиваться не только эффективное разрушение породы на забое, но и сохранность керна при его формировании и поступлении в керноприемную трубу. Отбор керна возможен при всех способах бурения. Применяют коронки и бурильные головки. Буровая коронка представляет собой кольцо с присоединительной резьбой, у которого резцы располагаются на нижнем торце и боковых повер-хностях. В глубоком бурении они практически не используются.

При бурении скважин на нефть и газ используют колонковые наборы, состоящие из бурильной головки, корпуса и керноприемной трубы. Бурильная головка, разрушая породу по периферии забоя, оставляет в забоя колонку породы (керн), поступающую по мере углубления скважины в керноприемную трубу. Корпус колонкового набора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемной трубы и защиты ее от механических повреждений, а также для пропуска ПЖ между ним и керноприемной трубой. Керноприемная труба предназначена для приема керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприемной трубы размещены кернорватели и кернодержатели, а вверху - шаровой клапан для пропуска вытесняемой из керноприемной трубы жидкости по мере заполнения ее керном. Керноприемная труба в корпусе колонкового набора может быть вращающейся и невращающейся, со съемной и несъемной.

Главная задача при разработке технологии бурения с отбором керна -- обеспечение высокого качества кернового материала, извлекаемого из скважины. Высококачественный керн должен давать полное представление о горных породах, слагающих опробуемый интервал, доставлять достоверную информацию о строении породы-коллектора, его насыщении и составе пластового флюида.

25. Долота специального назначения

Для бурения геологоразведочных скважин в особых геолого-технических условиях, а также при использовании специального бурового оборудования и для выполнения специальных задач при проходке скважин разработаны буровые долота специального назначения:

Шарошечные долота для гидро- и пневмоударного бурения

Шарошечные долота для гидро- и пневмоударного бурения наиболее перспективны для бурения в твердых и весьма твердых породах поскольку наложение ударных нагрузок на шарошечное долото позволяет интенсифицировать процесс разрушения породы и повысить скорость бурения.

Кроме того, использование долот совместно с ударными машинами позволяет бурить с пониженными осевыми нагрузками, что приводит к снижению интенсивности искривления скважин в процессе бурения.

Шарошечные долота для бурения с продувкой

Шарошечные долота для бурения с продувкой предназначены для проходки сухих обезвоженных скважин в основном небольшой глубины, а также для бурения скважин в подземных условиях и взрывных скважин на открытых карьерах. Отличительной особенностью этих долот является наличие специальных каналов, направляющих потоки воздуха (или газовых смесей) через внутреннюю полость лап во внутреннюю полость шарошки.

Шпуровые шарошечные долота

Шпуровые шарошечные долота используют для бурения шпуров глубиной до 15 м в твердых породах. В этих условиях наиболее важное значение приобретает механическая скорость бурения с одноразовым использованием долота. Поэтому на основных конусах твердосплавные зубки располагаются в шахматном порядке, угол наклона осей шарошек к оси долота увеличивается, а насыщенность калибрующего вооружения на затылочном конусе снижается.

Шарошечные долота для направленного бурения

Шарошечные долота для направленного бурения предназначены для искусственного искривления скважин.

Конструкции таких долот имеют специальное калибрующее вооружение на затылочном конусе шарошек и на периферийных венцах. Это вооружение должно обеспечивать боковое врезание в стенку скважины при проходке через отклонители различных типов, поэтому оно выполнено в виде твердосплавных зубков, максимально уменьшенных диаметров для обеспечения наибольшей насыщенности врезающейся части калибрующих конусов.

Шарошечные долота для бурения с гидротранспортом шлама

Шарошечные долота для бурения с гидротранспортом шлама разработаны в нескольких конструктивных исполнениях. Они способны обеспечить получение крупных частиц породы при разрушении забоя, что очень важно для оценки содержания в породе полезных ископаемых.

Разработка конструкций таких долот ведется в двух направлениях:

при ударном воздействии вооружения на забой

при ударно-скалывающем воздействии.

Колонковые шарошечные долота

Долота имеют относительно невысокую стоимость и в составе с современными керноприемными снарядами обеспечивают необходимый выход керна, позволяющий получать надежные и достоверные данные при разведке место рождений, изучении геологических условии, подсчете запасов полезных ископаемых и др.

Съемные раздвижные долота ДРС

Долота предназначены для бурения и одновременно расширения стволов гидрогеологических и инженерных скважин в горных породах средней твердости.

Долота типа ДРС имеют цельный корпус с центральным каналом, присоединительную резьбу для бурильных труб, три продольных паза с отверстиями для трех осей, на каждой из которых размещается лапа. На цапфе лапы монтируется опора с шарошкой. Опора шарошки имеет три подшипника: два радиально-упорных шариковых (один из которых является замком) и один роликовый. Промывочная жидкость подводится к забою через центральный канал круглого сечения.

26. Турбобур: устройство, принцип действия, характеристика

скважина бурение долото горный

При турбинном бурении долото соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением жидкости под давлением через систему роторов и статоров. Нагрузка создается частью веса бурильных труб.

Наибольший крутящий момент обусловлен сопротивлением породы вращению долота. Максимальный крутящий момент, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, частоты вращения долота, осевой нагрузки на него и механических свойств разбуриваемых пород. Коэффициент передачи мощности от источника энергии к разрушающему инструменту в турбинном бурении выше, чем в роторном.

Однако при турбинном бурении невозможно независимое регулирование параметров режима бурения, и при этом велики затраты энергии на 1 м проходки, расходы на амортизацию турбобуров и содержание цехов по их ремонту.

Турбинный способ бурения получил широкое распространение в России благодаря работам ВНИИБТ.

27. Объемный двигатель: устройство, характеристика, преимущества и недостатки

Рабочие органы двигателей созданы на основе многозаходного винтового механизма, что позволяет получить необходимую частоту вращения при повышенном по сравнению с турбобурами вращающем моменте.

Забойный двигатель состоит из двух секций -- двигательной и шпиндельной.

Рабочими органами двигательной секции являются статор и ротор, представляющие собой винтовой механизм. В эту секцию входит также двухшарнирное соединение. Статор при помощи переводника соединяется с колонной бурильных труб. Вращающий момент посредством двухшарнирного соединения передается с ротора на выходной вал шпинделя.

Шпиндельная секция предназначена для передачи осевой нагрузки на забой, восприятия гидравлической нагрузки, действующей на ротор двигателя, и уплотнения нижней части вала, что способствует созданию перепада давления.

В винтовых двигателях вращающий момент зависит от перепада давления в двигателе. По мере нагружения вала развиваемый двигателем вращающий момент растет, увеличивается и перепад давления в двигателе. Рабочая характеристика винтового двигателя с требованиями эффективной отработки долот позволяет получить двигатель с частотой вращения выходного вала в пределах 80--120 об/мин с увеличенным вращающим моментом. Указанная особенность винтовых (объемных) двигателей делает их перспективными для внедрения в практику буровых работ.

28. Электробур: устройство, характеристика, преимущества и недостатки

При использовании электробуров вращение долота осуществляется электрическим (трехфазным) двигателем переменного тока. Энергия к нему подается с поверхности по кабелю, расположенному внутри колонны бурильных труб. Буровой раствор циркулирует так же, как и при роторном способе бурения. Кабель внутрь колонны труб вводится через токоприемник, расположенный над вертлюгом. Электробур присоединяют к нижнему концу бурильной колонны, а долото крепят к валу электробура. Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура частота вращения, момент и другие параметры не зависят от количества подаваемой жидкости, ее физических свойств и глубины скважины, и в возможности контроля процесса работы двигателя с поверхности. К недостаткам относятся сложность подвода энергии к электродвигателю особенно при повышенном давлении и необходимость герметизации электродвигателя от бурового раствора.

29. Циркуляционная система буровой

Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок, -- качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

30. Основные группы сред, применяемых в качестве промывочных жидкостей

Классификация буровых растворов

В практике бурения в качестве буровых растворов используются:

1) вода;

2) водные растворы;

3) водные дисперсные системы на основе:

- добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);

- жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

- конденсированной твердой фазы;

- выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

4) дисперсные системы на углеводородной основе;

5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть);

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 - 22%) и повышенным содержанием (более 20 - 22%) твердой фазы.

Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.

По назначению буровые растворы подразделяются на:

1) жидкости для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);

2) жидкости для осложненных геологических условий бурения.

31. Функции промывочной жидкости

Функции бурового раствора

1. Удаление продуктов разрушения из скважины;

2. Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб;

3. Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии;

4. Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт";

5. Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов;

6. Перенос энергии от насосов к забойным механизмам;

7. Обеспечение проведения геофизических исследований;

8. Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;

9. Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков;

10. Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений;

11. Снижение коэффициента трения.

32. Требования к промывочным жидкостям

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:

- жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

- концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы -- максимальным;

- буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;

- буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

- буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

- смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору -- необходимое, но не достаточное условие для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

33. Технологические параметры промывочных жидкостей, их определение

Плотность раствора

Одним из основных технологических свойств промывочных жидкостей является плотность раствора. Она влияет на гидростатическое давление на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявлений плотность раствора увеличивают, при наличии поглощающих горизонтов - уменьшают. Плотность промывочной жидкости измеряют с помощью рычажных весов или ареометров. В полевых условиях чаще всего используют ареометры АГ-1, АГ-2 и АГ-ЗПП, принцип действия которых основан на сравнении плотностей одинаковых объемов исследуемого раствора и воды.

Вязкость

Вязкость характеризует прокачиваемость буровых растворов, способность выносить шлам с забоя. Обычно измеряют динамическую, пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость определяется для растворов, не образующих структуры (пресная и соленая вода), пластическая - для вязко-пластичных жидкостей (глинистые растворы), условная вязкость - для любых растворов, главным образом в полевых условиях.

Предельное статическое напряжение

Предельное статическое напряжение сдвига буровых растворов (глинистых, нефтеэмульсионных и др.) - это способность их образовывать структуру, застудневать в состоянии покоя и переходить в подвижное состояние при перемешивании. Это свойство растворов называется тиксотропностью. Различают статическое напряжение сдвига (СНС) и динамическое напряжение сдвига (ДНС). Наличие структуры обусловливает его способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии.

Важным свойством промывочных жидкостей является кинетическая устойчивость - способность бурового раствора сохранять длительное время свойства стабильными. Для этого определяют:

· стабильность - путем измерения плотностей верхней и нижней частей пробы раствора, выдержанного в течение суток. Если разность плотностей для нормальных и утяжеленных растворов не превышает соответственно 20 и 60 кг/м3 растворы считаются стабильными;

· седиментационную устойчивость - оценивается по количеству отделившейся за сутки дисперсионной среды из определенного объема раствора (100 мл) в результате гравитационного разделения его компонентов. Устойчивость выражается в процентах.

Кроме названных определяют также противоизносные, смазочные, теплофизические и электрические свойства (но, как правило, не в полевых условиях).

34. Преимущества и недостатки воды как промывочной жидкости

Промывочные жидкости на водной основе

Первой промывочной жидкостью, которую использовали при бурении скважин для удаления шлама с забоя, была вода благодаря своей легкодоступности и дешевизне. Солевой состав воды, применяемой в бурении, колеблется в широких пределах как по районам бурения, так и по скважинам и интервалам бурения. Это объясняется тем, что по мере углубления скважины в нее поступают минерализованные воды и соли из разбуриваемых пород и водоносных горизонтов.

К особенностям технологических свойств воды как промывочной жидкости следует отнести небольшую вязкость, плотность, отсутствие структуры в покое. В последние годы разработан способ придания рассолам структурно-механических свойств (гидрогели, солегели).

Достоинства воды как промывочной жидкости:

повышение показателей работы долот за счет низкого гидростатического давления, высокой охлаждающей способности, поверхностной активности;

высокий коэффициент наполнения цилиндров буровых насосов за счет низкой вязкости, отсутствия сопротивления сдвигу;

возможность подведения к забойному двигателю и долоту большой мощности;

удобство очистки от шлама и газа без применения специальных очистных механизмов;

достаточно высокий уровень очистки забоя и ствола скважины от шлама;

отсутствие прихватов бурильной колонны, вызванных липкостью фильтрационной корки;

возможность повышения плотности до 1,2 г/см3 простым введением солей и др.

Нельзя не отметить и недостатки:

осложнения при разбуривании неустойчивых пород;

невозможность создания достаточной плотности при бурении пластов с аномально высоким пластовым давлением;

недостаточная способность удерживать шлам во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции;

быстрое растворение хемогенных пород (соли), что увеличивает кавернообразование, повышает коррозийную активность;

невозможность применения для вскрытия продуктивных пластов вследствие резкого снижения проницаемости продуктивных горизонтов;

повышенный расход на бурение скважин, так как вода легко фильтруется в проницаемые пласты;

больший расход с целью обеспечения высоких скоростей восходящего потока с целью

своевременного и полного выноса шлама;

малая вязкость воды и отсутствие дисперсной фазы могут привести к утечкам через резьбовые соединения труб и их размыву.

Вода применяется главным образом при разбуривании устойчивых пород непродуктивных горизонтов, а также для наработки в процессе бурения естественных растворов.

35. Глинистые растворы: строение, преимущества и недостатки

Буровые растворы - не истинные растворы. Они являются полидисперсными системами, представленными главным образом дисперсионной средой (вода) и дисперсной фазой (глинистые частицы от тонко-до грубодисперсных).

Глина - горная порода, состоящая в основном из глинистых минералов (водные алюмосиликаты, а также окиси железа, магния, кальция, натрия, марганца, титана, углерода и серы). При выборе типа глины учитывают ее способность достаточно быстро самопроизвольно диспергироваться (распускаться) в воде, устойчивость против коагулирующего действия солей, влияние на плотность, вязкость, противоизносные и смазочные свойства раствора.

Глинистые растворы приготавливают в основном из глинопорошков, специально выпускаемых промышленностью на специализированных заводах. Качество порошков регламентируется ТУ.

Достоинства глинистых растворов:

удерживают шлам во взвешенном состоянии при остановках циркуляции;

образуют глинистую корку на стенках скважины, органичивая фильтрацию раствора в проницаемые пласты;

обеспечивают более высокое качество вскрытия продуктивных горизонтов;

позволяют оперативно регулировать гидростатическое давление скважине путем изменения плотности раствора;

позволяют предупредить поглощения, снизить их интенсивность или ликвидировать совсем;

способствуют качественному проведению комплекса геофизических исследований и др.

Недостатки глинистых растворов:

большая вероятность затяжек и прихватов бурильной колонны и приборов из-за наличия фильтрационной корки, иногда толстой и липкой;

снижение естественной проницаемости продуктивных горизонтов за счет проникновения глинистых частиц и фильтрата;

высокие гидравлические сопротивления;

большие затраты химических реагентов на приготовление растворов;

более низкие показатели бурения;

использование специальных очистных устройств для очистки и дегазации раствора;

повышенная склонность к вспениванию;

ухудшение качества цементирования обсадных колонн при образовании толстой и рыхлой глинистой корки.

Особенности технологии бурения заключаются в систематическом контроле показателей свойств раствора, очистке бурильной колонны при ее подъеме, в обработке растворов химическими реагентами и смазочными добавками.

В качестве противоизносных и смазочных добавок применяют графит, смад-1, смесь гудронов, отходы нефтехимии и нефтепереработки и др.

36. Понятие о регулировании свойств промывочных жидкое ген

37. Расчет промывки скважины

38. НТС - номограмма: понятие о ее построении и применении

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС - номограммы.

НТС - номограмма - это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Для построения НТС номограммы необходимы характеристики скважины (потери давления) без учета потерь давления в турбобуре, пересчитать значения перепада давления в зависимости от расхода промывочной жидкости

...