Бурение скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1). Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины

Различают следующие элементы скважины (рис):

устье скважины 1 -- место пересечения контура скважины с поверхностью, с которой началось ее бурение;

обсадная колонна 2 -- колонна труб, спущенных в скважину и имеющих постоянную или временную связь (сцепление) с ее стенками;

ось скважины 3 -- воображаемая линия, проходящая через условные центры поперечных сечений скважины;

стенки скважины 4 -- боковые поверхности скважины по отношению к ее оси;

забой 5 -- поверхность, по которой происходит разрушение горной породы рабочим инструментом при проходке скважины;

необсаженный интервал 6 (открытый ствол) -- интервал по оси скважины, где нет обсадной колонны;

обсаженный интервал 7 (обсаженная часть скважины) -- интервал вдоль оси, в котором стенки закреплены обсадной колонной.

Ствол скважины -- это выработанное пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, т.е. ее стенками и забоем.

Под глубиной скважины понимают расстояние от устья до забоя, измеренное по вертикали. Это же расстояние, измеренное по траектории скважины, называется протяженностью ствола скважины. Иногда для удобства отсчет глубины ведут от принятой нулевой отметки на поверхности над устьем.

По траектории скважины подразделяются на вертикальные, наклонно направленные и горизонтальные. Обычно ось скважины, даже проходимой в вертикальном направлении, представляет собой пространственную кривую линию, поэтому за вертикальную скважину принимается такая, отклонение которой от вертикали, проходящей через устье скважины, находится в допустимых пределах.

Наклонно направленной скважиной называется такая, которая бурится по заранее спроектированной траектории в заданный пункт массива горных пород с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

Горизонтальной называется такая наклонно направленная скважина, конечный интервал которой проходит по простиранию полого падающего или горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.

2).Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используются для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежи промышленного значения.

На основании археологических находок и исследований установлено, что первобытный человек около 25 тыс. лет назад при изготовлении различных инструментов сверлил в них отверстия для прикрепления рукояток. Рабочим инструментом при этом служил кремневый бур.

В Древнем Египте вращательное бурение (сверление) применялось при строительстве пирамид около 6000 лет назад.

Первые сообщения о китайских скважинах для добычи воды описаны около 600 г. до н.э. Скважины сооружались методом ударного бурения и достигали глубины 900 м. В 221...263 гг. н.э. в Сычуане из скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли. Все это свидетельствует о том, что буровые работы велись не только с целью добычи соли, но и с целью добычи нефти и газа.

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил большое развитие в XV ... XVII вв., о чем свидетельствуют обнаруженные следы буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м.

Стенки скважин часто обваливались. Поэтому для их крепления использовались или полые стволы деревьев или трубы, сплетенные из ивовой коры. В конце XIX века стенки скважин стали крепить железными трубами. Их гнули из листового железа и склепывали. При углублении скважины трубы продвигали вслед за буровым инструментом (долотом); для этого их делали меньшего диаметра, чем предшествующие. Позднее эти трубы стали называть «обсадным». Конструкция их со временем была усовершенствована: вместо клепанных они стали цельнотянутыми с резьбой на концах.

Первая скважина в США была пробурена для добычи соляного раствора близ г. Чарлстона в Западной Вирджинии в 1806 году. При дальнейших поисках рассолов в 1826 г. близ г. Бернсвилла в штат Кентукки случайно была найдена нефть.

3) Цикл строительства скважины охватывает все основные и вспомогательные работы при строительстве

1. Подготовка к строительству скважины:

- сооружение подъездных путей и прокладка коммуникаций;

- сооружение фундамента; снятие плодородного слоя почвы;

- расчистка и планировка площадки; транспортировка бурового оборудования:

Для стационарной установки:

1. крупноблочная установка 2. мелкоблочный метод транспортировки

3. поагрегатный метод.

2. Монтажные работы - установка доставленного оборудования на фундаменты, стыковка блоков.

3. Подготовка к бурению:

- обкатка смонтированного оборудования; доставка материалов и инструментов.

- заготовка бурового раствора; сборка бурильного инструмента.

4. Проходка скважины:

- углубление скважины; спускоподъемные операции.

5. Крепление скважин - подготовка обсадных труб к спуску, спуск обсадной колонны и её цементирование.

6. Вскрытие продуктивного пласта.

7. Испытание скважины:

- вызов притоко-пластового флюида; проведение гидродинамических исследований в скважине.

Скважина подлежит либо передачи к эксплуатации или ликвидационному тампонажу (тампонирование). Затем производится:

8. Демонтаж бурового оборудования и транспортировка его на новую точку.

9. Очистка площадки от промышленных отходов и инструментов, и восстановление плодородного слоя почвы (рекультивация земель).

6). Способ бурения -- это разновидность технологического комплекса работ по проходке ствола скважины, особенность которой определяется спецификой процесса разрушения горной породы, подвода энергии к породоразрушающему инструменту и удаления шлама.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Промышленное применение находят только способы механического бурения -- ударное и вращательное.

7). При механическом бурении буровая установка выполняет три основные функции:

Грузовая функция, приводная функция, и иркуляционная функция.

Функциональная схема буровой установки:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

8). Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение Суть этого способа: разрушение г/п на забое путем периодических ударов долота Особенности:- разрушение г/п любой твердости благодаря мощности, развиваемой в момент удара- VМЕХ (несколько метров в час)- отсутствуют бур. насосы, очистные соор., что позволяет облегчить и упростить БУ, снизить энергоемкость- в процессе прохода породы, в скв. отсутствует пром. жидкость, нет противодавления жидкости на стенки скв., что увеличивает вероятность осыпи/обвала стенок, а так же отсутствует загрязнение прод. пласта при его вскрытии Применения:- при бурении на воду (отсутств. глинизация прод. пласта)- в угольной и горнорудной промышленности- при бурении неглубоких геологоразведочных скв.- НЕ применяется в н/г промышленности.

9). Используется при бурении скв. Ш(394-920мм) Два турбобура типа Т12 размещены и жестко соединены между собой Особенности:- конструкция достаточно проста, поэтому он получил широкое применение при бурении стволов большого Ш. Недостатки:- быстрый износ долота- требуется усиление насосной группы и расхода ПЖ- необходимость точной сборки агрегатов для избежания разновысокости долот- невысокие проходки на долото- необходимо жесткое крепление турбобура

10). . В последнее время получила очень широкое распространение технология бурения боковых горизонтальных стволов в бездействующих скважинах.

Сущность технологии заключается в решении поставленной задачи оптимальным набором простейших операций. В зависимости от геологических, технических, технологических и экономических условий совместно с партнерами принимается один из разработанных вариантов траектории. После проведения в недействующей скважине ремонтно-изоляционных работ выбирается для удаления участок колонны длиной около 6 метров.

Как при бурении горизонтальных скважин, так и при бурении боковых стволов предпочтение отдается стволам со средним радиусом кривизны. Алгоритмы и методика обеспечения точности проводки боковых стволов и расчеты траектории соответствуют аналогичным при бурении горизонтальных скважин.

Кроме бурения боковых горизонтальных стволов возможно бурение боковых наклонно-направленных стволов с заданным отходом точки входа в пласт от старого ствола. Как боковые горизонтальные стволы, так и боковые наклонно-направленные стволы позволяют обеспечить сгущение сетки скважин без больших материальных затрат, что позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Применение данной технологии бурения дает возможность уменьшить отрицательное воздействие на окружающую среду.

Технология отработана более чем на 100 скважинах месторождений Удмуртии, Татарии и Пермской области.

Разработана и в ближайшее время планируется к внедрению новая технология зарезки боковых стволов, основным отличием которой является возможность бурения многоствольных скважин из основного ствола, возможность эксплуатации основного ствола ниже точки зарезки и возможность последующего ремонта и воздействия на каждый боковой ствол.

4). Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

ПРИ режуще-скалывающего действия -- применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;

ПРИ дробяще-скалывающего действия -- применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких;

ПРИ истирающе-режущего действия -- применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

По назначению ПРИ подразделяется:

Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) -- буровые долота;

Для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) -- бурголовки;

Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.).

По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы:

Лопастной, шарошечный, секторный.

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:

Со стальным вооружением, с твердосплавным вооружением, алмазным вооружением, алмазно-твердосплавным вооружением.

5). Лопастные долота

При бурении нефтяных и газовых скважин иногда применяют трехлопастные (3Л и 3ИР) и шестилопастные (6ИР) долота (Рисунок 2.13). Лопастное долото 3Л состоит из корпуса, верхняя часть которого имеет ниппель с замковой резьбой для присоединения к бурильной колонне, и трех приваренных к корпусу долота лопастей, расположенных по отношению друг к другу под углом 120 градусов. Для подвода бурового раствора к забою долото снабжено промывочными отверстиями, расположенными между лопастями.

Лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в направлении его вращения. В этой связи по принципу разрушения породы долота 3Л относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента скалывают ее.

Долота 3Л предназначены для бурения в неабразивных мягких пластичных породах (тип М) и для бурения в неабразивных мягких породах с пропластками неабразивных пород средней твердости (тип МС). Для увеличения износостойкости долот их лопасти укрепляют (армируют) твердым сплавом.

Долота 3ИР в сравнении с 3Л имеют следующие отличительные особенности. Три лопасти выполнены притупленными, а не заостренными и приварены к корпусу так, что они сходятся на оси долота, а не наклонены к ней. Такая особенность вооружения позволяет долоту 3ИР разрушать породу резанием и истиранием (микрорезанием) абразивных мягких пород с пропластками пород средней твердости (тип МСЗ).

Долота 6ИР имеют три основные лопасти, предназначенные для разрушения породы на забое, и три дополнительные укороченные лопасти, калибрующие стенку скважины.

Лопастные долота имеют ряд существенных недостатков:

интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом режущих и калибрующих ствол скважины кромок лопастей долота с забоем и стенками скважины;

сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно быстрой потери диаметра долота;

относительно высокий крутящий момент на вращение долота;

неудовлетворительная центрируемость на забое, приводящая к интенсивному непроизвольному искривлению.

Отмеченные недостатки объясняют причины редкого применения лопастных долот в практике бурения нефтяных и газовых скважин даже при разбуривании мягких пород.

6). Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением

Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке 2.14

Рисунок 2.14 -- Конструкция трехшарошечного долота

Три лапы 3 сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой 5, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников 6 устанавливается шарошка 4 с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 7, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

7). Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением

Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки (Рисунок 2.15). На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения -- приливы 2 с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок (сечение А - А).

Рисунок 2.15 -- Схема шарошечных долот с центральной (а) и боковой (гидромониторной) (б) промывкой

При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0.5 - 1.5 МПа).

Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5 - 15).

Для бурения скважин в абразивных породах различной твердости с целью повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными зубками (штырями). Такие долота часто называют штыревыми (Рисунок 2.16). Вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. Для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется термохимической обработкой.

По ГОСТу 20692 «Долота шарошечные» предусматривается выпуск долот диаметром 76 - 508 мм. трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин в Западной Сибири приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190.5; 215.9; 269.9; 295.3 мм.

8). Схема расположения шарошек в долоте, управление скольжением шарошек долота, коэф. скольжения с пересечением осей шарошек с осью долота в одной точке со смещением осей шарошек по направлению вращения долота положению, при котором их оси пересекаются в одной точке (положительное смещение)

Управление скольжением шарошек долота достигается путем смещения осей шарошек или увеличением многоконусности- у долот со смещенными осями шарошек, скольжение шарошек по забою и поэтому эффект скалывания. Коэффициент скольжения интенсивность проскальзывания зубьев шарошек по забою. = делению суммы площадей, описываемых за один оборот долота зубьями, на площадь забоя скв.- у шарошек с гладким конусом, и у которых ось и ее образующие пересекаются с осью долота к.с.=0 (дробление породы), во всех других случаях к.с.=0,01-0,15 (проскальз-щие шарошки дробяще-скалывающего действия)

16). Низкооборотное (Н) n<350[об/мин]- РШС роликоподшипник-замковый шарикоподшипник- узел скольжения(радиальный+торцовый фрикционный подшипник) 1АН-негерметизированная(открытая) опора, у серии 2АН-герметизированная- Высокооборотное (В) - 1АВ-состоит исключительно из подшипников качения (ШШШ)/(ШРШ/ШШР) - негерметизированная(открытая)

9). Институт Сверхтвердых Материалов славутич сверхтвердый материал обл. высокой износостойкостью

Тип - цельнокованные с последующим фрезерованием лопастей- с приваренными лопастями- обладают высокой износостойкостью, стоимостью по сравнению с алмазными, поршневанием и проходимостью, защита породаразр. эл-ов. Разновидности- режущие, торцевые, истирающие(радиальные/секторные)Модификации- с комбинированной промывкой (бок.+центр. сопла)- с обычной провывкой (центр. сопла)Профили зубков:- полусферический/клиновой/плоский- h=3-5мм; d=8-12мм

10). Алмазные долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и твёрдых

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). Матрица разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия.

Диаметр алмазных долот на 2 - 3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот. Это вызвано созданием условий для перехода к бурению алмазными долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя при бурении шарошечными долотами).

Существенным недостатком алмазных долот является: во-первых, крайне низкая механическая скорость бурения. Максимальная механическая скорость бурения, как правило, не превышает 3 м/ч. Для сравнения максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами составила около 120 м/ч. Во вторых, алмазные долота имеют узкую область применения (исключаются абразивные породы), и в третьих, предъявляются повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины.

Предприятие освоило изготовление алмазных долот со стальным корпусом, армированным синтетическими алмазными зубками (PDC), для бурения вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных нефтяных и газовых скважин в малоабразивных породах с промывкой водой или глинистым раствором. ОАО "Волгабурмаш" сотрудничает с лидирующими американскими производителями зубков PDC, что позволяет оснащать буровые долота высококачественными алмазными зубками. Проектирование алмазных долот ведется квалифицированными специалистами с использованием новейших компьютерных технологий. Разработка новых конструкций алмазных долот производится на основе антивихревой теории, что позволяет увеличивать срок эксплуатации алмазных долот и расширить диапазон их применения.

11). Классификация

разновидность (кол-во шарошек)- класс (в зависимости от материала зуба/зубка)- тип (в зависимости от свойств г/п)- модификация (констр/техгнол особенности)- модельалмазные / ИСМнедостаток:- дефицит/стоимость алмазаклассификация - класс (вид алмазов)- разновидность(радиальная/рад.-ступенчатая/спиральная)- тип (в зависимости от свойств г/п)- модификация (констр/техгнол особенности)- модель (по размеру)- серия (техн. изг., форма выполнения)Увеличение выноса керна и предотвращение оставления на забое целиков:- Приближение керноприемного отверстия и кернорвателя к зоне обр. Керна Параметры конструкции буг. головки: Высота керноприема расстояние от зоны образования керна до кернорвателя; Коэф. керноприема отношение к этому расстоянию диаметра керна

12) Калибраторы и расширители являются важными вспомогательными инструментами при бурении скважин

Из-за износа породоразрушающего инструмента по диаметру в процессе бурения приходится разбуривать зауженный участок скважины новым долотом. Это приводит к увеличению сроков проведения скважины и перерасходу породоразрушающего инструмента.

Калибратор, размещенный непосредственно над долотом, предотвращает зауживание ствола скважины, прорабатывая ствол и поддерживая постоянным диаметр скважины.

Кроме того, калибратор увеличивает жесткость компоновки в нижней части колонны бурильных труб, предохраняя ее от износа, а ствол скважины от искривления, резких перегибов, образования желобов и выступов. В результате качество бурения повышается.

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 пневмо- и гидроударного бурения

· шарошечные долота для бурения с продувкой

· шпуровые шарошечные долота

· шарошечные долота для направленного бурения

· для бурения с гидротранспортом шлама

· колонковые шарошечные долота и другие.

13). Буримость способность г/п сопротивлятся разбуриванию буровым долотом

Метод реперных долот, долота должны быть:- одинаковый тип, размер, констр. особенности- одинаковый тип и примерно одинаковая степень износа- сравнительно малое отличие показателей работы долот в пределах одной пачки- желательно, чтобы мощность каждой пачки на порядок превышала проходку на долото- чтобы в пределах одного интервала, число отработанных долот было статистически значимым- режим отработки долот должен быть одинаковым Этот метод позволяет рассматривать показатели работы реперных долот в качестве случайных величин, зависящих только от горных пород. С помощью метода статистики выделить однородные группы этих случайных величин. Каждая из этих групп будет соответствовать пачке пород примерно одинаковой буримости Статистический метод Радионова: Заключается в сопоставлении полученных границ со стратеграфическими и литологическими границами геологического разреза На заключительном этапе необходимо сопоставить полученные границы по различным скв. друг с другом, если они совпадут, то граница истинная, если она не подтверждается другими скважинами, то она ложная и причину нужно искать в технологии

14). Выбор долота производят на основе знания г/п слагающих данный интервал

Категория твердости г/п Категория абразивности г/пmi/M - % содержание пачки от всего обьематочками на диаграмме указаны оптимальные соотношения твердости(Т) и абразивности (А) при этом целесообразно применять данные типы шарошечных долот (с точки зрения минимизации экспл. затрат на 1м проходки)по диаграмме определяются наиболее близкие типы шарошечных долот, они составят группу конкурирующих долот. После их отработки в данной пачке и статистической обработки рез-ов, можно сделать вывод о том, какое из долот явл. наилучшим и в дальнейшем закладывать его в проект бурения скв. (Т и А определяются опытно или по табл.)

15). Режим бурения

- совокупность факторов, влияющих на скорость и стоимость углубления скважины (интервала).

• ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

- расход бурового раствора Q, м3/с (л/с); осевая нагрузка на долото G, кН (тс);

- частота вращения долота n, с-1 (об/мин); типоразмер породоразрушающего инструмента;

- плотность и др. свойства бурового раствора; вид привода долота (способ бурения).

• Оптимальный режим бурения - обеспечивает наилучшие показатели работы долота.

• Специальный режим бурения - обеспечивает выполнение специальных задач (набор или стабилизация угла наклона ствола скважины; предотвращение искривления ствола скважины; отбор керна; вскрытие продуктивного пласта; аварийные работы в скважине и др.).

Параметры режима бурения:

• Расход бурового раствора Q - обеспечивает полную и своевременную очистку забоя и скважины от шлама, а также работу ГЗД.

• - условие очистки забоя Q1 = qуд Fз

qуд = 0,57 - 0,65 м/с

• - условие выноса шлама Q2 = V Fк

V = 0,4 - 0,6 м/с

• - условие работы ГЗД

• Осевая нагрузка на долото G - создает необходимое усилие для разрушения горной породы на забое

G = g D

• g = 1,5 - 15 кН/см

• Частота вращения долота n - оказывает влияние на скорость углубления забоя

• - низкооборотный режим n < 150 об/мин

• - среднеоборотный режим n = от 150 до 450 об/мин

• - высокооборотный режим n = от 450 до 700 об/мин

Показатели работы долот:

• Проходка на долото, м h; Проходка за рейс долота, м

• Время мехбурения, ч t

• Механическая скорость проходки, м/ч Vм = h / t

• Рейсовая скорость проходки, м/ч Vр = h / t+tсп

• Эксплуатационные затраты на 1 м проходки

(стоимость 1 м проходки), руб/м

Оптимизация параметров режима бурения:

h > max; Vм > max; Vр > max; См > min

16). Нагрузка на долото Рд - один из основных режимных параметров

Она определяет удельное давление на контакте между рабочим элементом породоразрушающего инструмента (зубцом, резцом) и горной породой на забое скважины. От контактного давления зависит интенсивность воздействия инструмента, глубина проникновения рабочих органов в забой, особенность процесса разрушения горной породы. На основании зависимости механической скорости от контактного давления выделяют три характерные зоны: зона 1 - контактное давление ниже предела усталости горной породы, разрушение породы в виде поверхностного износа вследствие трения, скорость проходки прямо пропорциональна контактному давлению (истирание). Зона 2 - контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости горной породы в забойных условиях рв. Отмечается появление трещин, сколов после многократного воздействия нагрузки (усталостное разрушение). Зона 3 - контактное давление превосходит твердость горной породы в забойных условиях. Объемное разрушение горной породы происходит при единичном акте нагружения (объемное разрушение). Рд=бРшSк (кН, тонны), S - контактная пов-ть, Рш - по штампу, Ру - усталостное. Рк=Рд/Sк.

К росту Vм ведет:- увеличение числа ударов в ед. времени- увеличение энергии удара зубца о забой в рез-то роста с корости соударения Vм=дn; д углубление забоя за 1оборот долота уменьшение д происх. При n>nкрит, пром. жид-ть не успевает выносить шлам из забоя => образуются шламовые подушки РИСУНОК n=nкрит; д~const ; д= дo(1-klnn), k импер. коэф.(зависит от зашламленности забоя и от времени контакта зубца с г/п и от св-в к/п); Vм= дo(1-Klnn)nпри tк>to ; h=hmax ; при tк<a

17). Интенсивность подачи циркуляционного агента и его свойства

скважина буровой нефтяной

оказывают определяющее влияние на эффективность буровых работ. Практическим путем установлено, что высокие механические скорости могут быть достигнуты только при условии хорошей очистки забоя скважины от шлама.

Эффективность удаления шлама с забоя зависит от количества промывочной жидкости, поступающей к забою в единицу времени (подачи); свойств промывочной жидкости, и прежде всего реологических ее свойств в забойных условиях; скорости истечения жидкости из каналов в породоразрушающем инструменте; ориентации исходящих из инструмента потоков жидкости по отношению к поверхности забоя; организации и интенсивности циркуляции в призабойной части скважины. О качестве промывки судят по количеству шлама, которое скапливается на забое за время проведения СПО.

Влияние режимных параметров на забойные процессы, существенным образом сказываются на интенсивности изнашивания и долговечности породоразрушающего инструмента. По мере изнашивания и притупления его рабочих элементов заметно изменяется процесс разрушения горной породы и его эффективность падает.

Хотя изнашивание породоразрушающего инструмента при механическом бурении неизбежно, его интенсивность регулируется посредством изменения режимных параметров. Установлено, что оптимизация процесса бурения способствует повышению ресурса породоразрушающего инструмента.

Основные факторы воздействия - нагрузка на долото и частота вращения. С повышением нагрузки на долото начальная скорость проходки растет до некоторого предельного значения, которое определяется конструкцией породоразрушающего инструмента и механическими свойствами горной породы (прежде всего твердостью и пластичностью), а интенсивность износа увеличивается пропорционально осевой нагрузке до некоторого ее значения, а затем очень быстро повышается. Это связано с тем, что вооружение долота подвергается одновременно нескольким видам износа (абразивный, ударно-абразивный, гидроабразивный, усталостный и окислительный) и под влиянием роста нагрузки превалирующим видом износа становится объемно-усталостное разрушение. С повышением частоты вращения интенсивность износа растет примерно пропорционально.

18). Свойства бурового раствора

1. плотность с, кг/м3;

2. структурная вязкость з, Па*с;

3. статическое (и, Па) и динамическое (ф0, Па) напряжение сдвига;

4. показатель тиксотропии - способность бурового раствора формировать структуру в состоянии покоя и утрачивать её при возобновлении циркуляции Т=и10-и1.

В - показатель фильтрации (водоотдачи), см3/30мин; П - содержание твердых частиц в буровом растворе, %; д - толщина глинистой корки, мм; рН - водородный показатель.

Плотность вещества с -- это масса единицы объема вещества. Иногда в практике бурения пользуются понятием относительной плотности сотн, которая показывает отношение плотности бурового раствора к плотности воды.

Вязкость жидкости -- проявление сил сцепления и внутреннего трения между элементарными струями в потоке, движущемся с разными скоростями.

Динамическое напряжение сдвига ф0 характеризует условное напряжение сдвига в текущей вязкопластичной жидкости, необходимое для преодоления некоторого начального сопротивления жидкости.

Статическое напряжение сдвига и является показателем прочности внутренней структуры бурового раствора, сформировавшейся за время покоя. Его величина определяется тем напряжением, которое надо превысить в покоящейся жидкости, чтобы разрушить ее внутреннюю структуру и привести ее в движение.

Показатель фильтрации В характеризует способность бурового раствора выделять жидкую фазу на проницаемой перегородке под воздействием перепада давления. Различают показатели фильтрации при статической и динамической фильтрациях. Статическая фильтрация имеет место при неподвижном состоянии жидкости у проницаемой перегородки, динамическая -- при движении потока жидкости.

Параметр "содержание песка" (или просто "песок") определяют по содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационному отделению, в том числе и неразведенных комочков глины.

Водородный показатель рН характеризует реакцию среды. Она может быть кислой (рН < 7), щелочной (рН > 7) и нейтральной (рН = 7). Показатель рН можно определять двумя способами: колориметрическим по изменению окраски индикаторной бумаги после смачивания и электрометрическим с помощью рН-метра. Колориметрический способ обеспечивает точность определения рН до 0,5, электрометрический -- до 0,01.

T/Pyдnx ; T, y(1.5), x(0.7) имперические коэф., завис. от усл. бур., констр. долота, св-в г/п, св-в пром. ж-тизона неэффект. отработки долотаII зона рациональной отработки долотаIII - ???Стойкость вооружения tв=aв/Pcдnc1aв опред. констр. особ. воор. долотаc, c1 зависят от св-в г/п, ее абразивности, св-в пром. ж-ти; империч.; Kи хар-ка изнашиваемости вооружения долота; a категория абразивности q, r инвариантны к условиям бурения зубчатые долота (Kи=2.8-8.4; q=1.22; q1=1.2) штырьевые долота (Kи=3.64-13; q=3.8; q1=0)

Технологический режим бурения - это комплекс регулируемых (субъективных) факторов, определяющих условия и эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины.

По влиянию на процесс режимные параметры можно подразделить на первичные, или параметры управления, и вторичные, или параметры контроля. Первичные параметры являются факторами прямого воздействия на процесс, они позволяют регулировать процесс бурения.

Основные параметры управления (первичные) в механическом вращательном бурении: 1. нагрузка на долото Рд, кН; 2. частота вращения породоразрушающего инструмента n, мин-1 или об/мин; 3. интенсивность подачи промывочной жидкости, л/с; 4. технологические свойства промывочной жидкости.

Вторичные параметры, хотя и определяют условия работы породоразрушающего инструмента на забое, сами находятся в определенной объективной зависимости от первичных параметров и конкретных условий в стволе скважины. К вторичным параметрам могут быть отнесены, например, крутящий момент, давление нагнетания, частота и амплитуда динамической составляющей осевой нагрузки и крутящего момента, дифференциальное давление на забое скважины, изменение концентрации твердой фазы в буровом растворе при циркуляции по стволу скважины и т.д.

Первичные параметры поддаются произвольному регулированию в некоторых пределах, обусловленных технической характеристикой и состоянием наземного оборудования и забойного двигателя, а также состоянием бурильной колонны и скважины. Регулированием первичных параметров добиваются повышения эффективности забойного процесса разрушения горной породы. В зависимости от системы контроля и управления вторичный параметр может оказаться параметром управления. Например, некоторые автоматические устройства регулируют нагрузку на долото по крутящему моменту, осуществляя процесс бурения при заданном его значении.

19). Этапы поиска оптимального режима

на стадии проектирования- оперативная оптимизация режима бурения - корректировка проектного режима с учетом инф., полученной в процессе бурения в процессе проектирования мы используем инф. полученную при бурении скв. в данном регионе, в аналог. усл., данные по гоелог. разрезу скв., рекомендаций завода-изготовителя бур. инстр., рабочих хар-к забойных двигателей.2 способа выбора tопт долота на забое:- графический tgб=dh/dt=Vм(t)=h(t)/(tопт+tсп+tв)- аналитический

Оптимальный режим - технологический режим (сочетание режимных параметров), который обеспечивает наилучшие показатели проходки ствола скважины, наиболее высокие технико-экономические показатели и необходимое качество буровых работ с использованием имеющегося оборудования. Оптимальным может быть только технологический режим, т.е. комплекс параметров, а не какой-либо его параметр в отдельности. Оптимальный режим разрабатывается для конкретных геолого-технических условий с учетом технических характеристик имеющегося бурового оборудования для наиболее эффективного использования его ресурсов.

Разработка оптимального режима бурения: 1. Определение коэффициента k по фактическим данным хотя бы за один рейс применительно к конкретной паре долото - горная порода по формуле. 2. Расчет начальной скорости проходки при различных сочетаниях нагрузки на долото и частоты вращения. 3. Определение по таблицам показателей долговечности долота данного типа при различных сочетаниях, нагрузки на долото и частоты вращения. 4. Определение механической скорости проходки при различных сочетаниях нагрузки на долото и частоты вращения. 5. Расчет проходок за рейс. 6. Определение удельных эксплуатационных затрат. 7. Выделение по критерию С оптимального режима бурения.

В итоге проведенных расчетов по решению оптимизационной задачи должны быть получены следующие результаты: выделен рациональный типоразмер долот для каждой характерной пачки в рассматриваемом интервале; выбран технологический режим, обеспечивающий минимум удельных эксплуатационных затрат; определены прогнозные показатели бурения в каждой характерной пачке (проходка на долото, механическая скорость проходки и удельные эксплуатационные затраты).

При разработке технологии турбинного бурения должны быть рассмотрены три задачи: 1. обеспечение эффективной работы долота на забое, т. е, создание и поддержание режима, близкого к оптимальному для данной пары долото - горная порода; 2. обеспечение устойчивой эффективной работы турбобура, т.е. режима его работы с достаточно высоким КПД; 3. рациональное использование гидравлической мощности бурового насоса.

Для оценки эффективности технологических режимов и выявления оптимального можно использовать различные показатели. 1. Скорость бурения ствола скважины (в м/ч): Vм=hp/tб, рейсовая скорость Vp=hp/(tб+tсп), где hp - проходка за рейс, м; tб - продолжительность работы породоразрушающего инструмента на забое, ч; tсп - продолжительность СПО с учетом вспомогательных, ч. 2. Проходка на долото hд и удельные эксплуатационные затраты на бурение 1 м ствола скважины (в руб/м): С=(Сд+Сч(tб+tсп))/ hд, где Сд - цена породоразрушающего инструмента с наценкой, руб.; Сч - эксплуатационные затраты за 1 ч работы буровой бригады, руб/ч.

График позволяет сделать ряд важных выводов: с повышением проходки на долото при сохранении неизменной механической скорости бурения удельные эксплуатационные затраты значительно снижаются, особенно при сравнительно невысоких проходках; переход с одного уровня удельных эксплуатационных затрат на 1 м проходки на другой в области малых проходок на долото происходит при значительно более высокой величине абсолютного изменения скорости проходки, чем такой же переход в области больших проходок на долото.

Иногда в зависимости от конкретных условий применяют режимы, заведомо отличные от оптимальных. В этих случаях проблемы технико-экономической эффективности показателей отступают на второй план при наличии более существенных задач. Такой режим называется специальным. Его применяют, в частности, при бурении с отбором керна, искусственном искривлении ствола скважины. Специальный режим - технологический режим, который преследует выполнение дополнительных требований (вскрытие продуктивного пласта, отбор керна, предупреждение искривления скважины и т.д.).

20). Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом)

БК предназначена для следующих целей:

передачи вращения от ротора к долоту;

восприятия реактивного момента забойного двигателя;

подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;

создания нагрузки на долото;

подъема и спуска долота;

проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (Рисунок 2.21) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.



21). В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, Рисунок 2.23)

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки. Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Легкосплавные бурильные трубы

Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, Рисунок 2.24) применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала - 2.78 г/см3. (стали -- 7.85 г/см3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой. Предел текучести составляет 330 МПа.

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20 % по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).

+ СМОТРИ ВОПРОС №34

22). Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги (квадрат) 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой. Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16.5 м.

Утяжеленные бурильные трубы

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

горячекатанные (УБТ)

сбалансированные (УБТС),

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подъемных работах.



Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;

номинальный диаметр промывочного канала 74, 90, 100 мм;

длина труб, соответственно 8.0, 12.0, 12.0 м.

Сбалансированные УБТ (Рисунок 2.25) используют преимущественно при роторном способе бурения.

Основные параметры УБТС, наиболее распространенные в Западной Сибири:

номинальные наружные диаметры труб 178, 203, 229 мм;

номинальный диаметр промывочного канала 80, 80, 90 мм;

длина труб 6.5 м.

Также применяют легкосплавные и стальные бурильные трубы.

23). Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров

Переводники разделяются на три типа:

Переводники переходные (ПП, Рисунок 2.26 а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

Переводники муфтовые (ПМ, Рисунок 2.26 б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

Переводники ниппельные (ПН, Рисунок 2.26 в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.

а

б

в

Рисунок 2.26 -- Переводники: а -- переходные; б -- муфтовые; в -- нипельные

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки.

24). Бурения основные факторы, влияющие на работу

БК- нагрузки и напряжения действующие на разл. эл-ты БК- места концентрации напряжения- коррозионное воздействие ПЖ на БК- износ пов-ти БТ из-за трения о стенки скв. и воздействия абразивных частиц в ПЖ- возникновение колебательных процессов в БКтипы нагрузок по хар-ру:- статические- динамические (инерционные) (при СПО)- переменные нагрузки и напряжения- сила веса, выталкивающая сила нагрузки зависят от:- способа/режима бурения, глубина скв, траектория кривизны, состояние ствола скв, геолог. усл., мощность БУ, бригады силы и нагрузки при бурении разными способами:- растягивающие силы веса- реакция забоя, сжимающая нижн. часть БК- силы трения о стенки скв. при: бурении, СПО, ликвидации прихватов/затяжек роторный способ:- момент, вращающий БК- изгиб. напряжения- знакопеременные напр. (искривление ствола скв) бурение ЗД- дополн. напр. раст., вызванные перепадом давления в турбобуре- реактивный момент двигателя, передав. на БК- постоянные изгиб. напр. уа искр. участках скв.

25). Несмотря на большое разнообразие конструктивных схем КНБК, можно выделить три типовые конструкции, основанные на принципах отвеса (или маятника), жесткого центрирования КНБК в стволе скважины, гироскопического эффекта

Принцип отвеса реализуется в КНБК с максимально приближенным к долоту центром тяжести. Это достигается за счет использования УБТ максимально возможного наружного диаметра и соответственно максимального веса 1 м. В этом случае при отклонении оси КНБК от вертикали возникает составляющая веса, стремящаяся вернуть КНБК в вертикальное положение. К недостаткам КНБК по принципу отвеса следует отнести то, что в ряде случаев составляющей веса недостаточно для полной компенсации приложенной к долоту отклоняющей силы, вследствие чего ствол скважины претерпевает искривление, и, кроме того, для усиления эффекта отвеса порой приходится снижать нагрузку на долото, что неблагоприятно сказывается на показателях бурения.

Последнего недостатка лишена КНБК, построенная на принципе жесткого центрирования. Ее конструкция включает УБТ спиральные и квадратные, опорно-центрирующие элементы и стабилизаторы, которые в общей сложности позволяют при достаточно высоких продольных нагрузках сжатия сохранять прямолинейность КНБК и ее соосность со стволом скважины. Этот тип КНБК - высокоэффективное средство предупреждения искривления в устойчивых породах средней твердости и твердых, однако он неприемлем при проходке пород слабосвязанных, подверженных интенсивному размыву, слабоустойчивых в стенках скважины и кавернозных.

Третья принципиальная схема (принцип гироскопа) реализуется при турбинном бурении, когда к вращающемуся с большой скоростью валу турбобура над долотом подсоединяют секцию утяжеленных бурильных труб длиной 12--15 м. Маховой момент вращающейся массы препятствует повороту оси вращения и тем самым способствует сохранению прямолинейности скважины. На практике последняя схема не получила широкого применения из-за повышения опасности прихвата инструмента шламом, накапливающимся в местах изменения размеров зазора.

Проектирование конструкции КНБК сводится к выбору УБТ, соответствующих по диаметру и конфигурации условиям бурения, подбору опорно-центрирующих элементов, обеспечивающих достаточный ресурс работы в данных условиях, и определению местоположения их в КНБК, позволяющего сохранить прямолинейность низа бурильной колонны. При расчете КНБК определяют оптимальную длину секций УБТ между опорно-центрирующими элементами. Она зависит от нагрузки на долото, зазора между УБТ и стенкой скважины, зенитного угла, при роторном бурении -- от расстояния между долотом и нижним центрирующим элементом, а также от частоты вращения инструмента.

26). 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.

Механические свойства горных пород зависят от их состава, строения, текстуры, структуры и условий залегания (глубина залегания, тектоническая нарушенность и т.п.). Состав и строение горной породы в значительной степени определяются ее происхождением. Для характеристики внутреннего строения горных пород введены понятия текстуры и структуры.

...