Бурение скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Понятие о буровой скважине, ее элементы: классификация скважин по назначению

Скважина - цилиндрическая горная выработка, имеющая длину во много раз больше диаметра, сооружаемая без доступа в нее человека.

1- устье, 2 - стенка (ствол), 3 - ось, 4 - забой

Основные понятия скважины:

Устье скважины - это пересечение трассы скважины с дневной поверхностью.

Забой скважины - это дно буровой скважины перемещающийся в результате воздействия на нее порода разрушающего породо-разрушающего инструмента (ПРИ).

Стенка скважины - это боковые поверхности буровой скважины

Ось скважины - это воображаемая линия соединяющая центры поверхностного сечения буровой скважины.

Ствол скважины - пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, т.е. ее устьем, стенкой и забоем. Имеет условно цилиндрическую форму.

Обсадная колонна - это колонна соединяющая между собой обсадные трубы. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускаются.

Цементаж - это цементный камень создающий герметизацию между породой и колонной труб.

Существует 2 способа бурения

1. Безкерновое бурение - это бурение при котором горная порода разрушается по всей площади забоя представляющего собой круг

2. Колонковое бурение - это бурение при котором горная порода разрушается по кольцевому забою со столбиком выбуриваемой породы « керном».

Керн - колонка породы, образующаяся в результате кольцевого разрушения забоя скважины. От слова «колонка» произошло и наименование колонкового бурения.

По назначению скважины подразделяются на добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относятся водозаборные и поглощающие скважины.

Технологическая схема вращающегося бурения скважины

При вращательном бурении разрушение пород происходит от воздействия на долото осевой нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу , а под влиянием крутящего момента скалывает его. Характерной особенность вращательного бурения является промывка ствола скважины или его продувка (используется редко).

Существует 2 разновидности вращающего бурения

- роторный способ- при роторном бурении углубление долота в породу происходит при вращении вдоль оси скважины вращающейся бурильной клоны

-забойным двигателем- при бурении забойным двигателем бурильная колонна не вращается.

Сущность, схема, преимущества и недостатки, область применения роторного бурения

Преимущества:

1. высокие механические и коммерческие скорости бурения;

2. возможность бурения пород различной твердости на различной глубине;

3. небольшая металлоемкость конструкции.

Недостатки:

1. при использовании глинистого раствора возникает трудность качественного опробования водоносных пластов и их освоения, что приводит к снижению дебита скважины, требует проведения длительных и сложных работ по ее разглинизации;

2. необходимость снабжения установок водой и качественной глиной;

3. трудности бурения в породах, содержащих валунно-галечниковые включения, поглощающие промывочную жидкость;

4. трудности организации работ в зимнее время при отрицательных температурах.

· Долота для роторного бурения

· лопастные

· фрезерные

· шарошечные

· алмазные.

Роторный способ бурения скважин является наиболее распространенным и составляет до 80 % всего объема буровых работ. Роторное бурение скважин с прямой промывкой применяется при изученном разрезе, что обеспечивает высокие скорость бурения, небольшой расход обсадных труб. Главным недостатком роторного способа с промывкой глинистым раствором является глинизация водоносного пласта и снижение вследствие этого дебита. Весьма большие трудности вызывает этот способ при бурении валуно-галечниковых отложений, а в особенности тех, которые залегают близко к поверхности. Данный недостаток при роторном бурении можно в ряде случаев устранить, при использовании в качестве промывочной жидкости специальные растворы или техническую воду, которые оказывают минимальное воздействие на стенки скважин. Роторное бурение с обратной промывкой бывает эффективно для бурения скважин большого диаметра, оно обеспечивает получение больших дебитов. Скорость бурения при этом способе возрастает в 1,5-2 раза в сравнению с роторным бурением с прямой промывкой. Недостатком роторного бурения с обратной промывкой является то, что бурение возможно только в мягких породах и ограничение глубины скважины(до 200 м). Бурение скважин роторным способом с продувкой имеет скорость проходки скважины в полтора-два раза превышающую этот показатель при бурении с прямой промывкой. При бурении этим способом упрощается организация работ, обеспечивается опробование и качественное вскрытие пластов. Область применения способа ограничена глубиной скважин до 200 м. Применяется оно лишь при наличии водопритоков в скважину до 3--5 л/с и в устойчивых породах. Ударно-вращательное бурение при использовании пневмоударников, помогает обеспечить рост производительности работ в породах высокой и средней твердости в два раза в сравнении с вращательным бурением с продувкой, имея аналогичную область применения. Стоит отметить, что когда используются компрессоры СД 15/25, которые развивают давление до 2,5 МПа при производительности 15 м3/мин, становится возможным бурение скважины глубиной до 400--500 м. Вращательное шнековое бурение бывает эффективным при сооружении скважин на небольшой глубине в мягких песчано-глинистых породах. Недостатком этого способа является ограничения по крепости пород и глубине скважины и невысокое качество информации о параметрах вскрываемого пласта.

Особенности технологии турбинного бурения

Особенностью технологии турбинного бурения является то, что буровая колонна в этом случае остается неподвижной, а вращение бурового долота обеспечивается специальным устройством, которое называется турбобуром. Турбобур находится в нижней части буровой колонны и с помощью встроенной в его конструкцию системы турбин преобразует давление бурового раствора в момент вращения долота, жестко связанного с этой системой. После выхода из турбобура буровой раствор омывает забой скважины и, как в предыдущем способе бурения, выносит продукты бурения на устье скважины. В остальном эта технология мало отличается от предыдущей. Разновидностью турбобуров являются электробуры, которые оборудуются асинхронными электродвигателями специальной конструкции, электроэнергия к которым подается по специальному кабелю, расположенному во внутренней полости труб буровой колонны. Момент от этого двигателя через редуктор передается буровому долоту. Сложность этой конструкции состоит в том, что буровой раствор на забой скважины должен проходить через электродвигатель и редуктор. Турбинное бурение эффективнее роторного при искусственном искривлении скважин, из-за повышенной гибкости секций турбобура. Недостатками турбобуров являются высокая чувствительность к вязкости бурового раствора и высокая частота вращения, которая приводит к повышенной разработке ствола скважины при бурении мягких пород, а также ускоренному износу ПРИ и, следовательно, к увеличению количества СПО.

Буровая установка, как совокупность сооружений: виды, назначение сооружений

Назначение и функциональная схема буровой установки

При механическом бурении буровая установка выполняет три основные функции:

* грузовую, * приводную,* циркуляционную.

Классификация и общая характеристика буровых установок

По конструктивному исполнению буровые установки классифицируют на:

* стационарные; * мобильные (на базе авто, поезда и.т.); * морские; * для бурения с использованием гибких труб (колтюбинговые).

Привод буровых установок

Приводом называют двигатели, передачи (трансмиссии) и системы управления, передающие энергию исполнительным органам буровой установки. Двигатели преобразуют тепловую, электрическую или гидравлическую энергию в механическую. Передачи предназначены для соединения двигателей с исполнительными органами с целью передачи энергии и согласования параметров энергетического потока двигателя с параметрами каждого исполнительного органа. Система управления предназначена для регулирования параметров привода в ручном или автоматическом режиме в зависимости от хода технологического процесса с целью реализации оптимальных технологических параметров.

По назначениюприводы разделяют на основной и вспомогательный.

*Основнымявляется привод основных органов (лебедка, ротор, буровые насосы).

*Вспомогательный привод предназначен для привода механизмов выполняющих вспомогательные функции (механизмы циркуляционной системы, средства механизации СПО, погрузочно-разгрузочных работ и др.). Число таких механизмов и устройств в современной буровой установке достигает 30 единиц.

По конструкции приводы классифицируется в зависимости от типа используемых двигателей, способа распределения энергии, числа двигателей, а также конструкции силовой передачи (трансмиссии).

В зависимости от типа двигателей, различают приводы:

*дизельный, электрический, газотурбинный(для привода основных механизмов);

*электрический, пневматический, гидравлический(для привода вспомогательных механизмов).

6. Буровые вышки и мачты -- предназначены для спуско-подъемных операций при бурении геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые.

Используется для:

проведения спуско-подъемных операций (СПО);

поддержания бурильной колонны на талевой системе при бурении с разгрузкой;

размещения комплекта бурильных труб и утяжеленных бурильных труб (УБТ), извлеченных из скважины;

размещения талевой системы;

размещения средств механизации СПО, в частности механизмов АСП (может не устанавливаться), платформы верхнего рабочего, устройства экстренной эвакуации верхнего рабочего, вспомогательного оборудования;

размещения системы верхнего привода (может не устанавливаться).

Буровые вышки подразделяются на башенные и мачтовые.

Буровые вышки

Предназначены для осуществления спуско-подъёмных операций при бурении геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые и гидрогеологических скважин с применением полуавтоматических элеваторов и бурильных свечей.

Предлагаются буровые вышки двух видов:

оборудованные маршевыми лестницами с рабочей площадкой/без рабочей площадки;

оборудованные тоннельными лестницами с рабочей площадкой/без рабочей площадки

Буровые мачты

Предназаначены для спуско-подъемных операций при бурении геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые с применением полуавтоматических элеваторов:

Талевая система состоит из неподвижного крон-блока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с крон-блоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система служит для уменьшения натяжения талевого каната и для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Оснастка талевой системы:

По мере увеличения глубины скважин вес бурильных колонн, которые приходится спускать и поднимать, увеличивается, а максимальная скорость намотки ведущей струны талевого каната на барабан лебедки остается практически неизменной (около 20 м/с) для буровых установок разных классов. Поэтому для каждой установки применяют талевую систему со своей кратностью полиспаста от 4-х до 14. Это достигается применением различных оснасток 2X3; 3X4; ...; 7X8 (здесь первая цифра - число шкивов талевого блока, а вторая - кронблока).

Под оснасткой талевой системы понимается навеска каната на шкивы кронблока и талевого блока в определенной последовательности, исключающей перекрещивание каната и трение его струн друг о друга. В настоящее время создано несколько типов оснастки. Перед тем как приступить к оснастке системы необходимо определить число шкивов в талевом блоке, тип каната, диаметр и разрывное усилие каната. Диаметр каната должен соответствовать размеру канавок шкивов талевого блока и кронблока. При бурении глубоких скважин, когда глубина еще небольшая и бурильная колонна легкая, для ускорения СПО канатом оснащают не все шкивы системы, а только часть. В дальнейшем проводят переоснастку до полного использования всех шкивов. Однако переоснастка трудоемка и не всегда целесообразна.

Оснастку стремятся выполнить так, чтобы ведущая струна набегала на один из средних шкивов. В системах АСП струны каната не должны мешать спуску талевого блока с находящейся в нем свечой. Неправильно выполненная оснастка может вызвать трение канатов или закручивание талевого блока, что может привести к аварии.

Существует два типа оснасток: параллельная, когда ось талевого блока параллельна оси кронблока, и крестовая, когда оси талевого блока и кронблока перпендикулярны. Наиболее распространена крестовая оснастка . Она имеет то преимущество, что исключает закручивание талевого блока и трение струн каната друг о друга

Назначение, схема, устройство принцип действия, общее устройство буровых насосов, их основные параметры

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала , крутящим моментом М на его валу, развиваемой мощностью N, перепадом давления Ар и гидравлическим коэффициентом полезного действия и количеством бурового раствора Q, прокачиваемого через турбину. В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора все параметры турбобура меняются.

Принцип действия

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

Конструкция турбобура

Турбобур содержит корпус, турбинный вал, вал осевой опоры с внутренней цилиндрической полостью, последовательно установленные на турбинном валу роторы турбин, а в корпусе -- статоры турбин, радиальные опоры, гайку турбинного вала, осевую опору, ниппель, по меньшей мере, один канал, обеспечивающий гидравлическую связь полости последнего ротора турбины и внутренней цилиндрической полости вала осевой опоры. Турбинный вал и вал осевой опоры соединены между собой с помощью резьбы, причем крутящее усилие на разворот этого соединения больше, чем крутящее усилие на разворот гайки турбинного вала.

10. Назначение, схема, принцип действия, общее устройство буровых насосов, их основные параметры.Буровой насос -- насос, применяемый на бурильных установках с целью обеспечения циркуляции бурового раствора в скважине. Для промывки используется высокое давление, которое создаёт этот насос. Буровой насос бывает двух-и трёхцилиндровый. Основное предназначение бурового насоса - это обеспечить циркуляцию бурового шлама и предотвратить его оседание в процессе бурения, а также подъём разбуриваемой породы на поверхность. Буровой насос очищает забой и скважину от породы.

Классификация буровых насосов: Плунжерные буровые насосы , Поршневые буровые насосы , Насосы центробежные.

Устройство бурового насоса

Насос состоит из двух основных, функционально связанных составных частей: гидравлической и механической, смонтированных на общей раме.

Гидравлическая часть включает: гидравлический блок с размещенными попарно входным и выходным клапанами, цилиндропоршневую группу, блок охлаждения цилиндропоршневой группы, пневмокомпенсатор и предохранительный клапан.

Механическая часть включает: редуктор, корпус с узлами системы смазки, блок распределения, кривошипно-ползунный механизм, трансмиссионный вал и приводной шкив.

Назначение устройства, основные параметры вертлюгов и буровых штанг

Вертлюги применяют для соединения талевой системы с бурильной колонной. он обеспечивает вращение бк, подвешенной на крюке, подачу через нее промывочную жидкости. все вертлюги имеют общую конструкцию. состоит из 2х узлов - системы вращающихся и невращающихся деталей. невращающую часть вертлюга подвешивает к подъемному крюку, а к вращающей части вертлюга - бк. вертлюга состоит из: корпуса, крышки, штропа, отвода, стола вертлюги, колпачка, подшипника, ролика подшипника. Сверху корпус вертлюги закрывается крышкой.

· Для соединения с бур. инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии осуществляется при помощи гибкого резинового бурового шланга(рукава).,который состоит из внутр. резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственный кол.промежуточных слоев резины,металлических пеленок и наружного слоя резины.

Буримость горных пород, классификация пород по буримости

Буримость горных пород- способность породы разрушаться под действием долота.

Буримость определяется величиной углубки в данной породе за единицы чистого времени(м/ч) при бурении нефтяных и газовых скв.разрушение горных пород производится механическим способом при помощи породоразрушающего инструмента(долота).Долото проникает и разрушает породу вследствие двунаправленного перемещения:

1) поступательного - сверху вниз действием нагрузки на долото создается массой нижней части колонны бур. труб(-осевая нагрузка)

2) вращательного - осуществляется забойным двигателем или ротором посредством бурильных труб.

Устойчивость горных пород - способность горных пород не обрушаться в массиве бур. скв. классификация:

1гр.-весьма неустойчивые (пески, гравий, галечник)

2гр.-с изменение устойчивости (глины, соли, мерзлые породы)

3гр.слабоустойчивые (песчнанник, сланцы)

4гр.устойчивые(крепкие осадочные породы монолитные и слаботрещиноватые,не затронутые выветриванием)

Виды и основные закономерности горных пород при бурении

По способу разрушения горной породы долота подразделяются:

1.резание-бурение лопастными долотами

2.скалывание-лопастные или шарошечные долота

3.дробление-шарошечные долота

4.истирание и резание - алмазные долота.

Закономерность разрушения горных пород при бурении: основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются -- сдавливание.

1.первоначально порода уплотняется в непосредственной близости от площади контакта.

2.затем,когда нагрузка достигает некоторого критического значения в породе образуется конусообразная трещина.

3.при дальнейшем увеличении нагрузки трещина продолжает развиваться в глубину. при этом образуется система хаотически расположенных трещин, порода в вершине конуса раздавливается в порошок, передающий во все стороны.

4.под влиянием этого Р порода продолжает разрушать до образования лунки скважина роторный бурение горный

Назначение, классификация долот

Породоразрушающий инструмент разрушает гп на забое и образуется скважина.

По характеру разрушения породы все породоразрушающие инструменты делятся на:

1. режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопостями, наклоненными в сторону вращения долота. предназначены для разбуривания мягких пород. (долота лопастные)

2 дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенныеми на шарошках которые вращаются вокруг своей оси и оси долота. пр вращение долота наряду с дробящим действием зубья шарошек, проскальзывая по забою скв., скалывают(срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения породы. предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких, и очень крепких пород. (шарошечные долота)

3.истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающимися в торцевой части долота или в кромках лопастей долота. эти долота применяются для бурения неабразивных пород ср. тв. и твердых только алмазные долота.

По назначению классифицируются долота:1.долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато;2.бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по кольцевому пространству;3.долота специальных спец. назначения(для расширения ствола скважины и др.)

Общее устройство, классификация лопастных и шарошечных долот

Лопастные долота изготавливаются для разбуривания рыхлых, мягких, связных и слабосцементированных горных пород. Вооружение долот выполняется в виде лопастей со сплошной режущей кромкой. Лопастное долото состоит из корпуса и лопастей. В верхней части корпуса нарезается присоединительная резьба, а в нижней части просверливаются сквозные промывочные отверстия для подачи промывочной жидкости на забой. Боковые калибрующие и другие рабочие поверхности лопастей обычно покрывают релитом или чугуном. Лопастные долота выполняются в двух-трехлопастными, шестилопастными с обычной или с гидромониторной системой промывки. Шарошечные долота относятся к породоразрушающим инструментам дробяще-скалывающего действия. При бурении скважин в основном применяются трехшарошечные долота. Некоторое применение находят и одношарошечные долота. Трехшарошечное долото состоит из секций, сваренных между собой. Верхняя часть сваренных между собой секций образует корпус. На верхнем конце корпуса нарезается присоединительная резьба. Число секций равно числу шарошек. Трехшарошечные долота состоят из трех функциональных систем: 1.Система вооружения долота - совокупность всех зубцов на всех шарошках; 2.Система опоры долота - совокупность подшипников всех шарошек; 3.Системы промывки долота - совокупность всех промывочных узлов долота. По расположению шарошек относительно друг друга следует различать два вида долот: - долота с самоочищающимися шарошками, у которых центральные венцы каждой из шарошек входят в межвенцовое пространство соседних шарошек; - долота с несамоочищающимися шарошками, у которых контуры соседних шарошек не пересекаются.

Трехшарошечные долота

По устройству см. выше вопрос. Система вооружения трехшарошечных долот предназначена для эффективного разрушения горной породы на забое скважины. Типы вооружения: - Фрезерованное(стальные зубья); - для мягких пород - твёрдосплавные зубки; - для твердых пород; (дорогое, состоит из маленьких твердых закругленных штырей) Они относятся к классу дробяще-скалывающего ПРИ, по виду промывки бывают проточные и гидромониторные. При низкооборотном бурении используются герметизированные опоры: герметизированная автономная система смазки опор шарошек. При высокооборотном бурении используются негерметизированные опоры: Открытые опоры, смазываются и охлаждаются буровым раствором, который свободно проникает во внутреннюю полость опоры. Долговечность опор весьма мала. При высокооборотных способах бурения она редко превышает 5-8 ч., а при низкооборотных - 20-30 ч.

Вопрос 17. Алмазные долота, особенности их конструкции и применения. Используются для твердых пород на больших глубинах. Для повышения сопротивления разрушению алмазы предварительно обрабатывают. Алмазное долото состоит из полого стального корпуса, включающего головку и переводник с присоединительной резьбой, матрицы на секторах которой размещены алмазы. В матрице долота выполнены промывочные отверстия, переходящие в промывочные каналы. Зерна алмазов должны выступать над матрицей 1/5 - ? от их диаметра. Инструменты с алмазами, размещенными только в поверхностном слое матрицы, называются однослойными. При оснащении мелкими алмазами их размещают в поверхностном слое матрицы -импрегнированные. Алмазы разрушают горную породу микрорезанием, передеформированием с последующим усталостным отделением частиц породы или ее истиранием. Высокая хрупкость алмазов не допускает наличия на забое скважины твердых предметов (например шарошки долот, твердосплавные зубки). Поэтому забой перед разбуриванием алмазными долотами необходимо очистить. Выход и строя может произойти в результате абразивного и эрозионного изнашивания матриц и потери алмазов, растрескивания и выпадения алмазов, забивания системы промывки долота и образования на нем сальника. Признаки отказа долота - снижение механической скорости бурения или увеличение давления промывочной жидкости на насосе.

Назначение, конструкция, типоразмеры БТ и УБТ

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Концы соединяются с трубной заготовкой посредством трубной резьбы или сварки.

В процессе работы бурильные трубы свинчивают в свечи - по 2-3 трубы. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя).

Стальные бурильные трубы с приварными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с гидравлическими забойными двигателями.

Бурильные трубы бывают стальные и легкосплавные.

Стальные бурильные трубы:

Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и соединительными муфтами.

Бурильные трубы с высаженными наружу концами и соединительными муфтами.

Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками.

Бурильные трубы с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками.

Бурильные трубы с приварными соединительными концами.

Утяжеленный бурильные трубы: Применяются для увеличения массы (веса) и жесткости бурильной колонны.

УБТ устанавливают в нижней части бурильной колонны.

Установка УБТ позволяет при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую осевую нагрузку на долото.

Типы УБТ:

- горячекатанные УБТ;

- сбалансированные (УБТС)

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с гидравлическими забойными двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к радиальным биениям бурильной колонны и значительным усталостным перегрузкам.

Сбалансированные УБТ используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА и 40ХН2МА. Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.

Функции промывки бурового раствора при бурении

Отличительная особенность вращательного способа бурения - применение промывки скважины в процессе бурения. При бурении буровой раствор, прежде всего, должен:

Очищать скважину от обломков выбуренной породы и выносить их на поверхность;

Удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

Охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

Создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-, газопроявлений;

Оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

Передавать энергию гидравлическому забойному двигателю;

Обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.

Глинистые растворы, их особенность и свойства

Из буровых растворов на водной основе наиболее широко используют глинистые растворы. Под глинистым раствором понимают коллоидно-суспензионную систему, состоящую из глины, воды и частиц выбуренных пород. Глинистый раствор состоит из частичек глины, находящиеся в воде. Частицы глины в растворе имеют разные размеры - от крупных частиц суспензии до коллоидных частиц. Глинистый раствор устойчив благодаря защите частиц гидратными оболочками и наличию электрических зарядов, как правило, отрицательных. Глинистый раствор обладает структурной вязкостью. Свойства глинистого раствора имеют очень большое влияние на процесс бурения. Эти свойства характеризуются рядом показателей: плотностью, вязкостью, водоотдачей и.т.д.

Глинистый раствор имеет способность стареть. Свежеприготовленный глинистый раствор по своим свойствам весьма сильно отличается от раствора, простоявшего продолжительное время. При нагревании глинистого раствора ускоряется процесс его старения. Глинистому раствору присущи некоторые функции: способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции.

Основные показатели буровых растворов, их изменения в процессе бурения

Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890…980 кг/м3, у малоглинистых растворов- 1050…1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов- до 2200 кг/м3 и более.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению и определяется с помощью вискозиметра.

Показатель фильтрации способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воду и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт. Фильтрация определяется с помощью прибора ВМ-6.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя. Для определения используют прибор СНС-2, основанный на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра погруженного в соосный медленно вращающийся цилиндр.

Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотности нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течение 24 часов и определяется с помощью цилиндра ЦС-2.

Суточный отстой количество воды, выделяющееся за сутки, из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна 0.

Содержание песка параметр, характеризующий содержание в растворе частиц не способных растворятся в воде. Его измеряют по величине осадка, хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1%.

Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового раствора. При рН>7 раствор щелочной, при рН=7 нейтральный, при рН>7 кислый.

Цели, сущность химической обработки буровых растворов, классификация химических реагентов

Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называть химической обработкой. К этим функциям относятся:

- сохранение связности пород, образующих стенки скважины;

- предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;

- сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

- сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;

- улучшение буримости твердых пород.

К прочим функциям бурового раствора относятся:

- установление геологического разреза скважины (по составу шлама);

- сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.

Химические реагенты для обработки буровых растворов

1 Реагенты-стабилизаторы

Реагенты-стабилизаторы представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.

Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы - понизители вязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.

Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.

Крахмальный реагент «Фито-РК» - модифицированный водорастворимый реагент.

Лигнопол- полимерный реагент, продукт термической сополимеризации акрилового полимера (полиакрилонитрила - ПАН) с лигносульфонатами (ССБ). Применяется как понизитель фильтрации пресных и соленасыщенных буровых растворов.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) является отходом при получении целлюлозы сульфатным способом. Эффективно снижает вязкость и СНС соленасыщенных буровых растворов, стабилизированных крахмальным реагентом. Недостаток - пенообразующая способность.

2 Реагент, связывающий двухвалентные катионы

Двухвалентные катионы находятся в пластовых водах и разбуриваемых породах и, поступая в буровой раствор, ухудшают его качество. Источником Са⁺⁺ является цемент (при разбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Для связывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированную соду).

Са SО₄+ Nа₂CO₃= СаСО₃ + Nа₂SО₄

Вместо ионов Са⁺⁺ в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.

3 Регуляторы щелочности

По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и ОМС сначала возрастает, а затем уменьшается. Большинство применяемых реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности - 9-11.

Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).

4 Смазочные добавки

В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.

Смазки ЗГВ-205, АКС-303, СК, нефть и др.

5 Пеногасители

Пеногасители относятся к ПАВ. Состоят из двух компонентов - собственно ПАВ и носителя, в котором ПАВ растворено. Носитель -органический растворитель, обладающий высокой подвижностью. Основной принцип механизма пеногашения сводится к тому, что ПАВ обладает высокой адсорбционной способностью. Границей раздела фаз, на которой адсорбируется пеногаситель, является поверхность пузырька, образующего пену, и поверхность коллоидной частицы. Пеногаситель вытесняет реагент-пенообразователь.

Если пена находится на поверхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая прочность структуры. Но при перемешивании пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка, из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.

Вспененный раствор обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось ранее), АКС-20.

6 Утяжелители буровых растворов

Основным средством повышения плотности является применение утяжелителей - измельченных в порошок тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

Основная характеристика утяжелителя - плотность: чем она выше, тем меньше его расход, тем слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

Степень дисперсности утяжелителя называется тонкостью помола.

Утяжеление растворов. Характеристика утяжелителей, требования к ним

Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением целостности ствола скважины и возможными газонефтепроявлениями, возникает необходимость повышать плотность глинистого раствора в значительных пределах (до 2200-2400 кг/м3). Получить такую плотность увеличением концентрации глинистой породы в буровом растворе невозможно. Для этого в глинистые растворы вводят материалы с большой плотностью, получившие название утяжелителей, и таким образом повышают плотность глинистого раствора до требуемых величин. Утяжелителя делятся на две группы в зависимости от их плотности, к первой группе относятся материалы низкой плотности 2600-3500 кг/м3. они обладают низкой утяжеляющей способностью и могут обеспечить утяжеление только до 1700 кг/м3. Ко второй основной группе утяжелителей относятся материалы с плотностью 3500-5300 кг/м3. Обрабатывать утяжелителем следует качественные растворы, имеющие хорошую способность удерживать частички твердой фазы во взвешенном состоянии. Существуют три способа повторного использования утяжеленного раствора:

1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают между ними по трубопроводу.

2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор перевозится в автоцистернах.

3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специальных устройств. Регенерацию утяжелителей из отработанных растворов производят осаждением в желобах, в гидроциклонных установках или в специальных регенерационных установках.

Сущность, причины газонефтепроявлений

В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечёт за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

1. Главным условием возникновения газонефтепроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид. 2. Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой КРС. 3. Недолив скважины при СПО. 4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине. 5. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями (пачками). 6. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступлении газа из пласта. 7. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины. 8. Длительные простои скважины без промывки при перерывах в процессе работы СПО. 9. Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии: O Подъема инструмента при наличии «сальников» - поршневание. O Снижение уровня промывочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования. 10. Способность газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки. 11. Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

Способы и средства очистки буровых растворов

Вопрос 24 Способы и средства и очистки буровых растворов

Очистка буровых растворов - важный процесс при бурении скважины. Буровой раствор, выходящий на поверхность может быть вновь использован, но для этого его необходимо очистить от обломков выбуренной породы(шлама).Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств - вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители, сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. при этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина - газовый сеператор - блок очистки от шлама - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама - буровые насосы - скважина.

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги. Таким образом выбор оборудования от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Осложнения при бурении скважин: понятие, классификация осложнений, влияния их на показатели бурения

В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

1) значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

2)резкое повышение вязкости промывочной жидкости;

3)вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т.п.

Поглощение промывочной жидкости - явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

1)промывка облегченными жидкостями;

2)ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей - асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т.д.);

3)повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.д.);

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

1)правильный выбор плотности промывочной жидкости;

2)предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

1) образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;

2) заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов - сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избе жать.

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

1) аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т.д.);

2)аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т.д.);

3) аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т.д.);

4) аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 50): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

Причины, признаки, отрицательные последствия поглощения бурового раствора

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Ежегодные затраты времени на ликвидацию этого вида осложнений по стране и за рубежом составляют многие тысячи часов, несмотря на разработку и применение различных способов предупреждения и борьбы с поглощениями буровых и цементных растворов при бурении и креплении скважин.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений промывочной жидкости, можно разделить на две группы:

геологические факторы -- тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефте-, газо- и водопроявления, переток пластовых вод и др.);

технологические факторы -- количество и качество подаваемо го в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость про ведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

В зависимости от степени изученности разбуриваемого место-? рождения (или его части) применяют оперативный или детальный комплекс исследований. Оперативный комплекс исследований включает в себя: определение границ поглощающего пласта (горизонта), его относи тельной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта (горизонта) в другой (гидродинамические исследования); измерение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта (горизонта) с помощью каверномера; замер пластового давления глубинным манометром.

Детальные исследования включают в себя оперативный комплекс и промыслово-геофизические методы: гамма-каротаж, ней тронный гамма-каротаж и акустический каротаж.

Предупреждение и ликвидация поглощений бурового раствора

Среди существующих методов предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или пол ном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные мероприятия: предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными ра створами и пастами, бурение без выхода бурового раствора с по следующим спуском обсадной колонны.

Мероприятия по снижению гидростатического и гидродинамического давления сводятся к обеспечению минимального избы точного давления на поглощающий пласт и предотвращению рез ких колебаний давления в стволе скважины.

Лучшим средством борьбы с поглощением бурового раствора является его предупреждение. Для предупреждения поглощений на основании многолетнего отечественного и зарубежного опыта раз работаны следующие рекомендации:

- регулировать свойства бурового раствора, прежде всего его плотность;

- регулировать скорость спускоподъемных операций и других технологических операций, проводимых в скважине (скорость проработки, промежуточные промывки и др.);

- определять оптимальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважин;

- изменять конструкции скважины в целях избежания воздействия Утяжеленного раствора на необсаженную часть горных пород, склонных к гидроразрыву.

Различают три категории поглощений: малой интенсивности (до 10... 15 м3/ч), средней интенсивности (до 40...60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т.п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода промывочной жидкости разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Во избежание при хвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрел кой индикатора массы. Экономически целесообразно применять бурение без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для ликвидации сильных поглощений (более 200 м3/ч) снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). Затем зону заливают цементным раствором. После затвердевания цемента скважину прорабатывают и продолжают углубление.

...