Буровая скважина и ее элементы

Переводники – для соединения бурильных труб и др. элементов.

 

 

5. 5.1.Механизмы для вращения долота.

    5.2. Роторный способ бурения.

    5.3. Забойные двигатели, их типы и конструктивные особенности.

 Ротор – механизм, кот устанавливается  в центре бурильной вышки:

- вращательный механизм, установленный  в центре буровой вышке, кот  обеспечивает (вращение бурильной  колонны, У ротора есть 3 скорости, кот меняется от 80 – 200 об/мин; )

- изменяют направление вращения; служит для полного или частичного  поддержания на весу бурильной  или обсадной колонн; обеспеч грузоподъемность БУ, превышающей вес б/к

Для бурения существует наиболее распространенный тип ротора Р 460, Р 700, Р1250. В процессе бурения часть мощности расходуется  на привод поверхностного оборудования, на вращения б/к и на разрушения г/п долотом. Вращения б/к приводят к значительному осложнению процесса проходки скважин.

 Забойный двигатель – механизм  для вращения долота. Долото привинчивают  к валу двигателя, а его корпус  к колонне бурильных труб. Корпус  не вращается, след-но и бурильная колонна тоже. Вращается вал с долотом: гидравлические (образуют энергию промывочной жидкости в мех для вращения долота – бывают трубные и винтовые; электрические – передают энергию по кабелю, кот вращает вал.

При турбинном бурении долото приводиться  во вращении гидравлическим з/д – турбобуром (м/у долотом и б/к). Турбобур – механизм, представляющий многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу кот присоединяется долото. Ступень турбины состоит из ротора и статора.(100-300 шт). статор образует корпус турбобура, ротор передает свое вращение валу, перетекая из ступени в ступень промывочная жидкость отдает часть своей жидкости, мощность, создаваемая каждой ступенью суммируется на валу турбобура, обеспечивая вращение долота.

Трехсекционный шпиндельный турбобур 3 ТСШ. Турбины объединены в три секции двигателя, в каждой секции 100 турбин, шпиндель – секция, в кот внесены все радиальные и осевые опоры и долото привинчивается к валу шпинделя – нижняя секция турбобура. Длина шп – 3 метра. Долото привинчивают к шп.

Турбинные отклонители. Исполз для бурения наклонных и горизонтальных скважин. Они искривляют ствол скважины, отклоняют его от вертикали. Между шп и двигательными секциями осуществл перенос осей, что позволяет искривлять скважину. Чем больше угол перекоса, тем быстрее отклоняют скв от ветрикали, интенсивность искривления выше.

Винтовые забойные двигатели ВЗД. Рабочим телом явл-ся статор и ротор. Статор образует корпус винтобура, представляет собой метал трубку, во внутр пов-ти кот привулканизированна резинно-метал прокладка, обращенная к ротору.  Ротор выполнен из стали с 9 винтовыми зубьями левого направления, расположен эксцентрично относительно оси статора.

При движении ПЖ происходит планетарное  обкатывание ротора по зубъям статора, сохраняется контакт ротора и статора по всей длине, что приводит к образованию области повыш и пониж Р и осуществл рабочий процесс давления. В ЗД имеется шпиндель ( d 127, 172, 195, 240 мм, l= 3-10 м).

Электробуры – забойный двигатель, кот приводится в действие электроэнергией  передаваемой с пов – ти по кабелю, проходящему внутри бурильных труб. Состоит из электродвигателя, шпинделя, системы защиты этих мех-ов от ПЖ.

 

 

7. 7.1. Классификация породоразрушающего инструмента по принципу разрушения, по назначению.

     7.2. Конструктивные  особенности долот.

7.1 Долото-инструмент для сплошного разрушения забоя.

Буровые головки – инструмент для разрушения забоя по периферии (отбор керна).

Спец  инструменты – инструмент длч бурения уже пробуренной скважины (расширители, коллибраторы).  - Для работ в обсадной колоне т.е. для ее разбуривания (райберы, фрезеры) Классификация долот по конструкции промывочных устройств делиться на струйные и проточные. В струйных долотах, струйные жид-ти двигаются по нескольким каналам, оснащенных насадками. Скорость движ-ия в насадках увеличивается и достигая забоя струя способствует разрушению горных пор. В проточных долотах струя промывочной жидкости омывает и очищает долото.

 

7.2 ПО конструктивному исполнению:

- лопастные  ( рекжущие скалывающего типа. Основная деталь – лопасть, приваренная к корпусу.э Существуют 3 и 6 лопастные долота. Чаще лопасти выполнены заостренными и наклоненными к оси долота, укрепляют, армируют спец  матером используют для мягких и средних г/п.d 140, 151, 214, 269. – Шарошечные дробящие скалывающего действия, 90% скв. Изготавливают 2,3,1 , 4 и 6 шарошечные долота, 3 шарош лидируют, основной конструктивный узел – шарошка, кот крепиться на цапфе шарошки оснащены зубцами, кот армируют, использ во всем спекторе бурильных пород, d140, 169, 215, 3 , 295,3  490.

  Алмазные и твердосплавные. Истерающе -  режущего типа, состоят из стального корпуса и алмазоесущей головки изготовленной прессованием истеканием из смеси, спец подобранных твердых сплавов. «Славутич» Диаметры 140, 159, 212, 241, 264 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. 8.1 Понятие конструкции скв.

    8.2 Основные цели и задачи крепления скв.

    8.3 Типы обсадных колонн и их назначение.

8.1 Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах и нескольких обсадных колонн (ОК), закрепленных в этих породах с помощью цемента.

Конструкция скважины характеризуется:

· глубиной (протяженностью) скважины и интервалов под каждую ОК;

· диаметром ствола скважины под каждую ОК;

· количеством ОК, спускаемых в скважину, глубиной их спуска, их длиной, диаметром и интервалами их цементирования.

Обозначение конструкции  скважины

а - профиль скважины , б - рабочая схема конструкции скважины

 

8.2.Процесс крепления  скважины состоит из двух видов работ:

-спуск в скважину обсадной  колонны;

-цементирование обсадной колонны.

цели крепления скважин:

-закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых горных пород;

-изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу;

-разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью;

-разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов;

-образование надежного канала в скважине для извлечения углеводородов или подачи закачиваемой в пласт жидкости;

-создание надежного основания для установки устьевого оборудования нефтегазовой скважины.

Строительство скважины осуществляется в соответствии с проектом ее конструкции.

 

8.3 Обсадные колонны  различаются по назначению и глубине спуска

• направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м;
• кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветренными породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения; глубина спуска до нескольких сот метров;
• промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;
• эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта; в интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром;
• потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны; если она не имеет связи с предыдущей колонной, то ее называют «летучкой».

 

9. 9.1. График совмещённых давлений, его назначение.

    9.2.Понятие эквивалентов давлений.

    9.3.Принципы выбора диаметров обсадных колонн и долот для бурения колонны.

Начинают  с построения графика совместных давлений:

1.График  пластового давления давление  флюида в коллекторах.

2.Горное  давление-обусловлено  весом выше лежащей толще г.п.

где -объемная масса, средневзвешенное толще пород, залегающих в интервале от дневной поверхности до рассматриваемой точки.

3.Давление  гидроразрыва пласта - давление, при которых в горной породе образуются микро и макро трещины, для процесса бурения это не желательно, т.к. приводит к поглащению бурового раствора.

-коэф. Пуассона. Давление столба промывочной жидкости д.б.> , но<

ГСД-гр. совмещенных давлений

 

ГСЭ - гр.совмещенных эквивалентных давлений

 

9.3 Выбор диаметра обсадных колон и долот:

Выбор начинается с диаметра эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатац. колонны выбирают исходя из ожидаемого дебита скважины по поверхности ж-ти.(нефть+газ+вода)

На  примере диаметр долот:

Допустим  d эксплуат. Колонны168мм

d долота под =d э.к.+2 ,где сигма – радиальный зазор для свободного прохождения колонны в скважине 7-10

,по справочнику=215,9

 

 

 

10. 10.1 Элементы оснастки обсадной колонны, их назначение.

      10.2 Технология одноступ. цементирования.

10.1 Оснастка обсадн.колоны и подготовка к её спуску:

1.Перед  спуском ОК трубы осматривают, сортируют  по прочности и толщинам стенок и укладывают на стеллажи

2. В  скважине проводят измерения,  выявляют участки сужения ствола, резких перегибов.эти участки прорабатывают. Затем скважину тщательно промыва ют и вынимают бурильную колонну и долото

3.Низ  обсадной колонны оснащают оборудованием,  которое включает в себя :

а) башмак:состоит из толстостенного кольца со спец. Промывочными каналами и направляющей пробкои

 

 

 

 

 

 

 

б) Цементировочный клапан обратного действия (ЦКОД)предотвращает поступление цементного раствора из затрубного пространства в колонну до окончания цементирования. ЦКОД устанавливается на расстоянии 1,2 трубки от башмака.

В)Пружинные  центраторы, которые устанавливают на расчётном расстоянии по всей длине ОК для её цементирования в скважину.

 

10.2 Одноступенчатое цементирование!

При цементировании учавствуют следующие жидкости:

1.буферная(не  даёт смешаться цементному и  буровому раствору)

2.Цементный  р-р(тампонажная ж-ть)

3.Продавочная

В процессе цементирования учавствуют 2 пробки. Нижняя-имеет отврстие затянутое резиновой мембраной,верхняя-целая.

В нижней части обсадной колонны устанавливают  башмак., после спуска всей колонны  на её верхний кон. навинчивают спец.цеменировочную головку. Подгоняют цементированный агрегати начин. Процесс цементировки.

Последовательность:

В скважину, через цементирующую головку  закачив.порцию буферной ж-ти.Спускают нижнюю разделительную пробку.Закачивают с помощью ЦА необходимый рассчитанный V цементного раствора.Спускают верхнюю разделительную пробку. Закачивают продавочную ж-ть.

 

 

11. 11.1 Функции и назначение промывочных жидкостей.

      11.2 Их классификация.

      11.3 Плотность  промывочной ж-ти.

      11.4 Принципы расчёта плотности.

11.1 Промывочные агенты-любые однородные ж-ти, дисперсные системы или газы, которые при бурении прокачивают с поверхности к заюою для отчистки его от частиц выбуренной породы.

функции промывочных жидкостей:

-полностью очищать забой  скважины от частиц разбуриваемых  пород и выносить их на поверхность;

-создавать противодавление  на стенку скважины для предотвращения  притока пластовых жидкостей  и газов;

-удерживать частицы разрушенных  пород во взвешенном состоянии  при прекращении промывки скважины;

-препятствовать проявлениям  неустойчивости пород, слагающих  стенку скважины;

-охлаждать и смазывать  трущиеся поверхности долот, забойных  двигателей, бурильной колонны и  др. узлов оборудования;

-передавать энергию от  источника на поверхности к  забою;

-способствовать сохранению  естественных коллекторских свойств продуктивных пластов.

 

11.2 Классификация промывочных агентов:

1. Промывочные агенты (ПА)на водной  основе :

-без тв.фазы.

-С тв.фазой(диспергируемая среда-глина)

-Полимерные р-ры(водные р-ры высокомолекулярных  полимеров)

-мицелярные р-ры(эмульсии-ж-ти, мицеллы-глоболы углеводорода, чаще всего-нефть)

2.р-ры(промывочные агенты на  у/в основе:

-безводные р-ры(основа-диз.топливо(растворитель));