Як відбувається буріння нафтових газових свердловин. Як бурять нафтові і газові свердловини? Документи і обладнання: основні вимоги

Загальні відомостіпро буріння нафтовихі газовихсвердловин

1.1. ОСНОВНІ ТЕРМІНИ І ВИЗНАЧЕННЯ

Мал. 1. Елементи конструкції свердловини

Свердловиною називається циліндрична гірнича виробка, що споруджується без доступу в неї людини і має діаметр у багато разів менше її довжини (Рис. 1).

Основні елементи бурової свердловини:

Устя свердловини (1) - перетин траси свердловини з денною поверхнею

Забій свердловини (2) - дно свердловини, що переміщається в результаті впливу породоразрушающего інструменту на породу

Стінки свердловини (3) - бічні поверхні буровоїсвердловини

Ось свердловини (6) - уявна лінія, що з'єднує центри поперечних перерізів бурової свердловини

* Стовбур свердловини (5) - простір в надрах, займане свердловиною.

Обсадні колони (4) - колони з'єднаних між собою обсадних труб. Якщо стінки свердловини складені з стійких порід, то в свердловину обсадні колонії не спускають

Свердловини поглиблюють, руйнуючи породу по всій площі вибою (суцільним забоєм, рис. 2 а) або за його периферійної частини (кільцевих забоєм рис. 2 б). В останньому випадку в центрі свердловини залишається колонка породи - керн, яку періодично піднімають на поверхню для безпосереднього вивчення.

Діаметр свердловин, як правило, зменшується від гирла до вибою східчасто на певних інтервалах. початковий діаметр нафтовихі газовихсвердловин зазвичай не перевищує 900 мм, а кінцевий рідко буває менше 165 мм. глибини нафтовихі газовихсвердловин змінюються в межах декількох тисяч метрів.

За просторовому розташуванню в земній корі свердловини поділяються (рис. 3):

1. Вертікальнвие;

2. Похилі;

3. Прямолінейноіскрівленние;

4. Викривлені;

5. Прямолінейноіскрівленние (з горизонтальною ділянкою);

Мал. 3. Просторове розташування свердловин

Сложноіскрівленние.

нафтові і газовісвердловини бурять на суші і на морі за допомогою бурових установок. В останньому випадку бурові установки монтуються на естакадах, плавучих бурових платформах або судах (рис. 4).

В нафтогазовоїгалузі бурять свердловини наступного призначення:

1. експлуатаційні- для видобутку нафти, газуі газовогоконденсату.

2. Нагнітальні - для закачування в продуктивні горизонти води (рідше повітря, газу) З метою підтримки пластового тиску і продовження фонтанного періоду розробки родовищ, збільшення дебіту експлуатаційнихсвердловин, забезпечених насосами і повітряними підйомниками.

3. Розвідувальні - для виявлення продуктивних горизонтів, оконтуривания, випробування і оцінки їх промислового значення.

4. Спеціальні - опорні, параметричні, оціночні, контрольні - для вивчення геологічної будови маловідомого району, визначення зміни колекторських властивостей продуктивних пластів, спостереження за пластовим тиском і фронтом руху водонефтяного контакту, ступеня вироблення окремих ділянок пласта, термічного впливу на пласт, забезпечення внутріпластового горіння , газифікації нафт, Скидання стічних вод в глибокозалягаючі поглинають пласти і ін.

5. Структурно-пошукові - для уточнення положення перспективних нафто-газоноснихструктур по повторює їх обриси верхнім маркірують (визначальним) горизонтів, за даними буріння дрібних, менш дорогих свердловин невеликого діаметру.

сьогодні нафтовіі газовісвердловини являють собою капітальні дорогі споруди, службовці багато десятиліть. Це досягається з'єднанням продуктивного пласта з денною поверхнею герметичним, міцним і довговічним каналом. Однак пробурених стовбур свердловини ще не є такого каналу, внаслідок нестійкості гірських порід, наявності пластів, насичених різними флюїдами (вода, нафту, газі їх суміші), які знаходяться під різним тиском. Тому при будівництві свердловини необхідно закріплювати їх стовбур і роз'єднувати (ізолювати) пласти, що містять різні флюїди.

Кріплення стовбура свердловини проводиться шляхом спуску в неї спеціальних труб, званих обсадними. Ряд обсадних труб, з'єднаних послідовно між собою, становить обсадних колон. Для кріплення свердловин застосовують сталеві обсадні труби (рис. 5).

Насичені різними флюїдами пласти роз'єднані непроникними гірськими породами - «покришками». При бурінні свердловини ці непроникні роз'єднують покришки порушуються і створюється можливість міжпластовому перетоків, самовільного виливу пластових флюїдів на поверхню, обводнення продуктивних пластів, забруднення джерел водопостачання і атмосфери, корозії спущених в свердловину обсадних колон.

В процесі буріння свердловини в нестійких гірських породах можливі інтенсивне кавернообразованіе, осипи, обвали і т.д. У ряді випадків подальша поглиблення стовбура свердловини стає неможливою без попереднього кріплення її стінок.

Для виключення таких явищ кільцевої канал (кільцевий простір) між стінкою свердловини і спущеною в неї обсадної колоною заповнюється тампонується (ізолює) матеріалом (рис. 6). Це склади, що включають скорозшивач, інертні і активні наповнювачі, хімічні реагенти. Їх готують у вигляді розчинів (частіше водних) і закачують в свердловину насосами. З в'яжучих речовин найбільш широко застосовують тампонажні портландцемент. Тому процес роз'єднання пластів називають цементуванням.

Таким чином, в результаті буріння стовбура, його подальшого кріплення і роз'єднання пластів створюється стійке підземна споруда певної конструкції.

Під конструкцією свердловини розуміється сукупність даних про кількість і розміри (діаметр і довжина) обсадних колон, діаметрах стовбура свердловини під кожну колону, інтервалах цементування, а також про способи і інтервалах з'єднання свердловини з продуктивним пластом (рис. 7).

Відомості про діаметрах, толщинах стінок і марках сталей обсадних труб по інтервалах, про типах обсадних труб, обладнаннінизу обсадної колони входять в поняття конструкції обсадної колони.

У свердловину спускають обсадні колони певного призначення: напрямок, кондуктор, проміжні колони, експлуатаційнаколона.

Напрямок спускається в свердловину для попередження розмиву і обвалення гірських порід навколо гирла при бурінні під кондуктор, а також для з'єднання свердловини з системою очищення бурового розчину. Кільцевий простір за напрямком заповнюють по всій довжині тампонажним розчином або бетоном. Напрямок спускають на глибину від декількох метрів в стійких породах, до десятків метрів в болотах і мулистих грунтах.

Кондуктором зазвичай перекривають верхню частину геологічного розрізу, де є нестійкі породи, пласти, які поглинають буровоїрозчин або проявляють, що подають на поверхню пластові флюїди, тобто всі ті інтервали, які будуть ускладнювати процес подальшого буріння і викликати забруднення навколишнього природного середовища. Кондуктором обов'язково повинні бути перекриті всі пласти, насичені прісною водою.

Мал. 7. Схема конструкції свердловини

Кондуктор служить також для встановлення противикидного гирлового обладнанняі підвіски наступних обсадних колон. Кондуктор спускають на глибину кількох сотень метрів. Для надійного роз'єднання пластів, надання достатньої міцності і стійкості кондуктор цементується по всій довжині.

експлуатаційнаколона спускається в свердловину для видобування нафти, газуабо нагнітання в продуктивний горизонт води або газуз метою підтримання пластового тиску. Висота підйому тампонажного розчину над покрівлею продуктивних горизонтів, а також пристроєм ступеневого цементування або вузлом з'єднання верхніх секцій обсадних колон в нафтовихі газовихсвердловинах повинна становити відповідно не менше 150-300 м і 500 м.

Проміжні (технічні) колони необхідно спускати, якщо неможливо пробурити до проектної глибини без попереднього роз'єднання зон ускладнень (проявів, обвалів). Рішення про їх спуску приймається після аналізу співвідношення тисків, що виникають при бурінні в системі «свердловина-пласт».

Якщо тиск в свердловині Рс менше пластового Рпл (тиску флюїдів, що насичують пласт), то флюїди з пласта будуть надходити в свердловину, відбудеться прояв. Залежно від інтенсивності прояви супроводжуються самовиливом рідини ( газу) На гирлі свердловини (переливи), викидами, відкритим (неконтрольованим) фонтанування. Ці явища ускладнюють процес будівництва свердловини, створюють загрозу отруєнь, пожеж, вибухів.

При підвищенні тиску в свердловині до деякої величини, званої тиском початку поглинання Рпогл, рідина зі свердловини надходить в пласт. Цей процес називається поглинанням буровогорозчину. Рпогл може бути близьким або рівним пластовому, а іноді наближається до величини вертикального гірського тиску, що визначається вагою розташованих вище гірських порід.

Іноді поглинання супроводжуються перетіканнями флюїдів з одного шару в іншій, що призводить до забруднення джерел водопостачання і продуктивних горизонтів. Зниження рівня рідини в свердловині внаслідок поглинання в одному з пластів обумовлює зниження тиску в іншому пласті і можливість проявів з нього.

Тиск, при якому відбувається розкриття природних зімкнутих тріщин або утворення нових, називається тиском гідравлічного розриву пласта Ргрп. Таке явище супроводжується катастрофічним поглинанням буровогорозчину.

Характерно, що в багатьох нафтогазоноснихрайонах пластовий тиск Рпл близько до гідростатичного тиску стовпа прісної води Рг (далі просто гідростатичний тиск) висотою Нж, рівній глибині Нп, на якій залягає даний пласт. Це пояснюється тим, що тиск флюїдів в пласті частіше обумовлено напором крайових вод, область харчування яких має зв'язок з денною поверхнею на значних відстанях від родовища.

Оскільки абсолютні значення тисків залежать від глибини Н, їх співвідношення зручніше аналізувати, користуючись величинами відносних тисків, які представляють собою відносини абсолютних значень відповідних тисків до гідростатичного тиску Рг, тобто .:

Рпл * = рпл / Рг;

Ргр * = Ргр / Рг;

Рпогл * = Рпогл / Рг;

Ргрп * = Ргрп / Рг.

Тут Рпл - пластовий тиск; Ргр - гідростатичний тиск бурового розчину; Рпогл - тиск початку поглинання; Ргрп - тиск гідророзриву пласта.

Відносне пластовий тиск Рпл * часто називають коефіцієнтом аномальності Ка. Коли Рпл * приблизно дорівнює 1,0, пластовий тиск вважається нормальним, при Рпл * більшому 1,0 - аномально високим (АВПД), а при Рпл * меншому 1,0 - аномально низьким (АНПД).

Однією з умов нормального неускладненого процесу буріння є співвідношення

а) Рпл *< Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Процес буріння ускладнюється, якщо з якихось причин відносні тиску виявляться в співвідношенні:

б) Рпл *> Ргр *< Рпогл*

або

в) Рпл *< Ргр* >Рпогл * (Ргрп *)

Якщо справедливо співвідношення б), то спостерігаються тільки прояви, якщо в), то спостерігаються і прояви і поглинання.

Проміжні колони можуть бути суцільними (їх спускають від гирла до вибою) і не суцільними (що не доходять до гирла). Останні називаються хвостовиками.

Прийнято вважати, що свердловина має одноколонного конструкцію, якщо в неї не спускаються проміжні колони, хоча спущені і напрямок і кондуктор. При однієї проміжної колоні свердловина має двоколонні конструкцію. Коли є дві і більше технічні колони, свердловина вважається многоколонной.

Конструкція свердловини задається наступним чином: 426, 324, 219, 146 - діаметри обсадних колон в мм; 40, 450, 1600, 2700 - глибини спуску обсадних колон в м; 350, 1500 - рівень тампонажного розчину за хвостовиком і експлуатаційноїколоною в м; 295, 190 - діаметри доліт в мм для буріння свердловини під 219 - і 146-мм колони.

1.2. СПОСОБИ БУРІННЯ свердловин

Бурити свердловини можна механічним, термічним, електроімпульсним і іншими способами (кілька десятків). Однак промислове застосування знаходять тільки способи механічного буріння - ударне і обертальний. Решта поки не вийшли зі стадії експериментальної розробки.

1.2.1. Ударне буріння

Ударне буріння. З його всіх різновидів найбільшого поширення набуло ударно-канатне буріння (рис. 8).

Буровий снаряд, який складається з долота 1, ударної штанги 2, розсувний штанги-ножиць 3 і канатного замку 4, спускають в свердловину на канаті 5, який, огинаючи блок 6, відтяжної ролик 8 і наравляющій ролик 10, змотується з барабана 11 бурового верстата . Швидкість спуску бурового снаряда регулюють гальмом 12. Блок 6 встановлений на вершині щогли 18. Для гасіння вібрацій, що виникають при бурінні, застосовуються амортизатори 7.

Кривошип 14 за допомогою шатуна 15 призводить в коливальний рух балансирних раму 9. При опусканні рами відтяжної ролик 8 натягує канат і піднімає бурової снаряд над забоєм. При підйомі рами канат опускається, снаряд падає, і при ударі долота про породу остання руйнується.

У міру поглиблення свердловини канат подовжують, змотуючи його з барабана 11. циліндричний свердловини забезпечується поворотом долота в результаті розкручування каната під навантаженням (під час пріпод'ема бурового снаряда) і скручування його при знятті навантаження (під час удару долота про породу).

Ефективність руйнування породи при ударно-канатному бурінні прямо пропорційна масі бурового снаряда, висоті його падіння, прискоренню падіння, числу ударів долота про забій в одиницю часу і обернено пропорційна квадрату діаметра свердловини.

В процесі розбурювання тріщинуватих і в'язких порід можливе заклинювання долота. Для звільнення долота в буровому снаряді застосовують штангу-ножиці, виготовлені у вигляді двох подовжених кілець, з'єднаних один з одним подібно ланкам ланцюга.

Процес буріння буде тим ефективніше, ніж менший опір долоту бурового снаряда надає накопичується на вибої свердловини вибуренной порода, перемішана з пластової рідиною. При відсутності або недостатньому припливі пластової рідини в свердловину з гирла періодично доливають воду. Рівномірний розподіл часток вибуренной породи в воді досягається періодичним ходіння (пріпод'ема і опусканням) буровогоснаряда. У міру накопичення на забої руйнування породи (шламу) виникає необхідність в очищенні свердловини. Для цього за допомогою барабана піднімають бурової снаряд зі свердловини і багаторазово спускають в неї желонку 13 на канаті 17, змотують з барабана 16. У днище желонки є клапан. При зануренні желонки в зашламленную рідина клапан відкривається і желонка заповнюється цією сумішшю, при підйомі желонки клапан закривається. Підняту на поверхню зашламленную рідина виливають в збірну ємність. Для повного очищення свердловини доводиться спускати желонку кілька разів поспіль.

Після очищення забою в свердловину опускають бурової снаряд, і процес буріння триває.

при ударному буріннісвердловина, як правило, не заповнена рідиною. Тому, щоб уникнути обвалення породи з її стінок, спускають обсадних колон, що складається з металевих обсадних труб, з'єднаних один з одним за допомогою різьблення або зварювання. У міру поглиблення свердловини обсадних колону просувають до забою і періодично подовжують (нарощують) на одну трубу.

Ударний спосіб більше 50 років не застосовується на нафтогазовихпромислах Росії. Однак в розвідувальному бурінніна розсипних родовищах, при інженерно-геологічні дослідження, буріннісвердловин на воду і т.п. знаходить своє застосування.

1.2.2. Обертального буріння свердловин

При обертальному бурінні руйнування породи відбувається в результаті одночасного впливу на долото навантаження і крутного моменту. Під дією навантаження долото впроваджується в породу, а під впливом крутного моменту сколює її.

Існує два різновиди обертального буріння - роторний і з забійними двигунами.

При роторному бурінні (рис. 9) потужність від двигунів 9 передається через лебідку 8 до ротора 16 - спеціальному обертальному механізму, встановленого над гирлом свердловини в центрі вишки. ротор обертає бурильнуколону і вгвинчене ній долото 1. Бурильная колона складається з провідної труби 15 і пригвинчених до неї за допомогою спеціального переводника 6 бурильних труб 5.

Отже, при роторному бурінні поглиблення долота в породу відбувається при русі вздовж осі свердловини обертається бурильної колони, а при бурінніз забійними двигуном - невращающейся бурильноїколони. Характерною особливістю обертального буріння є промивка

при бурінніз забійними двигуном долото 1 пригвинчено до валу, а бурильна колона - до корпусу двигуна 2. При роботі двигуна обертається його вал з долотом, а бурильна колона сприймає реактивний момент обертання корпусу двигуна, який гаситься необертовим ротором (в ротор встановлюють спеціальну заглушку).

Буровий насос 20, що приводиться в роботу від двигуна 21, нагнітає буровий розчин по маніфольди (трубопроводу високого тиску) 19 в стояк - трубу 17, вертикально встановлену в правому куті вишки, далі в гнучкий бурової шланг (рукав) 14, вертлюг 10 і в бурильнуколону. Дійшовши до долота, промивна рідина проходить через наявні в ньому отвори і по кільцевому простору між стінкою свердловини і бурильної колоною піднімається на поверхню. Тут в системі ємностей 18 і очисних механізмах (на малюнку не показані) буровоїрозчин очищається від вибуренной породи, потім надходить в прийомні ємності 22 бурових насосів і знову закачується в свердловину.

В даний час застосовують три види забійних двигунів - турбобур, гвинтовий двигун і електробур (останній застосовують вкрай рідко).

При бурінні з турбобуром або гвинтовим двигуном гідравлічна енергія потоку бурового розчину, що рухається вниз по бурильної колоні, перетворюється в механічну на валу забійного двигуна, з яким пов'язано долото.

При бурінні з електробуром електрична енергіяподається по кабелю, секції якого змонтовані всередині бурильноїколони і перетворюється електродвигуном в механічну енергію на валу, яка безпосередньо передається долоту.

У міру поглиблення свердловини бурильнаколона, підвішена до поліспастового системі, що складається з кронблока (на малюнку не показаний), талевого блоку 12, гака 13 і талевого каната11, подається в свердловину. Коли ведуча труба 15 увійде в ротор 16 на всю довжину, включають лебідку, піднімають бурильну колону на довжину ведучої труби і підвішують бурильну колону з допомогою клинів на столі ротора. Потім відгвинчують ведучу трубу 15 разом з вертлюгом 10 і спускають її в шурф (обсадних труб, заздалегідь встановлену в спеціально пробурену похилу свердловину) довжиною, що дорівнює довжині ведучої труби. Свердловина під шурф буриться заздалегідь в правому куті вишки приблизно на середині відстані від центру до її ноги. Після цього бурильну колону подовжують (нарощують), шляхом привинчивания до неї двухтрубной або трехтрубного свічки (двох або трьох загвинченому між собою бурильних труб), знімають її з клинів, спускають в свердловину на довжину свічки, підвішують за допомогою клинів на стіл ротора, піднімають з шурфу провідну трубу з вертлюгом, пригвинчують її до бурильної колоні, звільняють бурильну колону від клинів, доводять долото до вибою і продовжують буріння.

Для заміни зношеного долота піднімають із свердловини всю бурильну колону, а потім знову спускають її. Спуско-підйомні роботи ведуть також за допомогою поліспастового системи. При обертанні барабана лебідки талевого канат намотується на барабан або змотується з нього, що і забезпечує підйом або спуск лівого блоку і гака. До останнього за допомогою штропов і елеватора підвішують піднімається або спускається бурильну колону.

При підйомі БК розгвинчують на свічки і встановлюють їх усередині вишки нижніми кінцями на свічники, а верхні заводять за спеціальні пальці на балконі верхового робітника. Спускають БК в свердловину в зворотній послідовності.

Таким чином процес роботи долота на вибої свердловини переривається нарощуванням бурильної колони і спуско-підйомними операціями (СПО) для зміни зношеного долота.

Як правило, верхні ділянки розрізу свердловини являють собою легкоразмиваемих відкладення. Тому перед бурінням свердловини споруджують стовбур (шурф) до стійких порід (3-30 м) і в нього спускають трубу 7 або кілька загвинченому труб (з вирізаним вікном у верхній частині) довжиною на 1-2 м більше глибини шурфу. Затрубний простір цементують або бетонують. В результаті гирлі свердловини надійно зміцнюється.

Під вікно в трубі приварюють короткий металевий жолоб, по якому в процесі буріння буровий розчин прямує в систему ємкостей 18 і далі, пройшовши через очисні механізми (на малюнку не показані), надходить в приймальну ємність 22 бурових насосів.

Трубу (колону труб) 7, встановлену в шурф, називають напрямком. Установка напрямки і ряд інших робіт, виконуваних до початку буріння, Відносяться до підготовчих. Після їх виконання складають акт про введення в експлуатаціюбурової установки і приступають до буріння свердловини.

Пробуривши нестійкі, м'які, тріщинуваті і кавернозні породи, які ускладнюють процес буріння(Зазвичай 400-800 м), перекривають ці горизонти кондуктором 4 і цементують затрубний простір 3 до гирла. При подальшому поглибленні можуть зустрітися горизонти, також підлягають ізоляції, такі горизонти перекриваються проміжними (технічними) обсадними колонами.

Пробуривши свердловину до проектної глибини, спускають і цементують експлуатаційнуколону (ЕК).

Після цього всі обсадні колони на гирлі свердловини обв'язують один з одним, застосовуючи спеціальне обладнання. Потім проти продуктивного пласта в ЕК і цементному камені пробивають кілька десятків (сотень) отворів, через які в процесі випробування, освоєння і подальшої експлуатації нафту (газ) Будуть надходити в свердловину.

Сутність освоєння свердловини зводиться до того, щоб тиск стовпа бурового розчину, що знаходиться в свердловині, стало менше пластового. В результаті створилося перепаду тиску нафту ( газ) З пласта почне надходити в свердловину. після комплексу дослідних робітсвердловину здають в експлуатацію.

На кожну свердловину заводиться паспорт, де точно відзначаються її конструкція, розташування гирла, забою і просторове положеннястовбура за даними инклинометрических вимірювань її відхилень від вертикалі (зенітні кути) і азимута (азимутальні кути). Останні дані особливо важливі при кущовий бурінні похило-спрямованої свердловини, щоб уникнути попадання стовбура буря свердловини в стовбур раніше пробуреної або вже експлуатується свердловини. Фактичне відхилення забою від проектного не повинно перевищувати заданих допусків.

Бурові роботи повинні виконуватися з дотриманням законів про охорону праці та навколишнього природного середовища. Будівництво майданчика під бурову, трас для пересування бурової установки, під'їзних шляхів, ліній електропередач, зв'язку, трубопроводів для водопостачання, збору нафтиі газу, Земляних комор, очисних пристроїв, відвал шламу повинні здійснюватися лише на спеціально відведеній відповідними організаціями території. Після завершення будівництва свердловини або куща свердловин все комори і траншеї повинні бути засипані, вся площадка під бурову - максимально відновлена ​​(рекультивирована) для господарського використання.

1.3. Коротка історія БУРІННЯ НАФТОВИХІ гАЗОВИХсвердловин

Перші свердловини в історії людства бурили ударно-канатним способом за 2000 років до нашої ери для видобуткурозсолів в Китаї.

До середини 19 століття нафтудобувалася в невеликих кількостях, в основному з неглибоких колодязів поблизу природних виходів її на денну поверхню. З другої половини 19 століття попит на нафтустав зростати в зв'язку з широким використанням парових машин і розвитком на їх основі промисловості, яка вимагала великих кількостей мастильних речовин і більш потужних, ніж сальні свічки, джерел світла.

дослідженнями останніх роківвстановлено, що перша свердловина на нафтубула пробурена ручним обертальним способом на Апшеронському півострові (Росія) в 1847 р з ініціативи В.М. Семенова. У США перша свердловина на нафту(25м) була пробурена в Пенсільванії Едвіном Дрейком в 1959 р Цей рік вважається початком розвитку нафтовидобувноїпромисловості США. народження російської нафтовоїпромисловості прийнято відраховувати від 1964 р коли на Кубані в долині річки Кудако А.Н. Новосильцев почав бурити першу свердловину на нафту(Глибиною 55 м) із застосуванням механічного ударно-канатного буріння.

На рубежі 19-20 століть були винайдені дизельний і бензиновий двигуни внутрішнього згоряння. Впровадження їх у практику привело до бурхливого розвитку світової нафтовидобувноїпромисловості.

У 1901 р в США вперше було застосовано обертальний роторне буріння з промиванням вибою циркулює потоком рідини. Необхідно відзначити, що винос вибуренной породи циркулює потоком води винайшов в 1848 р французький інженер Фовелль і вперше застосував цей спосіб при бурінні артезіанської свердловини в монастирі св. Домініка. У Россі роторним способом перша свердловина була пробурена в 1902 р на глибину 345 м в Грозненському районі.

Однією з найважчих проблем, що виникли при бурінні свердловин, особливо при роторному способі, була проблема герметизації затрубного простору між обсадними трубами і стінками свердловини. Вирішив цю проблему російський інженер А.А. Богушевської, який розробив і запатентував в 1906 р спосіб закачування цементного розчину в обсадних колон з наступним витісненням його через низ (башмак) обсадної колони в затрубний простір. Цей спосіб цементування швидко поширився у вітчизняній і зарубіжній практиці буріння.

У 1923 р випускник Томського технологічного інституту М.А. Капелюшников в співавторстві з С.М. Волохом і Н.А. Корнєєвим винайшли гідравлічний забійний двигун - турбобур, який визначив принципово новий шлях розвитку технології і техніки буріннянафтових і газовихсвердловин. У 1924 р в Азербайджані була пробурена перша в світі свердловина за допомогою одноступінчатого турбобура, що отримав назву турбобура Капелюшникова.

Особливе місце займають турбобури в історії розвитку бурінняпохилих свердловин. Вперше похила свердловина була пробурена турбінним способом в 1941 р в Азербайджані. Удосконалення такого буріння дозволило прискорити розробку родовищ, розташованих під дном моря або під сильно пересіченою місцевістю (болота Західного Сибіру). У цих випадках бурять кілька похилих свердловин з однієї невеликої площадки, на будівництво якої потрібно значно менше витрат, ніж на спорудження майданчиків під кожну бурову при буріннівертикальних свердловин. Такий спосіб спорудження свердловин отримав найменування кущового буріння.

У 1937-40 рр. А.П. Островським, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровим і іншими була розроблена конструкція принципово нового забійного двигуна - електробура.

У США в 1964 році було розроблено однозаходний гідравлічний гвинтовий забійний двигун, а в 1966 в Росії розроблений многозаходная гвинтовий двигун, що дозволяє здійснювати буріння похило-спрямованих і горизонтальних свердловин на нафту і газ.

У Західному Сибіру перша свердловина, що дала потужний фонтан природного газу 23 вересня 1953 року була пробурена у сел. Березово на півночі Тюменської області. Тут, в Березівському районі зародилася в 1963 р газовидобувнапромисловість Західного Сибіру. Перша нафтова свердловина в Західному Сибіру зафонтаніровала 21 червня 1960 року на Мулимьінской площі в басейні річки Конда.

Для більшості людей, мати свою нафтову або газову свердловину - значить вирішити фінансові проблеми на все життя і жити ні про що не думаючи.
Але так чи просто пробурити свердловину? Як вона влаштована? Цим питанням, на жаль, мало хто задається.

Бурова свердловини 39629Г знаходиться зовсім недалеко від Альметьєвська, в селищі Карабаш. Після нічного дощу, все навколо в тумані і перед машиною раз у раз пробігали зайциJ

І ось, нарешті, показувалася сама бурова. Там нас вже чекав майстер бурової - головна людина на майданчику, він приймає всі оперативні рішення і несе відповідальність за все, що відбувається при бурінні, а також - начальник управління бурових робіт.

Принципово, бурінням називають руйнування гірських порід на вибої (в нижній точці) і витяг зруйнованої породи на поверхню. Бурова являє собою комплекс механізмів, таких як бурова вишка, бурові насоси, системи очищення бурового розчину, генератори, житлові приміщення і т.д.

Бурова майданчик, на якій розташовані всі елементи (про них ми поговоримо нижче) - це очищена від родючого шару землі і відсипана піском зона. Після завершення робіт цей шар відновлюють і, таким чином, істотної шкоди екології не наноситься. Шар піску - обов'язковий, тому що глина при перших дощах перетвориться в непрохідну рідину. Я сам бачив, як в такій рідині застрявали багатотонні Урали.
Але про все по порядку.

На свердловині 39629Г встановлений верстат (власне вишка) СБУ-3000/170 (стаціонарна бурова установка, максимальна вантажопідйомність 170 тонн). Верстат проведений в Китаї і вигідно відрізняється від того, що я бачив раніше. У Росії теж виробляються бурові, але китайські верстати дешевше як в закупівлі, так і в обслуговуванні.

На цьому майданчику ведеться кущова буріння, воно характерно для горизонтальних і похило-спрямованої свердловини. Такий тип буріння полягає в тому, що гирла свердловин розташовані на близькій відстані один від одного.
Тому буровий верстат обладнаний системою самоперемещенія по рейках. Система працює за принципом «тягни-штовхай» і верстат як би пересуває сам собі за допомогою гідроциліндрів. На переміщення з однієї точки до іншої (перші десятки метрів) з усіма супутніми операціями йде пара годин.

Піднімаємося на робочу площадку бурової. Тут власне і відбувається велика частина роботи буровиків. На фото видно труби бурової колони (зліва) і гідравлічний ключ, за допомогою якого колона нарощується новими трубами і продовжує буріння. Буріння відбувається завдяки долоту на кінці колони і обертанню, яке передається за допомогою ротора.

Особливе захоплення у мене викликало робоче місцебурильника. Колись давно, в Республіці Комі, я бачив бурильника, який керував усіма процесами за допомогою трьох іржавих важелів і власної інтуїції. Щоб зрушити важіль з місця, він буквально зависав на ньому. У підсумку, бурової гак мало не зашиб його.
Тут же бурильник подібний капітану космічного корабля. Він сидить в ізольованій кабіні, в оточенні моніторів і керує всім за допомогою джойстика.

Само собою, кабіна опалюється взимку і охолоджується влітку. Крім того, на даху, теж скляній, передбачена захисна сітка на випадок падіння чогось з висоти і двірник для очищення скла. Останній викликає у буровиків непідробний захват :)

Ліземо наверх!

Крім ротора, бурова обладнана системою верхнього приводу (зроблена в США). Ця система об'єднує в собі крановий блок і ротор. Грубо кажучи, це кран з приробленим до нього електродвигуном. Система верхнього приводу є більш зручною, швидкою і сучасної, ніж ротор.

Відео як працює система верхнього приводу:

З вишки відкривається чудовий вид на майданчик і околиці :)

Крім красивих видів, у верхній точці бурової можна виявити робоче місце верхового помбур (помічника бурильника). У його обов'язки входять роботи по установці труб і загальний контроль.

Так як верхової знаходиться на робочому місці всю 12-годинну зміну і в будь-яку погоду і будь-який час року, для нього обладнана опалювальна кімната. На старих вежах цього ніколи не було!

У разі нештатної ситуації, верхової може евакуюватися за допомогою троллея:

Коли свердловина пробурена, стовбур кілька разів промивається від разбуренной породи (шламу) і в неї спускають обсадних колон, яка складається з безлічі труб, скручених між собою. Один з типових внутрішніх діаметрів обсадної колони - 146 міліметрів. Довжина свердловини може досягати 2-3 кілометрів і більше. Таким чином, довжина свердловини перевершує її діаметр в десятки тисяч разів. Приблизно такими ж пропорціями володіє, наприклад, відрізок звичайної нитки довжиною 2-3 метра.

Труби подаються за спеціальним жолобу:

Після спуску обсадної колони свердловину ще раз промивають і починається цементування затрубного простору (простору між стінкою свердловини і обсадної колоною). Цемент подається на забій і продавлюється в затрубний простір.

Після того, як цемент застигає, його перевіряють зондом (приладом, що спускається в свердловину) АКЦ - акустичний контроль цементажа, свердловину обпресовують (перевіряють герметичність), якщо все ОК, то буріння триває - разбурівается цементний стакан на забої і долото йде далі.

Буква «г» в номері свердловини 39629Г означає, що ствол свердловини - горизонтальний. Від гирла до певного моменту свердловина буриться без відхилення, але потім за допомогою шарнірного отклонітеля і / або роторного отклонітеля вона виходить на горизонталь. Перший являє собою трубу з шарніром, а другий - долото з спрямованим соплом, яке відхиляється напором бурового розчину. Зазвичай, на картинках, відхилення стовбура зображується мало не під кутом 90 градусів, але в реальності цей кут складає близько 5-10 градусів на 100 метрів.

За тим, щоб ствол свердловини йшов туди, куди потрібно, стежать спеціальні люди - «крівільщікі» або інженери телеметрії. За свідченнями природною радіоактивних гірських порід, опору і іншими параметрами, вони контролюють і коректують курс буріння.

Схематично все це виглядає ось так:

Будь-які маніпуляції з чим-небудь на дні (забої) свердловини перетворюються в дуже захоплююче заняття. Якщо в свердловину ненавмисно упустити інструмент, насос або кілька труб, то цілком можна упущені ніколи не дістати, після чого на свердловині вартістю в десятки або сотні мільйонів рублів можна ставити хрест. Покопавшись в справах і історіях ремонту, можна знайти справжні свердловини-перлини, на забої яких лежить насос, поверх якого лежить ловильний інструмент (для вилучення насоса), поверх якого лежить інструмент для вилучення ловив
ьного інструменту. При мені в свердловину кидали, наприклад, кувалду :)

Щоб нафту взагалі могла надходити в свердловину, потрібно виконати отвори в обсадної колоні і цементному кільці за нею, так як вони, відокремлюють колектор від свердловини. Ці отвори роблять за допомогою кумулятивних зарядів; вони по суті такі ж, як, наприклад, протитанкові, тільки без обтічника, тому що летіти їм нікуди не треба. Заряди пробивають не тільки обсадних колон і цемент, а й сам пласт гірської породи на кілька десятків сантиметрів вглиб. Весь процес називається перфорацією.

Для скорочення тертя інструменту, винесення зруйнованої породи, запобігання осипання стінок свердловини і компенсації різниці пластового тиску і тиску на гирлі (внизу тиск в рази більше) свердловина заповнена буровим розчином. Його склад і щільність підбираються залежно від характеру розрізу.
Буровий розчин прокачується компресорною станцією і повинен постійно циркулювати в свердловині під уникнення осипання стінок свердловини, прихвата інструменту (ситуації, коли колона заблокована і її неможливо ні обертати, ні витягти - це одна з найпоширеніших аварій при бурінні) та іншого.

Спускаємося з вишки, йдемо дивитися насоси.

В процесі буріння буровий розчин виносить шлам (разбуренной породу) на поверхню. Аналізуючи шлам, буровики і геологи можу робити висновки про породах, які зараз проходить свердловина. Потім розчин потрібно очистити від шламу і знову відправити в свердловину працювати. Для цього обладнана система очисних установок і «комору», де очищений зберігається шлам (комору видно на попередньому фото праворуч).

Першими приймають розчин вібросита - вони відокремлюють найбільші фракції.

Потім розчин проходить іло- (зліва) і пескоотделітелі (праворуч):

І, нарешті, найдрібніша фракція видаляється за допомогою центрифуги:

Потім розчин потрапляє в ємнісні блоки, при необхідності відновлюються його властивості (щільність, склад та інше) і звідти за допомогою насоса подається назад в свердловину.
Ємнісний блок:

Буровий насос (проведений в РФ!). Червона штука зверху - гідрокомпенсатор, він згладжує пульсацію розчину за рахунок противодавления. Зазвичай на бурових - два насоси: один робочий, другий резервний на випадок поломки.

Все цим насосним господарством завідує одна людина. Через шум обладнання, всю зміну він працює в берушах або захисних навушниках.

«А що у буровиків з побутом?» - запитаєте ви. Цей момент ми теж не випустили з уваги!
На цьому майданчику буровики працюють, короткими вахтами по 4 дня, тому що буріння йде практично в межах міста, але житлові модулі практично нічим не відрізняються від тих, що використовують, наприклад, в Заполяр'ї (хіба що, в кращу сторону).

Всього на майданчику 15 вагончиків.
Частина з них - житлові, в них буровики живуть по 4 людини. Вагончики розділені на тамбур з вішалкою, умивальником і шаф і безпосередньо житлову частину.

Крім того, в окремі вагончики (на місцевому сленгу - «балки" ») виведені лазня і кухня-їдальня. В останній ми прекрасно поснідали і обговорили деталі роботи. Переказувати не буду, а то ви мене звинуватити в зовсім вже відвертою рекламі, але скажу , що мені негайно захотілося залишитися в Альметьевске ... Зверніть увагу на ціни!

На буровій ми провели близько 2,5 годин і я в черговий раз переконався, що таким складним і небезпечною справою, Як буріння і нафтовидобуток в цілому можуть займатися тільки хороші люди. Ще мені пояснювали, що погані люди тут не затримуються.

Друзі, дякую, що дочитали до кінця. Сподіваюся, тепер ви уявляєте собі процес буріння свердловин трохи краще. Якщо у вас залишилися питання - задавайте їх у коментарях. Я сам або за допомогою експертів - обов'язково відповім!

На сьогоднішній день це головні природні ресурси, Які потрібні для повноцінного життя людства. Нафта відіграє особливу роль в паливно-енергетичному балансі, з неї виготовляють моторні палива, розчинники, пластмасу, миючі засоби та багато іншого. Газ в основному служить джерелом опалення, пального для приготування їжі, паливом для машин і сировиною для виготовлення різних органічних речовин. Саме тому їх видобуток стала головною галуззю в світі. Для того щоб добути ці копалини, розташованих глибоко під землею, потрібна нафтова газова свердловина.

1 - обсадні труби;

2 - цементний камінь;

4 - перфорація в обсадної трубі іцементном камені;

I - напрямок;

II - кондуктор;

III - проміжна колона;

IV - експлуатаційна колона.

Що це таке?

Свердловиною називають циліндричний отвір в землі з укріпленими стінками грунту спеціальним розчином, куди людина не має доступу. Довжина коливається від декількох метрів, до декількох кілометрів, в залежності від глибини покладів корисних копалин.

Будівництво газової свердловини - це процес створення гірничої виробки в землі. Для якісного процесу необхідні потужні бурові установки. Сьогодні половина бурових установок працює на дизельному приводі. Вони дуже зручні в застосуванні при відсутності електроенергії. Потужність їх постійно вдосконалюється виробниками. Треба пам'ятати, що процес руйнування гірських порід високотехнологічний, який вимагає високоякісного обладнання і кваліфікованих фахівців.

Свердловина і її складові

Що таке і чим відрізняється від шахт і колодязів? В шахти або колодязі люди при необхідності можуть спускатися, а ось в свердловину вони доступу не матимуть. Крім цього, довжина має більший розмір ніж діаметр. З перерахованого вище можна зробити висновок, що свердловина - це гірська вироблення циліндричної форми без доступу в неї людей.

Нафтова газова свердловинаскладається з гирла - це верхня частина її, стовбур - це стінки і нижньою частиною є забій. Сама конструкція складається з декількох частин. Цими частинами є напрямні, кондуктора і експлуатаційні колони. Буріння нафтогазовій свердловинимає виконуватися якісно, ​​щоб шари грунту не розмивалися при подальшій експлуатації. Тому після влаштування направляючої колони, простір між ґрунтом і стінкою труби ретельно цементують. Це особливо важливо, адже через верхні шари грунту проходять активні, прісні води. Наступний процес полягає в пристрої кондуктора. Це спуск колон до ще більшої глибини і знову ж цементування простору між ними і грунтом. Потім всі ці операції закінчують спуском експлуатаційної колони до самого забою і знову весь простір від низу до гирла цементується. Це забезпечить гарний захист від розшаровування шарів грунту і грунтових вод.

Типи гірських виробок

Будівництво нафто газових свердловин підрозділяється на:

• горизонтальну
• вертикальну
• похилу
• многоствольную
• багатозабійного

Класифікація за призначенням

У кожної є своє призначення, нижче розглянемо на які категорії вони діляться:

• пошукові
• розвідувальні
• експлуатаційні

Найпоширеніші - вертикальні. При їх пристрої кут нахилу від вертикалі не перевищує 5 градусів. У разі якщо перевищує - то називається вже похилій. Горизонтальна має кут нахилу від 80 до 90 градусів від вертикалі, але так, як бурити під таким нахилом немає сенсу, пробивають звичайну свердловину або похилу, а потім вже по необхідної траєкторії пускають сам стовбур. Проектування має на увазі використання багатоствольних і багатозабійного конструкцій. Різниця їх полягає в тому, що багатостовбурна має кілька стовбурів, які розгалужуються з точки вище продуктивного шару грунту. А багатозабійного має кілька забоїв, при цьому точка розгалуження нижче.

Буріння газової свердловини

Не обійдеться без розвідувальної, адже вона дозволяє уточнити запаси корисних копалин і зібрати дані для складання проекту по розробці родовища.

Найважливішою частиною газодобувних робіт є саме експлуатаційна "яма", адже саме за допомогою неї і відбувається цей магічний процес видобутку нафти і газу. Експлуатаційну, в свою чергу, можна розділити на кілька підтипів, таких як:

• видобувні основні
• нагнітальні
• резервні
• оціночні
• контрольні
• Спеціального призначення
• дублери

Всі вони відіграють величезну роль в цьому комплексі робіт по видобутку газу. Перші призначені безпосередньо для видобутку газу. Нагнітальні - для підтримки необхідного тиску в продуктивних пластах. Резервні - використовуються для підтримки основного фонду, коли пласт неоднорідний. Оціночні та контрольні служать для спостереження за змінами тиску в пластах, його насиченості та уточнення його меж. Спеціального призначення необхідні для збору технічної води і усунення промислових вод. А дублери необхідні на випадок зносу основних видобувних і нагнітальних.

способи буріння

Фахівці виділяють кілька методів, за допомогою яких проводиться буріння на нафту.

• роторное - є одним з найбільш часто використовуваних методів буріння. Вглиб породи проходить долото, яке обертається одночасно з буровими трубами. Швидкість роторного буріння безпосередньо залежить від міцності порід і показника їх опірності. Популярність даного методу обумовлена, тим, що є можливість налаштовувати величину кращого моменту в залежності від міцності і щільності порід і грунтів. Крім цього роторне буріння здатне витримувати досить великі навантаження при тривалому виконанні робочого процесу;
• турбінне - основна відмінність даного методу від роторного полягає в використанні долота, яке працює в парі з турбіною турбінного бура. Процес обертання долота і бура забезпечується за рахунок тиску сили води, яка рухається в певному напрямку між статором і ротором;
• гвинтове - робочий агрегат, за допомогою якого здійснюється гвинтове буріння на нафту, складається з безлічі механічних гвинтів, які надають руху бурове долото. На даний момент гвинтовий метод використовується рідко.

його етапи

Сучасна промисловість використовує кілька видів буріння, але всі вони складаються з таких основних етапів.

Конструкцію свердловин на нафту і газрозробляють і уточнюють відповідно до конкретних геологічними умовами буріння в заданому районі. Вона повинна забезпечити виконання поставленого завдання, тобто досягнення проектної глибини, розтин нафтогазоносної поклади і проведення всього наміченого комплексу досліджень і робіт в свердловині, включаючи її використання в системі розробки родовища.

Конструкція свердловини залежить від складності геологічного розрізу, способу буріння, призначення свердловини, способу розкриття продуктивного горизонту та інших факторів.

Вихідні дані для проектування конструкції свердловини включають такі відомості:

призначення і глибина свердловини;

проектний горизонт і характеристика породи-колектора;

геологічний розріз в місці закладення свердловини з виділенням зон можливих ускладнень і зазначенням пластових тисків і тиску гідророзриву порід по інтервалах;

діаметр експлуатаційної колони або кінцевий діаметр свердловини, якщо спуск експлуатаційної колони не передбачений.

порядок проектування конструкції свердловини на нафту і газНаступного.

вибирається конструкція призабойного ділянки свердловини . Конструкція свердловини в інтервалі продуктивного пласта повинна забезпечувати найкращі умови надходження нафти і газу в свердловину і найбільш ефективне використання пластової енергії нафтогазової поклади.

обґрунтовується необхідне кількість обсадних колон і глибин їх спуску. З цією метою будується графік зміни коефіцієнта аномальності пластових тисків k, і індексу тисків поглинання kпогл.

обґрунтовується вибір діаметра експлуатаційної колони і узгоджуються діаметри обсадних колон і доліт. Розрахунок діаметрів ведеться від низу до верху.

Вибираються інтервали цементування. Від черевика обсадної колони до гирла цементуються: кондуктори у всіх свердловинах; проміжні і експлуатаційні колони в розвідувальних, пошукових, параметричних, опорних і газових свердловинах; проміжні колони в нафтових свердловинахглибиною понад 3000 м; на ділянці довжиною не менше 500 м від черевика проміжної колони в нафтових свердловинах глибиною до 3004) м (за умови перекриття тампонажним розчином всіх проникних і нестійких порід).

Інтервал цементування експлуатаційних колон в нафтових свердловинах може бути обмежений ділянкою від черевика до перетину, розташованого не менше ніж на 100 м вище нижнього кінця попередньої проміжної колони.

Всі обсадні колони в свердловинах, що споруджуються в акваторіях цементуються по всій довжині.

Етапи проектування гідравлічної програми промивання свердловини буровими розчинами.

Під гідравлічної програмою розуміється комплекс регульованих параметрів процесу промивання свердловини. Номенклатура регульованих параметрів наступна: показники властивостей бурового розчину, подача бурових насосів, діаметр і кількість насадок гідромоніторних доліт.

При складанні гідравлічної програми передбачається:

Виключити флюідопроявленія з пласта і поглинання бурового розчину;

Запобігти розмиву стінок свердловини і механічне диспергування транспортується шламу з метою виключення напрацювання бурового розчину;

Забезпечити винесення вибуренной гірської породи з кільцевого простору свердловини;

Створити умови для максимального використання гідромоніторного ефекту;

Раціонально використовувати гідравлічну потужність насосної установки;

виключити аварійні ситуаціїпри зупинках, циркуляції і пуску бурових насосів.

Перераховані вимоги до гідравлічної програмі задовольняються за умови формалізації і рішення багатофакторної оптимізаційної задачі. Відомі схеми проектування процесу промивання буря свердловин засновані на розрахунках гідравлічних опорів в системі по заданих подачі насосів і показниками властивостей бурових розчинів.

Подібні гідравлічні розрахунки проводяться за наступною схемою. Спочатку, виходячи з емпіричних рекомендацій, задають швидкість руху бурового розчину в кільцевому просторі і обчислюють необхідну подачу бурових насосів. За паспортної характеристиці бурових насосів підбирають діаметр втулок, здатних забезпечити необхідну подачу. Потім за відповідними формулами визначають гідравлічні втрати в системі без урахування втрат тиску в долоті. Площа насадок гідромоніторних доліт підбирають виходячи з різниці між максимальним паспортним тиском нагнітання (відповідним обраним втулкам) і обчисленими втратами тиску на гідравлічні опори.

Принципи вибору способу буріння: основні критерії вибору, облік глибини свердловини, температури в стовбурі, осложненности буріння, проектного профілю та ін. Факторів.

Вибір способу буріння, розробка більш ефективних методів руйнування гірських порід на вибої свердловини і вирішення багатьох питань, пов'язаних з будівництвом свердловини, неможливі без вивчення властивостей самих гірських порід, умов їх залягання і впливу цих умов на властивості гірських порід.

Вибір способу буріння залежить від будови пласта, його колекторських властивостей, складу містяться в ньому рідин і / або газів, числа продуктивних про-ПЛАСТКО і ​​коефіцієнтів аномальності пластових тисків.

Вибір способу буріння базується на порівняльній оцінці його ефективності, яка визначається безліччю факторів, кожен з яких в залежності від геолого-методичних вимог (ГМТ), призначення і умов буріння може мати вирішальне значення.

На вибір способу буріння свердловини впливає також цільове призначення бурових робіт.

При виборі способу буріння слід керуватися цільовим призначенням свердловини, гідрогеологічної характеристикою водоносного пласта і глибиною його залягання, обсягом робіт з освоєння пласта.

Поєднання параметрів КНБК.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних чинників слід враховувати, що, в порівнянні з КНБК, на базі забійного двигуна роторні КНБК значно більш технологічні і надійніше в експлуатації, стійкіше на проектної траєкторії.

Залежність відхиляючої сили на долоті від кривизни свердловини для стабілізуючих КНБК з двома центраторами.

При виборі способу буріння крім техніко-економічних чинників слід враховувати, що в порівнянні з КНБК на базі забійного двигуна роторні КНБК значно більш технологічні і надійніше в експлуатації, стійкіше на проектної траєкторії.

Для обґрунтування вибору способу буріння в надсольових відкладеннях і підтвердження викладеного вище висновку про раціональне способі буріння були проаналізовані технічні показники турбінного і роторного буріння све.

У разі вибору способу буріння з забійними гідравлічними двигунами, після розрахунку осьового навантаження на долото необхідно вибрати тип забійного двигуна. Цей вибір здійснюється з урахуванням питомої моменту на обертання долота, осьового навантаження на долото і щільності бурового розчину. Технічні характеристики обраного забійного двигуна враховуються при проектуванні частоти обертів долота і гідравлічної програми промивання свердловини.

Питання про виборі способу буріннямає вирішуватися на основі техніко-економічного обґрунтування. Основним показником для вибору способу буріння є рентабельність - собівартість 1 м проходки. [ 1 ]

Перш ніж приступити до вибору способу буріннядля поглиблення ствола з використанням газоподібних агентів, слід мати на увазі, що їх фізико-механічні властивості вносять цілком певні обмеження, так як деякі типи газоподібних агентів незастосовні для ряду способів буріння. На рис. 46 показані можливі поєднання різних типів газоподібних агентів з сучасними способами буріння. Як видно зі схеми, найбільш універсальними з точки зору використання газоподібних агентів є способи буріння ротором і електробурів, менш універсальним - турбінний спосіб, який застосовується тільки при використанні аерованих рідин. [ 2 ]

Енергоозброєність ПБО менше впливає на вибір способів бурінняі їх різновидів, ніж енергоозброєність установки для буріння на суші, так - як крім безпосередньо бурового обладнання ПБО оснащена допоміжним, необхідним для її експлуатації і утримання на точці буріння. Практично бурове і допоміжне обладнання працює по черзі. Мінімально необхідна енергоозброєність ПБО визначається енергією, споживаної допоміжним обладнанням, яка буває більше необхідної для бурового приводу. [ 3 ]

Восьмий, розділ технічного проектуприсвячений вибору способу буріння, Типорозмірів забійних двигунів і бурових довгий, розробці режимів буріння. [ 4 ]

Іншими словами, вибір того чи іншого профілю свердловини обумовлює в значній мірі вибір способу буріння5 ]

Транспортабельність ПБО не залежить від металоємності і енергоозброєності обладнання і не впливає на вибір способу буріння, Так як її буксирують без демонтажу обладнання. [ 6 ]

Іншими словами, вибір того чи іншого типу профілю свердловини обумовлює в значній мірі вибір способу буріння, Типу долота, гідравлічної програми буріння, параметрів режиму буріння і навпаки. [ 7 ]

Параметри качки плавучого підстави слід визначати розрахунковим шляхом вже на початкових стадіях проектування корпусу, так як від цього залежить робочий діапазон хвилювання моря, при якому можлива нормальна і безпечна робота, а також вибір способу буріння, Систем і пристроїв для зниження впливу качки на робочий процес. Зниження качки може бути досягнуто раціональним підбором розмірів корпусів, взаємним їх розташуванням і застосуванням пасивних і активних засобів боротьби з качкою. [ 8 ]

Найбільш поширеним методом розвідки і експлуатації підземних вод залишається буріння свердловин і колодязів. Вибір способу буріннявизначають: ступінь гідрогеологічної вивченості району, мета робіт, необхідна достовірність одержуваної геолого-гідрогеологічної інформації, техніко-економічні показники даного способу буріння, вартість 1 м3 видобутої води, термін існування свердловини. На вибір технології буріння свердловин впливають температура підземних вод, ступінь їх мінералізації і агресивність по відношенню до бетону (цементу) та залізу. [ 9 ]

При бурінні надглибоких свердловин попередження викривлення стовбурів має дуже важливе значення в зв'язку з негативними наслідками кривизни свердловини при її поглибленні. Тому при виборі способів буріння надглибоких свердловин, І особливо їх верхніх інтервалів, увагу слід приділяти збереженню вертикальності і прямолінійно-ти стовбура свердловини. [ 10 ]

Питання про вибір способу буріння має вирішуватися на основі техніко-економічного обґрунтування. Основним показником для вибору способу бурінняє рентабельність - собівартість 1 м проходки. [ 11 ]

Так, швидкість обертального буріння з промиванням глинистим розчином перевищує швидкість ударно-канатного буріння в 3 - 5 разів. Тому вирішальним фактором при виборі способу бурінняповинен бути економічний аналіз. [12 ]

Техніко-економічна ефективність проекту на будівництво нафтових і газових свердловин багато в чому залежить від обґрунтованості процесу поглиблення і промивання. Проектування технології цих процесів включає в себе вибір способу буріння, Типу породо-руйнівного інструменту і режимів буріння, конструкції бурильної колони і компонування її низу, гідравлічної програми поглиблення і показників властивостей бурового розчину, типів бурових розчинів і необхідних кількостей хімічних реагентів і матеріалів для підтримки їх властивостей. Ухвалення проектних рішень обумовлює вибір типу бурової установки, що залежить, крім цього, від конструкції обсадних колон п географічних умов буріння. [ 13 ]

Застосування результатів рішень задачі створює широку можливість проведення глибокого, загального аналізу відпрацювання доліт в великій кількості об'єктів з найрізноманітнішими умовами буріння. При цьому можлива також підготовка рекомендацій по вибору способів буріння, Забійних двигунів, бурових насосів і промивної рідини. [ 14 ]

У практиці спорудження свердловин на воду набули поширення такі способи буріння: обертальний з прямою промивкою, обертальний зі зворотним промиванням, обертальний з продувкою повітрям і ударно-канатний. Умови застосування різних способів буріння визначаються власне технічними і технологічними особливостями бурових установок, а також якістю робіт зі спорудження свердловин. Слід зазначити, що при виборі способу буріння свердловинна воду необхідно враховувати не тільки швидкість проходки свердловин і технологічність методу, але і забезпечення таких параметрів розтину водоносного пласта, при яких деформація порід в привибійній зоні спостерігається в мінімальному ступені і її проникність не знижується в порівнянні з пластової. [ 1 ]

Значно складніше вибрати спосіб буріння для поглиблення вертикального стовбура свердловини. Якщо при розбурюванні інтервалу, обраного з практики буріння з використанням бурових розчинів, можна очікувати викривлення вертикального стовбура, то, як правило, застосовують пневмоударнік з відповідним типом долота. Якщо викривлення не спостерігається, то вибір способу бурінняздійснюється наступним чином. Для м'яких порід (м'які сланці, гіпси, крейда, ангідрити, сіль і м'які вапняки) доцільно застосовувати буріння електробурів з частотами обертання долота до 325 об / хв. У міру збільшення твердості гірських порід способи буріння розташовуються в наступній послідовності: об'ємний двигун, роторне буріння і ударно-обертальне буріння. [ 2 ]

З точки зору підвищення швидкості і зниження собівартості спорудження свердловин до ПБО цікавий спосіб буріння з гідротранспортом керна. Цей спосіб при виключенні зазначених вище обмежень його застосування може використовуватися при розвідці розсипів до ПБО на пошукової та пошуково-оцінної стадії геологорозвідувальних робіт. Вартість бурового обладнання незалежно від способів буріння не перевищує 10% загальної вартості ПБО. Тому зміна вартості тільки бурового обладнання не робить істотного впливу на вартість виготовлення і обслуговування ПБО і на вибір способу буріння. Збільшення вартості ПБО виправдано лише в тому випадку, якщо воно покращує умови роботи, підвищує безпеку і швидкість буріння, скорочує кількість простоїв через метеоумови, розширює за часом сезон бурових робіт. [ 3 ]

Вибір типу долота і режиму буріння: критерії вибору, способи отримання інформації та її обробки для встановлення оптимальних режимів, регулювання величини параметрів .

Вибір долота виробляють на основі знання гірських порід (г / п) складають даний інтервал, тобто по категорії твердості і по категорії абразивности г / п.

В процесі буріння розвідувальної, а іноді і експлуатацінной свердловини періодично відбираються породи у вигляді незайманих ціликів (кернів) для складання стратиграфічно розрізу, вивчення литологической характеристики пройдених порід, виявлення вмісту нафти, газу в порах порід і т. Д.

Для вилучення на поверхню керна застосовують колонкові долота (рис. 2.7). Складається таке долото з бурильної головки 1 і колонкового набору, приєднаного до корпусу бурильної головки за допомогою різьблення.

Мал. 2.7. Схема пристрою колонкового долота: 1 - бурильна головка; 2 - керн; 3 - грунтоноска; 4 - корпус колонкового набору; 5 - кульовий клапан

Залежно від властивостей породи, в якій здійснюється буріння з відбором керна, застосовують шарошечні, алмазні та твердосплавні бурильні головки.

Режим буріння - поєднання таких параметрів, які істотно впливають на показники роботи долота, які бурильник може змінити зі свого пульта.

Pд [кН] - навантаження на долото, n [об / хв] - частота обертання долота, Q [л / с] - витрата (подача) пром. ж-ти, H [м] - проходка на долото, Vм [м / год] - хутро. швидкість проходки, Vср = H / TБ - середня,

Vм (t) = dh / dtБ - миттєва, Vр [м / год] - рейсова швидкість буріння, Vр = H / (TБ + tСПО + tВ), C [руб / м] - експлуатаційні витрати на 1м проходки, C = ( Cд + Сч (TБ + tСПО + tВ)) / H, Cд - собівартість долота; CЧ - вартість 1 годину роботи бур. обор.

Етапи пошуку оптимального режиму - на стадії проектування - оперативна оптимізація режиму буріння - коригування проектного режиму з урахуванням інф., Отриманої в процесі буріння.

В процесі проектування ми використовуємо інф. отриману при бурінні скв. в данному

регіоні, в аналог. ум., дані по гоелог. розрізу скв., рекомендацій заводу-виготовлювача бур. інстр., робочих хар-к забійних двигунів.

2 способи вибору долота на вибої: графічний і аналітичний.

ШАРОШКИ в бурильної голівки змонтовані таким чином, щоб порода в центрі вибою свердловини при бурінні не руйнувалася. Це створює умови для освіти керна 2. Існують чотирьох-, шести- і далі восьмішарошечние бурильні головки, призначені для буріння з відбором керна в різних породах. Розташування породоразрушающих елементів в алмазних і твердосплавних бурильних голівках також дозволяє руйнувати гірську породу лише по периферії вибою свердловини.

Утвориться колонка породи надходить при поглибленні свердловини в колонковий набір, що складається з корпусу 4 і колонкової труби (грунтоноска) 3. Корпус колонкового набору служить для з'єднання бурильної головки з бурильної колоною, розміщення грунтоноска і захисту її від механічних пошкоджень, а також для пропуску промивної рідини між ним і грунтоноска. Грунтоноска призначена для прийому керна, збереження його під час буріння і при підйомі на поверхню. Для виконання цих функцій в нижній частині грунтоноска встановлюються кернорвателі і кернодержателя, а вгорі - кульовий клапан 5, що пропускає через себе витісняється з грунтоноска рідина при заповненні її керном.

За способом установки грунтоноска в корпусі колонкового набору і в бурильної голівки існують колонкові долота зі знімною і незнімної грунтоноска.

Подвійні колонкові долота зі знімною грунтоноска дозволяють піднімати грунтоноска з керном без підйому бурильної колони. Для цього в бурильну колону спускають на канаті уловлювачі, за допомогою якого витягують з колонкового набору грунтоноска і піднімають її на поверхню. Потім, використовуючи цей же уловлювачі, спускають і встановлюють в корпусі колонкового набору порожню грунтоноска, і буріння з відбором керна триває.

Подвійні колонкові долота зі знімною грунтоноска застосовують при турбінному бурінні, а з незнімної - при роторному.

Принципова схема випробування продуктивного горизонту за допомогою пластоіспитателя на трубах.

Пластоіспитателі вельми широко використовуються в бурінні і дозволяють отримати найбільший обсяг інформації про опробуемого об'єкті. Сучасний вітчизняний пластоіспитатель складається з наступних основних вузлів: фільтра, пакера, власне опробивателя з зрівняльним і головним впускним клапанами, запірного клапана і циркуляційного клапана.

Принципова схема одноступінчатого цементування. Зміна тиску в цементувальних насосах, що беруть участь в цьому процесі.

Одноступінчатий спосіб цементування свердловин найбільш поширений. При цьому способі в заданий інтервал подається тампонажний розчин за один прийом.

Заключний етап проведення бурових робіт супроводжується процесом, який передбачає цементування свердловин. Від того, наскільки якісно будуть проведені ці роботи, залежить життєздатність всієї конструкції. Основна мета, яку переслідують в процесі проведення даної процедури, полягає в заміщенні бурового розчину цементним, який має ще одну назву - тампонажний розчин. Цементування свердловин передбачає введення складу, який повинен затвердіти, перетворившись в камінь. На сьогоднішній день існує кілька способів здійснення процесу цементування свердловин, найбільш часто використовується з них понад 100 років. Це одноступенчатое цементування обсадної колони, явлене світу в 1905 році і використовується сьогодні лише з деякими доробками.

процес цементування

Технологія здійснення цементування свердловин передбачає проведення 5 головних видів робіт: перший - заміс тампонажного розчину, другий - закачування складу в свердловину, третій - подача суміші обраним методом в затрубний простір, четвертий - затвердіння тампонажний суміші, п'ятий - перевірка якості здійснених робіт.

Перед стартом робіт повинна бути складена схема цементування, яка має в основі технічні розрахунки процесу. Важливо буде при цьому взяти до уваги гірничо-геологічні умови; протяжність інтервалу, якому необхідно зміцнення; характеристики конструкції свердловинного стовбура, а також його стан. Слід використовувати в процесі проведення розрахунків і досвід здійснення таких робіт в певному районі.

Малюнок 1. Схема процесу одноступінчастого цементування.

На рис. 1 можна побачити зображення схем процесу одноступінчастого цементування. «I» - старт подачі суміші в стовбур. «II» - це подача суміші, що нагнітається в свердловину, коли розчин переміщається вниз по обсадної колоні, «III» - це старт продавлювання тампонажного складу в затрубний простір, «IV» - це заключний етап продавлювання суміші. На схемі 1 - манометр, який відповідає за контроль рівня тиску; 2 - цементувальних голівці; 3 - пробка, розташована зверху; 4 - нижня пробка; 5 - обсадна колона; 6 - стіни свердловини; 7 - стоп-кільце; 8 - рідина, призначена для продавлювання тампонажний суміші; 9 - буровий розчин; 10 - цементна суміш.

Важлива схема двоступеневого цементування з розривом у часі. Достоїнства і недоліки.

Ступеневу цементування з розривом у времені.Інтервал цементування ділять на дві частини, а в ок біля кордону розділу встановлюють спеціальну цементувальні муфту. Зовні колони над муфтою і під нею розміщують центруючі ліхтарі. Спочатку цьом-ють нижню частину колони. Для цього в колону закачують 1 порцію ЦР в обсязі, необхідного для заповнення кп від черевика колони до цементувальних муфти, потім продавочной рідина. Для цементування 1 ступені обсяг продавочной рідини має дорівнювати внутрішньому об'єму колони. Закачавши ПЖ, скидають в колону куля. Під силою тяжіння куля опускається вниз по колоні і сідає на нижню втулку цементувальної муфти. Тоді знову починають закачувати ПЖ в колону: тиск в ній над пробкою росте, втулка зміщується вниз до упору, а ПЖ через що відкрилися отвори виходить за колону. Через ці отвори свердловину промивають, поки не затвердіє цементний розчин (від кількох годин до доби). Після закачують 2 порцію ЦР, звільняючи верхню пробку і витісняють розчин 2 порцією ПЖ. Пробка, досягнувши втулки, зміцнюється за допомогою штифтів в корпусі цементувальної муфти, зрушує її вниз; при цьому втулка закриває отвори муфти і роз'єднує порожнину колони від кп. Після затвердіння пробку разбурівается. Місце установки муфти вибирають в залежності від причин, що спонукали вдатися до ступ цементування. У газових свердловинах цементувальні муфта встановлюється на 200-250м вище покрівлі продуктивного горизонту. Якщо при цементуванні свердловини існує небезпека поглинання, місце установки муфти розраховують так, щоб сума гідродінаміескіх тисків і статичний тиск стовпа розчинів в заколонном просторі була менше тиску розриву слабкого пласта. Завжди цементувальні муфту слід розміщувати проти стійкості не проникних порід і центрувати ліхтарями. Застосовують: а) якщо при одноступенчатом цементування неминуче поглинання розчину; б) якщо розкритий пласт з АВД і в період схоплювання розчину після одноступенатого цементування можуть виникнути перетоки і газопроявления; в) якщо для одноступінчатого цементування потрібно одночасна участь в операції великого числа цементних насосів і змішувальних машин. недоліки:великий розрив у часі між закінченням цементування нижньої ділянки і початком цементування верхньої. Цей недолік можна в основному усунути, встановивши на ок, нижче цементіровоной муфти, зовнішній пакер. Якщо після закінчення цементування нижньої ступені заколонних простір свердловини герметизувати пакером, то можна відразу ж приступити до цементировки верхньої ділянки.

Принципи розрахунку обсадної колони на міцність при осьовому розтягу для вертикальних свердловин. Специфіка розрахунку колон для похилих і викривлених свердловин.

Розрахунок обсадної колонипочинають з визначення надлишкових зовнішніх тисків. [ 1 ]

Розрахунок обсадних колонпроводять при проектуванні з метою вибору товщини стінок і груп міцності матеріалу обсадних труб, а так само для перевірки відповідності закладених при проектуванні нормативних коефіцієнтів запасу міцності очікуваним з урахуванням сформованих геологічних, технологічних, кон'юнктурних умов виробництва. [ 2 ]

Розрахунок обсадних колонз трапецеидальной різьбленням на розтягнення проводять, виходячи з допустимого навантаження. При спуску обсадних колон секціями за довжину колони приймають довжину секції. [ 3 ]

Розрахунок обсадної колонивключає визначення факторів, що впливають на пошкодження обсадних труб, і вибір найбільш прийнятних марок сталі для кожної конкретної операції з точки зору надійності і економічності. Конструкція обсадної колони повинна відповідати вимогам, що пред'являються до колони при заканчіваніі і експлуатації свердловини. [ 4 ]

Розрахунок обсадних колондля похило-спрямованої свердловини відрізняється від прийнятого для вертикальних свердловин вибором запасу міцності на розтягнення в залежності від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також визначенням зовнішніх і внутрішніх тисків, в якому положення характерних для похилій свердловини точок визначається по її вертикальної проекції.

Розрахунок обсадних колонвиробляють за максимальними значеннями надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також осьових навантажень (при бурінні, випробуванні, експлуатації, ремонту свердловин), при цьому враховують роздільне і спільне їх дію.

Основна відмінність розрахунку обсадних колондля похило спрямованих свердловин від розрахунку для вертикальних свердловин полягає у визначенні запасу міцності на розтягнення, який проводиться в залежності від інтенсивності викривлення стовбура свердловини, а також розрахунку зовнішніх і внутрішніх тисків з урахуванням подовження стовбура свердловини

Вибір обсадних труб і розрахунок обсадних колонна міцність проводяться з урахуванням максимальних очікуваних надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків при повному заміщенні розчину пластовим флюїдом, а також осьових навантажень на труби і агресивності флюїду на стадіях будівництва і експлуатації свердловини на підставі діючих конструкцій.

Основними навантаженнями при розрахунку колони на міцність є осьові навантаження, що розтягують від власної ваги, а також зовнішнє і внутрішнє надлишковий тиск при цементуванні і експлуатації свердловини. Крім того, на колону діють і інші навантаження:

· Осьові динамічні навантаження в період несталого руху колони;

· Осьові навантаження від сил тертя колони об стінки свердловини в процесі її спуску;

· Стискають навантаження від частини власної ваги при розвантаженні колони на вибій;

· Изгибающие навантаження, що виникають у викривлених свердловинах.

Розрахунок експлуатаційної колони для нафтової свердловини

Умовні позначення, прийняті у формулах:

Відстань від гирла свердловини до черевика колони, м L

Відстань від гирла свердловини до тампонажного розчину, м h

Відстань від гирла свердловини до рівня рідини в колоні, м Н

Щільність обпресувальна рідини, г / см 3 r ОЖ

Щільність бурового розчину за колоною, г / см 3 r БР

Щільність рідини в колоні r В

Щільність тампонажного цементного розчину за колоною r ЦР

Тиск надмірний внутрішнє на глибині z, МПа Р ВІz

Тиск надмірний зовнішнє на глибині z Р НІz

Тиск надмірний критичне зовнішнє, при якому напруга

Тиск в тілі труби досягає межі текучості Р КР

Тиск пластовий на глибині z Р ПЛ

тиск опресування

Загальна вага колони підібраних секцій, Н (МН) Q

Коефіцієнт розвантаження цементного кільця k

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на зовнішнє надлишковий тиск n КР

Коефіцієнт запасу міцності при розрахунку на розтяг n СТР

Малюнок 69. Схема цементування свердловини

при h> НВизначаємо надлишкові зовнішні тиску (на стадії закінчення експлуатації) для наступних характерних точок.

1: z = 0; Р н.іz = 0,01ρ Б.Р * z; (86)

2: z = H; Р Н.І z = 0,01ρ б. р * H, (МПа); (87)

3: z = h; Р Н.І z = (0,01 [ρ б.p h - ρ в (h - Н)]), (МПа); (88)

4: z = L; Р Н.І z = (0,01 [(ρ ц.р - ρ в) L - (ρ ц. Р - ρ б. Р) h + ρ в H)] (1 - k), (МПа). (89)

будуємо епюру ABCD(Рисунок 70). Для цього в горизонтальному напрямку в прийнятому масштабі відкладаємо значення ρ Н.І z в точках 1 -4 (Див. Схему) і ці точки послідовно з'єднуємо між собою прямолінійними відрізками

Малюнок 70. Епюри зовнішніх і внутрішніх

надлишкових тисків

Визначаємо надлишкові внутрішні тиску з умови випробування обсадної колони на герметичність в один прийом без пакера.

Тиск на гирлі: Р у = Р пл - 0,01 ρ в L (МПа). (90)

Основні фактори, що впливають на якість цементування свердловин і характер їх впливу.

Якість роз'єднання проникних пластів шляхом цементування залежить від наступних груп факторів: а) складу тампонується суміші; б) складу і властивостей тампонажного розчину; в) способу цементування; г) повноти заміщення продавочной рідини тампонажним розчином в заколонном просторі свердловини; д) міцності і герметичності зчеплення тампонажного каменю з обсадної колоною і стінками свердловини; е) використання додаткових коштів для запобігання виникненню фільтрації і освіти суффозіонних каналів в тампонажного розчину в період загустіння і схоплювання; ж) режиму спокою свердловини в період загустіння і схоплювання тампонажного розчину.

Принципи розрахунку необхідних кількостей тампонажних матеріалів, змішувальних машин та цементувальних агрегатів для приготування і закачування тампонажного розчину в обсадних колон. Схема обв'язки цементувальних техніки.

Необхідно провести розрахунок цементування для наступних умов:

- коефіцієнт резерву на висоті підйому цементного розчину, що вводиться для компенсації факторів, які не піддаються обліку (визначають статистичним шляхом за даними цементування попередніх свердловин); и- відповідно середній діаметр свердловини і зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м; - довжина ділянки цементування, м; - середній внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; - висота (довжина) цементного склянки, що залишається в колоні, м.; - коефіцієнт запасу продавочной рідини , що враховує її стисливість, - = 1,03; - - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при вантажно-розвантажувальних роботах і приготуванні розчину; - - - щільність цементного розчину, кг / м3; - щільність бурового розчину, кг / м3; n- відносне водосодержание; - щільність води, кг / м3; - насипна щільність цементу, кг / м3;

Обсяг тампонажного розчину, необхідного для цементування заданого інтервалу свердловини (м3): Vц.p. = 0,785 * kp * [(2-dн2) * lц + d02 * hс]

Обсяг продавочной рідини: Vпр = 0,785 * - * d2 * (Lc-);

Обсяг буферної рідини: Vб = 0,785 * (2-dн2) * lб;

Маса тампонажного портландцементу: Мц = - ** Vцр / (1 + n);

Обсяг води для приготування тампонажного розчину, м3: Vв = Мц * n / (kц * PВ);

Сухий тампонажний матеріал до початку цементування завантажують в бункери змішувальних машин, необхідне число яких: nс = Мц / Vсм, де Vсм - обсяг бункера змішувача машини.

Способи обладнання нижньої ділянки свердловини в зоні продуктивного пласта. Умови, при яких можливе застосування кожного з цих способів.

1. Продуктивну поклад пробуривают, не перекриваючи попередньо вищезалягаючі породи спеціальної колоною обсадних труб, потім спускають до забою обсадних колон і цементують. Для повідомлення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивною залежью її перфорируют, тобто в колоні прострілюють велике число отворів. Метод має такі переваги: ​​простий в реалізації; дозволяє селективно повідомляти свердловину з будь-яким пропластками продуктивної поклади; вартість власне бурових робіт може бути менше, ніж при інших методах входження.

2. Попередньо до покрівлі продуктивної поклади спускають і цементують обсадних колон, ізолюючи вищезалягаючі породи. Потім продуктивну поклад пробуривают долотами меншого діаметру і залишають стовбур свердловини нижче черевика обсадної колони відкритим. Метод застосуємо тільки в разі, якщо продуктивна поклад складена стійкими породами і насичена тільки однієї рідиною; він не дозволяє селективно експлуатувати будь-якої пропласток.

3. Відрізняється від попереднього тим, що стовбур свердловини в продуктивної поклади перекривають фільтром, який підвішують в обсадної колоні; простір між фільтром і колоною часто ізолюють пакером. Метод має ті ж достоїнства і обмеження, що і попередній. На відміну від попереднього, його можна прийняти в тих випадках, коли продуктивна поклад складена породами, недостатньо стійкими при експлуатації.

4. Свердловину обсаджують колоною труб до покрівлі продуктивної поклади, потім разбурівается останню і перекривають хвостовиком. Хвостовик цементують по всій довжині, а потім перфорируют проти заданого інтервалу. При такому методі можна уникнути істотного забруднення колектора, вибираючи промивну рідину тільки з урахуванням ситуації в самій поклади. Він допускає селективну експлуатацію різних прошарків і дозволяє швидко і з мінімальними витратами коштів освоювати свердловину.

5. Чи відрізняється від першого методу лише тим, що в свердловину після розбурювання продуктивної поклади спускають обсадних колон, нижня ділянка якої заздалегідь складений з труб з щілинними отворами, і тим, що цементують лише вище покрівлі продуктивної поклади. Перфорований ділянку колони розміщують проти продуктивної поклади. При цьому методі забезпечити селективну експлуатацію того чи іншого пропластками не можна.

Фактори, що враховуються при виборі тампонажного матеріалу для цементування конкретного інтервалу свердловини.

Вибір тампонажних матеріалів для цементування обсадних колон обумовлюється літофаціальной характеристикою розрізу, і основними факторами, що визначають склад тампонажного розчину, є температура, пластовий тиск, тиск гідророзриву, наявність сольових відкладень, вид флюїду і ін. В загальному випадку тампонажний розчин складається з тампонажного цементу, середовища замішування, реагентов- прискорювачів і сповільнювачів термінів схоплювання, реагентов- знижувачів показника фільтрації і спеціальних добавок. Тампонажний цемент вибирають такий спосіб: по температурному інтервалу, по інтервалу вимірювання щільності тампонажного розчину, за видами флюїду і відкладенням в інтервалі цементування уточнюють марку цементів. Середу замішування вибирають в залежності від наявності сольових відкладень в розрізі свердловини або ступенем мінералізації пластових вод. Для запобігання передчасного загустіння тампонажного розчину і обводнення продуктивних горизонтів необхідно знизити показник фільтрації тампонажного розчину. Як знижувачів цього показника застосовують НТФ, ГІПАН, КМЦ, ПВС-ТР. Для підвищення термостійкості хімічних добавок, структурування дисперсійних систем і зняття побічних ефектів при використанні деяких реагентів застосовують глину, каустичну соду, хлористий кальцій і хромати.

Вибір колонкового набору для отримання якісного керна.

Керноприймальна інструмент - інструмент, що забезпечує прийом, відрив від масиву г / п і збереження керна в процесу буріння і під час транспортування по скв. аж до вилучення його на пов-ть для дослідні. Різновиди: - Р1 - для роторного буріння з знімних (вилученими по БТ) керноприемника, - Р2 - несьемних керноприемника, - Т1 - для турбінного буріння зі знімним керноприемника, - Т2 - з несьемних керноприемника. Типи: - для відбору керна з масиву щільних г / п (подвійний колонкові снаряд з керноприемника, изолир. Від проток ПЖ і обертається разом з корпусом снаряда), - для відбору керна в г / п тріщинуватих, перемятих, або перемежовуються по щільності і твердості (невращ. керноприймальна., підвішений на одному або кіль. підшипниках і надійними керноотривателямі і кернодержателя), - для відбору керна в сипучих г / п, легко разр. і розмив. ПЖ (повинно забезпечувати повну герметизацію керна і перекриття керноприймальна отвори в кінці буріння)

Конструктивні особливості і області застосування бурильних труб.

Труби бурильні ведучі служать для передачі обертання від ротора до бурильної колоні. Бурильні труби зазвичай мають квадратне або шестигранний перетин. Вони виконуються в двох варіантах: збірними і цілісними. Труби бурильні з висадженими кінцями бувають з висадженими назовні і всередину. Бурильні труби з привареними сполучними кінцями виготовляють двох типів: ТБПВ - з привареними сполучними кінцями по висадженої назовні частини і ТБП - з привареними сполучними кінцями по які висадженої назовні часті.Бурільние труби з блокуючими пасками ТББ відрізняються від стандартних труб з висадженими всередину кінцями наявністю блокуючих пасків на кінцях труби, циліндричного різьблення з кроком 4 мм, наполегливої ​​з'єднання труби з замком, тугого сполучення з замком. Бурильні труби зі стабілізуючими пасками відрізняються від стандартних труб наявністю гладких ділянок труби безпосередньо за нагвинченими ніпелем і муфтою замку і стабілізуючих ущільнювачів пасків на замках, конічної (1:32) трапецеїдальної різьби з кроком 5,08 мм із сполученням по внутрішньому діаметру ..........

Принципи розрахунку бурильної колони при бурінні забійними двигуном .

Розрахунок БК при бурінні ЗД прямолінійно-похилої ділянки похило-спрямованої вкв

Qпрод = Qcosα; Qнорм = Qsinα; Fтр = μQн = μQsinα; (μ ~ 0.3);

Pпрод = Qпрод + Fтр = Q (sinα + μsinα)

LI> = Lзд + Lубт + Lнк + lI1 + ... + l1n Якщо немає, то lIny = LI- (Lзд + Lубт + Lнк + lI1 + ... + l1 (n-1))

Розрахунок БК при бурінні ЗД викривленого ділянки похило-спрямованої вкв.

II

Pи = FIIтр + QIIпроек QIIпроек = | goR (sinαк-sinαн) |

Pи = μ | ± 2goR2 (sinαк-sinαн) -goR2sinαкΔα ± PнΔα | + | goR2 (sinαк-sinαн) |

Δα = - Якщо>, тоcos “+”

"-Pн" - при наборі кривизни "+ Pн" - при скиданні кривизни

вважається, що на ділянці БК складається з однієї секції = πα / 180 = 0.1745α

Принципи розрахунку бурильної колони при бурінні роторним способом.

Статичний розрахунок, коли не враховуються знакозмінні циклічні напруги, а враховуються постійні напруги вигину і крутіння

На достатню міцність або витривалість

Статичний розрахунок для вертикальних вкв:

;

Kз = 1,4 - при норм. ум. Kз = 1,45 - при ускладнить. ум.

для похилих ділянок

;

;

Режим буріння. Методика його оптимізації

Режим буріння - поєднання таких параметрів, які істотно впливають на показники роботи долота і які буровик може змінити зі свого пульта.

Pд [кН] - навантаження на долото, n [об / хв] - частота обертання долота, Q [л / с] - витрата (подача) пром. ж-ти, H [м] - проходка на долото, Vм [м / год] - хутро. швидкість проходки, Vср = H / TБ - середня, Vм (t) = dh / dtБ - миттєва, Vр [м / год] - рейсова швидкість буріння, Vр = H / (TБ + tСПО + tВ), C [руб / м ] - експлуатаційні витрати на 1м проходки, C = (Cд + Сч (TБ + tСПО + tВ)) / H, Cд - сібестоімость долота; CЧ - вартість 1 годину роботи бур. обор. Оптимізація режиму буріння: maxVp - розвід. скв., minC - експл. скв ..

(Pд, n, Q) опт = minC, maxVр

C = f1 (Pд, n, Q); Vp = f2 (Pд, n, Q)

Етапи пошуку оптимального режиму - на стадії проектування - оперативна оптимізація режиму буріння - коригування проектного режиму з урахуванням інф., Отриманої в процесі буріння

В процесі проектування ми використовуємо інф. отриману при бурінні скв. в даному регіоні, в аналог. ум., дані по гоелог. розрізу скв., рекомендацій заводу-виготовлювача бур. інстр., робочих хар-к забійних двигунів.

2 способи вибору tопт долота на вибої:

- графічний tgα = dh / dt = Vм (t) = h (t) / (tопт + tсп + tв) - аналітичний

Класифікація методів збудження припливу при освоєнні свердловин.

Під освоєнням увазі комплекс робіт за викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищення пристовбурної зони від забруднення та забезпечення умов для отримання максимально високої продуктивності свердловини.

Щоб отримати приплив з продуктивного горизонту, необхідний тиск в свердловині знизити значно нижче пластового. існують різні способизниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини на легшу, або на плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні. Для виклику припливу з пласта, складеного слабостійких породами, застосовують способи плавного зменшення тиску або з невеликою амплітудою коливання тиску, щоб не допустити руйнування колектора. Якщо ж продуктивний пласт складний вельми міцною породою, то часто найбільший ефект отримують при різкому створенні великих депресій. При виборі способу виклику припливу, величини і характеру створення депресії необхідно враховувати стійкість і структуру породи колектора, склад і властивості насичують його рідин, ступінь забруднення при розтині, наявність блізрасположенних зверху і знизу проникних горизонтів, міцність обсадної колони і стан кріплення свердловини. При дуже різкому створення великої депресії можливе порушення міцності і герметичності кріплення, а при короткочасному, але сильному збільшенні тиску в свердловині - поглинання рідини в продуктивний пласт.

Заміна важкої рідини на легшу. Колону НКТ спускають майже до забою, якщо продуктивний пласт складний добре стійкою породою, або приблизно до верхніх отворів перфорації, якщо порода недостатньо стійка. Заміну рідини зазвичай ведуть способом зворотної циркуляції: пересувним поршневим насосом в міжтрубний простір закачують рідину, щільність якої менше щільності промивної рідини в експлуатаційній колоні. У міру того, як легша рідина заповнює міжтрубний простір і витісняє більш важку рідину в НКТ, тиск в насосі зростає. Воно досягає максимуму в той момент, коли легка рідина підходить до черевика НКТ. p УМТ = (р пр-р ож) qz нкт + p нкт + p мт, де p пр і p ож щільність важкої і полегшеної рідин, кг / м; z нкт -глибина спуску колони НКТ, м; p нкт і p мт -гідравлічні втрати в колоні НКТ і в міжтрубному просторі, Па. Це тиск не повинен перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони p УМТ< p оп.

Якщо ж порода слабостійких, величину зниження щільності за один цикл циркуляції зменшують ще більше, часом до p -p = 150-200 кг / м3. При плануванні робіт за викликом припливу слід враховувати це і завчасно готувати ємності з запасом рідин відповідних щільності, а також обладнання для регулювання щільності.

При закачуванні легшою рідини стежать за станом свердловини за показаннями манометрів і по співвідношенню витрат закачуваної в міжтрубний простір і яка витікає з НКТ рідин. Якщо витрата виходить рідини збільшується, це ознака розпочатого припливу з пласта. У разі швидкого збільшення витрати на виході з НКТ і падіння тиску в міжтрубному просторі виходить потік направляють через лінію зі штуцером.

Якщо заміни важкої промивної рідини на чисту воду або дегазована нафту недостатньо для отримання стійкого припливу з пласта, вдаються до інших способів збільшення депресії або стимулюючого впливу.

Коли колектор складний слабостійких породою, подальше зниження тиску можливо заміною води або нафти газожидкостной сумішшю. Для цього до міжтрубному просторі свердловини під'єднують поршневий насос і пересувний компресор. Після промивання свердловини до чистої води регулюють подачу насоса так, щоб тиск в ньому було значно нижче допустимого для компресора, а швидкість низхідного потоку була на рівні приблизно 0,8-1 м / с, і включають компресор. Потік повітря, що нагнітається компресором, змішується в аераторі з потоком води, що подається насосом, і в міжтрубний простір надходить газорідинна суміш; тиску в компресорі і насосі при цьому почнуть зростати і досягти максимуму в момент, коли суміш підійде до черевика НКТ. У міру просування газорідинної суміші по колоні НКТ і витіснення негазованої води тиску в компресорі і насосі будуть знижуватися. Ступінь аерації і зменшення статичного тиску в свердловині збільшують невеликими ступенями після завершення одного-двох циклів циркуляції так, щоб тиск в міжтрубному просторі у гирла не перевищувало допустимого для компресора.

Істотний недолік цього способу - необхідність підтримки чималих витрат повітря і води. Значно скоротити витрату повітря і води і забезпечити ефективне зменшення тиску в свердловині можна при використанні замість водо-повітряної суміші двухфазной піни. Такі піни готують на основі мінералізованої води, повітря та відповідного пенообразующего ПАР.

Зниження тиску в свердловині за допомогою компресора. Для виклику припливу з пластів, складених міцними, стійкими породами широко застосовують компресорний спосіб зниження рівня рідини в свердловині. Сутність однієї з різновидів цього способу така. Пересувним компресором нагнітають повітря в міжтрубний простір з таким розрахунком, щоб можливо глибше відтіснити рівень рідини в ньому, аерувати рідина в НКТ і створити депресію, необхідну отримання припливу з продуктивного пласта. Якщо статичний рівень рідини в свердловині перед початком операції знаходиться у гирла, глибину, до якої можна відтіснити рівень в міжтрубномупросторі при нагнітанні повітря.

Якщо z сн> z нкт, то нагнітається компресором повітря прорветься в НКТ і почне аерувати рідина в них, як тільки рівень в міжтрубномупросторі опуститься до черевика НКТ.

Якщо ж z сн> z нкт, то попередньо при спуску НКТ в свердловин в них встановлюють спеціальні пускові клапани. Верхній пусковий клапан встановлюють на глибині z "пуск = z" сн - 20м. При нагнітанні повітря компресором пусковий клапан відкриється в той момент, коли тиску в НКТ і в міжтрубному просторі на глибині його установки зрівняються; при цьому повітря почне виходити через клапан в НКТ і аерувати рідина, а тиску в міжтрубному просторі і в НКТ будуть знижуватися. Якщо після зниження тиску в свердловині приплив з пласта не почнеться і практично вся рідина з НКТ вище клапана буде витіснена повітрям, клапан закриється, тиск в міжтрубному просторі знову буде зростати, а рівень рідини опускатися до наступного клапана. Глибину z "" установки наступного клапана можна знайти з рівняння якщо покласти в нього z = z "" + 20 і z ст = z "сн.

Якщо перед початком операції статичний рівень рідини в свердловині розташований значно нижче гирла, то при нагнітанні повітря в міжтрубний простір і відтискуванні рівня рідини до глибини z сн тиск на продуктивний пласт зростає, що може викликати поглинання частини рідини в нього. Запобігти поглинання рідини в пласт можна, якщо на нижньому кінці колони НКТ встановити пакер, а всередині НКТ - спеціальний клапан і за допомогою цих пристроїв відокремити зону продуктивного пласта від іншої частини свердловини. В цьому випадку при нагнітанні повітря в міжтрубний простір тиск на пласт буде залишатися незмінним до тих пір поки тиск в колоні НКТ над клапаном не знизиться нижче пластового. Як тільки депресія виявиться достатньою для припливу пластової рідини, клапан підніметься і пластова рідина почне підніматися по НКТ.

Після отримання припливу нафти або газу свердловина повинна протягом деякого часу попрацювати з максимальною дебітом, щоб з пристовбурної зони можна було видалити проникла туди промивну рідину і її фільтрат, а також інші мулисті частинки; дебіт при цьому регулюють так, щоб не почалося руйнування колектора. Періодично відбирають проби витікає зі свердловини рідини з метою вивчення складу і властивостей її та контролю за вмістом в ній твердих частинок. За зменшення вмісту твердих частинок судять про хід очищення пристовбурної зони від забруднення.

Якщо, незважаючи на створення великої депресії, дебіт свердловини виявляється низьким, то зазвичай вдаються до різних способів стимулюючого впливу на пласт.

Класифікація методів інтенсифікації припливу в процесі освоєння свердловини.

Виходячи з аналізу керованих факторів, можна побудувати класифікацію методів штучного впливу як на пласт в цілому, так і на привибійну зону кожної конкретної свердловини. За принципом дії всі методи штучного впливу діляться на наступні групи:

1. гідрогазодинамічних.

2. Фізико-хімічні.

3. Термічні.

4. Комбіновані.

Серед методів штучного впливу на пласт найбільшого поширення набули гідрогазодинамічних методи, пов'язані з управлінням величиною пластового тиску шляхом закачування в поклад різних флюїдів. Сьогодні більше 90% видобутої в Росії нафти пов'язано з методами регулювання пластового тиску шляхом закачування в поклад води, званими методами підтримки пластового тиску (ППД) заводнением. На ряді родовищ ППД здійснюється закачуванням газу.

Аналіз розробки родовищ показує, що якщо пластовий тиск невисоко, контур харчування досить віддалений від свердловин або режим дренування не є активним, темпи видобування нафти можуть виявитися досить низькими; низьким виявляється і коефіцієнт нафтовіддачі. У всіх цих випадках використання тієї чи іншої системи ППД є необхідним.

Таким чином, основні проблеми управління процесом вироблення запасів шляхом штучного впливу на пласт пов'язані з вивченням заводнення.

Істотно ширшим спектром можливостей мають методи штучного впливу на привибійні зони свердловини. Вплив на ПЗС здійснюється вже на стадії первинного розкриття продуктивного горизонту в процесі будівництва свердловини, яке, як правило, призводить до погіршення властивостей привибійної зони. Найбільшого поширення набули методи впливу на привибійну зону в процесі експлуатації свердловин, які, в свою чергу, діляться на методи інтенсифікації припливу або приемистости і на методи обмеження або ізоляції припливу води (ремонтно-ізоляційні роботи - РІР).

Класифікація методів впливу на ПЗС з метою інтенсифікації припливу або приемистости представлена ​​в табл. 1, А для обмеження або ізоляції водопритоків - в табл. 2. Цілком очевидно, що наведені таблиці, будучи досить повними, містять тільки найбільш апробовані на практиці методи штучного впливу на ПЗС. Вони не виключають, а навпаки, припускають необхідність доповнень як за методами впливу, так і з використовуваних матеріалів.

Перш ніж перейти до розгляду методів управління процесом вироблення запасів, відзначимо, що об'єктом вивчення є складна система, що складається з поклади (нефтенасищенная зона і область харчування) зі своїми колекторськими властивостями і насичують флюїдами і певної кількості свердловин, системно розміщених на поклади. Ця система є єдиною в гідродинамічному відношенні, звідки випливає, що будь-яка зміна в будь-якому її елементі автоматично призводить до відповідної зміни в роботі всієї системи, тобто дана система авторегулируемого.

Опишіть технічні засоби для отримання оперативної інформації в процесі буріння.

Інформаційне забезпечення процесу буріння нафтових і газових свердловинє найбільш важливою ланкою в процесі будівництва свердловин, особливо при введенні в розробку і освоєння нових нафтогазових родовищ.

Вимоги до інформаційного забезпечення будівництва нафтогазових свердловин в даній ситуації полягають в перекладі інформаційних технологій в розряд інформаційно-забезпечують і інформаційно-впливають, при яких інформаційний супровід поряд з отриманням необхідного обсягу інформації давало б додатковий економічний, технологічний, або інший ефект. До даних технологій слід віднести наступні комплексні роботи:

контроль наземних технологічних параметрів і вибір найбільш оптимальних режимів буріння (наприклад, вибір оптимальних навантажень на долото, що забезпечують високу швидкістьпроходки);

забійні вимірювання і каротаж в процесі буріння (MWD і LWD-системи);

вимірювання і збір інформації, супроводжувані одночасним керуванням технологічним процесом буріння (управління траєкторією горизонтальної свердловини за допомогою керованих забійних орієнтатор за даними забійних телеізмерітельних систем).

В інформаційному забезпеченні процесу будівництва свердловин особливо важливу роль відіграють геолого-технологічні дослідження (ГТВ). Основним завданням служби ГТВ є вивчення геологічної будови розрізу свердловин, виявлення і оцінка продуктивних пластів і підвищення якості будівництва свердловин на основі одержуваної в процесі буріння геолого-геохімічної, геофізичної та технологічної інформації. Оперативна інформація, одержувана службою ГТВ, має велике значення при бурінні розвідувальних свердловин в маловивчених регіонах зі складними гірничо-геологічними умовами, а також при проведенні похило спрямованих і горизонтальних свердловин.

Однак у зв'язку з новими вимогами до інформаційного забезпечення процесу буріння завдання, які вирішуються службою ГТВ, можуть бути значно розширені. Висококваліфікований операторський склад партії ГТВ, що працює на буровій, протягом усього циклу будівництва свердловини при наявності відповідних аппаратурно-методичних засобів і програмного забезпечення в змозі вирішити практично повний комплекс завдань інформаційного супроводу процесу буріння:

геолого-геохімічні і технологічні дослідження;

обслуговування і робота з Телевимірювальні системами (MWD і LWD-системи);

обслуговування автономних систем вимірювання та каротажу, що спускаються на трубах;

контроль параметрів бурового розчину;

контроль якості кріплення свердловини;

дослідження пластового флюїду при випробуванні і випробуванні свердловин;

каротаж на кабелі;

супервайзінговие послуги і т. д.

У ряді випадків поєднання цих робіт в партіях ГТВ є економічно більш вигідним і дозволяє економити на непродуктивних витратах на утримання спеціалізованих, вузьконаправлених геофізичних партій, мінімізувати транспортні витрати.

Однак технічних і програмно-методичних засобів, що дозволяють об'єднати перераховані роботи в єдиний технологічний ланцюжок в станції ГТВ, в даний час немає.

Тому виникла необхідність розробки більш досконалої станції ГТВ нового покоління, яка дозволить розширити функціональні можливості станції ГТВ. Розглянемо основні напрямки робіт при цьому.

Основні вимоги до сучасної станції ГТВ- це надійність, багатофункціональність, модульність і інформативність.

структура станціїприведена на рис. 1. Вона побудована на принципі розподілених віддалених систем збору, які об'єднані між собою з використанням стандартного послідовного інтерфейсу. Основними низовими системами збору є концентратори, призначені для розв'язки послідовного інтерфейсу і підключення через них окремих складових частинстанції: модуля газового каротажу, модуля геологічних приладів, цифрових або аналогових датчиків, інформаційних табло. Через такі ж концентратори до системи збору (на реєструючий комп'ютер оператора) підключаються і інші автономні модулі та системи - модуль контролю якості кріплення свердловин (блок манифольда), наземні модулі забійних телеізмерітельних систем, систем реєстрації геофізичних даних типу «Гектор» або «Вулкан» і т.д.

Мал. 1. Спрощена структурна схемастанції ГТВ

Концентратори одночасно повинні забезпечувати гальванічну розв'язку ланцюгів зв'язку і харчування. Залежно від покладених на станцію ГТВ завдань кількість концентраторів може бути різним - від декількох одиниць до декількох десятків штук. Програмне забезпеченнястанції ГТВ забезпечує повну сумісність і злагоджену роботу в єдиній програмному середовищі всіх технічних засобів.

Датчики технологічних параметрів

Датчики технологічних параметрів, які використовуються в станціях ГТВ, є однією з найважливіших складових частин станції. Від точності показань і надійності роботи датчиків багато в чому залежить ефективність служби ГТВ при вирішенні завдань з контролю і оперативного управління процесом буріння. Однак через важкі умови експлуатації (широкий діапазон температур від -50 до +50 ºС, агресивне середовище, сильні вібрації і т.д.) датчики залишаються найслабшою і ненадійним ланкою в складі технічних засобів ГТВ.

Застосовувані в виробничих партіях ГТВ датчики в більшості своїй були розроблені на початку 90-х років з використанням вітчизняної елементної бази та первинних вимірювальних елементів вітчизняного виробництва. Причому через відсутність вибору використовувалися загальнодоступні первинні перетворювачі, які не завжди відповідали жорстким вимогам роботи в умовах бурової. Цим і пояснюється недостатньо висока надійність застосовуваних датчиків.

Принципи вимірювання датчиків і їх конструктивні рішення обрані стосовно до вітчизняних бурових установок старого зразка, і тому на сучасні бурові установки і тим більше на бурові установки іноземного виробництва їх монтаж скрутний.

З вищесказаного випливає, що розробка нового покоління датчиків надзвичайно актуальна і своєчасна.

При розробці датчиків ГТВ однією з вимог є їх адаптація до всіх існуючих на російському ринку бурових установок.

Наявність широкого вибору первинних перетворювачів високої точності і високоінтегрованих малогабаритних мікропроцесорів дозволяє розробити високоточні, програмовані датчики з великими функціональними можливостями. Датчики мають однополярної напруга живлення і одночасно цифровий та аналоговий виходи. Калібрування і налаштування датчиків виробляються програмно з комп'ютера зі станції, передбачені можливість програмної компенсації температурної похибки і лінеаризація характеристик датчиків. Цифрова частина електронної плати для всіх типів датчиків однотипна і відрізняється тільки налаштуванням внутрішньої програми, що робить її уніфікованої і взаимозаменяемой при ремонтних роботах. Зовнішній вигляддатчиків наведено на рис. 2.

Мал. 2. Датчики технологічних параметрів

Датчик навантаження на гакумає ряд особливостей (рис. 3). Принцип дії датчика заснований на вимірюванні сили натягу талевого каната на "мертвому" наприкінці із застосуванням тензометричного датчика зусиль. Датчик має вбудований процесор і незалежну пам'ять. Вся інформація реєструється і зберігається в цій пам'яті. Обсяг пам'яті дозволяє зберегти місячний обсяг інформації. Датчик може комплектуватися автономним джерелом живлення, який забезпечує роботу датчика при відключенні зовнішнього джерела живлення.

Мал. 3. Датчик ваги на гаку

Інформаційне табло бурильникапризначене для відображення і візуалізації інформації, одержуваної від датчиків. Зовнішній вигляд табло представлений на рис. 4.

На лицьовій панелі пульта бурильника розташовані шість лінійних шкал з додатковою цифровою індикацією для відображення параметрів: крутний момент на роторі, тиск ПЖ на вході, щільність ПЖ на вході, рівень ПЖ в ємності, витрата ПЖ на вході, витрата ПЖ на виході. Параметри ваги на гаку, навантаження на долото по аналогії з ГИВ відображені на двох кругових шкалах з додатковим дублюванням в цифровому вигляді. У нижній частині табло розташовані одна лінійна шкала для відображення швидкості буріння, три цифрових індикатора для відображення параметрів - глибина забою, положення над забоєм, газосодержание. Алфавітно-цифровий індикатор призначений для виведення текстових повідомлень і попереджень.

Мал. 4. Зовнішній вигляд інформаційного табло

геохімічний модуль

Геохімічний модуль станції включає газовий хроматограф, аналізатор сумарного газосодержания, газоповітряну лінію і дегазатор бурового розчину.

Найбільш важливою складовою частиною геохімічного модуля є газовий хроматограф. Для безпомилкового, чіткого виділення продуктивних інтервалів в процесі їх розтину потрібен дуже надійний, точний, високочутливий прилад, що дозволяє визначати концентрацію і склад граничних вуглеводневих газів в діапазоні від 110 -5 до 100%. Для цієї мети для комплектації станції ГТВ розроблений газовий хроматограф «Рубін»(Рис. 5) (див. Статтю реального випуску НТВ).

Мал. 5. Польовий хроматограф «Рубін»

Чутливість геохімічного модуля станції ГТВ може бути збільшена також шляхом збільшення коефіцієнта дегазації бурового розчину.

Для виділення забійного газу, розчиненого в буровому розчині, використовуються Дегазатори двох типів(Рис. 6):

поплавкові Дегазатори пасивного дії;

Дегазатори активні з примусовим дробленням потоку.

поплавкові Дегазаторипрості і надійні в експлуатації, проте забезпечують коефіцієнт дегазації не більше 1-2%. Дегазатори з примусовим дробленням потокуможуть забезпечити коефіцієнт дегазації до 80-90%, але менш надійні і вимагають постійного контролю.

Мал. 6. Дегазатори бурового розчину

а) поплавковий дегазатор пасивного дії; б) дегазатор активної дії

Безперервний аналіз сумарного газосодержания проводиться за допомогою виносного датчика сумарного газу. Перевага даного датчика перед традиційними аналізаторами сумарного газу, розміщеними в станції, полягає в оперативності одержуваної інформації, так як датчик розміщується безпосередньо на буровій і час затримки на транспортування газу з бурової на станцію виключається. Крім цього, для комплектації станцій розроблені газові датчикидля вимірювання концентрацій вуглеводневого компонентів аналізованої газової суміші: водню H 2, окису вуглецю CO, сірководню Н 2 S (рис. 7).

Мал. 7. Датчики для вимірювання вмісту газу

геологічний модуль

Геологічний модуль станції забезпечує дослідження бурового шламу, керна і пластового флюїду в процесі буріння свердловини, реєстрацію і обробку одержуваних даних.

Дослідження, що виконуються операторами станції ГТВ, дозволяють вирішувати такі основні геологічні завдання:

літологічний розчленування розрізу;

виділення колекторів;

оцінка характеру насичення колекторів.

Для оперативного і якісного вирішення цих завдань визначено найбільш оптимальний перелік приладів і обладнання та виходячи з цього розроблений комплекс геологічних приладів (рис. 8).

Мал. 8. Обладнання та прилади геологічного модуля станції

Карбонатомер мікропроцесорний КМ-1А призначений для визначення мінерального складу гірських порід в карбонатних розрізах по шламу і керну. Даний прилад дозволяє визначити процентний вміст кальциту, доломіту і нерозчинного залишку в досліджуваному зразку порід. Прилад має вбудований мікропроцесор, який розраховує процентний вміст кальциту і доломіту, значення яких відображаються на цифровому табло або на екрані монітора. Розроблено модифікацію карбонатомера, що дозволяє визначити вміст у породі мінералу сідеріта (щільність 3,94 г / см 3), який впливає на щільність карбонатних порід і цементу теригенних порід, що може істотно знижувати значення пористості.

Плотномер шламу ПШ-1 призначений для експрес-вимірювання щільності та оцінки загальної пористості гірських порід по шламу і керну. Принцип вимірювання приладу ареометріческій, заснований на зважуванні досліджуваного зразка шламу в повітрі і в воді. За допомогою плотномера ПШ-1 можна проводити вимірювання щільності гірських порід з щільністю 1,1-3 г / см³ .

Установка ПП-3 призначена для виділення порід-колекторів і дослідження колекторських властивостей гірських порід. Даний прилад дозволяє визначати об'ємну, мінералогічну щільність і загальну пористість. Принцип вимірювання приладу - термогравіметричний, заснований на високоточному вимірюванні ваги досліджуваного зразка породи, попередньо насиченого водою, і безперервному контролі за зміною ваги даного зразкау міру випаровування вологи при нагріванні. За часом випаровування вологи можна судити про величину проникності досліджуваної породи.

Установка дистиляції рідини удж-2 придназначена для оцінки характеру насичення колекторів гірських порід по шламу і керну, фільтраційно-плотностних властивостей, а також дозволяє визначати залишкову нефтеводонасищенность по керну і буровому шламу безпосередньо на буровій завдяки використанню нового підходу в системі охолодження дистиляту. В установці застосована система охолодження конденсату на базі термоелектричного елемента Пельтьє замість використовуваних водяних теплообмінників в подібних апаратах. Це дозволяє зменшити втрати конденсату, забезпечивши регульоване охолодження. Принцип роботи установки заснований на витіснення пластових флюїдів з пір зразків гірських порід за рахунок надлишкового тиску, що виникає при термостатованому регульованому нагріванні від 90 до 200 ºС ( 3 ºС), конденсації парів в теплообміннику і поділі конденсату, що утворився в процесі дистиляції, по щільності на нафту і воду.

Установка термодесорбції і піролізу дозволяє по малим навішуванням гірських порід (шлам, шматочки керна) визначити наявність вільних і сорбованих вуглеводнів, а також оцінити наявність і ступінь перетворюванності органічної речовини, і на основі інтерпретації одержуваних даних виділити в розрізах свердловин інтервали колекторів, покришок продукують відкладень, а також оцінити характер насичення колекторів.

ІК-спектрометр призначений для визначення наявності та кількісної оцінки присутнього вуглеводню в досліджуваній породі (газовий конденсат, легка нафта, важка нафта, бітум і т.д.) з метою оцінки характеру насичення колекторів.

Люміноскопи ЛУ-1М з виносним УФ-освітлювачем і пристроєм для фотографування призначений для дослідження бурового шламу і зразків керна під ультрафіолетовим освітленням з метою визначення наявності в породі бітумінозних речовин, а також для їх кількісної оцінки. Принцип вимірювання приладу заснований на властивості битумоидов при їх опроміненні ультрафіолетовими променями випромінювати «холодну» світіння, інтенсивність і колір якого дозволяють візуально визначити наявність, якісний і кількісний склад битумоидов в досліджуваній породі з метою оцінки характеру насичення колекторів. Пристрій для фотографування витяжок призначений для документування результатів люмінесцентного аналізу і сприяє виключенню суб'єктивного фактора при оцінці результатів аналізу. Виносної освітлювач дозволяє здійснювати попередній огляд великогабаритного керна на буровій з метою виявлення наявності битумоидов.

Осушувач шламу ЗОШ-1 призначений для експрес-осушки проб шламу під впливом теплового потоку. Осушувач має вбудований регульований таймер і кілька режимів регулювання інтенсивності і температури повітряного потоку.

Технічні та інформаційні можливості описаної станції ГТВ відповідають сучасним вимогам і дозволяють реалізувати нові технології інформаційного забезпечення будівництва нафтогазових свердловин.

Гірничо-геологічні характеристики розрізу, що впливають на виникнення, попередження та ліквідацію ускладнень.

Ускладнення в процесі буріння виникають з наступних причин: складні гірничо-геологічні умови; погана інформованість про них; низька швидкість буріння, наприклад, через тривалі простої, поганих технологічних рішень, закладених в технічному проекті на будівництво свердловини.

При ускладненому бурінні частіше виникають аварії.

Гірничо-геологічні характеристики необхідно знати, щоб правильно складати проект на будівництво свердловини, попереджати і боротися з ускладненнями в ході реалізації проекту.

Пластовий тиск (Рпл) - тиску флюїду в породах з відкритою пористістю. Так називаються породи, в яких порожнечі повідомляються між собою. При цьому пластовий флюїд може текти по законам гідромеханіки. До таких порід відносяться тампонажні породи, пісковики, колектори продуктивних горизонтів.

Поровое тиск (Рпор) -тиск в закритих порожнинах, тобто тиск флюїду в поровом просторі, в якому пори не повідомляються один з одним. Такими властивостями володіють глини, соляні породи, покришки колекторів.

Гірське тиск (Рг) - гідростатичний (геостатічеських) тиск на розглянутій глибині від вишерасположенной товщі ГП.

Статичний рівень пластової рідини в свердловині, який визначається рівністю тиску цього стовпа з пластовим тиском. Рівень може бути нижче поверхні землі (свердловина буде поглинати), збігатися з поверхнею (мається рівновагу) або бути вище поверхні (свердловина фонтанує) Рпл = rgz.

Динамічний рівень рідини в свердловині - встановлений вище статичного рівня при доливе в свердловину і нижче нього - при відборі рідини, наприклад при відкачці занурювальним насосом.

депресія P = Pскв-Рпл<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.

репресія Р = Рскв-Рпл> 0 - тиск в свердловині не більш пластового. Має місце поглинання.

Коефіцієнт аномальності пластового тиску Ка = Рпл / rвgzпл (1), де zпл -глибина покрівлі розглянутого пласта, rв - щільність води, g - прискорення вільного падіння. ка<1=>АНПД; Ка> 1 => АВПД.

Тиск поглинання або гідророзриву Рп - тиск, при якому виникають поглинання всіх фаз промивної або тампонажної рідини. Величину Рп визначають дослідним шляхом за даними спостережень в процесі буріння, або за допомогою спеціальних досліджень в свердловині. Отримані дані використовуються при проведенні інших подібних свердловин.

Суміщений графік тисків при ускладненні. Вибір першого варіанту конструкції свердловин.

Суміщений графік тисків. Вибір першого варіанту конструкції свердловин.

Щоб правильно скласти технічний проект на будівництво свердловин необхідно точно знати розподіл пластових (порових) тиску і тисків поглинання (гідророзриву) по глибині або, що те ж саме, розподіл Ка і Кп (в безрозмірному вигляді). Розподіл Ка і Кп представляють на суміщеному графіку тисків.

Розподіл Ка і Кп по глибині z.

· Конструкція свердловини (1-ий варіант), яка потім уточнюється.

З цього графіка видно, що ми маємо три інтервали глибин з сумісними умовами буріння, тобто такими, в яких можна застосовувати рідину з однаковою щільністю.

Особливо важко бурити, коли Ка = Кп. Надскладним буріння стає при величині Ка = Кп<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

Після розтину поглинає інтервалу виробляють ізоляційні роботи, завдяки яким підвищується Кп (штучно), отримуючи можливість провести, наприклад, цементування колони.

Схема циркуляційної системи свердловин

Схема циркуляційної системи свердловин і епюра розподілу тисків в ній.

Схема: 1. Долото, 2. Забійний двигун, 3. УБТ, 4. БТ, 5. Замкове з'єднання, 6. Квадрат, 7. Вертлюг, 8. Буровий рукав, 9. Стояк, 10. Напірний трубопровід (маніфольд), 11 . Насос, 12. Всмоктуючий патрубок, 13. ЖЕЛОБНАЯ система, 14. Вибросито.

1.Лінія гідростатичного розподілу тиску.

2.Лінія гідравлічного розподілу тиску в КП.

3.Лінія гідравлічного розподілу тиску в БТ.

Тиск промивної рідини на пласт має бути завжди всередині заштрихованої області між Рпл і Рп.

Через кожне різьбове з'єднання БК рідина намагається протекти з трубного в затрубний простір (при циркуляції). Ця тенденція викликана перепадом тиску в трубах і КП. При просочуванні відбувається руйнування нарізного сполучення. За інших рівних умов органічним недоліком буріння з гідравлічним забійними двигуном, є підвищений перепад тиску на кожному різьбовому з'єднанні, так як в забійній двигуні

Циркуляційна система служить для подачі бурового розчину від гирла свердловини до прийомним ємностей, очищення від вибуренной породи і дегазації.

На малюнку представлена ​​спрощена схема циркуляційної системи ЦС100Е: 1 - трубопровід доливання; 2 - растворопровод; 3 - блок очищення; 4 - приймальний блок; 5 - шафа управління електрообладнанням.

Спрощена конструкція циркуляційної системи - це ЖЕЛОБНАЯ система, яка складається з жолоба для руху розчину, настилу близько жолоби для ходіння і очищення жолобів, перил та підстави.

Жолоби можуть бути дерев'яними з дощок 40 мм і металевими з листового заліза 3-4 мм. Ширина - 700-800 мм, висота - 400-500 мм. Застосовують жолоби прямокутного профілю і напівкруглі. З метою зменшення швидкості течії розчину і випадання з нього шлаба в жолобах встановлюють перегородки і перепади висотою 15-18 см. На дні жолоба в цих місцях встановлюють люки з клапанами, через які видаляють осіла породу. Загальна довжина жолобної системи залежить від параметрів застосовуваних розчинів, умов і технології буріння, а також від механізмів, які використовуються для очищення і дегазації розчинів. Довжина, як правило, може бути в межах 20-50 м.

При використанні комплектів механізмів очищення і дегазації розчину (вібросита, пескоотделітелі, ілоотделітеля, Дегазатори, центрифуги) ЖЕЛОБНАЯ система застосовується тільки для подачі розчину від свердловини до механізму і прийомним ємностей. У цьому випадку довжина жолобної системи залежить тільки від розташування механізмів і ємностей по відношенню до свердловини.

У більшості випадків ЖЕЛОБНАЯ система монтується на металевих підставах по секціях, які мають довжину 8-10 м і висоту до 1 м. Такі секції встановлюють на сталеві телескопічні стійки, що регулюють висоту установки жолобів, це полегшує демонтаж жолобної системи взимку. Так, при скупченні і замерзанні під жолобами вибуренной породи, жолоби разом з підставами можуть бути зняті зі стійок. Монтують ЖЕЛОБНАЯ систему з ухилом в бік руху розчину; з гирлом свердловини ЖЕЛОБНАЯ система з'єднується трубою або жолобом меншого перетину і з великим ухилом для збільшення швидкості руху розчину і зменшення в цьому місці випадання шлаба.

У сучасній технології буріння свердловин висувають особливі вимоги до бурових розчинів, згідно з якими обладнання з очищення розчину має забезпечувати якісну чистку розчину від твердої фази, змішувати і Охлождающая його, а також видаляти з розчину гз, що надійшов в нього з газонасичених пластів під час буріння. У зв'язку з цими вимогами сучасні бурові установки комплектуються циркуляційними системами з певним набором уніфікованих механізмів - ємностей, пристроїв по очищенню і приготування бурових розчинів.

Механізми циркуляційних системи забезпечують триступеневу очистку бурового розчину. Зі свердловини розчин надходить на вібросито в першу щабель грубої очистки і збирається в відстійнику ємності, де осідає грубодисперсними пісок. З відстійника розчин проходить в відсік циркуляційної системи та подається відцентровим шламових насосом в дегазатор при необхідності дегазації розчину, а потім - в пескоотделітель, де проходить другий ступінь очищення від породи розміром до 0,074-0,08 мм. Після цього розчин подається в ілоотделітеля - третю сходинку очищення, де видаляються частинки породи до 0,03 мм. Пісок і мул скидаються в ємність, звідки подається в центрифугу для додаткового відділення розчину від породи. Очищений розчин з третього ступеня надходить в прийомні ємності - в приймальний блок бурових насосів для подачі його в свердловину.

Устаткування циркуляційних систем скомплектовано заводом в наступні блоки:

блок очищення розчину;

проміжний блок (один або два);

приймальний блок.

Базою для комплектування блоків служать прямокутні ємності, встановлені на санних підставах.

Гідравлічний тиск глинистих і цементних розчинів після зупинки циркуляції.

Поглинання. Причини їх виникнення.

заглощенія бурових або тампонажних розчинів - вид ускладнень, которийпроявляется відходом рідини зі свердловини в пласт гірських порід. На відміну від фільтрації, поглинання характерні тим що в ДП надходять все фази рідини. А при фільтрації лише деякі. На практиці поглинання також визначають як добовий догляд бурового розчину в пласт в обсязі, що перевищує природне зменшення за рахунок фільтрації і зі шламом. Для кожного району прийнята своя норма. Зазвичай допускається кілька м3 на добу. Поглинання - найбільш поширений вид ускладнень, особливо в районах Урало-Поволжя східній і південно-східній Сибіру. Поглинання зустрічаються в розрізах, в яких є зазвичай тріщинуваті ДП, розташовані найбільші деформації порід і їх розмив обумовлені тектонічними процесами. Наприклад в Татарії на боротьбу з поглинаннями щорічно витрачають 14% календарного часу, що перевищує витрати часу на хутро. буріння. В результаті поглинань погіршуються умови проводки свердловини:

1.Увелічівается пріхватоопасность інструменту, тому що різко знижується швидкість висхідного потоку промивної рідини вище зони поглинання, якщо при цьому великі частки шламу не йдуть в пласт, то він скупчуються в стовбурі, викликаючи затягування і прихват інструменту. Особливо збільшується ймовірність прихвата інструменту осідають шламом після зупинки насосів (циркуляції).

2. Посилюються осипи обвали в нестійких породах. Можуть виникати ГНВП з наявних в розрізі флюідосодержащіх горизонтів. Причина - зниження тиску стовпа рідини. При наявності двох або більше одночасно розкритих пластів з різними коеф. Ка і Кп між ними можуть виникати перетоки, що утрудняють ізоляційні роботи і наступні цементування свердловини.

Втрачається багато часу і матеріальних засобів (інертних наповнювачів, тампонажних матеріалів) на ізоляцію, простої і аварії, що викликають поглинаннями.

Причини виникнення поглинань

Якісну роль фактора, що визначають величину догляду розчину в зону поглинань можна простежити, розглядаючи течії в'язкої рідини в круговому пористом пласті або кругової щілини. Формулу для розрахунку витрати поглинається рідини в пористому круговому пласті отримаємо, вирішивши систему рівнянь:

1.Уравненіе руху (В формі Дарсі)

V = K / M * (dP / dr): (1) де V, P, r, M- відповідно швидкість течії, поточний тиск, радіус пласта, в'язкість.

2. Рівняння збереження маси (нерозривність)

V = Q / F (2) де Q, F = 2πrh, h - відповідно витрата поглинання рідини, змінна по радіусу площа, товщина зони поглинання.

3. Рівняння стану

ρ = const (3) вирішуючи цю систему рівнянь: 2 і 3 в 1 отримаємо:

Q = (K / M) * 2π rH (dP / dr)

Q = (2π HK (Pз-Pпл)) / Mln (rk / rc) (4)формула Дюпіі

Аналогічну формулу (4) Буссенеско можна отримати і для m кругових тріщин (щілин) однаково розкритих і рівно віддалених один від одного.

Q = [(πδ3 (Pс-Pпл)) / 6Mln (rk / rc)] * m (5)

δ- розкриття (висота) щілини;

m- число тріщин (щілин);

M- ефективна в'язкість.

Ясно, що для зменшення витрати поглинається рідини за формулою (4) і (5) треба збільшувати параметри в знаменники і зменшувати їх в чисельнику.

Згідно (4) і (5)

Q = £ (H (або m), Pпл, rk, Pc, rc, M, K, (іліδ)) (6)

Параметри, що входять в функцію (6) за походженням на момент розкриття зони поглинання можна умовно розділити на 3 групи.

1.Группа - геологічні параметри;

2.Группа - технологічні параметри;

3.Группа - змішані.

Цей поділ умовний, оскільки в ході експлуатації, тобто технологічного впливу (відбір рідини, заводнення і т.д.) на поклад змінюється також Pпл, rk

Поглинання в породах з закритими тріщинами. Особливість індикаторних кривих. Гідророзрив і його попередження.

Особливість індикаторних кривих.

Далі будемо розглядати пряму 2.

Наближено індикаторну криву для порід з штучно відкриваються закритими тріщинами може бути описана наступною формулою: Рс = Рб + Рпл + 1 / А * Q + BQ2 (1)

Для порід з природно відкритими тріщинами індикаторна крива є окремим випадком формули (1)

Рс-Рпл =? Р = 1 / А * Q = А *? Р

Таким чином, в породах з відкритими тріщинами поглинання почнеться при будь-яких значеннях репресії, а в породах з закритими тріщинами - тільки після створення в свердловині тиску дорівнює тиску гідророзриву Рс *. Головна міра боротьби з поглинаннями в породах з закритими тріщинами (глини, солі) - не допускати гідророзриву.

Оцінка ефективності робіт по ліквідації поглинань.

Ефективність робіт з ізоляції характеризується приемистостью (А) зони поглинання, яку вдається досягти в ході ізоляційних робіт. Якщо при цьому отримана прийомистість А виявляється нижче деякого технологічно допустимого значення приемистости Аq, що характеризується для кожного району, то ізоляційні роботи можна вважати успішними. Таким чином умови ізоляції можна записати у вигляді А≤Аq (1) А = Q / Рс- Р * (2) Для порід з штучно відкриваються тріщинами Р * = Рб + Рпл + Рр (3) де Рб-бічний тиск гірської породи, Рр - межа міцності на розрив г.п. У приватному випадки Рб і Рр = 0 для порід з природними відкритими тріщинами А = Q / Pc - Рпл (4), якщо не допустити найменшого поглинання, то Q = 0 і А → 0,

тоді Рс<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.

Способи боротьби з поглинаннями в процесі розкриття зони поглинання.

Традиційні способи попередження поглинань засновані на зменшенні перепадів тиску на поглинаючий пласт або зміні а / т) фільтрується рідини. Якщо замість зниження перепаду тиску на пласт збільшити в'язкість шляхом додавання закупорюють матеріалів, бентоніту або інших речовин, інтенсивність поглинання буде змінюватися обернено пропорційно збільшенню в'язкості, як це випливає з формули (2.86). Практично, якщо регулювати параметри розчину, в'язкість можна змінювати лише в порівняно вузьких межах. Запобігання поглинань шляхом переходу на промивку розчином з підвищеною в'язкістю можливо тільки за умови розробки науково обґрунтованих вимог до цих рідин, які враховують особливості перебігу їх в пласті. Удосконалення прийомів попередження поглинань, заснованих на зниженні перепадів тиску на поглинають пласти, нерозривно пов'язане з глибоким вивченням і розробкою методів проводки свердловин при рівновазі в системі свердловина - пласт. Буровий розчин, проникаючи в поглинаючий пласт на певну глибину і загустевая в каналах поглинання, створює додаткову перешкоду на шляху руху бурового розчину зі стовбура свердловини в пласт. Властивість розчину створювати опір руху рідини всередині пласта використовують при проведенні профілактичних заходів з метою запобігання поглинань. Сила такого опору залежить від структурно-механічних властивостей розчину, розмірів і форми каналів, а також від глибини проникнення розчину в пласт.

Щоб сформулювати вимоги до реологическим властивостями бурових розчинів при проходженні поглинаючих пластів, розглянемо криві (рис. 2.16), що відображають залежність напруги зсуву і швидкість деформації de / df для деяких моделей неньютоновской рідини. Пряма 1 відповідає моделі в'язкопластичні середовища, для якої характерно максимальне напруження зсуву т0. Крива 2 характеризує поведінку псевдопластичних рідин, у яких з ростом швидкості зсуву сповільнюється темп зростання напруги, і криві виполажіваются. Пряма 3 відображає реологічнівластивості в'язкої рідини (ньютонівської). Крива 4 характеризує поведінку вязкоупрутіх і ділатант-них рідин, у яких напруга зсуву різко збільшується з ростом швидкості деформації. До в'язкопружним рідин, зокрема, відносяться слабкі розчини деяких полімерів (окис поліетилену, гуарова смола, полі-акриламід та ін.) У воді, які виявляють властивість різко знижувати (в 2-3 рази) гідродинамічні опору при течії рідин з великими числами Рейнольдса (ефект Томса). У той же час в'язкість цих рідин при русі їх по поглинає каналах буде високою внаслідок високих швидкостей зсуву в каналах. Буріння з промиванням аерувати буровими розчинами є одним з радикальних заходів в комплексі заходів і способів, призначених для попередження і ліквідації поглинань при бурінні глибоких свердловин. Аерація бурового розчину знижує гідростатичний тиск, сприяє тим самим повернення його в достатній кількості на поверхню і відповідно нормальної очищення стовбура свердловини, а також відбору представницьких проб прохідних порід і пластових флюїдів. Техніко-економічні показники при бурінні свердловин з промиванням вибою аерувати розчином вище в порівнянні з показниками, коли в якості бурового розчину використовується вода або інші промивні рідини. Значно поліпшується також якість розкриття продуктивних пластів, особливо на родовищах, де ці пласти мають аномально низькі тиску.

Ефективним заходом щодо запобігання поглинання бурового розчину є введення в циркулює буровий розчин наповнювачів. Мета їх застосування полягає в створенні тампонів в каналах поглинання. Ці тампони служать основою для відкладення фільтраційної (глинистої) кірки і ізоляції поглинаючих пластів. В.Ф. Роджерс вважає, що закупорюють агентом може бути практично будь-який матеріал, який складається з частинок досить малих розмірів і при введенні яких в буровий розчин він може прокачуватися буровими насосами. У США для закупорювання поглинаючих каналів застосовують понад сто типів наповнювачів і їх комбінацій. Як закупорюють агентів використовують деревну стружку або мочало, риб'ячу луску, сіно, гумові відходи, листочки гутаперчі, бавовна, коробочки бавовнику, волокна цукрової тростини, горіхову шкаралупу, гранульовані пластмаси, перліт, керамзит, текстильні волокна, бітум, слюду, азбест, порізаний папір, мох, порізаний коноплю, пластівці целюлози, шкіру, пшеничні висівки, боби, горох, рис, куряче пір'я, грудки глини, губку, кокс, камінь і ін. Ці матеріали можна застосовувати окремо і в комбінаціях, виготовлених промисловістю або складаються перед використанням . Визначити в лабораторії придатність кожного закупорює матеріалу досить важко через незнання розміру отворів, які повинні бути закупорені.

У зарубіжній практиці особлива увага приділяється забезпеченню "щільною" упаковки наповнювачів. Дотримуються думки Фернаса, згідно з яким найбільш щільна упаковка частинок відповідає умові розподілу їх за розмірами за законом геометричної прогресії; при ліквідації поглинання найбільший ефект може бути отриманий при максимально ущільненої пробці, особливо в разі миттєвого догляду бурового розчину.

Наповнювачі по якісну характеристику поділяються на волокнисті, пластинчасті і зернисті. Волокнисті матеріали мають рослинне, тварина, мінеральне походження. Сюди відносяться і синтетичні матеріали. Тип і розмір волокна значно впливають на якість робіт. Важлива стійкість волокон при циркуляції їх в буровому розчині. Матеріали дають хороші результати при закупорювання піщаних і гравійних шарів з зернами діаметром до 25 мм, а також при закупорювання тріщин в крупнозернистих (до 3 мм) і дрібнозернистих (до 0,5 мм) породах.

Пластинчасті матеріали придатні для закупорки пластів крупнозернистого гравію і тріщин розміром до 2,5 мм. До них відносять: целофан, слюду, лушпиння, бавовняні насіння і т.д.

Зернисті матеріали: перліт, подрібнена гума, шматочки пластмаси, горіхова шкаралупа і ін. Більшість з них ефективно закупорюють пласти гравію з зернами діаметром до 25 мм. Перліт дає хороші результати в гравійних пластах з діаметром зерен до 9-12 мм. Горіхова шкаралупа розміром 2,5 мм і менше закупорює тріщини розміром до 3 мм, а більша (до 5 мм) і подрібнена гума закупорюють тріщини розміром до 6 мм, тобто ними можна закупорити тріщин в 2 рази більше, ніж при використанні волокнистих або пластинчастих матеріалів.

При відсутності даних про розміри зерен і тріщин поглинає горизонту застосовують суміші волокнистих з пластинчастими або зернистими матеріалами, целофану зі слюдою, волокнистих з лускатими і зернистими матеріалами, а також при змішуванні зернистих матеріалів: перліту з гумою або горіховою шкаралупою. Кращою сумішшю для ліквідації поглинання при низькому тиску є висококоллоідний глинистий розчин з добавками волокнистих матеріалів і листочків слюди. Волокнисті матеріали, відкладаючись на стінці свердловини, утворюють сітку. Листочки слюди зміцнюють цю сітку і закупорюють більші канали в породі, а поверх усього цього утворюється тонка і щільна глиниста кірка.

Газоводонефтепроявленія. Їх причини. Ознаки надходження пластових флюїдів. Класифікація та розпізнавання видів проявів.

При поглинанні рідина (промивна або тампонажного) тече з свердловини в пласт, а при прояві навпаки - з пласта в свердловину. Причини надходження: 1) надходження до свердловини в місці з вибуренной породи флюїд містять пластів. В цьому випадку не обов'язково вище і нижче тиск в свердловині по сравеннію з пластовим; 2) якщо тиск в свердловині нижче пластового, тобто має місце дипрессия на пласт основні причини виникнення діпрессіі тобто зниження тиску на пласт в свердловині наступні: 1) не доливаючи свердловини промивної рідиною при підйомі інструменту. Необхідні обов'язково пристрій для автодолива в свердловину; 2) зниження щільності промивної рідини через її спінювання (газування) при зіткнення рідини з повітрям на поверхні в жолобної системі, а також через обробки П.Ж ПАР. Необхідна дегазація (механічна, хімічна); 3) буріння свердловини в несумісних умовах. На схемі два пласта. Для першого шару характерно Ка1 і КП1; для другого КА2 і КП2. перший пласт повинні бурити на розчині ρ0,1 (Між Ка1 і КП1), другий пласт ρ0,2 (Рис.)

Неможливо розкривати другий пласт на розчині з щільністю для першого шару, так як буде його поглинання в у другому пласті; 4) різких коливань гідродинамічного тиску при зупинки насоса, СПО та ін. Роботах, що посилюються підвищенням статичної напруги зсуву і наявність сальників на колоні;

5) занижена щільність П.Ж прийнятої в технічному проекті через погане знання фактичного розподілу пластового тиску (Ка), тобто геологія району. Ці причини більше відносяться до розвідувальних свердловин; 6) низький рівень оперативного уточнення пластових тисків шляхом прогнозування їх в ході поглиблення свердловини. Невикористання методів прогнозування d-експоненти, σ (сигма) -експонента і.т.д; 7) випадання утяжелителя з бурового розчину і зниження гідравлічного тиску. Ознаки надходження пластового флюїду є: 1) підвищення рівня циркулюючої рідини в приймальні ємності насоса. Потрібен рівнемір; 2) з розчину, що виходить із свердловини на гирлі виділяється газ, спостерігається кипіння розчину; 3) після зупинки циркуляції розчин продовжує витікати з свердловини (свердловина переливає); 4) різко піднімається тиск при несподіваному розтин пласта з АВПД. При надходження нафти з пластів її плівка залишається на стінках жолобів або тече поверх розчину в жолобах. При надходження пластової води, змінюються властивості п.ж. Щільність її зазвичай падає, в'язкість може знизиться, а може і збільшитися (після надходження солоної води). Водовіддача зазвичай збільшується, змінюється рН, електричний опір зазвичай знижується.

Класифікація надходження флюїдів. Вона проводиться за складністю заходів необхідних для їх ліквідацій. Поділяються на три групи: 1) проявленіе- безпечне надходження пластових флюїдів, що не порушують процес буріння і прийнятої технології робіт; 2) викид - надходження флюїдів які можна ліквідувати тільки шляхом спеціального цілеспрямованого зміни технології буріння наявними на буровій засобами і обладнанням; 3) фонтан - вступу флюїду, ліквідація якого вимагає застосування додаткових засобів і устаткування (крім наявних на БУ) і яка пов'язана з виникненням в системі свердловина-пласт тисків, що загрожують цілісності о.к. , Гирлового обладнання і пластів в незакріпленої частини свердловини.

Установка цементних мостів. Особливості вибору рецептури і приготування тампонажного розчину для установки мостів.

Одна з серйозних різновидів технології процесу цементування - установка цементних мостів різного призначення. Підвищення якості цементних мостів і ефективності їх роботи - невід'ємна частина вдосконалення процесів буріння, закінчення і експлуатації свердловин. Якістю мостів, їх довговічністю визначається також надійність охорони надр навколишнього середовища. Разом з тим промислові дані свідчать, що часто трапляються випадки установки низькоміцних і негерметичних мостів, передчасного схоплювання цементного розчину, прихвата колонних труб і т.д. Ці ускладнення обумовлені не тільки і не стільки властивостями застосовуваних тампонажних матеріалів, скільки специфікою самих робіт при установці мостів.

У глибоких високотемпературних свердловинах при проведенні зазначених робіт досить часто відбуваються аварії, пов'язані з інтенсивним загустіння і схоплюванням суміші глинистого і цементного розчинів. У деяких випадках мости виявляються негерметичними або недостатньо міцними. Успішна установка мостів залежить від багатьох природних і технічних факторів, що обумовлюють особливості формування цементного каменю, а також контакт і "зчеплення" його з гірськими породами і металом труб. Тому оцінка несучої здатності моста як інженерної споруди і вивчення умов, що існують в свердловині, обов'язкові при проведенні цих робіт.

Мета установки мостів - отримання стійкого водогазонефтенепроніцаемого склянки цементного каменю певної міцності для переходу на вищерозміщений горизонт, забуріванія нового стовбура, зміцнення нестійкою і кавернозної частини стовбура свердловини, випробування горизонту за допомогою випробувача пластів, капітального ремонту та консервації або ліквідації свердловин.

За характером діючих навантажень можна виділити дві категорії мостів:

1) зазнають тиск рідини або газу і 2) зазнають навантаження від ваги інструменту під час забуріванія другого стовбура, застосування випробувача пластів або в інших випадках (мости, цієї категорії, повинні бути не газоводонепроніцаемості мати дуже високу механічну міцність).

Аналіз промислових даних показує, що на мости можуть створюватися тиску до 85 МПа, осьові навантаження до 2100 кН і виникають напруги зсуву на 1 м довжини моста до 30 МПа. Такі значні навантаження виникають при випробуванні свердловин за допомогою випробувачів пластів і при інших видах робіт.

Несуча здатність цементних мостів в значній мірі залежить від їх висоти, наявності (або відсутності) і стану глинистої кірки або залишків бурового розчину на колоні. При видаленні пухкої частини глинистої кірки напруга зсуву становить 0,15-0,2 МПа. У цьому випадку навіть при виникненні максимальних навантажень достатня висота мосту 18-25 м. Наявність на стінках колони шару бурового (глинистого) розчину товщиною 1-2 мм призводить до зменшення напруги зсуву і до збільшення необхідної висоти до180-250 м. У зв'язку з цим висоту моста слід розраховувати за формулою Нм ≥ Але - Q м / пDc [τм] (1) де Н0 - глибина установки нижньої частини моста; QM - осьова навантаження на міст, що обумовлюється перепадом тиску і розвантаженням колони труб або випробувача пластів; Dс - діаметр свердловини; [Τм] - питома несуча здатність моста, значення якої визначаються як адгезійними властивостями тампонажного матеріалу, так і способом установки моста. Герметичність моста також залежить від його висоти і стану поверхні контакту, так як тиск, при якому відбувається прорив води, прямо пропорційно довжині і обернено пропорційно товщині кірки. При наявності між обсадної колоною і цементним каменем глинистої кірки з напругою зсуву 6,8-4,6 МПа, товщиною 3-12 мм градієнт тиску прориву води становить відповідно 1,8 і 0,6 МПа на 1 м. При відсутності кірки прорив води відбувається при градієнті тиску більше 7,0 МПа на 1 м.

Отже, герметичність моста в значній мірі залежить також від умов і способу його установки. У зв'язку з цим висоту цементного моста слід також визначати і з виразу

Нм ≥ Але - Рм / [? Р] (2) де Рм - максимальна величина перепаду тисків, що діє на міст при його експлуатації; [? Р] - допустимий градієнт тиску прориву флюїду по зоні контакту моста зі стінкою свердловини; цю величину також визначають в основному в залежності від способу установки моста, від застосовуваних тампонажних матеріалів. З значень висоти цементних мостів, визначених за формулами (1) і (2), вибирають більше.

Установка моста має багато спільного з процесом цементування колон і має особливості, які зводяться до наступного:

1) використовується мала кількість тампонажних матеріалів;

2) нижня частина заливальних труб нічим не обладнується, стоп-кільце не встановлюється;

3) не застосовуються гумові розділові пробки;

4) у багатьох випадках проводиться зворотна промивка свердловин для "зрізання" покрівлі моста;

5) міст нічим не обмежений знизу і може розтікатися під дією різниці щільності цементного і бурового розчинів.

Установка моста - проста за задумом і способу проведення операція, яка в глибоких свердловинах істотно ускладнюється під дією таких факторів, як температура, тиск, газоводонефтепроявленія і ін. Важливе значення мають також довжина, діаметр і конфігурація заливальних труб, реологічні властивості цементного і бурового розчинів, чистота стовбура свердловини і режими руху спадного і висхідного потоків. На установку моста в НЕ обсаджена частини свердловини сильно впливає кавернозность стовбура.

Цементні мости повинні бути досить міцними. Практика робіт показує, що якщо при випробуванні на міцність міст не руйнується при створенні на нього питомої осьового навантаження 3,0-6,0 МПа і одночасної промивання, то його властивості міцності задовольняють умовам як забуріванія нового стовбура, так і навантаження від ваги колони труб або випробувача пластів.

При установці мостів для забуріванія нового стовбура до них пред'являється додаткова вимога по висоті. Це обумовлено тим, що міцність верхньої частини (Н1) моста повинна забезпечити можливість забуріванія нового стовбура з допустимою інтенсивністю викривлення, а нижня частина (Н0) - надійну ізоляцію старого стовбура. Нм = Н1 + Але = (2Dс * Rc) 0,5+ Але (3)

де Rc - радіус викривлення стовбура.

Аналіз наявних даних показує, що отримання надійних мостів в глибоких свердловинах залежить від комплексу одночасно діючих факторів, які можуть бути розділені на три групи.

Перша група - природні фактори: температура, тиск і геологічні умови (кавернозность, тріщинуватість, дія агресивних вод, водо- і газопроявления і поглинання).

Друга група - технологічні чинники: швидкість руху потоків цементного і бурового розчинів в трубах і кільцевому просторі, реологічні властивості розчинів, хімічний і мінералогічний склад в'яжучого матеріалу, фізико-механічні властивості цементного розчину і каменю, Контракційна ефект тампонажного цементу, стисливість бурового розчину, неоднорідність щільності , коагуляція бурового розчину при змішуванні його з цементним (освіта високов'язких паст), величина кільцевого зазору і ексцентричність розташування труб в свердловині, час контакту буферної рідини і цементного розчину з глинистої кіркою.

Третя група - суб'єктивні фактори: використання неприйнятних для даних умов тампонажних матеріалів; неправильний підбір рецептури розчину в лабораторії; недостатня підготовка стовбура свердловини і використання бурового розчину з високими значеннями в'язкості, СНС і водоотдачи; помилки при визначенні кількості продавочной рідини, місця розташування заливного інструменту, дозування реагентів для замішування цементного розчину на свердловині; застосування недостатню кількість цементувальних агрегатів; застосування недостатньої кількості цементу; низький ступінь організації процесу установки моста.

Збільшення температури і тиску сприяє інтенсивному прискоренню всіх хімічних реакцій, викликаючи швидке загустіння (втрату прокачуваності) і схоплювання тампонажних розчинів, які після короткочасних зупинок циркуляції іноді неможливо продавити.

До теперішнього часу основний спосіб установки цементних мостів - закачування в свердловину цементного розчину в проектний інтервал глибин по колоні труб, спущеною до рівня нижньої позначки моста з подальшим підйомом цієї колони вище зони цементування. Як правило, роботи проводять без розділових пробок і засобів контролю за їх рухом. Процес контролюють за обсягом продавочной рідини, що розраховується з умови рівності рівнів цементного розчину в колоні труб і кільцевому просторі, а обсяг цементного розчину приймають рівним обсягом свердловини в інтервалі установки моста. Ефективність способу низька.

Перш за все слід зазначити, що в'яжучі матеріали, що застосовуються для цементування обсадних колон, придатні для установки міцних і герметичних мостів. Неякісна установка мостів або взагалі їх відсутність, передчасне схоплювання розчину в'яжучих речовин і інші фактори в певній мірі обумовлені невірним підбором рецептури розчинів в'яжучих речовин за термінами загустіння (схоплювання) або відхиленнями від обраної в лабораторії рецептури, допущеними при приготуванні розчину в'яжучих.

Встановлено, що для зменшення ймовірності виникнення ускладнень терміни схоплювання, а при високих температурах і тисках терміни загустевания повинні перевищувати тривалість робіт по установці мостів не менше ніж на 25%. У ряді випадків при підборі рецептур розчинів в'яжучих не враховують специфіки робіт по установці мостів, які полягають в зупинці циркуляції для підйому колони заливальних труб і герметизації гирла.

В умовах високих температур і тиску опір зрушенню цементного розчину навіть після короткочасних зупинок (10-20 хв) циркуляції може різко зрости. Тому циркуляцію відновити не вдається і в більшості випадків колона заливальних труб виявляється схопленого. Внаслідок цього при підборі рецептури цементного розчину необхідно досліджувати динаміку його загустіння на Консистометри (КЦ) за програмою, що імітує процес установки моста. Час загустіння цементного розчину Тзаг відповідати умові

Тзаг> Т1 + Т2 + Т3 + 1,5 (Т4 + Т5 + Т6) + 1,2Т7 де T1, Т2, T3 - витрати часу відповідно на приготування, закачування і продавлювання цементного розчину в свердловину; Т4, Т5, Т6 - витрати часу на підйом колони заливальних труб до місця зрізання моста, на герметизацію гирла і виробництво підготовчих робіт по зрізку моста; Тт - витрати часу на зрізання моста.

За аналогічною програмою необхідно досліджувати суміші цементного розчину з буровим в співвідношенні 3: 1,1: 1 і 1: 3 при установці цементних мостів в свердловинах з високими температурою і тиском. Успішність установки цементного мосту в значній мірі залежить від точного дотримання підібраною в лабораторії рецептури при приготуванні цементного розчину. Тут головні умови - витримування підібраного змісту хімічних реагентів і.жідкості замішування і водоцементного відносини. Для отримання максимально однорідного тампонажного розчину його слід готувати з використанням осреднітельной ємності.

Ускладнення і аварії при бурінні нафтогазових свердловин в умовах багаторічної мерзлоти і заходи щодо їх запобігання .

При бурінні в інтервалах поширення ММП в результаті спільного фізико-хімічного впливу і ерозії на стінки свердловини зцементовані льодом піщано-глинисті відкладення руйнуються і легко розмиваються потоком бурового розчину. Це призводить до інтенсивного кавернообразованію і пов'язаним з ним обвалів і осипам гірських порід.

Найбільш інтенсивно руйнуються породи з низьким показником льдистости і слабоуплотненние породи. Теплоємність таких порід невисока, і тому їх руйнування відбувається значно швидше, ніж порід з високою льодистістю.

Серед мерзлих порід зустрічаються пропласткн талих порід, багато з яких схильні до поглинань бурового розчину при тисках, незначно перевищують гідростатичний тиск стовпа води в свердловині. Поглинання в такі пласти бувають вельми інтенсивні і вимагають спеціальних заходів для їх попередження або ліквідації

У розрізах ММП зазвичай найбільш нестійкі породи четвертинного віку в інтервалі 0 - 200 м. При традиційній технології буріння фактичний обсяг стовбура в них може перевершувати номінальний в 3 - 4 рази. В результаті сильного кавернообразованія. яке супроводжується появою уступів, сповзанням шламу і обвалами порід кондуктори в багатьох свердловинах були спущені до проектної глибини.

В результаті руйнування ММП в ряді випадків спостерігалося просідання кондуктора і напрямки, а іноді навколо гирла свердловини утворювалися цілі кратери, що не дозволяють вести бурові роботи.

В інтервалі поширення ММП важко забезпечити цементування і кріплення стовбура внаслідок створення застійних зон бурового розчину в великих кавернах, звідки його неможливо витіснити тампонажним розчином. Цементування часто одностороннє, а цементне кільце несплошное. Це породжує сприятливі умови для між- пластових перетоків і освіти грифонів, д \ я смятия колон при зворотному промерзании порід в разі тривалих "прошарку" свердловини.

Процеси руйнування ММП досить складні і мало вивчені. 1 Циркулюючий в свердловині буровий розчин термо- і гидродинамически взаємодіє як з гірською породою, так і з льодом, причому ця взаємодія може істотно посилюватися фізико-хімічними процесами (наприклад, розчиненням », які не припиняються навіть при негативних температурах.

В даний час можна вважати доведеним наявність осмотических процесів в системі порода (лід) - кірка на стінці свердловини - промивна рідина в стовбурі свердловини. Ці процеси мимовільні і спрямовані в бік, протилежний градієнту потенціалу (температури, тиску, концентрації), ті. прагнуть до вирівнювання концентрацій, температур, тисків. Роль напівпроникною перегородки може виконувати як фільтраційна кірка, так і пріскважінной гонки шар самої породи. А в складі мерзлої породи крім льоду як цементуючого її речовини може знаходитися незамерзаюча парова вода з різним ступенем мінералізації. Кількість незамерзаючої води в ММГ1 залежить від температури, речового складу, солоності і може бути оцінений за емпіричною формулою

w = АТ ~ ь .

1Па = 0.2618 + 0.55191nS;

1п (- ред)= 0.3711 + 0.264S:

S - питома поверхня породи. м а / п Г - температура породи, "С.

Через наявність у відкритому стовбурі свердловини промивного бурового розчину, а в ММП - поровой рідини з певним ступенем мінералізації наступает- процес мимовільного вирівнювання концентрацій йод дією осмотичного тиску. В результаті цього може відбуватися руйнування мерзлої породи. Якщо буровий розчин матиме підвищену в порівнянні з поровой водою концентрацію якийсь розчиненої солі, то на кордоні лід - рідина почнуться фазові перетворення, пов'язані зі зниженням температури плавлення льоду, тобто почнеться процес його руйнування. А так як стійкість стінки свердловини залежить в основному від льоду, як цементуючого породу речовини, то в цих умовах стійкість ММП, з, латають стінку свердловини, буде втрачена, що може стати причиною осипів, обвалів, утворення каверн і шламових пробок, посадок і затягувань при спускопод'емних операціях, зупинок спускаються в свердловину обсадних колон, поглинань бурових промивних і тампонажних розчинів.

Якщо ступенем мінералізації бурового розчину і парової води ММП однакові, то система свердловина - порода буде перебувати в фізіологічному рівновазі, і руйнування ММП під фізико-хімічним впливом малоймовірно.

Зі збільшенням ступеня мінералізації промивного агента виникають умови, при яких парова вода з меншою мінералізацією буде переміщатися з породи в свердловину. Через втрати иммобилизованной води механічна міцність льоду буде зменшуватися, лід може зруйнуватися, що призведе до утворення каверни в стовбурі буря свердловини. Цей процес інтенсифікується ерозійним впливом циркулюючого промивного агента.

Руйнування льоду солоної промивної рідиною відзначено в роботах багатьох дослідників. Експерименти, проведені в Ленінградському гірничому інституті, показали, що зі збільшенням концентрації солі в омиває лід рідини руйнування криги інтенсифікується. Так. при утриманні в циркулюючої воді 23 і 100 кг / м 'NaCl інтенсивність руйнування льоду при температурі мінус 1 "З становила відповідно 0,0163 і 0,0882 кг / год.

На процес руйнування льоду впливає також триває, "льность впливу солоної промивної рідини. Так, при впливі на лід 3% -ним розчином NaCl втрата маси зразка льоду з температурою мінус 1 'З складемо: через 0,5 год 0,62 п через 1.0 ч 0.96 г: через 1,5 год 1,96 м

У міру растепленія прискважинной зони ММП звільняється частина її норовить простору, куди також може фільтруватися промивна рідина або її дисперсійнаСереда. Цей процес може виявитися ще одним фізико = іміческім чинником, що сприяє руйнуванню ММП. Він може супроводжуватися осмотическим перетіканням рідини з свердловин в породу, якщо концентрація якийсь розчинної солі в рідини ММП більше, ніж в рідині. заповнює стовбур свердловини.

Отже, щоб звести до мінімуму негативний вплив фізико-хімічних процесів на стан стовбура буря в ММП свердловини, необхідно, в першу чергу, забезпечити рівноважну концентрацію на стінці свердловини компонентів бурового розчину для промивання і внутріпо- ровой рідини в ММП.

На жаль, ця вимога не завжди здійснимо на практиці. Тому частіше вдаються до захисту цементуючого ММП льоду від фізико-хімічного впливу буровим розчином плівками в'язких рідин, які покривають не тільки оголені свердловиною поверхні льоду, а й частково прилягає до свердловині внутріпорового простір. розриваючи тим самим безпосередній контакт мінералізованою рідини зі, льодом.

Як вказують АВ Марамзін і А А Рязанов, при переході від промивання свердловин солоною водою до промиванні більш в'язким глинистим розчином інтенсивність руйнування льоду зменшилася в 3,5 - 4 рази при однаковій концентрації в них NaCI. Вона знижувалася ще більше, коли буровий розчин обробляли захисними колоїдами (КМЦ, ССБ |. Підтверджено також позитивна роль добавок до бурового розчину висококоллоідного бентонітової глннопорош- ка і гіпану.

Таким чином, для попередження кавернообразованія, руйнування гирлової зони, осипів і обвалів при бурінні свердловин в ММП. бурової розчин для промивання повинен відповідати таким основним вимогам:

володіти низьким показником фільтрації:

володіти здатністю створювати на поверхні льоду в ММП щільну, непроникну плівку:

мати низьку ерозійної здатністю; мати низьку питому теплоємність;

утворювати фільтрат, що не створює з рідиною породи справжніх розчинів;

бути гідрофобним до поверхні льоду.

Завгородній Іван Олександрович

студент 2 курсу, механічного відділення за фахом «Буріння нафтових і газових свердловин» Астраханського державного політехнічного коледжу, м Астрахань

E-mail:

Кузнєцова Марина Іванівна

викладач спеціальних дисциплін Астраханського державного політехнічного коледжу, м Астрахань

E-mail:

Вступ.З давніх часів людством ведеться видобуток нафти, спочатку застосовувалися примітивні способи: за допомогою колодязів, збір нафти з поверхні водойм, обробка вапняку або піщанику, просоченого нафтою. У 1859 році в США штат Пенсільванія, з'являється механічне буріння свердловин на нафту, приблизно в цей же час почалося буріння свердловин в Росії. У 1864 і 1866 роках на Кубані були пробурені перші свердловини з дебітом 190 т / добу.

Спочатку нафтові свердловини бурились ручним Штанго-обертальним способом, незабаром перейшли до буріння ручним штанговим ударним способом. Ударно-штанговий спосіб набув широкого поширення на нафтових промислах Азербайджану. Перехід від ручного способу до механічного буріння свердловин привів до необхідності механізації бурових робіт, великий внесок в розвиток яких внесли російські гірські інженери Г.Д. Романовський і С.Г. Воїслав. У 1901 році вперше в США застосовано роторне буріння з промиванням вибою циркулює потоком рідини (за допомогою бурового розчину), причому підйом вибуренной породи циркулює потоком води винайшов французький інженер Фовелль ще в 1848 році. З цього моменту почався період розвитку і вдосконалення обертального способу буріння. У 1902 році в Росії роторним способом в Грозненському районі була пробурена перша свердловина глибиною 345 м.

На сьогоднішній день США займає лідируючу позицію в нафтовій індустрії, щорічно пробуріваются 2 млн. Свердловин, чверть з них виявляється продуктивними, Росія займає поки тільки друге місце. У Росії і за кордоном застосовуються: ручне буріння (видобуток води); механічне; кероване шпиндельні буріння (система безпечного буріння, розроблена в Англії); вибухові технології буріння; термічне; фізико-хімічне, електроіскрові і інші способи. Крім цього, розробляється безліч нових технологій буріння свердловин, наприклад, в США Колорадо гірський інститут розробив лазерну технологію буріння, засновану на прожигании породи.

Технологія буріння.Механічний спосіб буріння найбільш поширений, він здійснюється ударним, обертальним і ударно-обертальним способами буріння. При ударному способі буріння руйнування гірських порід відбувається за рахунок ударів породоразрушающего інструменту по забою свердловини. Руйнування гірських порід за рахунок обертання притиснутого до вибою породоразрушающего інструменту (долото, коронка), називається обертальним способом буріння.

При бурінні нафтових і газових свердловин в Росії застосовують виключно обертальний спосіб буріння. При використанні обертального способу буріння, свердловина висвердлюється обертовим долотом, при цьому разбуренной частки породи в процесі буріння виносяться на поверхню безперервно циркулює струменем бурового розчину або нагнітається в свердловину повітрям або газом. Залежно від місцезнаходження двигуна обертальний буріння поділяють на роторне буріння і буріння турбобуром. При роторному бурінні - вращатель (ротор) знаходиться на поверхні, приводячи в обертання долото на забої за допомогою колони бурильних труб, частота обертання 20-200 об / хв. При бурінні з забійними двигуном (турбобур, гвинтовий бур або електробур) - крутний момент передається від забійного двигуна, що встановлюється над долотом.

Процес буріння складається з наступних основних операцій: спуск бурильних труб з долотом в свердловину до забою і підйом бурильних труб з відпрацьованим долотом зі свердловини і роботи долота на вибої, т. Е. Руйнація породи буріння. Ці операції періодично перериваються для спуску обсадних труб в свердловину, щоб оберегти стінки від обвалів і роз'єднати нафтові (газові) і водяні горизонти. Одночасно в процесі буріння свердловин виконується ряд допоміжних робіт: відбір керна, приготування промивальної рідини (бурового розчину), каротаж, завмер кривизни, освоєння свердловини з метою виклику припливу нафти (газу) в свердловину і т. П.

На малюнку 1 представлена ​​технологічна схема бурової установки.

Малюнок 1. Схема бурової установки для обертального буріння: 1 - талевого канат; 2 - талевого блок; 3 - вишка; 4 - гак; 5 - бурової шланг; 6 - провідна труба; 7 - жолоби; 8 - буровий насос; 9 - двигун насоса; 10 - обв'язка насоса; 11 - приймальний резервуар (ємність); 12 - бурильний замок; 13 - бурильна труба; 14 - гідравлічний забійний двигун; 15 - долото; 16 - ротор; 17 - лебідка; 18 - двигун лебідки і ротора; 19 - вертлюг

Бурова установка являє собою комплекс машин і механізмів, призначених для буріння і кріплення свердловин. Бурової процес супроводжується спуском і підйомом бурильної колони, а також підтриманням її на вазі. Для зменшення навантаження на канат і зниження потужності двигунів застосовують підйомне устаткування, що складається з вежі, бурової лебідки і талевого системи. Талевого система складається з нерухомої частини кронблока, встановлюється нагорі ліхтаря вишки і рухомої частини лівого блоку, талевого каната, гака і штропов. Талевого система призначена для перетворення обертального руху барабана лебідки в поступальне переміщення гака. Бурова вишка призначена для підйому і спуску бурильної колони і обсадних труб в свердловину, а також для утримання на вазі бурильної колони під час буріння і рівномірної її подачі і розміщення в ній талевої системи, бурильних труб і частини обладнання. Спускопідйомні операції здійснюється за допомогою бурильної лебідки. Бурова лебідка складається з підстави, на якій закріплені вали лебідки і з'єднані між собою зубчастими передачами, все вали з'єднані з редуктором, а редуктор в свою чергу з'єднаний з двигуном.

У наземне бурове устаткування входить приймальний міст, призначений для укладання бурильних труб і переміщення по ньому обладнання, інструменту, матеріалів і запасних частин. Система пристроїв для очищення розчину для промивання від вибуренной породи. І ряд допоміжних споруд.

Бурильна колонна з'єднує бурове долото (породоразрушающий інструмент) з наземним обладнанням, т. Е. Буровою установкою. Верхня труба в колоні бурильних труб квадратного перетину, вона може бути шестигранною або жолобчастою. Провідна труба проходить через отвір столу ротора. Ротор поміщають в центрі бурової вишки. Провідна труба верхнім кінцем з'єднується з вертлюгом, призначеного для забезпечення обертання бурильної колони, підвішеній на гаку і подачі через неї промивної рідини. Нижня частина вертлюга з'єднується з провідною трубою, і може обертатися разом з колоною бурильних труб. Верхня частина вертлюга завжди нерухома.

Розглянемо технологію проведення бурового процесу (рисунок 1). До отвору нерухомої частини вертлюга 19 приєднується гнучкий шланг 5, через який закачується в свердловину промивна рідина за допомогою бурових насосів 8. Промивальна рідина проходить по всій довжині бурильної колони 13 і надходить в гідравлічний забійний двигун 14, що призводить вал двигуна в обертання, а потім рідина надходить в долото 15. Виходячи з отворів долота рідина, промиває забій, підхоплює частинки разбуренной породи і разом з ними через кільцевий простір між стінками свердловини і бурильними трубами піднімається нагору і направляється в прийом насосів. На поверхні буровий розчин очищається від разбуренной породи, за допомогою спеціального обладнання, після чого знову подається в свердловину.

Технологічний процес буріння у багато залежить від бурового розчину, який в залежності від геологічних особливостей родовища, готується на водній основі, на нафтовій основі, з використанням газоподібного агента або повітря.

Висновок.З вище викладеного видно, що технології поведінки бурових процесів різні, але підходяща для даних умов (глибини свердловини, що складають її породи, тисків і ін.), Повинна бути обрана виходячи з геологічних і кліматичних умов. Так як, від якісно проведеного розтину продуктивного горизонту на родовищі, залежить в подальшому експлуатаційна характеристика свердловини, а саме її дебіт і продуктивність.

Список літератури:

1.Вадецкій Ю.В. Буріння нафтових і газових свердловин: підручник для поч. проф. освіти. М .: Видавничий центр «Академія», 2003. - 352 с. ISB№ 5-7695-1119-2.

2.Вадецкій Ю.В. Довідник бурильника: навч. посібник для поч. проф. освіти. М .: Видавничий центр «Академія», 2008. - 416 с. ISB№ 978-5-7695-2836-1.