Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Drilling

.pdf
Скачиваний:
60
Добавлен:
17.02.2016
Размер:
1.2 Mб
Скачать

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

І.М. Ковбасюк, Б.А. Тершак, О.С. Бейзик, І.І. Витвицький, О.Б. Марцинків

ТЕХНОЛОГІЯ БУРІННЯ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ

для студентів спеціальності – Видобування нафти і газу

2005

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Кафедра буріння нафтових і газових свердловин

І.М. Ковбасюк, Б.А. Тершак, О.С. Бейзик, І.І. Витвицький, О.Б. Марцинків

ТЕХНОЛОГІЯ БУРІННЯ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ

для студентів спеціальності – Видобування нафти і газу

Івано-Франківськ

2005

2

МВ 02070855 – 1538 – 2005

УДК 622.245

Ковбасюк І.М., Тершак Б.А., Бейзик О.С., Витвицький І.І., Марцинків О.Б. Лаборато-

рний практикум. – Івано-Франківськ: Факел, 2005. – 60 с.

Лабораторний практикум підготовлений відповідно до робочої програми дисципліни “Буріння нафтових і газових свердловин” для студентів спеціальності в «Видобування нафти і газу» і може бути рекомендований для вивчення студентами інших спеціальностей, яким читають дисципліну, для підготовки та виконання лабораторних робіт.

У лабораторному практикумі містяться роботи, які охоплюють окремі питання буріння, кріплення та випробування свердловин.

Рецензент:

Оринчак М.І. – канд.техн.наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин ІФНТУНГ

Заступник НТБ

 

з комп’ютеризації

В.В. Бабійчук

Дане видання – власність ІФНТУНГ. Забороняється тиражування та розповсюдження.

3

УДК 622.245

МВ 02070855 – 1538 – 2005

Ковбасюк І.М., Тершак Б.А., Бейзик О.С., Витвицький І.І., Марцинків О.Б. Лаборато-

рний практикум. – Івано-Франківськ: Факел, 2005. – 60 с.

Лабораторний практикум підготовлений відповідно до робочої програми дисципліни “Буріння нафтових і газових свердловин” для студентів спеціальності «Видобування нафти і газу» і може бути рекомендований для вивчення студентами інших спеціальностей, яким читають дисципліну, для підготовки та виконання лабораторних робіт.

У лабораторному практикумі містяться роботи, які охоплюють окремі питання буріння, кріплення та випробування свердловин.

Рецензент: канд.техн.наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин ІФНТУНГ Орин-

чак М.І.

Дане видання – власність ІФНТУНГ. Забороняється тиражування та розповсюдження.

4

ЗМІСТ

стор.

ВСТУП

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №1 Вивчення класифіка-

ції та конструкції породоруйнуючого інструмента

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №2 Вимірювання основ-

них параметрів промивальних рідин

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №3 Регулювання параме-

трів бурових розчинів

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №4 Визначення фізичних

властивостей порошкоподібних тампонажних матеріалів

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №5 Визначення фізичних

властивостей тампонажних суспензій

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 6 Аналіз процесу ви-

пробування пласта за діаграмами тисків

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ НА ДЖЕРЕЛА

5

ВСТУП

Лабораторні роботи для студентів не бурових спеціальностей проводяться у обсязі 18 го-

дин.

При виконанні робіт студент:

вивчає класифікацію та конструкцію бурових доліт;

вивчає прилади для контролю основних параметрів бурових і тампонажних розчинів;

вивчає методики вимірювання властивостей бурових і тампонажних розчинів;

набуває практичних навиків при визначенні основних параметрів бурових і тампонажних розчинів;

вивчає основні методи регулювання властивостей бурових і тампонажних розчинів. Основна мета робіт – закріпити теоретичні знання, отримані в лекційному курсі.

Влабораторному практикумі наведені методи визначення технологічних параметрів промивальних рідин, тампонажних сумішей та матеріалів, а також регулювання їх властивостей хімічними реагентами.

6

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 1

ВИВЧЕННЯ КЛАСИФІКАЦІЇ ТА КОНСТРУКЦІЇ ПОРОДОРУЙНУЮЧОГО ІНСТРУМЕНТА

Мета роботи: вивчити класифікацію та конструкцію породоруйнуючого інструмента.

Теоретичні відомості

Породоруйнуючі інструменти (бурові долота) призначені для зосередженої передачі енер-

гії гірській породі з метою її руйнування і формування вибою свердловини. Породоруйнуючий інструмент класифікують:

1)за призначенням:

1.1длябуріння суцільним вибоєм (безвідборукерну);

1.2длябуріннякільцевим вибоєм (з відборомкерну);

1.3спеціальногопризначення;

2)за характером взаємодії з породою:

2.1ріжуче-стираючого типу;

2.2подрібнююче-сколюючого типу;

2.3ріжуче-сколюючого типу;

3)за конструкцією озброєння:

3.1лопатеві;

3.2шарошкові;

3.3алмазні і твердосплавні.

Найчастіше у практиці буріння застосовують шарошкові долота. Тому детальніше зупинимося на вивченні їх конструкції.

Шарошкові долота за кількістю шарошок бувають 1-, 2-, 3-, 4-, 6-шарошкові. Тришарошкові долота для суцільного буріння випускають для високообертового (турбін-

ного способу) буріння – ЦВ і ГВ та низькообертового (роторного способу) буріння – ГН, ГНУ, ГАУ.

Шарошкові долота діаметром до 393,7 мм випускають у вигляді зварних секцій (секційні), а долота розміром 444,5 мм і 490 мм є корпусними. Вони мають литі корпуси і приварені до них електрозварюванням лапи зі шарошками.

Секційні виготовляють зварюванням між собою трьох кованих секцій (лап). На цапфах з допомогою підшипників закріплюють шарошки, які мають породоруйнуючі елементи, конструкція яких визначається механічними та абразивними властивостями гірських порід. Для проходження промивальної рідини долото має промивальні отвори.

Форми і розміщення породоруйнуючих елементів на шарошках. Залежно від типу розбу-

рюваних порід породоруйнуючі елементи шарошок бувають фрезерованими або вставними, виготовленими із твердих сплавів. На всіх шарошках вони розташовані концентричними вінцями. Всім вінцям шарошок присвоєні буквенні індекси в напрямку від вершини до основи: А, Б, В, Г. Вінець, розміщений в основі шарошки, називається периферійним.

Шарошки доліт типу М, МС, С, СТ і Т мають фрезеровані зубці. Висота і крок зубців зменшуються, а кут при вершині зубця збільшується від типу М до типу Т.

Шарошки доліт типу М мають найменшу кількість вінців, а доліт типу Т – найбільшу. Оскільки периферійні вінці шарошок часто уражають одну і ту ж ділянку вибою, тому зу-

бці на периферійних вінцях виконані у вигляді Г-, Т- або П-подібної форми.

Шарошки доліт типу МСЗ, ТК на внутрішніх вінцях мають фрезеровані зубці, а на периферійних вінцях – вставні зубці із твердого сплаву зі сферичною породоруйнуючою поверхнею.

Шарошки доліт типів К і ОК мають на всіх вінцях зубці із твердого сплаву зі сферичною породоруйнуючою поверхнею.

Шарошки доліт типів МЗ, СЗ, ТЗ і ТКЗ, що призначені для буріння абразивних порід, оснащені твердосплавними зубцями клиноподібної форми. Кількість вінців і зубців збільшується від типу МЗ до типу ТКЗ.

Опори шарошок. Опора шарошки призначена для передачі осьового навантаження від корпуса долота до озброєння з мінімальною втратою внутрішньої енергії і виконана у вигляді комбінації радіальних, радіально-опорних та опорних підшипників. При цьому обов’язкова наявність радіально-опорного підшипника двосторонньої дії (замкового).

Найбільш розповсюджені такі типи опор: В – всі підшипники кочення;

Н – один підшипник ковзання, решта – кочення; А – два і більше підшипники ковзання, решта – кочення.

7

Випускають долота з відкритими та герметизованими опорами. Герметизовані опори мають ущільнюючі кільця та лубрикатор для вирівнювання тисків. У шифрі долота позначають буквою У.

Промивальні отвори. Ефективність роботи доліт у свердловині в значній мірі залежить від ступеня очищення вибою від розбуреної породи. Зруйновану породу необхідно своєчасно видаляти з вибою свердловини, що досягається не тільки подачею до вибою достатньої кількості промивальної рідини, але і застосуванням раціональних конструкцій і схем розміщення промивальних отворів у долоті.

За розміщенням і конструкцією каналів шарошкові долота поділяються на:

-з центральним промиванням – Ц;

-з боковим (гідромоніторним) промиванням – Г;

-з центральним продуванням – П;

-з боковим продуванням – ПГ.

Вшифр долота послідовно входять:

1.Кількість шарошок: одношарошкове (І), двошарошкове (ІІ), тришарошкове (ІІІ) (відсутність цього позначення означає, що долото тришарошкове).

2.Діаметр долота (в мм).

3.Тип долота, який відображає виконання озброєння шарошок і область їх застосування (наприклад, М, МЗ, С і т.д.).

4.Розміщення промивних або продувних каналів: з центральною промивкою (Ц), з гідромоніторною (боковою) промивкою (Г), з центральною продувкою (П), з боковою продувкою (ПГ) (відсутність цього позначення означає, що долото з центральною промивкою).

5.Особливості конструкції опори: тільки на підшипниках кочення (опора типу В); один підшипник ковзання, два підшипники кочення (опора типу Н); всі підшипники ковзання, крім замкового (опора типу А); у випадку герметизації опори додається буква (У).

Приклади

ши-

фрів доліт:

ІІІ

215,9

ТЗ-ЦВ – триша-

рошкове

доло-

то

діаметром

215,9 мм

для

буріння

твердих

абразивних по-

рід з центральною

системою

про-

мивки, всіма під-

шипниками

кочення,

негерме-

тизованою

опорою.

 

ІІІ 215,9 С-

ГНУ – тришарош-

кове долото ді-

аметром

215,9 мм,

для буріння середніх порід з гі

системою промивки, одним підшипником

а – гідромоніторне долото з відкритоюромоніторноюопор ю;

 

ковзання і двома кочення та герметизованими маслонаповненими опорами. б – гідромоніторне долото з герметизованою опорою;

ІІІ 190,5 ТЗ-ГАУ – тришарошкове долото діаметром 190,5 мм, для буріння м’яких аб- А-А – промивальний отвір із соплом (насадкою).

разивних порід з гідромоніторною системою промивки, двома підшипниками ковзання і герметизованимиРисунокмаслонаповненими1.1 – Тришарошковеопорамид лото.

8

Порядок виконання роботи

1.За вказівкою викладача студент отримує два долота різних типорозмірів.

2.Дати характеристику кожного долота, вказати відмінності

3.Написати шифр кожного долота.

4.Накреслити ескізи породоруйнуючих елементів шарошок долота

5.Зробити короткі висновки щодо області застосування.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1.Для чого призначені бурові долота?

2.Як поділяються бурові долота за призначенням?

3.Як поділяються бурові долота за характером взаємодії з породою?

4.Як поділяються бурові долота за конструктивним виконанням?

5.Які геометричні параметри характеризують озброєння долота?

6.Як змінюється геометрія озброєння доліт із збільшенням твердості гірських порід?

7.Як у шифрі долота виражається характеристика озброєння?

8.В якому порядку нумерують вінці шарошок?

9.На чому базується нумерація шарошок долота?

10.Як у шифрі долота виражена конструкція опори?

11.Як впливає абразивність порід на конструкцію долота?

12.Як у шифрі долота виражена промивальна система?

13.Дати характеристику і область застосування доліт:

ІІІ215,9 МСЗ – ГН;

ІІІ215,9 ТКЗ – ЦВ;

ІІІ215,9 М – ПГВ;

ІІІ269,9 СТ – ГН;

ІІІ295,3 СЗ – ГНУ;

ІІІ215,9 МЗ – ГАУ.

9

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №2

ВИМІРЮВАННЯ ОСНОВНИХ ПАРАМЕТРІВ ПРОМИВАЛЬНИХ РІДИН

Мета роботи: вивчення методики та приладів для визначення основних параметрів промивальних рідин.

2.1 Вимірювання густини бурового розчину

Теоретичні відомості

 

Густина бурового розчину - це маса (т) одиниці його

 

об’єму (V), [кг/м3]

 

m .

(2.1)

V

Густина бурового розчину характеризує його здатність виконувати у свердловині певні гідростатичні та гідродинамічні функції:

утримувати у змуленому стані і виносити із свердловини частинки вибуреної породи;

створювати протитиск на стінки свердловини та продуктивні пласти з метою попередження флюїдопроявів і збереження цілісності стінок свердловини;

зменшувати вагу колони бурильних та обсадних труб;

сприяти роботі породоруйнуючих інструментів.

Сучасна технологія буріння свердловин передбачає вибір густини бурового розчину з умови запобігання ускладнень по розрізу свердловини. Для вибору величини густини визначальними є пластовий тиск флюїдів, тиск поглинання бурових розчинів і тиск гідророзриву гірських порід. Тиск у свердловині повинен запобігати некерованому припливу в неї пластових флюїдів, виникненню поглинання бурового розчину чи гідророзриву гірських порід. При бурінні тиск у свердловині контролюється шляхом вимірювання густини бурового розчину.

Розрізняють істинну та уявну густини. Густина бурового розчину без газу називається істинною або дійсною, а густина бурового розчину, який містить газовий компонент – уявною.

Для вимірювання густини бурового розчину використовують переважно ареометри та важільні ваги, зрідка пікнометри.

Бурові підприємства оснащені ареометрами АГ-1, АГ-2 і АГ-3ПП. За своєю конструкцією вони подібні, але прилад АГ-3ПП має точнішу ціну поділок та шкалу поправок, тому подається будова і робота ареометра АГ-3ПП, як сучаснішого.

Ареометр АГ-3ПП (рис. 2.1) складається зі стакана 2 постійного об’єму, який заповнюється буровим розчином і прикріплюється до поплавка 3. На поверхні циліндричної частини поплавка 4, закритої корком 6, нанесено дві шкали 7 для вимірювання густини в межах 900-1700 і 1600-2400 кг/м3. Другою шкалою користуються при знятому тягарці 1.

Прилад зберігають у футлярі-відрі 5, що закривається кришкою 6, якою відби-

рають пробу бурового розчину. Ціна однієї поділки шкали ареометра 10 кг/м3 (0,01 г/см3).

Слід зазначити, що на шкалі ареометра нанесені значення питомої ваги в Г/см3. При таких одиницях вимірювання значення питомої ваги і густина бурового розчину співпадають, тобто 1 Г/см3 = 1 г/см3 = 1000 кг/м3.

Підготовка приладу АГ-3ПП

1.Відкрити кришку-футляр відра і дістати ареометр.

2.Заповнити відро водою.

10

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]