Бурение нефтяных и газовых скважин лекции + ответы экзамену

31 Легкосплавные бурильные трубы. Область их

использования. Легко-сплавные бурильные трубы (ЛБТ)

Увеличение глубины скважины поставило задачу снижения нагрузки на крюке, были созданы трубы из легких сплавов – дюралюминия Д16Т, механические свойства этого сплава несколько ниже, чем у стали, но удельная прочность (отношение прочностных показателей к плотности материала) значительно выше всех групп сталей, из которых делаются стальные бурильные трубы. Вес одинаковых стальных труб и ЛБТ отличается в 2,5-2,7 раза, соответственно, длина бурильной

колонны из ЛБТ может быть значительно больше, чем из стальных труб (Кольская сверхглубокая скважина, пробуренная на глубину 12200м, большая часть этих метров пробурена с помощью ЛБТ).

Достоинства ЛБТ:

1)диамагнитность, т.е. они не магнитны, то с помощью них можно проводить различные геофизические исследования, в том числе и ориентацию; 2)способ изготовления очень высок;

3)внутренняя поверхность трубы очень гладкая. Недостатки ЛБТ:

1)Серийные ЛБТ могут работать при температуре до 150 градусов, конечно, созданы высокотемпературные ЛБТ, но они значительно дороже; 2)Плохо работают в агрессивных средах, особенно если

показатель pH>10, т.е. среда щелочная, алюминиевые трубы

быстро изнашиваются; 3)Невозможность установки в них кислотных ванн.

ЛБТ применяют в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а так же при капитальном ремонте скважин.

Выпускаются ЛБТ сборной конструкции (3.57, а) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ТБ – с внутренним утолщением (3.57, б); ТБП

– с внутренним концевым утолщением и протекторным утолщением.

Область применения ЛБТ:

1. Бурение сверхглубоких скважин, более 3км; 2. Бурение наклонно-направленных скважин; 3. Для подземного и

капитального ремонта; 4. Геологоразведочное бурение.

34 УБТ и ведущие трубы, их назначение и конструкция.

Ведущие трубы.

Передают вращение от ротора к бурильным трубам. Состоят из толстостенной квадратной штанги, верхнего переводника для соединения с вертлюгом, и нижнего штангового переводника. Наиболее применяемые ведущие трубы имеют длину 14 метров, сторона квадрата 155мм, вес 1 метра трубы 133 кг (в справочнике такой квадрат будет обозначен условным размером 140мм). Верхним переводником (левая резьба) квадрат соединяется с вертлюгом, нижним (правая резьба) с бурильной колонной, поэтому при вращении по часовой стрелке все резьбы переводников работают на затяжку. Квадрат входит в ротор и за счет квадратных граней происходит зацепление и, соответственно, происходит передача крутящего момента. Так же сечение может быть шестигранным.

Могут быть сборной конструкции (два переводника и труба) и цельной.

Переводники для бурильных колонн

Предназначены для соединения элементов бурильной колонны. Это короткие патрубки с замковыми резьбари, возможны комбинации правой и левой резьбы, подразделяется на переходные (П), муфтовые (М), ниппельные (Н), предохранительные (ПР), изготавливается из марки стали 40ХН.

Утяжеленные бурильные трубы

Устанавливаются в нижнюю часть колонны для повышения жесткости, повышения устойчивости и создания нагрузки на долото. УБТ – это толстостенная труба с каналом круглого сечения. Наиболее применяемые УБТ изготавливаются по госту ТУ 14-385-79: диаметром 146, 178, 203 мм. Вес одного метра

трубы в зависимости от диаметра и толщины стенки колеблется от 96,7 до 267,4 кг. Промышленность выпускает сбалансированные УБТ, т.е. у них нет биения при вращении, эксцентриситета. Соединяются: в верхней части имеется внутренняя замковая резьба, называемая муфтой, в нижней части наружная замковая резьба, называемая конусом. (рис.5.19)

54 Способы предотвращения и ликвидации бурового

раствора в скважине.

1) Уменьшение скорости подачи промывочной

жидкости или расхода, т.е. меняем расход, меняем давление в кольцевом пространстве; 2) Изменяем параметр БР, уменьшая удельный вес

уменьшаем гидростатическую составляющую, уменьшая вязкости повышаем скорость прокачки жидкости, уменьшаем потери в кольцевом пространстве, уменьшаем давление на пласт; 3) Ввод инертных наполнителей. В зависимости от

размера трещин и пор в зоны поглощения вместе с БР вводят так называемые инертные наполнители, к которым относятся опилки, мелкие частицы кожи, хвоинки, остатки производства полиэтилена, скорлупа ореха, т.е. все то, что может забивать поры. Размер наполнителя должен составлять 0.3 от размера поры. Наполнитель может вводиться с помощью бурового насоса или непосредственно в бурильные трубы (БТ) через воронку; 4) Кальмотация стенки скважины. Это когда через

специальный переводник на конце БИ, имеющий отверстие с насадками с высокой скоростью истекает вязкий БР или какая-

то другая смесь, которая кольматирует или забивает стенки скважины;

5)закачка тампонажных паст в зону поглощения;

6)Установка цементных мостов. На 15-20 метров

выше зоны поглощения спускается БИ, в который закачивается

тампонажных раствор, который заполняет ствол около зоны поглощения и частично проникает в зону поглощения получается цементный мост, задача которого изолировать поглощающие стенки скважины; 7) Установка профильных перекрывателей. это

метод борьбы с очень серьезными зонами поглощения, где ни раствор, ни цементные мосты, ни кальмотация не помогает. Суть в том, что напротив зоны поглощения спускается специальная тонкостенная гофрированная труба, которая под действием давления разжимается, прилегает к стенке скважины, изолируя ее; 8) Спуск дополнительной обсадной колонны. Когда

ни какие методы не помогают, то принимают решение спустить дополнительную ОК. Это имеет минус, потому, что теряется диаметр и конструкция скважины нарушается.

Потери в кольцевом∆Р = пространстве8 : 2

2( − кп)3( + )2

скв дол скв дол

Формула Дюпии, которая описывает закон фильтрации, или

обратный процесс приток= 2флюида( плк −контуруРзаб) скважины:

ln конт

скв

К мерам предупреждения поглощения относятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращение резких перепадов давления в стволе скважины. Так же желательно определить интервалы возможного поглощения и при приближении к ним предпринять ряд мер: добавка наполнителей в БР, с целью регулирования их плотности и структурных параметров.

40. При бурении с забойным двигателем наибольшая работа

трения совершается бурильной колонной при СПО. Максимальные усилия прикладываются к колонне в момент страгивания ее при подъеме. Если силы сопротивления движению превышают максимально возможные усилия, прикладываемые к бурильной колонне для подъема, то колонна оказывается прихваченной и необходимо проводить комплекс дорогостоящих мероприятий для ее освобождения. Поэтому и для предотвращения прихватов очень важно применять жидкости, образующие на стенках скважины пленки с низкими фрикционными

свойствами. При

бурении с забойными

двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

35 НГВП при бурении скважин. Причины и признаки НГВП.

Наиболее серьезен из видов осложнений, т.к. не ликвидированные НГВП может переходит в неуправляемый открытый фонтан, на ликвидацию которого тратится много времени и средств, иногда эти фонтаны возгораются в результате разрушаются БУ и гибнут люди.

Причины НГВП:

1)Когда гидростатическое давление + давление промывки меньше пластового давления; 2)во время стоянок, вызванных какими-л. причинами, т.е. когда

нет циркуляции, исчезает гидродинамическая составляющая и из пласта на забой начинает поступать пластовый флюид. Если простои не долгие и объем поступившего флюида относительно не велик, то ликвидируется вызовом циркуляции в скважине, вымывом через кольцевое пространство и сбросом в канализационную систему или котлован; 3)Когда внезапно вскрывается пласты с аномально высоким давлением.

Классический случай непредвиденного НГВП в следующей ситуации: месторождение может быть много пластовым, т.е. может быть несколько продуктивных горизонтов (разработка ведется снизу вверх). Допустим буровики успешно прошли первый продуктивный горизонт, бурят дальше, затем при бурении вскрывается поглощающий горизонт, в результате, происходит поглощение промывочной жидкости, внезапное в больших объемах, запас бурового раствора в мерниках кончается, естественно бурение останавливается, при этом определяется какой-то статический уровень, т.е. появляется hстат, а так как он появился, то гидростатическая составляющая

будет уже не ρgH, а ρg(H-hстат)<Pпл1 (меньше пластового

давления первого продуктивного горизонта), и в этой ситуации начинает работать первый продуктивный горизонт, будет НГВП.

4)Попадание газа в БР, в результате чего происходит снижение его плотности и уменьшения давления на забой;

Признаки ГНВП:

1)увеличение объема БР из скважины при неизменной подаче, т.е. БН выдают 20л/с, а станция контроля выдает 25л/с; 2)увеличение скорости потока БР или расхода; 3)когда БИ поднимают из скважины, то через определенный

интервал положено доливать в скважину БР, если уровень раствора в скважине больше чем долили это тоже признак прилива флюида в ствол скважины; 4)повышение газосодержания в БР; 5)повышение скорости механического бурения.

Закономерность: месторождение сложено из ловушки – глинистые породы, как правило, и за долгое время газ в какой-

то степени насыщает эти породы, и как только наблюдается увеличение газового фактора при достижении места предполагаемого вскрытия это говорит о том, что мы приближаемся к газовой шапке. Так же это может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с постоянным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах, при непосредственной близости пластов-коллекторов с

высоким давлением флюидов или внедрением долота в высоконапорную залежь; 6)изменение давления на буровых насосах, к.п. давление падает,

но не всегда потому, что поступающий флюид в затрубное пространство имеет плотность меньшую чем БР.

37. Условия работы бурильной колонны:

1. БК для все способов бурения находится в сложно-

напряжённом состоянии. В расчётах БК рассматривается как длинно размерный упругий вал, различные участки которого в одинаковые моменты времени испытывают различные нагрузки (в основном динамические).

Это нагрузки сжатия, растяжения, продольного и поперечного изгиба, радиальных сил давления жидкости. Характер нагрузок

К – коэффициент запаса прочности. К = 1.2 – 1.3 (учитывает износ труб и неравномерность нагрузок)

= + + ∆ ∙ −

– площадь сечения тела трубы.

Fтр тр

ΔP – Перепад давления на забойном двигателе.

QT – Вес турбобура.

Fтр – площадь канала тела трубы.

Q1 – нагрузка на забой.

При роторном бурении: 1. Осевое усилие

растяжения от собственного веса колонны.

2. Осевое усилия сжатия. 3.

Изгибающий момент от центробежных сил при вращении колонны.

38 Меры предупреждения и ликвидации НГВП при бурении

скважин.

Действия при получении первых признаков НГВП:

Может быть 3 ситуации: 1)когда инструмент находится на забое и в скважине; 2)когда инструмент находится в процессе подъема или спуска; 3)инструмент находится на верху и скважина пустая, находится один раствор.

1)Вызывается интенсивная циркуляция БР. Во-первых, мы

вымываем с забоя скопившийся флюид, стараемся, что бы в затрубное пространство пришел новый БР, повышая затрубное давление; 2)Включается аппаратура для дегазации (дегазаторы) и

одновременно повышается плотность БР.

Считается, когда переливы на устье скважины достигает 250 л/с, а это критический перелив, при котором вахте можно работать на устье, если выброс флюида сопровождается выбросом вредного газа (в частотности сероводород), если температура выбрасываемого флюида не дает вахте работать, то устье скважины герметизируется с помощью комплекта противовыбросного оборудования. Цель перекрыть затрубное пространство и последующим управлением скважиной. Предупреждение НГВП:

1)В зарубежной практике бурения скважин в сложных геологических условиях, когда имеется опасность возникновения НГВП, для обеспечения надежности на устье скважин монтируют довольно сложную компоновку наземного оборудования, состоящую из нескольких превенторов.

Данная компоновка оборудования позволяет контролировать бурящуюся скважину при высоком пластовом давлении и контролировать НГВП или выбросы.

В рассматриваемую компоновку входит следующее оборудование:

1-нагнетательный манифольд; 2-штуцерный манифольд; 3- кольцевой превентор; 6, 14-трубные превенторы; 8-превентор с глухими плашками; 12-напорная линия насосов высокого давления; 11-линия для глушения скважин; 13-дополнительная линия для глушения; 9-штуцерная линия к штуцерному манифольду; 15-дополнтельная штуцерная линия к штуцерному манифольду; 16-устьевая головка.

2)повышение плотности БР из расчета, что давление столба БР должно быть выше пластового давления.

41Обвалообразования, осыпи стенок и сужение ствола скважины в процессе бурения.

Причины, признаки, меры предупреждения.

Осыпи и обвалы:

Осыпи – это медленно текущий процесс нарушения ствола скважины из-за взаимодействия с БР (происходит набухание

некоторых пород), перепада давления или механического взаимодействия с БИ.

Обвалы – это те же самые осыпи, только при этом больше материала горной породы вываливается, разрушатся.

В результате увлажнения циркуляционной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности породы (глины, аргиллиты, глинистая слюда) и ведет к ее разрушению. Так же этому процессу может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в большом количестве в БР, в пласт, затем набухание (глины, аргиллиты, глинистая слюда) и последует обрушение. Осыпи могут происходить в результате механического воздействия БИ. Так же могут привести тектонические силы, обуславливающих сжатие пород.

Осыпи и обвалы во времени приводят к образованию на стенке скважины каверн. Т.е. в процессе бурения неустойчивые породы вследствие набухания, трения могут вываливаться и на стенках скважины, образуются каверны, они могут достигать по диаметру 2-3 стволов скважины и по мощности несколько

десятков и сотен метров. Наличие каверн увеличивает объем ствола скважины, при циркуляции БР в кавернах образуются застойные зоны, где может скапливаться шлам. В наклонных скважинах каверна может стать причиной поломки инструмента, вследствие вставания в нее долота. При цементировании обсадных колонн в кавернах происходит смешение бурового и тампонажного раствора, что снижает качество цементирования.

Признаки осыпей и обвалов:

1)резкое повышение давления на выкиде БН;

2)обильный вынос кусков породы;

3)интенсивное кернообразование; 4)недохождение БК до забоя без промывки и проработки; 5)Затяжки и прихват БК.

Профилактика осыпей и обвалов:

1)Качественный раствор – минимальная водоотдача, соответствующий удельный вес, т.к. помогает давить на стенки скважины и не дает вываливаться нашей породе; 2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения; 3)спуск БК плавно, без резких торможений;

4)не допущение значительных колебаний плотности БР;

Борьба с кавернами:

Обнаруживают каверны профилемерами (больше лап и точек, чем у каверномера) или каверномерами. Если каверны не дают бурить или есть опасность снижения качества зацементированных обсадных колонн, то их ликвидируют путем установки напротив них цементных мостов и последующего разбуривания, но со временем эти мосты стареют и разваливаются, т.е. это не всегда помогает.

Желобообразование:

Происходит преимущественно в мягких, рыхлых, не плотных породах, характерен для наклонно направленных скважин (-это

скважина имеющая такой профиль, т.е. забуриваем с одной точки земной поверхности можно попасть в точку забоя, находящуюся на каком-то, от нее расстоянии). желоба, как

правило нарабатываются в местах перегиба профиля ствола скважины, т.е. где большие углы перегиба, вырабатываются из-

за того, что бурильный инструмент трется о нижележащую стенку скважины и при движении вверх и вниз нарабатывает желоб, главную роль играет площадь контакта БТ с породой и масса единицы длины буровой колонны.

Желоба обнаруживаются посадками и затяжками БИ. В них имеются застойные зоны, где не выносится шлам, при цементировании имеются так же участки смешения БР и ТР, а в процессе бурения постоянно провоцируют аварию, т.к. диаметр бурильного инструмента намного меньше замков или муфт и при попадании муфт в желоба, постоянно инструмент имеет посадку или затяжку. Обнаруживается много точечными профилемерами.

Методы борьбы:

1.На стадии проектирования необходимо как можно меньшие темпы снижения и падения кривизны, называется темпом набора кривизны, измеряется градус/10метров. 2.Ликвидируются проработкой, т.е. места, где обнаружены желоба неоднократно прорабатываются с целью разрушения узких выработок в скважине, по телу БТ.

3.Установка против желобов цементных мостов и последующее разбуривания их; 4.Взрывы напротив желобов с целью разрушения ствола вместе с желобом.

59 Понятие о профиле ствола скважины, зенитном угле,

азимуте, инклиннограмме.

Профили направленных скважин подразделяют на 3 основных типа:

1)Тангенциальная скважина. Отклоняют вблизи поверхности до величины угла, соответствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Применяют часто для скважин умеренной глубины 1500-3000м в простых геологических

условиях, когда не используются промежуточные колонны. Этот профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, требует минимального числа долблений с отклонителем(«+»), поэтому ее предпочитают применять при кустовом бурении. а – вертикальный участок; б – участок набора зенитного угла или кривизны; в – наклонно прямолинейный участок с точкой входа в продуктивный горизонт.

2)S-образные скважины

Этот тип предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижению которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановление вертикального положения ствола. Этот тип профиля используют там, где наличие газовых зон, наличие соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных колонн. иногда используют этот тип направленной скважины с целью глушения другой, фонтанирующей, скважины. Так этот тип применяют при бурении в открытом море, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы. Т.о. этот тип позволяет вскрывать и эксплуатировать многопластовые месторождения, естественно, последовательно снизу вверх.

Имеет 5 участков: а – вертикальный; б – набор зенитного угла; в – наклонно-направленный или

криволинейный с естественным падением угла; г – интенсивное падение зенитного угла; д – вертикальный участок с входом в продуктивный пласт.

3)J-образная скважина

Предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах и имеет более длинный по сравнению с 1 и 2 типами горизонтальный участок. Этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенный под солевыми куполами, для кустового бурения, к же вскрытия глубоко залегающих объектов.

меет 2 участка: а – вертикальный участок; б – набор зенитного угла, он может меняться от 0о до 900. Данный тип скважины

позволяет бурить горизонтальные скважины. У данного типа могут быть вариации.

Параметры, характеризующие пространственное расположение скважины:

Н – глубина скважины – это расстояние по вертикали от устья о горизонтальной плоскости, в которой лежит забой скважины(для определения гидростатического давления Р=ρgH);

L – длина скважины – расстояние от устья до забоя по оси

скважины(для определения длины бурильной, обсадной колонны); В – проложение – это кротчайшее расстояние в горизонтальной

плоскости от забоя до проекции устья на эту плоскость; Θ – зенитный угол – угол между касательной в точке и вертикалью проведенной через эту точку;

φ – угол наклона ствола скважины - угол между касательной в

точке и горизонталью проведенной через эту точку; α – азимут – угол между направлением на север и

касательной в точке по часовой стрелке в направлении бурения. Проекция ствола скважины на горизонтальную

плоскость называется инклинограммой.

Проекция ствола скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины.

57 Экспресс метод оценки пластового давления

Допустим у нас была ситуация, когда вахте нельзя было работать на устье, скважину за герметизировали, т.е. перекрыли затрубное пространство. В затрубье поступил пластовый флюид. После закрытия скважины ждут 15-20 минут, для

стабилизации давлений и замеряют давление в трубах и затрубном пространстве. Трубное и затрубное пространство можно представить как сообщающиеся сосуды. Поскольку в трубах находится буровой раствор, то трубы можно считать манометром, определяющим пластовое давление. Рплат=ρgH.

Давление в затрубье больше, Рзатруб=ρg(H-hф)+ ρфghф. Затем

определяем новую плотность БР для успешной задавки скважины:

Мы рассмотрели, когда БИ находится на забое – это самый благоприятный случай, если БИ находится при подъеме или на устье, то разрабатываются специальные планы работ, где инструмент может спускаться под давлением через универсальный привентор или в случае нахождения инструмента по середине, выбирается та плотность БР, которой хватит для задавки, но этот метод не всегда удачен, потому, что нижняя часть скважины будет пустая.

61 Признаки НГВП

Признаки НГВП:

1)увеличение объема БР из скважины при неизменной подаче, т.е. БН выдают 20л/с, а станция контроля выдает 25л/с; 2)увеличение скорости потока БР или расхода; 3)когда БИ поднимают из скважины, то через определенный

интервал положено доливать в скважину БР, если уровень раствора в скважине больше чем долили это тоже признак прилива флюида в ствол скважины; 4)повышение газосодержания в БР; 5)повышение скорости механического бурения.

Закономерность: месторождение сложено из ловушки – глинистые породы, как правило, и за долгое время газ в какой-

то степени насыщает эти породы, и как только наблюдается увеличение газового фактора при достижении места предполагаемого вскрытия это говорит о том, что мы приближаемся к газовой шапке. Так же это может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с постоянным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах, при непосредственной близости пластов-коллекторов

с высоким давлением флюидов или внедрением долота в высоконапорную залежь; 6)изменение давления на буровых насосах, к.п. давление

падает, но не всегда потому, что поступающий флюид в затрубное пространство имеет плотность меньшую чем БР.

42. КОЛОННАЯ ОСНАСТКА — часть технологической оснастки обсадных колонн для облегчения их спуска, обеспечения цементирования, разделения бурового и тампонажного раствора и т.д. Элементы колонной оснастки: колонные башмаки, обратные клапаны, разделительные цементируемые пробки, муфты, хвостовики.

Колонными башмаками оборудуют низ обсадных колонн для направления их по стволу скважины и защиты от повреждения при спуске. Они представляют собой короткие толстостенные стальные патрубки, которые одним концом присоединяют к низу обсадной колонны с помощью резьбы или сварки, другой конец оборудуют направляющей насадкой из чугуна, алюминия, бетона или дерева (полусферического или конусообразной формы с гладкой или ребристой поверхностью). Обратные клапаны применяют для

предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну. Обратный клапан монтируется или в башмаке колонны, или на 10-20 м

выше него. Разделительные цементируемые пробки

используются для разделения тампонажного и бурового растворов при цементировании обсадных колонн, а также для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. По назначению пробки подразделяются на нижние (типа ПЦН) и верхние (ПВЦ и ПП). При цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубках, применяют верхние двухсекционные пробки СП, состоящие из нижней и верхней части. Муфты ступенчатого цементирования используют для подъёма тампонажного раствора в заколонном пространстве на большую высоту в два (или более) приёма. Муфта устанавливается на определённой (расчётной или геологически обоснованной) глубине, составляя одно целое с обсадной колонной. Вначале цементируется участок заколонного пространства до муфты. После затвердения цементного раствора открываются отверстия муфты и цементный раствор прокачивается в заколонное пространство выше муфты. Хвостовики и секции обсадных колонн

опускают в скважины на бурильных трубах, которые соединяются с обсадными с помощью разъединителей, предназначенных для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины или друг на друга происходит изгиб

колонны с различной интенсивностью. Для предотвращения изгиба хвостовики или секции обсадных колонн подвешивают в стволе скважины. Технические средства, с помощью которых проводят глубинную подвеску хвостовиков и секций обсадной колонны, носят название подвесных устройств. При креплении скважины секциями обсадной колонны применяют различные приспособления (соединители) для глубинного соединения (стыковки) секций между собой. Для герметизации верхней части зацементированных хвостовиков или секций обсадной колонны используют герметизирующие устройства, перекрывающие заколонное пространство.

43. Расчёт длины УБТ при роторном бурении

Задачи: 1. создание требуемой нагрузки 2. Вытягивание

44. Прихваты БК при бурении скважин. Причины и

признаки прихватов.

Прихват – потеря подвижности колонны которая не восстанавливается даже при приложении к ним максимальной нагрузки. 1. Дифференциальный прихват 60-70% (образуется

глинистая рыхлая корка – прилипание к ней) 2. Прихват сальником. Сальник образуется при бурении на высоковязких растворах, при наличии в них твёрдой фазы. 3. Прихват

компенстор и некоторые клапаны. 2. Поворот колонны вправо.

32. Методы предупреждения и ликвидации поглощений

бурового раствора при бурении скважин.

Методы сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглащающий пласт и предотвращение редких колебаний давления в стволе скважины. Поглощение промывочной жидкости - переток жидкости из ствола

скважины в поглощающие горизонты. Рис1* Условия поглощения промывочной жидкости - рис1.

Если динамический уровень достигает устья - то поглощение

полное.

бурового раствора = 0,025

Методы ликвидации поглощений:

1.Геологические

2.Технологические - способ бурения, типы

раствора, режимы бурения.

Методы ликвидации поглощений...

1. При малых интенсивностях - регулируют параметры

бурового раствора.

2.Кальматирование ствола скважины. Кальмотация – (рис. 2)

3.Инертные наполнители. (Рис. 3)

различные отходы (опилки, плёнка, бумага)

4. Ввод тампонажных смесей и паст. Существует их множество разновидностей..

5. Метод установки цементных мостов.

(Рис4) чтобы правильно поставить цементный мост нужно посчитать объёмы.

Рис5*

33. Принципы выбора числа и глубины спуска ОК в

составе конструкции скважины. Интервалы вскрываемого скважиной разреза, несовместимые по условиям бурения.

Методика прогнозирования глубины спуска обсадных колонн, использующая эмпирические данные, служит основой проектирования конструкций скважин в США. Глубины спуска колонн выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. Аналогичный подход к определению зон крепления скважины принят в настоящее время в СНГ. При этом вводится единый принцип выбора конструкции скважин - совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям

бурения.

Для выбора числа обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах глубина - эквивалент градиента давления. Н - Глубина

кровли пласта:

70 Достоинства и недостатки роторного и турбинного

бурения.

Роторное бурение. Достоинства:

1.Частота вращения долото регулируется с поста бурильщика.

2.Крутящий момент не зависит от частоты вращения.

3.Возможность применения на зуооборотных долот

идолот с гидромониторным эффектом.

4.Даёт возможность создавать большую нагрузку на долото.

5.Возможность применять растворы с высокой плотностью - более 1700 кг/м3, при температуре больше 150 С0

6.Меньшая скорость восходящего потока.

7.Меньшая мощность гидронасосов.

8.Более щадящие условия при отборе керна.

9.Отсутствуют затраты на прокат забойных двигателей.

10.Меньше опасность прилипания БК к стенкам скважины и зависания.

11.Более точно определяется нагрузка на долото.

Недостатки:

1.Малая скорость механического бурения в пластичных и малоабразивных породах.

2.Бурильная колонна работает в сложнонапряжённых состояниях - повышенное

требование к её прочности.

3.Усталостный износ металла происходит быстрее.

4.За счёт истирания уменьшается толщина стенки трубы.

5.Повышенный износ резьбовых соединений.

6.Требуется большой ресурс работы ротора и вертлюга.

7.Сложная технология бурения наклонно направленных скважин.

Несмотря на все недостатки в Америке бурится этим способом

95% скважин. Турбинное бурение. Достоинства:

1.БК не вращается.

2.Большая часть её растянута.

3.Меньшая прочность и толщина стенки.

4.Меньшая стоимость.

5.Высокая эффективность на глубинах до 3500 м.

6.Эффективны алмазные долота и долота типа ИСМ.

7.Большие возможности при бурении наклонно направленных скважин и вторых стволов.

8.Проведение аварийных работ: торцевание, зарезка.

9.Бурение скважин большого диаметра.

10.Можно иметь меньшую длину УБТ, создавать часть нагрузки БК.

11.Имеет более высокий КПД чем роторный.

Недостатки:

1.Канад подвода энергии1 гидравлический.

2.Ограниченный момент и мощность на долоте.

3.Ресурс работы 150-200 часов.

4.При бурении на аэрированных растворах - резко

падает мощность.

5.Низкие показатели при бурении на вязких и тяжёлых растворах.

6.Быстрый износ турбин и опор при бурении с абразивной фазой в растворе.

7.Затраты на прокат, перевозка, ремонт.

21 Бурильная колонна и ее назначение.

БК- бурильные трубы предназначенные для подачи

гидравлической и механической энергии к долоту (это бур трубы и другие элементы по которой передается момент и поступает жидкость) ФУНКЦИИ:

-связь долота с надземным оборудованием -подводит энергию к долоту при роторном бурении -подает р-р на забой скваж -образует кольцевое пространство для породы -создает осевую нагрузку на долото

-воспринимает реактивный момент долота и передает его на

ротер -проводит наклоное бурение

-проводит испытание продуктивного горизонта

39, Цементирование скважины.

Цементирование ОК - это процесс вытеснения бурового

раствора из кольцевого пространства, тампонажным раствором. (Рис. 1)

Цель цементирования:

1.Разобщение

насыщенных жидкостью и газами проницаемых горизонтов

2.Упрочнение

стенок скважины.

3.Защита ОК от действия пластовых вод.

Способы цементирования:

1. Одноступенчатое цементирование.

Наверх ОК наворачивается устьевая цементировочная головка, Устанавливается разделительная пробка - пробка плотно

прилегает к стенкам ОК и разделяет тампонажным материал от бурового раствора.

Цементн

ый

раствор

вытесняе

т

буровой. (Рис. 2)

Недостат ки:

Загрязне

ние

горизонтов (Рис. 3)

2. Двухступенчатый способ.

В состав ОК вводится муфта ступенчатого цементирования (Рис. 4) - это устройство с помощью

которого скважину можно зацементировать в 2 этапа: с разрывом во времени и без.

3. Обратное цементирование скважин.

ОК без обратного клапана, закачка производится сразу в затрубное пространство. (Рис. 5)

4. Манжетное цементирование.

Применяется:

При бурении на небольшой глубине. 100-300 м, и при наличии

зон проницаемости с большими коэффициентами проницаемой способности. (Рис. 6-7)

Корзина - упругий элемент, состоящий из стержня или резцов,

на котором смонтирован жёсткий каркас.

23 Конструкции скважины, её параметры Скважина- это капитальная долговременное дорогостоящее

сооружение, которое является герметичным каналом связи между продуктивным горизонтом и поверхностью. Бурение - это процесс разрушение горной породы с

образованием цилиндрической выемки.

Стоимость скважины зависит от глубины и от конструкции. 30-50 млн. 2-2.5 км глубиной.

Понятие о конструкции скважины.

1. Начинается бурение

шнеком или долотом диаметром 600 мм. На глубину 10 м. Спускают обсадную трубу 530 мм. Заливаем цементом затрубное пространство.

2. Долото 450 мм.

Труба 424 мм. 30-50 м.

3. Долото 395 мм.

Труба 324 мм. 300 м 4. Долото 295. Труба

245 мм. 1 км

5.190 - 215 бурение. Труба 146 мм

эксплуатационная колонна. 2100

6.Перфорация, снижение давления в колонне.

Конструкция скважины - это совокупность информации о числе

обсадных колонн их диаметрах, глубинах их спуска, интервалах цементирования (интервал поднятия тампонажного раствора), диаметрах долот

для бурения под эти колонны, и иногда толщина стенки колонны и группы прочности стали.

530 10 м

426-40 м.

324-200 м.

245-800 м.

168-2100 м. (До 1500) - высота

подъема тампонажного материала, так же может быть указано размеры долот, толщина колонн. Графическое изображение рис8* ОК-колонна из обсадных труб

Конструкция скважины должна обеспечит подведения скв до проектной глубины и попадание в заданную точку продуктивного горизонта.

Параметры основ: диаметр ОК, глубина их спуска, диаметр долот, высота подъёма и качество томпонажного раствора. Констр скв: Направление-для предупреждения разлива пород вокруг устья. Глубина зависит от физ-мех св-в пород и наличие водоносного горизонта от 1-10м, диаметром ОК 324,426,530. Кондуктор- предназначен для перекрытия вверхней части

разреза где имеются пустоты пород, глубина до 400м, диам 324,277, 245. Техн колонна-на нее в большинстве случаев став ПВО, д245, 700м. Эксплуатац- создание надежного

долговечного конала связи.д 146,168.

22 Ударный способ бурение скважины. + и – стороны способа.

Ударный способ бурения. Он использовался долгое время до вращательного. Суть: 1 – долото; 2 – ударная штанга; 3 – штанга ножницы; 4 – канатный замок; 5 – канат. Кривошипно-

шатунный механизм натягивает канат, а затем резко отпускает (имеется устройство с помощью которого можно менять число ударов). Падая долото ударяется об забой, что ведет к разрушению породы, скважина наполнена жидкость на несколько метров. В стволе нет воды. Минус – нет постоянного контакта долота с забоем. Нет непрерывной промывки, приходится прерывать бурение. Нет никакого направления(чисто вертикальные). Т.к. в скважине отсутствует жидкость, то низкая скорость строительства, нет безопасности при вскрытии продуктивного горизонта. Ударный способ бурения имеет малые скорости бурения, большую металлоемкость, при вскрытии продуктивного горизонта за счет отсутствия жидкости в столбе скважины можем иметь выбросы нефте-газопроявления.

25.02.11 лекция 2

Условия залегания и свойства горных пород

Осадочные породы состоят из пластов и слоёв.

Пласт - это геологическое тело, сложенное однородной осадочной горной

породой, и ограниченное сверху и снизу параллельными плоскостями. Положение пласта в пространстве определяется углами падения и простирания.

Кратчайшее расстояние - нормальная мощность пласта.

Породы возникшие при высоких темпер и давлений - эндогенные. Породы преобразуются под действием ветра и солнца - экзогенные.

Физико-механические свойства:

Понимается их способность реагировать на внешнее воздействие, изменение формы и целостности.

Твёрдость горной породы - это способность сопротивляться внедрению

более твёрдого тела.

Образивность - зависит от твёрдости минералов и цементирующего

вещества. (Пример: точим нож об наждак.) Зависит от твёрдости, нагрузки, длительности воздействия.

Упругость - способность горной породы изменять форму и

восстанавливать после снятия.

Хрупкость - способность разрушаться без какой либо пластической

деформации.

Коллектор - это способность гп вмещать в себя жидкости и газы.

Пористость - П0=ΣПор/Vобр Псообщ=ΣПс/V

Проницаемость - способность пропускать через себя флюиды при

перепаде давления. Зависит от размера пор и трещин. (Чем больше размеры канала, тем больше проницаемость образца) измеряется в Дарси. Градиент - отношение давления к площади.

Плотность - отношение массы к единице объема.

Гидростатическое давление - рис 3* Понятие горного давления - рис 4*

Чем больше давление в ГП тем труднее оно разрушается долотом. Пластичность - это способность

изменять форму под действием нагрузок но не восстанавливать их. Деформация - относительная

величина изменения размеров или формы тела под действием внешних нагрузок.

1.Обратимая - тело восстанавливает размеры и форму.

2.Необратимая - пластическая.

Разрушение - считают хрупким, если тело разрушилось сразу после

нагрузки. Один из видов разрушения это разрыв. Рис 5* Прочность ГП - способность противостоять разрушению под действием

внешних нагрузок.

Анизотропия - материал обладает различными свойствами в разных

направлениях. Рис6*

Основные плотности гп:

Глина 2060 – 2600 Песчаники 2600 – 2656 Доломиты 2550 – 2820 Известняки 2410 – 2750 Соль каменная 2100 – 2200

Температурный градиент - средний градиент по планете 0.03 на 1м Скважина - это горная выработка, цилиндрической формы длина которой

в несколько тысяч раз больше диаметра, сооружаемая с земной поверхности без доступа человека с помощью специального оборудования и инструмента.

Скважина- это капитальная долговременное дорогостоящее сооружение,

которое является герметичным каналом связи между продуктивным горизонтом и поверхностью.

Бурение - это процесс разрушение горной породы с образованием

цилиндрической выемки.

Стоимость скважины зависит от глубины и от конструкции.

30-50 млн. 2-2.5 км глубиной.

Понятие о конструкции скважины.

Рис7*

1.Начинается бурение шнеком или долотом диаметром 600 мм. На глубину 10 м.

2.Спускают обсадную трубу 530 мм. Заливаем цементом затрубное пространство.

3.Труба 450 мм. 30-50 м. Бурим 424 мм.

4.Труба 395 мм. Бурим 324 мм. 300 м

5.Бурим 295. Труба 245 мм. 1 км

6.190 - 215 бурение. Труба 146 мм эксплуатационная колонна. 2100

7.Перфорация, снижение давления в колонне.

Конструкция скважины - это совокупность информации о числе обсадных

колонн их диаметрах, глубинах их спуска, интервалах цементирования (интервал поднятия тампонажного раствора), диаметрах долот для бурения под эти колонны, и иногда толщина стенки колонны и группы прочности стали.

530 10 м

426-40 м.

324-200 м.

245-800 м.

168-2100 м. (До 1500) - высота подъема тампонажного материала, так же

может быть указано размеры долот, толщина колонн. Графическое изображение рис8*

Укаждой обсадной колонны есть чёткое название:

1.Шахтное направление 10-15 м.

2.Направление 40м

3.Кондуктор 200м.

4.Техническая. до 800 м.

5.Эксплуатационная. 2100 м.

ПВО – противовыбросное оборудование ставится на 2 или 3 колонну.

Скважины разделяются на:

1.вертикальные,

2.наклонные

3.горизонтальные.

Вертикальная - ось, которой отклонилась не более чем 1-2 градуса. Наклонная - рис9* могут вскрывать горизонты на большом расстоянии.

Классификация скважин по назначению:

1.Структурно поисковые.

2.Опорные и параметрические - изучают геологический разрез,

оценивают коллекторские свойства, оценивают свойства флюидов.

3.Разведочные скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Свойства горных пород. Породоразрушающие инструменты. Механическое разрушение - энергия для разрушения горной породы

передаётся от двигателя с поверхности к породоразрушающему инструменту.

После изобретения долота 1906 году, шарошечными долотами бурится

90%.

Нагрузка на долота 15-20 тонн.

Вращение 400 об/мин

Если долото состоит из вращающихся элементов то это - механизм

Требования:

1.Долота работают в компоновке с забойными двигателями и бурильными трубами.

2.Согласование диаметров долот, бурильных труб, забойных двигателей с внутренними диаметрами обсадных колонн.

3.Конструкция долота должна соответствовать назначению.

4.Конструкция долота должна обеспечить наименьшую энергоёмкость разрушения ГП.

5.Должны обладать максимальной прочностью, которая обеспечивается подбором материалов и режимами термообработки.

Долговечность работы долота:

1.Время работы долота в часах.

2.Проходка на долото.

Долговечность зависит от:

1.совершенства конструкции.

2.Качество изготовления.

3.Прочности.

4.Усталостная прочность.

5.Ударная вязкость.

6.Коррозионная стойкость.

Конструкция долота и материалы должны отвечать требованиям интенсивного отвода тепла из областей его образования. (Образуется в элементах качения и в местах трения с породой)

Конструкция долота должна обеспечить оптимальную очистку забоя от выбуренной породы. От степени очистки забоя зависит механическая скорость и проходка на долото. Долото должно создавать ствол цилиндрической формы.

Классификация долот:

для бурения сплошным забоем

кольцевым забоем

для специальных целей.

(Для бурения долота кольцевым - коронки и бурильные головки, спец целей - зарезные фрезерные расширители центрирующие)

По характеру воздействия на породу

дробящего действия

режуще скалывающего

дробяще-скалывающего

режуще стирающего.

По конструкционным отличиям

лопастные

шарошечные

коронки

фрезерные

дисковые

Лопастные долота:

Могут быть двух и трёх лопастные.

Состоят:

1.Корпус

2.Присоединительная резьба, (обозначение резьбы З-127)

3.Промывочное отверстие

4.Рабочие лопасти - армируются материалом СЛАВУТИЧ.

Применяются: для бурения мягких пород и пород средней твёрдости.

Обозначают: 2Л-размер - двухлопастное.

Одним из видов является пикооборазное долото.

Им бурятся мягкие породы и породы средней твёрдости.

Долото истирающего типа.(ИСМ)