рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН - раздел Философия, Міністерство Освіти І Науки, Мол...

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ,

МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ

Івано-Франківський національний технічний

Університет нафти і газу

Кафедра буріння нафтових і газових свердловин

 

Я. С. Коцкулич, І. М. Ковбасюк,

О. Б. Марцинків, І. І. Чудик

 

БУРІННЯ НАФТОВИХ

І ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

 

КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ

 

 

Івано-Франківськ

УДК 622.24

ББК 33.13

Б 91

 

Рецензент:

Кочкодан Я. М.кандидат технічних наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу

Рекомендовано методичною радою університету

(протокол № 1 від 22.10.2012 р.)

 

Коцкулич Я.С., Ковбасюк І.М., Марцинків О.Б., Чудик І.І.

Б-91Буріння нафтових і газових свердловин: конспект лекцій. – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2012. – 189 с.

МВ 02070855 – 3859 - 2012

Конспект лекцій складений згідно з програмами курсів “Буріння нафтових і газових свердловин” і “Основи технології буріння” для студентів, що навчаються за напрямами підготовки 6.050304 – "Нафтогазова справа" та 6.040103 – "Геологія" і призначений для надання методичної допомоги при вивченні дисциплін студентами денної і заочної форм навчання. Може бути корисним виробничникам при виникненні питань з цієї галузі.

УДК 622.24

ББК 33.13

 

МВ 02070855 – 3859 - 2012

© Коцкулич Я.С., Ковбасюк І.М.,

Марцинків О.Б., Чудик І.І.

© ІФНТУНГ, 2012


ЗМІСТ

Вступ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 Загальні поняття про будівництво свердловин..
1.1 Коротка історія розвитку буріння свердловин . . . .
1.2. Способи буріння глибоких свердловин . . . . . . . . . .
1.3 Поняття про свердловину та її елементи. . . . . . . . .
1.4 Класифікація свердловин за призначенням. . . . . . .
1.5 Описання процесів ударного та обертового буріння
1.5.1 Ударне буріння . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.5.2 Обертальне буріння . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.5.3 Ударно-обертальне буріння . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.6 Поняття про цикл будівництва свердловини . . . . .
2 Бурові установки та обладнання. . . . . . . . . . . . . . .
2.1 Складові елементи бурових установок. . . . . . . . .
2.2 Основні параметри бурових установок . . . . . . . .
2.3 Наземні споруди і бурове обладнання . . . . . . . . .
2.4 Принцип вибору бурової установки . . . . . . . . . . .
3 Породоруйнуючий інструмент для буріння свердловин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1 Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2 Бурові долота для буріння свердловин суцільним вибоєм. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.1 Лопатеві долота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.2 Шарошкові долота. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .
3.2.3 Алмазні долота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.4 Твердосплавні долота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.3 Бурові долота для буріння з відбором керна . . . . .
3.4 Бурові долота спеціального призначення . . . . . . . .
3.5 Техніко-економічні показники роботи бурових доліт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 Вибійні двигуни. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.1. Класифікація вибійних двигунів . . . . . . . . . . . . . . .
4.2 Турбобури . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

 

4.3 Гвинтові вибійні двигуни. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.4 Електробури . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 Бурильна колона . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1 Призначення та складові елементи бурильної колони. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2 Конструктивні особливості елементів бурильної колони. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.1 Бурильні труби та з’єднувальні муфти. . . . . . . . .
5.2.2 Бурильні замки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.3 Обважнені бурильні труби. . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.4 Ведучі бурильні труби . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2.5 Перевідники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3 Технологічне оснащення бурильної колони . . . . .
6 Режим буріння та його параметри . . . . . . . . . . . . .
6.1 Поняття про режим буріння та його параметри. . .
6.2 Вплив параметрів режиму буріння на механічну швидкість проходки. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.3 Основи методики проектування параметрів режиму буріння. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7 Промивання свердловин та бурові промивальні рідини . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.1 Функції бурових промивальних рідин . . . . . . . . . .
7.2 Класифікація бурових промивальних рідин. . . . . .
7.3 Основні властивості та параметри промивальних рідин, методи їх контролю. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.4. Основні види промивальних рідин на водній основі, сфера їх застосування . . . . . . . . . . . . . . . .
7.4.1. Вода . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.4.2 Рідини з диспергованою твердою фазою . . . . . .
7.4.3 Суспензії з конденсованою твердою фазою . . . .
7.4.4 Полімерні недиспергуючі рідини . . . . . . . . . . . .
7.4.5 Нафтоемульсійні рідини . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.5 Промивальні рідини на вуглеводневій основі . . . .
7.6 Аеровані промивальні рідини . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.7 Газоподібні агенти . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

 

7.8 Хімічні реагенти для оброблення бурових промивальних рідин на водній основі . . . . . . . . . .
7.9 Приготування бурових промивальних рідин . . . . .
7.10 Очищення бурових промивальних рідин . . . . . .
8 Ускладнення в процесі буріння свердловин . . . .
8.1 Причини та класифікація ускладнень. . . . . . . . . . .
8.2 Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3 Флюїдопроявлення . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.4 Порушення цілісності стінок свердловини . . . . . .
8.5 Прихоплювання колони труб . . . . . . . . . . . . . . . . .
9 Буріння свердловин у заданому напрямку . . . . . .
9.1 Основні поняття про викривлення свердловин . . .
9.2 Причини самовільного викривлення свердловин та їх наслідки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.3 Мета і способи буріння похилонаправлених свердловин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.4 Профілі похилих свердловин . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.5 Види буріння похилих свердловин . . . . . . . . . . . .
10 Кріплення свердловин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.1 Мета та способи кріплення свердловин. . . . . . . .
10.2 Поняття про конструкцію свердловини та її елементи. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.3 Принципи проектування конструкцій свердловини. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.4 Обсадні труби та їх з’єднання . . . . . . . . . . . . . . . .
10.5 Умови роботи обсадних колон у свердловині . . .
10.6 Принципи розрахунку обсадних колон на міцність . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.6.1 Визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.6.2 Визначення міцнісних характеристик обсадних труб . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.6.3 Встановлення коефіцієнтів запасу міцності . . .

 

10.6.4 Підбір труб із встановленими коефіцієнтами запасу міцності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.7 Оснащення низу обсадних колон . . . . . . . . . . . . .
11 Цементування свердловин . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11.1 Мета та способи цементування свердловин . . . .
11.2 Тампонажні матеріали, їх класифікація . . . . . . . .
11.3 Властивості тампонажного порошку, розчину та каменю . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11.3.1 Властивості сухого тампонажного порошку . .
11.3.2 Властивості тампонажного розчину . . . . . . . . .
11.3.3 Властивості тампонажного каменю . . . . . . . . . .
11.4 Обладнання для цементування свердловин . . . . .
12 Розкриття, випробування та освоєння продуктивних горизонтів . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12.1 Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта . . . . . . . . . . . . .
12.2 Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12.3 Завдання та способи випробування перспективних горизонтів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12.4 Принципова схема і основи технології випробування пласта пластовипробувачем . . . . . .
12.5 Інтерпретація результатів випробування з допомогою пластовипробувача . . . . . . . . . . . . . . . .
12.6 Вторине розкриття продуктивного пласта перфорацією . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12.7 Способи та основи технології освоєння свердловин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Перелік рекомендованих джерел. . . . . . . . . . . . .

ВСТУП

Курси “Буріння нафтових і газових свердловин” і “Основи технології буріння” належать до дисциплін, які вивчають студенти спеціальностей “Геологія нафти і газу”, “Видобування нафти і газу” та “Обладнання нафтових і газових промислів”. Зміст дисциплін базується на знаннях, одержаних студентами під час вивчення фундаментальних та загальноінженерних дисциплін.

Мета вивчення дисциплін “Буріння нафтових і газових свердловин” і “Основи технології буріння” – надбання студентами знань з питань теорії основних технологічних процесів, які пов’язані з породоруйнівним інструментом, режимом буріння, буровими промивальними рідинами, бурильною колоною, ускладненнями та аваріями в процесі буріння, бурінням свердловин у заданому напрямку, проектуванням конструкції свердловин, їх кріпленням та цементуванням, вторинним розкриттям пластів тощо.

За результатами вивчення дисциплін студенти повинні вміти:

а) підбирати типорозміри доліт, вибирати тип та властивості промивальних рідин, у тому числі для якісного розкриття продуктивних пластів;

б) оцінити умови виникнення можливих ускладнень та аварій в бурінні та розробляти заходи з їх запобігання;

в) вибрати спосіб первинного розкриття продуктивних пластів;

г) оцінити якість первинного розкриття пластів;

д) виконувати інтерпретацію діаграм глибинних манометрів;

е) вимірювати властивості промивальних рідин, сухого тампонажного матеріалу, розчину і каменю;

є) проектувати конструкції свердловин;

ж) виконувати розрахунки, які стосуються основних технологічних операцій, пов’язаних з закінчуванням свердловин.

Автори з щирою вдячністю сприймуть зауваження і пропозиції читачів, спрямовані на покращення даної методичної розробки.

 


1 ЗАГАЛЬНІ ПОНЯТТЯ ПРО БУДІВНИЦТВО СВЕРДЛОВИН

Коротка історія розвитку буріння свердловин

Стародавні перські жерці в заповнених згаданою рідиною ямах зберігали цей, як вони називали, «святий вогонь». Для відбудови легендарного Вавилона як… Не оминули цю дивну рідину своєю увагою і східні народи. Стародавня японська… Американські індіанці ще з незапам’ятних часів використовували нафту для своїх молитовних церемоній, звертаючись до…

Способи буріння глибоких свердловин

Руйнувати гірські породи можна механічним, термічним, фізико-хімічним, електроіскровим та іншими способами. Проте в даний час промислове застосування знайшли тільки способи механічного руйнування породи, а інші поки що перебувають в стадії експериментальної розробки.

Механічне буріння здійснюється такими способами:

1) ударним:

а) ударно-штанговим;

б) ударно-канатним;

2) обертальним:

а) роторним;

б) із застосуванням вибійних двигунів (турбобурів, електробурів, гвинтових двигунів);

Ударно-обертальним.

 

Поняття про свердловину та її елементи

Початок свердловини називається устям, циліндрична поверхня - стінкою або стволом, а дно - вибоєм. Відстань від устя до вибою по осі ствола визначає… Свердловини бурять вертикальні і похилі. В останньому випадку свердловину… Свердловини бурять ступенево, зменшуючи діаметр від інтервалу до інтервалу. Глибини свердловин коливаються в широких…

Класифікація свердловин за призначенням

Опорні свердловини бурять для вивчення геологічної будови і гідрогеологічних умов залягання осадової товщі порід і вивчення закономірностей… Результати опорного буріння всебічно досліджують і в комплексі з іншими… Параметричні свердловини призначені для детальнішого вивчення геологічної будови розрізу, особливо на великих…

Описання процесів ударного та обертового буріння

Ударне буріння

З усіх різновидностей ударного буріння в даний час застосовується тільки ударно-канатний спосіб (рисунок 1.2). Буровий снаряд, що складається з…  

Обертальне буріння

Існує два способи обертального буріння - роторний і з вибійними двигунами. При роторному бурінні (рисунок 1.3) потужність від двигунів 9 передається… При бурінні з вибійними двигунами долото 1 нагвинчується на вал, а бурильна колона з’єднується з корпусом двигуна 2.…

Ударно-обертальне буріння

При бурінні глибоких свердловин застосовують другий спосіб, коли обертання долота здійснюється з поверхні роторним способом, а коливання долота,… Ударно-обертальний спосіб буріння не вийшов із стадії експериментальних…  

БУРОВІ УСТАНОВКИ ТА ОБЛАДНАННЯ

Складові елементи бурових установок

Бурові установки призначені для буріння експлуатаційних і глибоких розвідувальних свердловин обертовим способом.

Основними складовими елементами сучасних бурових установок є:

- бурові споруди (вишка, основа, укриття, містки і стелажі);

- спуско-підіймальне обладнання (бурова лебідка, кронблок, талевий блок, гак і гакоблок);

- обладнання для обертання бурильної колони (ротор, вертлюг);

- обладнання для виносу вибуреної породи та її видалення (бурові насоси або компресори, циркуляційна система, обладнання для приготування та обробки розчинів, обладнання для очищення бурових розчинів від вибуреної породи і газу);

- силовий привід та енергетичні установки;

- засоби для автоматизації і механізації СПО та подачі долота.

 

Основні параметри бурових установок

Для забезпечення високих техніко-економічних показників, враховуючи різноманітні умови буріння, використовують бурові установки різних конструкцій і… Бурові установки характеризуються багатьма параметрами, серед яких: - максимально допустиме навантаження на гак;

Наземні споруди і бурове обладнання

Бурова вишка призначена для підйому і спуску бурильної колони та обсадних труб у свердловину, утримання бурильної колони на вазі під час буріння, а… Бурові вишки розрізняються за конструкцією, висотою та… За конструкцією бурові вишки поділяються на два типи: баштові і щоглові.

Принцип вибору бурової установки

Відповідно до чинного стандарту колишнього СРСР (ГОСТ 16293-89) вибір бурової установки здійснюється за допустимим навантаженням на гак (2.2) де G0 – вага у повітрі найбільш важкої обсадної колони або її секції чи хвостовика з урахуванням ваги бурильних труб,…

ПОРОДОРУЙНУЮЧИЙ ІНСТРУМЕНТ

ДЛЯ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту

Руйнування будь-якої гірської породи при обертальному бурінні відбувається в результаті дії двох сил: вертикального (осьового) навантаження на… За характером руйнування породи бурові долота класифікуються таким чином: а) долота ріжуче-сколюючої дії, які призначені для розбурювання в’язких і пластичних порід невеликої твердості та…

Бурові долота для буріння свердловин суцільним вибоєм

Для буріння свердловин суцільним вибоєм застосовують лопатеві, шарошкові, алмазні і твердосплавні долота.

Лопатеві долота

Долота 2Л і 3Л використовують для буріння в неабра­зивних м’яких пластичних породах і для буріння в неабразивних м’яких породах з пропластками… Долота 2Л (рисунок 3.1) виготовляють суцільнокованими, а долота 3Л (рисунок…  

Рисунок 3.2—Трилопатеве Рисунок 3.3— Трилопатеве

долото 3Л долото «ЗИР»

 

Для збільшення зносостійкості доліт їх лопаті укріплюють твердими сплавами.

Долота 3Л випускають з промивальними отворами, краї яких укріплені зернистим твердим сплавом, а також з промивальними отворами з встановленими в них мінералокерамічними змінними соплами (насадками). Долота із змінними соплами називають гідромоніторними.

Суттєвим недоліком доліт 2Л і 3Л є інтенсивне зношування їх лопатей, у зв’язку з безперервним контактом ріжучих та калібруючих ствол свердловини країв лопатей долота з вибоєм та стінкою свердловини, а також велика моментоємність.

Долота “ЗИР” (рисунок 3.3) відрізняються від доліт 3Л тим, що лопатки дещо притуплені, а не загострені і приварені до корпуса так, що вони сходяться на осі, а не нахилені до неї.

Краї лопатей додатково укріплені твердосплавними штирями (вставками). Ці особливості їх конструкції дозволяють вести буріння в абразивних м’яких породах з пропластками абразивних порід середньої твердості. Вказані долота руйнують гірську породу різанням (мікрорізанням) і стиранням.

Долота “6ИР” мають три основні лопаті, які служать для руйнування породи вибою і три додаткові укорочені лопаті, які калібрують стінку свердловини. Основні лопаті притуплені і сходяться на осі долота. Додаткові лопаті також притуплені і розміщені між основними лопатями. Руйнують породу різанням (мікрорізанням) та стиранням. Ці долота призначені для буріння в породах середньої твердості.

Рисунок 3.4 — Шестилопатеве долото «ИСМ»

Долота “ИСМ” у лопатевому виконанні виготовляють декількох видів. За конструкцією шестилопатеве долото “ИСМ” відрізняється від долота “6ИР” формою робочої поверхні основних трьох лопатей і розміщенням трьох додаткових укорочених лопатей (рисунок 3.4). Основні лопаті сходяться на осі долота, а додаткові розміщені асиметрично стосовно основних. Долота руйнують породу різанням (мікрорізанням) і стиранням. Додаткові лопаті призначені, як і у доліт “6ИР”, для калібрування стінки свердловини. Для укріплення лопатей використовують надтвердий матеріал “Славутич”, який має високу зносотійкість. Промивальні отвори просвердлені в корпусі долота.

Шарошкові долота

а) площа контакту шарошкових доліт з вибоєм набагато менша, але довжина їх робочих елементів більша, що значно підвищує ефективність руйнування… б) шарошки долота перекочуються по вибою на відміну від лез лопатевого долота,… в) крутний момент, необхідний для обертання шарошкового долота, порівняно невеликий, а тому зводиться до мінімуму…

Таблиця 3.1 – Область застосування тришарошкових доліт

  Підшипники шарошок ряду моделей доліт змащуються промивальною рідиною, яка… При обертанні долота за годинниковою стрілкою шарошки, які перекочуються по вибою проти годинникової стрілки,…

Алмазні долота

Алмазне долото складається із стального корпусу із з’єднувальною різьбою і фасонної алмазонесучої головки (матриці) (рисунок 3.6). Матрицю виготовляють методом пресування і спікання суміші спеціально… Застосовуючи для виготовлення матриці різні матеріали, досягають необхідного ступеня оголення алмазів під час роботи…

Твердосплавні долота

Долота “ИСМ” руйнують породу аналогічно алмазним долотам, тобто за принципом різання (мікрорізання) і стирання. Долото складається із стального корпусу, на торцевій профільній поверхні… З’єднують долото з бурильною колоною або валом вибійного двигуна за допомогою замкової різьби.

Бурові долота для буріння з відбором керна

1 – бурильної головки; 2 – зовнішнього корпуса; 3 – внутрішньої колонкової труби (керноприймача);

Бурові долота спеціального призначення

1 Пікоподібні долота. Застосовують для створення плавного переходу ствола свердловини з великого діаметра на менший при розбурюванні цементних… Виготовляють пікоподібні долота двох типів: а) типу ПР, призначені для проробки (розширення) ствола пробуреної свердловини в м’яких пластичних породах з…

Техніко-економічні показники роботи бурових доліт

1 Проходка на долото (hд ) - це кількість метрів, пробурених даним долотом до його повного зносу. Якщо долото спускається в свердловину декілька… 2 Механічна швидкість буріння характеризує інтенсивність руйнування породи… (3.1)

ВИБІЙНІ ДВИГУНИ

 

Класифікація вибійних двигунів

Для буріння нафтових і газових свердловин застосовують гідравлічні та електричні вибійні двигуни, які перетворюють відповідно гідравлічну енергію промивальної рідини або електричну енергію в механічну на вихідному валу двигуна.

Гідравлічні вибійні двигуни випускають двох типів:

1 - Гідродинамічного – турбобури;

2 - Гідростатичного – гвинтові двигуни.

Електричні вибійні двигуни одержали назву електробурів.

Турбобури

У практиці буріння використовують такі турбобури: – односекційні типу Т12; – секційні;

Рисунок 4.1 – Схема односекційного турбобура

 


Турбіна турбобура багатоступенева, осьова. Кожна ступінь складається із статора, закріпленого в корпусі, і ротора, закріпленого на валі. На нижній кінець вала при бурінні нагвинчується долото, а зверху над турбобуром установлюють колону бурильних труб.

Промивальна рідина, яка протікає через турбобур до долота, спочатку омиває п’яту, що служить радіально-упорним підшипником турбобура. При цьому промивальна рідина змащує і охолоджує деталі п’яти, потім поступає в турбіну, направляється всередину вала і дальше до долота у вибій свердловини. Крім п’яти в турбобурі є декілька радіальних підшипників, причому нижній, називається ніпелем, виконує також роль сальника, направляючи рідину всередину вала.

Секційні турбобури типу ТС складаються з двох і більше секцій, які з’єднані між собою послідовно з допомогою конічних муфт.

Шпиндельні турбобури дозволяють покращити енергетичні характеристики турбобура, оскільки в них осьова опора винесена в окрему нижню секцію-шпиндель.

Високомоментні турбобури дозволяють за рахунок профілю лопаток одержати більший крутний момент при зменшенні швидкості обертання.

Колонкові турбобури. дозволяють відбирати керн і відрізняються від односекційних тим, що в них вал, до якого через перевідник приєднується бурильна головка є пустотілий. Всередині пустотілого вала розміщується зйомник керноприймач.

Редукторні турбобури типу ТР забезпечують передачу зменшеної частоти обертання і підвищеного крутного моменту.

Реактивно-турбінні бури (РТБ) використовуються для буріння свердловин великого діаметра (від 394 до 2600 мм). Вибійний агрегат для РТБ являє собою два або три (іноді і чотири) одночасно працюючих турбобури типу Т12, які розміщені паралельно і жорстко з’єднані між собою.

 

Гвинтові вибійні двигуни

– статор-корпус з порожнинами, що прилягають кінцями до камер високого і низького тисків; – ведучий ротор-гвинт, крутний момент якого передається виконавчому… – замикачі гвинтової поверхні, що призначені для герметизування робочих органів і запобігання перетікання рідини із…

Рисунок 4.2 – Гвинтовий вибійний двигун Д2-172

Основним робочим органом двигуна є гвинтова пара, яка складається із статора і ротора, що являє собою зубчату пару внутрішнього зачеплення з гвинтовими зубами.

Статор являє собою металеву трубу, до внутрішньої поверхні якої привулканізована гумова обкладка, що має десять гвинтових зубів лівого напрямку, обернених до ротора.

Ротор виконаний з високолегованої сталі, має дев’ять гвинтових зубів лівого напрямку і розміщений ексцентрично по відношенню до осі статора.

Під дією потоку промивальної рідини ротор, обкочуючись по зубах статора, здійснює планетарний рух. Крутний момент від ротора на вал шпинделя передається двошарнірним з’єднанням. Це з’єднання виконано у вигляді вала, що має на кінцях два шарніри. Карданне з’єднання необхідне для передачі обертання від ексцентрично розміщеного ротора, який здійснює планетарний рух відносно осі обертання двигуна, до вала шпинделя.

Шпиндель необхідний для передачі осьового навантаження на долото, сприйняття гідравлічного навантаження, що діє на ротор.

 

Електробури

Електродвигун являє собою високовольтну, трифазну, асинхронну маслонаповнену машину з короткозамкнутим ротором. Він монтується в трубних секціях,… У корпусі статора запресовані пакети магнітопровідної сталі, що чергуються з…

Рисунок 4.3 – Схема електробура з маслозаповненим шпинделем

 

Ротор складається з пустотілого вала, на якому розміщені секції з короткозамкнутими алюмінієвими "білковими" клітками. Між секціями встановлені кульові підшипники, які сприймають радіальні навантаження. Осьове навантаження сприймають опорні кульові підшипники.

Ущільнення кінців вала двигуна досягається з допомогою нижнього і верхнього сальників. Щоб запобігти проникненню в двигун промивальної рідини через сальник, тиск масла в порожнині двигуна повинен бути дещо вищим (на 0,2-0,3МПа) від тиску промивальної рідини, що протікає через електробур.

Електробур з долотом спускають у свердловину на бурильних трубах. Колона бурильних труб служить для приєднання до неї електробура, сприйняття реактивного моменту, подачі до вибою промивальної рідини і розміщення в ній струмопідводу.

Електроенергія до електробура підводиться від силового трансформатора по зовнішньому кабелю, який підвішений до бурового шланга і по кабелю, змонтованому всередині бурильної колони. Між вертлюгом і ведучою трубою розміщений струмоприймач. Кабель всередині бурильної колони змонтований із секцій, довжина яких дорівнює довжині бурильних труб. Секції кабелю з’єднуються з допомогою контактних стержнів і муфт при скручуванні бурильних труб.

Буріння за допомогою електробурів має ряд переваг порівняно з використанням інших вибійних двигунів:

1 Незалежність потужності і частоти обертання вала електробура від кількості і властивостей промивальної рідини.

2 Можливість вести контроль за роботою долота на вибої і запобігати аварії з ним.

3 Можливість автоматизувати процес буріння при найкращому використанні потужності.

4 Використання телеметричної апаратури при бурінні похило-направлених свердловин.

5 Використання будь-яких видів промивальних рідин і циркуляційних агентів.

До недоліків застосування електробурів належать:

· необхідність джерела постачання електроенергії і спеціального обладнання;

· недосконалість системи струмопідводу, що призводить до частих пробоїв в ізоляції;

· неможливість регулювання частоти обертання внаслідок жорсткої характеристики двигуна;

· застосовують електробури при невисоких вибійних температурах;

· необхідність застосування спеціальних бурильних труб;

· великі втрати напруги в системі струмопроводу.

 


БУРИЛЬНА КОЛОНА

Призначення та складові елементи бурильної

Колони

Бурильна колона призначена для:

а) передачі обертання від ротора до долота;

б) сприйняття реактивного моменту вибійного двигуна;

в) підводу до вибою промивальної рідини;

г) створення осьового навантаження на долото;

д) підйому і спуску долота і вибійного двигуна;

е) монтажу окремих секцій струмопідводу при бурінні електробуром;

є) проведення допоміжних робіт (проробка, розширення і промивання свердловини, дослідження пластів тощо).

Бурильна колона складається з ведучої труби, бурильних труб, обважнених бурильних труб, замків, перевідників і з’єднувальних муфт.

 

Конструктивні особливості елементів бурильної

Колони

Бурильні труби та з’єднувальні муфти

а) з висадженими всередину кінцями і з’єднувальними муфтами до них (ТБВ) (рисунок 5.1а); б) з висадженими назовні кінцями і з’єднувальними муфтами до них (ТБН)… в) з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками (ТБВК) (рисунок 5.1в);

Рисунок 5.1 – Бурильні труби

 

Стандартом передбачено випуск труб довжиною 6 м, 8 м і 11,5 м. На кінцях труби нарізається конічна різьба трикутного (рисунок 5.1 а, б) або трапецієвидного (рисунок 5.1 в, г) профілю.

Наявність висадки на кінцях труби дозволяє нарізати різьбу, зберігаючи в будь-якому перерізі труби однакову міцність на розрив.

Бурильні труби із стабілізуючими поясками (тип 3 і 4) є герметичнішими і міцнішими за відповідні труби 1 і 2 типу.

З’єднувальні муфти призначені для з’єднання коротких (довжиною 6 м і 8 м) труб типу 1 і 2 у двотрубки. Випуск муфт для труб з різьбою трапецієвидного профілю не передбачений.

Бурильні труби і з’єднувальні муфти виготовляють із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

Рисунок5.2 – Бурильна труба з привареними по висадженій назовні частині ніпеля і муфти бурильного замка спеціальної конструкції (типу ТБПВ)

Бурильні труби з висадженими назовні кінцями і привареними замками (рисунок 5.2) мають рівнопрохідний канал по довжині труби, що обумовлює як і при застосуванні бурильних труб з висадженими назовні кінцями (тип 2 і 4), мінімальні гідравлічні опори при русі промивальної рідини по бурильній колоні.

Виготовляють ці труби приварюванням до трубної заготовки з висадженими назовні кінцями замків спеціальної конструкції.

Застосування труб з привареними з’єднувальними кінцями типу ТБПВ дає також добрі результати при бурінні похило-направлених свердловин, оскільки складені з них бурильні колони мають рівнопрохідний отвір, що полегшує умови спуску і підйому приладів, які використовуються для контролю за положенням відхилювача в свердловині.

До недоліків бурильних труб типу ТБПВ належить можливе паралельне зміщення і перекіс осей з’єднувальних кінців і труби, що ведуть до передчасного виходу з ладу бурильної колони.

Для виготовлення легкосплавних бурильних труб (ЛБТ) застосовують дюраль Д16 (сплав Al-Cu-Mg), зміцнений термообробкою, і тому він одержав шифр Д16Т.

Важливою перевагою ЛБТ є їх діамагнітність, що дозволяє заміряти зенітний кут та азимут свердловини інклінометрами, які спускають у бурильну колону. До переваг ЛБТ треба зачислити і наявність у них гладкої внутрішньої поверхні, що знижує гідравлічні опори приблизно на 20 % порівняно зі сталевими бурильними трубами аналогічного перерізу.

Однак ЛБТ має вади: їх не можна експлуатувати при температурах вищих 150 °С, оскільки при вищих температурах міцнісна характеристика сплаву Д16Т різко знижується; неможливість їх експлуатації при наявності в свердловині промивальної рідини з концентрацією водневих іонів рН>10, у зв’язку із сильною кородуючою дією лужного середовища на сплави алюмінію; недопустимі і кислотні ванни, які застосовують для звільнення прихопленої стальної бурильної колони.

Бурильні замки

У бурильній колоні основними з’єднувальними елементами є бурильні замки, які випускають декількох типів: а) ЗН - з діаметром прохідного отвору значно меншим, ніж діаметр прохідного… б) ЗШ - з діаметром прохідного отвору приблизно таким, як і діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину…

Рисунок 5.3 – Бурильні замки для бурильних труб

З висадженими кінцями типів 1 і 2

Замки ЗН і ЗШ використовують для з’єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями. Значне звуження прохідного отвору в бурильних замках типу… Для з’єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями і стабілізуючими… Ніпель і муфта бурильного замка з’єднуються між собою з допомогою конічної великої різьби трикутного профілю, яка…

Обважнені бурильні труби

Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото і збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони.

Обважнені бурильні труби бувають таких типів:

а) з гладкою поверхнею на всій довжині;

б) з конусним проточуванням у верхній частині;

в) збалансовані;

г) квадратного перерізу по периметру;

д) зі спіральними канавками.

ОБТ перших двох типів мають на кінцях замкову різьбу (рисунок 5.4). При наявності на трубі з одного кінця зовнішньої, а з іншого - внутрішньої різьби ОБТ називають проміжною, а при наявності на обох кінцях внутрішньої різьби - наддолотною. Комплект ОБТ має одну наддолотну трубу і необхідну кількість проміжних труб.

а - з гладкою поверхнею; б - з конусним проточуванням

Рисунок 5.4 – Обважнені бурильні труби

 

Виготовляють ОБТ перших двох типів із сталей групи міцності Д і К методом прокатування без подальшої термічної обробки, що обумовлює їх недостатню міцність і невисоку зносостійкість. Крім того, вони мають значні допуски на кривизну, різностінність та овальність. Внаслідок цього, під час роботи долота на вибої відбувається биття бурильної колони і, як наслідок, виникнення динамічних навантажень, що негативно впливає на умови роботи бурильної колони і долота.

Вади описаних вище ОБТ у значній мірі усунені в збалансованих обважнених бурильних трубах (ОТБЗ).

Внутрішній канал у цих трубах висвердлений, що забезпечує його прямолінійність, а механічне оброблення зовнішньої поверхні труб, обкатування різьби роликом, термічне оброблення труб і фосфатування різьби підвищують їх міцність.

ОБТ зі спіральними канавками мають на зовнішній поверхні нарізані спіральні канавки, внаслідок чого зменшується імовірність прихоплювання колони і покращується якість промивання.

Ведучі бурильні труби

Ведучі бурильні труби призначені для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони та циркуляції промивальної рідини. При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції, які складаються з квадратної товстостінної штанги, верхнього штангового перевідника (ПШВ) і нижнього штангового перевідника (ПШН) (рисунок 5.5).

 

Рисунок 5.5 – Ведуча бурильна збірної конструкції

 

Ведучу трубу в зборі рекомендується приєднувати до ствола вертлюга з допомогою перевідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ і стволі вертлюга.

Для захисту від зносу замкової різьб ПШН, яка піддається багаторазовим згвинчуванням та розгвинчуванням при нарощуванні бурильної колони і спуско-підіймальних операціях, на перевідник ПШН додатково нагвинчують запобіжний перевідник.

Квадратні штанги для ведучих труб виготовляють довжиною до 16,5 м із сталі групи міцності “Д” і “К”.

 

Перевідники

Перевідники призначені для з’єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони інструментів.

Всі перевідники поділяються на три типи (рисунок 5.6):

а) перевідники перехідні або запобіжні (ПП);

б) перевідники муфтові (ПМ);

в) перевідники ніпельні (ПН).

Перевідники перехідні призначені для переходу від різьби одного типу до різьби іншого типу, для з’єднання елементів колони різних діаметрів, для приєднання до бурильної колони інструментів.

а - перехідний; б - муфтовий; в - ніпельний Рисунок 5.6 —Перевідники

Перевідники муфтові і ніпельні призначені для з’єднання елементів бурильної колони, розміщених один від одного ніпелями або муфтами.

Технологічне оснащення бурильної колони

Фільтр призначений для очищення промивальної рідини від значних домішок, які потрапили в циркуляційну систему, Він встановлюється всередині… Зворотний клапан встановлюють у верхній частині бурильної колони для… Запобіжні кільця монтують на бурильній колоні для захисту від зносу кондуктора, проміжної обсадної колони, бурильних…

РЕЖИМ БУРІННЯ ТА ЙОГО ПАРАМЕТРИ

 

Поняття про режим буріння та його параметри

Під режимом буріння розуміють сукупність тих факторів, які впливають на ефективність руйнування породи та інтенсивність зношування долота і якими… До режимних параметрів належать: а) осьове навантаження на долота - Рд;

Вплив параметрів режиму буріння на механічну швидкість проходки

Осьове навантаження на долото. Руйнування гірської породи на вибої механічним способом неможливе без створення осьового навантаження на долото. … Теоретична залежність механічної швидкості проходки від осьового навантаження… В області II (ділянка АВ) механічна швидкість збільшується з ростом осьового навантаження, але в даному випадку…

Основи методики проектування параметрів

Режиму буріння

  (6.1)  

Функції бурових промивальних рідин

При бурінні свердловин у складних гірничо-геологічних умовах бурові промивальні рідини повинні виконувати такі основні функції:

а) повністю і ефективно очищати вибій від частинок розбурюваних порід і видаляти їх на денну поверхню;

б) створювати гідростатичний тиск, достатній для попередження флюїдопроявлень як в процесі буріння, так і при тривалому припиненні промивання;

в) утримувати частинки розбурюваної породи та інші частинки твердої фази в змуленому стані при припиненні циркуляції і запобігати їх осіданню на вибій;

г) забезпечувати охолодження і змащування деталей доліт, вибійних двигунів, бурильної колони та інших вузлів;

д) запобігати проявам нестійкості порід, що формують стінки свердловини ;

е) передавати потужність від джерела на денній поверхні до вибою при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами та ін.

 

Класифікація бурових промивальних рідин

Дисперсна фаза складається, в основному, з двох або більше компонентів. Найважливішим її компонентом є невелика кількість колоїдного матеріалу,… За складом дисперсійного середовища промивальні рідини можна розділити на такі… І Рідини на водній основі:

Основні властивості та параметри промивальних рідин, методи їх контролю

а) утримувати у змуленому стані і виносити із свердловини частинки породи найбільшого розміру; б) створювати гідростатичний тиск на стінки свердловини з метою попередження… в) забезпечення зниження ваги колони бурильних та обсадних труб, що сприяє зменшенню навантаження на талеву систему. …

Рисунок 7.1 – Ареометр АГ-ЗПП

 

Для оперативного якісного оцінювання умовної в’язкості промивальної рідини на буровій використовують польовий віскозиметр ПВ-5 (рисунок 7.2). Під умовною в’язкістю розуміють тривалість витікання 500 см3 ретельно перемішаної промивальної рідини через калібровану трубку з внутрішнім діаметром 5 мм і довжиною 100 мм приладу ПВ-5, в який налито 700 см3. Для перевірки приладу замірюють умовну в’язкість прісної води. Час витікання 500 см3 води повинен бути (150,5) с.

а - віскозиметр; б - мірний кухоль; 1 - об’єм 200 см3; 2 - об’єм 500 см3   Рисунок 7.2 – Польовий віскозиметр ПВ-5

Для кількісної оцінки описання руху промислових рідин використовують різні реологічні моделі. Для визначення реологічних характеристик використовують ротаційні віскозиметри.

Тиксотропні властивості. Тіксотропією називають здатність суспензії утворювати структуру в стані спокою (холодець) і втрачати її при перемішуванні. Міцність утворюваної суспензією структури в стані спокою називають статичним напруженням зсуву (СНЗ). СНЗ - це те напруження, яке необхідно створити, щоб зруйнувати структуру і відновити текучість системи. У спокою міцність структури зростає в часі, асимптотично наближаючись до верхньої межі. Промивальна рідина характеризується двома значеннями статичного напруження зсуву: початковим (q1 ), яке заміряють через 1 хв. спокою після інтенсивного перемішування, і другим (q10 ), яке заміряють після 10 хв. спокою. Перша величина (q1 ) характеризує утримувальну здатність промивальної рідини.

Статичне напруження зсуву вимірюють в Па з допомогою приладу СНС-2 (рисунок 7.3) або ротаційних віскозиметрів.

 

 

1 - плита;

2 - гвинт;

3 - стійка;

4 - крутильна головка;

5 - пружна нитка;

6 - трубка;

7 - диск зі шкалою;

8 - прозорний візир;

9 - підвісний циліндр;

10 - стакан;

11 - обертовий столик;

12 - електродвигун

 

Рисунок 7.3 – Схема приладу СНС-2

 

Про ступінь тиксотропності судять за різницею q10-q1, або їх відношенням. Чим більша різниця (відношення), тим тіксотропніша суспензія. Для буріння в більшості випадків бажано використовувати низькотіксотропні рідини, в яких q1 достатнє для утримання в змуленому стані вибурених частинок після припинення циркуляції.

Фільтраційні властивості. Фільтрація (Ф) вимірюється в см3/ 30 хв. і характеризує здатність промивальної рідини фільтруватись в стінки свердловини під впливом перепаду тиску з утворенням малопроникної фільтраційної кірки. За величину фільтрації беруть об’єм фільтрату, який відділяється від промивальної рідини протягом 30 хв. при фільтруванні через паперовий фільтр площею 44 см2 (діаметром 75мм) при визначеному перепаді тиску. Цей параметр називають показником фільтровіддачі Ф30 (якщо рідина на водній основі - просто водовіддачею).

Фільтрація залежить від складу промивальної рідини, дисперсності твердих частинок, перепаду тиску, температури та деяких інших факторів. Фільтрація зменшується із збільшенням вмісту колоїдних частинок, зростає при збільшенні концентрації грубодисперсних частинок (наприклад, обважнювача), а також з підвищенням температури. При збільшенні перепаду тиску фільтрація, як правило, зростає.

Фільтрація в статичних умовах завжди суттєво менша, ніж при русі промивальної рідини. Це пояснюється тим, що у спокою проникність фільтраційної кірки зменшується в міру утворення нових її шарів, з часом процес фільтрування дисперсійного середовища може взагалі припинитись. При русі промивальної рідини в якийсь момент наступає рівновага між відкладенням нових шарів кірки і змиву їх потоком рідини, що рухається вздовж поверхні фільтру, і швидкість фільтрування дисперсійного середовища стабілізується. Чим більша швидкість руху, тим вища, при інших рівних умовах, фільтровіддача.

Фільтраційні властивості вимірюють в статичних умовах з допомогою приладу ВМ-6 (рисунок 7.4). Прилад ВМ-6 складається з напірного і фільтраційного вузлів. Процес фільтрації здійснюється через паперовий фільтр, який розміщений на дні спеціального пристосування.

У напірний вузол входить циліндр, плунжер і шкала, яка закріплена на плунжері. На верхньому кінці циліндра нанесена відлікова мітка. Для встановлення шкали на “нуль” і спуску надлишкового масла з циліндра в нижній його частині є отвір, який перекривається голковим клапаном.

Фільтраційний вузол складається з фільтраційного стакана і підставки. У нижній частині підставки є отвір, який перекривається перед заповненням фільтраційного стакана гумовим корком. Досліджуваний розчин заливається в фільтраційний стакан з попередньо змоченим водою паперовим фільтром на підставці. На фільтраційний стакан, закритий клапаном, нагвинчений циліндр, заповнений поверх розчину машинним маслом. У цей циліндр входить плунжер зі шкалою, який створює тиск фільтрації, рівний 0,1 МПа. Фільтрація починається після відкриття отвору у підставці.

 

 

1 - плунжер;

2 - втулка;

3 - напірний циліндр;

4 - голковий клапан;

5 - фільтраційний стакан;

6 - гумовий корок;

7 - підставка;

8 - паперовий фільтр;

9 - отвір для надходження фільтрату

 

Рисунок 7.4 – Схема приладу ВМ-6

 

При фільтрації дисперсійного середовища з промивальної рідини на стінках свердловини (фільтраційному папері) утворюється фільтраційна кірка, яка є однією з характеристик фільтраційних властивостей. Фільтраційна кірка повинна запобігати руйнуванню стінок свердловини, попередити інтенсивну фільтрацію в пласт та ін. У той же час утворення грубої, пухкої кірки обумовлює виникнення ускладнень у процесі буріння. Чим тонша кірка, тим менша її проникність і краща кіркоутворювальна здатність.

Водневий показник рН - це логарифм концентрації водневих іонів у фільтраті промивальної рідини, взятий з протилежним знаком. Водневий показник електрично нейтрального середовища рН=7, лужного середовища 7<рН£14, кислого 1£рН<7. Водневий показник має дуже важливе значення для оцінки якості промивальних рідин на водній основі. Деякі види хімічно оброблених рідин стабільні лише у визначеному діапазоні рН. При рН<7 суттєво інтенсифікується корозія стальних труб, а при рН³10 - труб із алюмінієвих сплавів.

Седиментаційна стійкість характеризується двома показниками: добовим відстоєм і стабільністю.

Добовий відстій - це об’єм дисперсійного середовища, який виділився за одну добу спокою із 100 см3 промивальної рідини, налитої в мірний циліндр.

Стабільність - це різниця густин промивальної рідини, що знаходиться в нижній і верхній половині спеціального циліндра (ЦС-1), після 1 доби спокою. В якісних промивальних рідинах добовий відстій дорівнює нулю, а показник стабільності не перевищує (20-30) кг/м3.

Вміст піску. Вміст піску - це відношення об’єму осаду, який утворюється при відстоюванні протягом 1 хвилини промивальної рідини, розведеної водою, до об’єму вихідної промивальної рідини. Для заміру використовують скляний (відстійник Лисенка) або металевий від­стійник (ОМ-2).

1 - кришка;2 - отвір; 3 - циліндрична посудина; 4 - мензурка   Рисунок 7.5 – Відстійник ОМ-2

Відстійник ОМ-2 (рисунок 7.5) являє собою циліндричну посудину, в якій внизу вмонтована мензурка. Посудина закривається кришкою, об’єм якої 50 см3. Від­стійник заповнюють водою до половини і наливають у нього 50 см3 промивальної рідини. Потім заповнюють решту об’єму водою до отвору (450 см3 води і 50 см3 розчину). Після інтенсивного збовтування відстійник встановлюють вертикально і залишають у спокою на 1 хв. Процентний вміст піску чисельно дорівнює подвоєному об’єму осаду в мензурці, що нагромадився за час спокою.

Вміст газу. Вміст газу контролюють для того, щоб виявити початок газопроявлення в свердловині. Присутність газу погіршує роботу насосів, збільшує в’язкість промивальної рідини, призводить до зменшення гідростатичного тиску в свердловині.

Вміст газу в промивальній рідині визначають методом розведення або з допомогою приладу ВГ-1, ПГР-1.

Для заміру вмісту газу проби промивальної рідини необхідно відбирати як на початку жолобної системи, так і з прийомної ємності бурових насосів. Дослідження першої проби дозволяє оцінити вміст газу в потоці, який виходить із свердловини. За різницею вмісту газу у першій та другій пробах можна судити про ефективність дегазації промивальної рідини в очисній системі.

Електричні властивості. Здатність промивальної рідини перешкоджати протіканню електричного струму характеризується величиною питомого опору. Для оцінювання питомого опору в промивальну рідину занурюють спеціальний зонд, який складається з двох електродів.

Питомий опір промивальної рідини на водній основі зменшується із збільшенням ступеня її мінералізації і температури і залежить від складу солей у водному середовищі. Для успішного проведення геофізичних досліджень у свердловині, які основані на замірі електричного опору порід, питомий опір рідини повинен бути не меншим, ніж (0,8-1,0) Ом×м.

Промивальні рідини на водній основі вважаються неелектропровідними. Проте, якщо в рідину опустити два електроди і поступово збільшувати різницю потенціалів, то між електродами виникає електричний розряд. Різниця потенціалів, при якій виникає розряд, називається напругою електропробивання. Напруга електропробивання є важливою характеристикою таких рідин.

Термостабільність. Властивості промивальних рідин суттєво змінюються при зміні температури і тривалому їх нагріванні. Для кожного виду промивальної рідини і кожного реагента існують критичні температури, при перевищенні яких у рідині відбуваються необоротні зміни властивостей, а реагенти розкладаються. Цю температуру беруть за межу термостабільності.

Мастильні властивості характеризують здатність промивальної рідини зменшувати втрати енергії на тертя. Показником мастильних властивостей є коефіцієнт тертя.

Показники мастильних властивостей промивальних рідин заміряються з допомогою різних машин тертя: чотирьохкулачкових, Амслера, МКВ-К, Тімкен, АИ-3, ПТ-2 та інших.

 

Основні види промивальних рідин на водній основі, сфера їх застосування

Вода

Вода першою використовувалась при бурінні свердловин для видалення шламу завдяки своїй легкодоступності і дешевизні.

Основні переваги застосування води:

а) підвищення показників роботи долота завдяки створенню на вибій відносно низького гідростатичного і диференціального тиску, високим охолоджувальним і фільтраційним властивостям, поверхневій активності;

б) зменшення втрат тиску на подолання гідравлічних опорів в циркуляційній системі;

в) зручність очистки від шламу та газу на поверхні;

г) достатньо високий рівень очистки вибою і ствола свердловини від шламу;

д) відсутність прихоплень бурильної колони, що виникають із-за липкості фільтраційної кірки;

е) дешевизна і недефіцитність в більшості районів та ін.

До основних вад застосування води належать:

а) ускладнення при розбурюванні нестійких, схильних до набухання і обвалювання гірських порід;

в) нездатність утримувати шлам у змуленому стані, у зв’язку з чим виникає небезпека при раптовому припиненні циркуляції, оскільки шлам починає осідати, утворюючи шламову пробку;

г) швидке розчинення хемогенних порід (солі), що збільшує каверноутворення і підвищує корозійну активність;

д) неможливість застосування для розкриття продуктивних пластів внаслідок різкого зниження проникності привибійної зони та ін.

У якості промивальної рідини воду доцільно застосовувати тільки при розбурюванні стійких, достатньо міцних і нерозчинних порід непродуктивних горизонтів, механічні властивості яких практично не змінюються при зволоженні.

 

Рідини з диспергованою твердою фазою

а) дійсні розчини - цілком однорідні і прозорі розчини, які не змінюються при дуже тривалому зберіганні; б) колоїдні розчини - більш або менш помутнілі розчини, які при зберіганні… в) суспензії - мутні суміші твердих речовин (розмір (10-4- 1) мм) з водою, які швидко розділяються внаслідок осідання…

Суспензії з конденсованою твердою фазою

Суспензії з конденсованою твердою фазою одержують з водних розчинів ряду солей (NaCl, KCl, MgCl2, CaSO4та ін.) при додаванні лугів (NaOH, KOH,… Колоїдна фаза в них утворюється в результаті хімічних реакцій солі та лугу,… Суспензії на основі гідрогелю магнію мають низьку корозійну активність, не змінюють параметрів при попаданні в них…

Полімерні недиспергуючі рідини

Водний розчин полімерів не володіє тіксотропною структурою і не здатний кольматувати проникні стінки свердловини. Щоб ліквідувати ці вади в… Для приготування безглинистої суспензії змішують водний розчин… Полімерні недиспергуючі суспензії доцільно використовувати при бурінні в розрізах, складених стійкими породами, серед…

Нафтоемульсійні рідини

Нафтоемульсійні рідини застосовують в основному при розбурюванні розрізів великої товщини, складених глинистими і глинисто-карбонатними породами, які схильні до утворення сальників на бурильних трубах.

Нафтоемульсійними глинистими розчинами можуть бути практично всі розчини на водній основі. Їх одержують додаванням до промивальної рідини на водній основі від 8 % до 15 % нафти або нафтопродукту і прокачуванням протягом декількох циклів через циркуляційну систему.

При використанні таких рідин суттєво зменшується липкість фільтраційних кірок, сила тертя бурильних труб у стінки свердловини, водовіддача, небезпека утворення сальників, момент, необхідний для обертання колони труб. При цьому помітно зростають механічна швидкість проходки і проходка на долото.

Промивальні рідини на вуглеводневій основі

Промивальні рідини на вуглеводневій основі являють собою складну багатокомпонентну колоїдно-хімічну систему, в якій дисперсійним середовищем є рідкі… З практично безводних найперспективнішими є вапняно-бітумні суспензії (ВБР), в… Стабільність практично безводних суспензій на вуглеводневій основі значно залежить від вмісту води, тому в процесі…

Аеровані промивальні рідини

Аерується розчин або механічним шляхом - насиченням вихідного розчину повітрям, або хімічним шляхом - обробкою розчину піноутворюючими ПАР. При механічній аерації використовується серійне бурове обладнання з додатковим… При хімічній аерації немає необхідності встановлювати додаткове обладнання, розчини стійкіші, їх в’язкість і статичне…

Газоподібні агенти

Як газоподібні агенти використовують повітря, природний газ, викидні гази двигунів внутрішнього згорання (ДВЗ), азот, суміші викидних газів ДВЗ з… До переваг газоподібних агентів належать: а) підвищення показників роботи доліт внаслідок низького тиску середовища на вибій, покращання очищення вибою,…

Хімічні реагенти для оброблення бурових

Промивальних рідин на водній основі

Основним засобом регулювання властивостей промивальних рідин на водній основі є хімічна обробка їх з допомогою різних хімічних реагентів. Асортимент хімічних реагентів, що застосовується для оброблення промивальних… а) понижувачі водовіддачі (фільтрації) - стабілізатори;

Приготування бурових промивальних рідин

Для приготування промивальної рідини із порошкоподібних матеріалів використовують спеціальний блок обладнання (рисунок 7.6). Такий блок включає два суцільнометалевих бункери об’ємом від 20 м3 до 50 м3…  

Рисунок 7.6 – Схема блоку приготування промивальних рідинн

 

Бункери призначені для зберігання і подачі в камеру змішувача порошкоподібних матеріалів (глинопорошків, бариту і т.д.). Порошкоподібні матеріали в них завантажують з бункерів автоцементовозів.

Для приготування промивальної рідини насосом подають дисперсійне середовище (наприклад, воду) в ежекторний гідрозмішувач через штуцер. Оскільки рідке середовище витікає із штуцера з великою швидкістю, то в камері змішувача виникає вакуум. Під дією вакууму порошкоподібний матеріал з бункера по рукаву поступає в камеру змішувача, де змішується з рідиною, і по зливній трубі направляється в ємність (порошк можна подавати і через лійку). Для рівномірного розподілу компонентів промивальної рідини по всьому об’єму в ємності (як і у всіх відстійниках циркуляційної системи) встановлені механічні лопатеві перемішувачі, які приводяться в дію з допомогою електродвигунів.

Приготовлена таким способом промивальна рідина нестабільна і містить значну кількість частинок твердої фази. Тому її прокачують у замкнутій системі (ємність-буровий насос-ємність) протягом декількох циклів. При необхідності в промивальну рідину додають дисперсійне середовище для зниження умовної в’язкості.

Якщо промивальну рідину під час приготування необхідно обробити хімічними реагентами, то реагенти спочатку розчиняють у воді. Для цього ємність заповнюють розрахунковим об’ємом води, додають реагенти і ретельно перемішують за допомогою механічних перемішувачів або прокачують по замкнутій системі: ємність-насос-ємність. Після цього оброблену рідину подають в змішувач одночасно з подачею порошкоподібного матеріалу з бункера.

Для приготування промивальних рідин з порошкоподібних глин використовують ежекторні мішалки типу ГДМ-1 (рисунок 7.7). Така мішалка складається із заглибини для завантаження порошку, камери змішування з соплом, ємності і зварної рами, на якій змонтовані всі елементи. До камери змішування насосом через сопло подається вода (або промивальна рідина, густину якої треба збільшити) під тиском (2-3) МПа. Оскільки швидкість струмини на виході із сопла висока, то в камері змішування утворюється вакуум, внаслідок чого із заглибини засмоктується порошок глини (або обважнювача). Порошок змішується з рідиною, а утворювана пульпа надходить в ємність. При вході в ємність потік пульпи вдаряється в спеціальний башмак, і відбувається диспергування твердих частинок.

1 - заглибина для завантаження глинопорошка; 2 - ємність;

3 - зварна рама; 4 - камера змішування; 5 - сопло

 

Рисунок 7.7—Схема гідравлічної мішалки ГДМ-1

У міру підйому суспензії вверх по ємності швидкість її руху зменшується, великі частинки випадають на дно, а готова суспензія зливається в циркуляційну систему бурової через вихідну трубу у верхній частині ємності. Осад періодично видаляють через нижню зливну трубу.

На бурових широко застосовуються механічні двовальні мішалки для приготування (періодично і безперервно), обважнення промивальних рідин, а також для приготування водних розчинів хімічних реагентів. У механічних глиномішалках розчини готують з грудкових (сирих) глин і глинопорошків.

 

Очищення бурових промивальних рідин

Очищення промивальної рідини проводиться двома способами: гідравлічним і примусовим. Гідравлічний спосіб очищення оснований на природному осіданні уламків… При примусовому способі промивальна рідина очищається за допомогою спеціальних механізмів. Механізми, що…

Рисунок 7.8 – Вібраційне сито

 

Вібрації сприяють руйнуванню тіксотропної структури і зменшенню умовної в’язкості промивальної рідини, полегшують проціджування її через сітку і забезпечують переміщення великих частинок розбурюваної породи вздовж сітки. Звільнена від таких частинок промивальна рідина надходить в піддон, який встановлений під сіткою, а з нього у відстійник.

Широке застосування знайшли вібросита, в яких є дві-три сітки, розміщені одна за одною, а також сита з двома сітками, розміщеними одна під одною.

Найдосконаліші вібросита дозволяють вилучати частинки розміром (80-150) мкм.

Гідроциклон (рисунок 7.9) складається з вертикального циліндра з тангенціальним увідним патрубком, конуса, зливної труби і регулювального пристрою з насадкою. Промивальну рідину з відстійника подають спеціальним відцентровим насосом через патрубок в циліндр під надлишковим тиском (0,2-0,3) МПа. Оскільки патрубок приварений до циліндра тангенціально, то промивальна рідина набуває в циліндрі обертового руху. Під дією відцентрової сили рідина розшаровується: найважчі частинки відкидаються до периферії, а найлегші концентруються ближче до центра, в середніх ділянках поперечного перерізу гідроциклону.

1 - вертикальний циліндр; 2 - зливна труба; 3 - конус; 4 - регулювальний пристрій з насадкою; 5 - тангеціальний увідний патрубок   Рисунок 7.9 – Схема гідроциклона

 

При високій частоті обертання рідини в гідроциклоні вздовж осі утворюється повітряний стовп, тиск в якому нижчий за атмосферний. Осьова швидкість на межі цього стовпа максимальна і направлена вверх, а на стінках гідроциклону - вниз. Внаслідок такого розподілу швидкостей в гідроциклоні утворюється поверхня, на якій осьова швидкість дорівнює нулю. Вона відділяє периферійну частину потоку з найважчими фракціями твердої фази, що зсувається по стінках гідроциклону вниз, від внутрішньої, найлегшої частини рідини, яка піднімається вверх. Фракцію найважчих частинок твердої фази, яка спускається вниз по спіральній траєкторії, разом з невеликою кількістю рідини видаляють через насадку в контейнер або відвал. Основний об’єм промивальної рідини з найдрібнішими фракціями твердої фази, в тому числі з найдрібнішими частинками розбурених порід, з гідроциклону через зливну трубу направляють в жолоб і дальше у відстійник або а прийомну ємність бурових насосів. Діаметр насадки вибирають із врахуванням найбільшого діаметра частинок, які повинні бути видалені з промивальної рідини.

Для вилучення частинок, більших 40 мкм, використовують батарею гідроциклонів діаметром 150 мм і більше, в якій паралельно працюють декілька гідроциклонів. Умовно батарею гідроциклонів діаметром не менше 150 мм називають пісковідділювачем. Для вилучення твердих частинок розміром від 25 мкм до 40 мкм використовують гідроциклони діаметром меншим, ніж 100мм, батарею яких називають муловідділювачем.

Продуктивність гідроциклону залежить від його діаметра і надлишкового тиску на вході. Для нормальної роботи очисної системи продуктивність пісковідділювача повинна приблизно на 25 %, а муловідділювача - на 50 % перевищувати най­більшу витрату бурових насосів при бурінні свердловини.

Для очищення необважнених промивальних рідин застосовується триступенева система очищення: грубе очищення проводиться на віброситі, тонке очищення на піско- і муловідділювачах (рисунок 7.10). При цій системі з промивальної рідини вилучається до (80-90) % частинок розбурених порід, а деколи і більше.

Технологія очищення необважненого бурового розчину за триступеневою системою це ряд послідовних операцій. Буровий розчин зі шламом після виходу із свердловини піддається на першому ступені грубому очищенню на віброситі і збирається в ємності. Із ємності відцентровим насосом розчин подається в батарею гідроциклонів пісковідділювача, де з розчину видаляються частинки піска. Очищений від піска розчин надходить через верхню зливну трубу в ємність, а пісок скидається у відвал. З ємності відцентровим насосом розчин подається для остаточного очищення в батарею гідроциклонів муловідділювача. Після відділення частинок мула очищений розчин направляються в приймальну ємність бурових насосів, а мул скидається у відвал.

1 - свердловина; 2 - вібросито; 3, 5 - відцентровані насоси;

4 - пісковідділювач; 6 - муловідділювач; 7 - буровий насос;

8 - ємність муловідділювач; 9 - ємність пісковідділювача;

10 - ємність вібросита

Рисунок 7.10 – Схема триступеневого очищення промивальної рідини

 

Для очищення обважнених промивальних рідин, як правило, використовують тільки вібросита, оскільки в гідроциклонах разом з частинками породи видаляються частинки обважнювача розміром більшим, ніж 15 мкм.

Якщо при бурінні існує небезпека інтенсивних газопроявлень, то в систему очищення включають газовий сепаратор або дегазатор, які призначені для видалення газу з промивальної рідини.


УСКЛАДНЕННЯ В ПРОЦЕСІ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

Причини та класифікація ускладнень

а) складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (аномально високі або аномально низькі пластові тиски, наявність нестійких або… б) невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови… в) невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним…

Поглинання промивальних рідин або

Тампонажних розчинів

Різновидності поглинань: а) повне або катастрофічне поглинання, коли вся промивальна рідина, яка… б) часткове поглинання, коли частина рідини виходить в жолобну систему.

Флюїдопроявлення

Різновидності проявів: газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів); нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта);… Прояви можуть виникати як при зниженні тиску на пласт, так і без його… Створення протитиску на пласт з метою запобігання проявів забезпечується вибором відповідної густини промивальної…

Порушення цілісності стінок свердловини

а) порушення умов механічної міцності гірської породи в стінці свердловини внаслідок дії: статичних навантажень; знакозмінних навантажень… б) розчинення і розмив породи промивальною рідиною (хемогенні, глинисті… в) розтеплення мерзлої гірської породи, що призводить до фазових перетворень (танення льоду-цементу).

Прихоплювання колони труб

За характеристикою утримувальної сили і обставин, які передують виникненню, прихоплювання ділять на три групи: а) прихоплювання через перепаду тиску, або диференціальні; б) прихоплювання в жолобі і внаслідок заклинювання колони труб стороннім предметом;

БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН В ЗАДАНОМУ НАПРЯМКУ

Основні поняття про викривлення свердловин

Положення осі свердловини в будь-якій точці прийнято характеризувати трьома величинами (рисунок 9.1): а) зенітним кутом a, тобто кутом між вертикаллю і дотичною до осі в даній… б) азимутальним кутом Q, тобто кутом між напрямком на північ і проекцією до осі в даній точці на горизонтальну площину…

Причини самовільного викривлення свердловин та їх наслідки

1 Причини геологічного характеру: a) анізотропія, шаруватість, сланцюватість, тріщинуватість гірських порід; б) часте чергування порід з різними механічними властивостями, особливо при їх похилому заляганні;

Мета і способи буріння похилонаправлених

Свердловин

- при необхідності пробурити свердловину під дно моря, озера, річки, каналу, а також під яри і гори; - коли буріння ведеться з намивних дамб, естакад, плавучих бурових установок,… - з метою збереження орних земель і лісових угідь;

Профілі похилих свердловин

Профіль похилої свердловини необхідно вибирати таким чином, щоб при мінімальних затратах часу і засобів довести її до проектної глибини без… Широко застосовуються і відповідають практично всім геолого-технічним умовам…  

Рисунок 9.8 – Профілі похилих свердловин

 

Профіль “а” найпоширеніший і складається з трьох ділянок: верхньої вертикальної 1; набору кривизни 2; похило-прямолінійної (стабілізації) 3. При цьому профілі до мінімуму зводиться кількість рейсів з відхилювачем, забезпечується значне відхилення від вертикалі при невеликому куті нахилу свердловини. Експлуатація свердловин з таким профілем не викликає ускладнень. Цей профіль рекомендується в основному для буріння похилих свердловин на однопластові родовища з великим відхиленням при середній глибині.

Різновидністю профілю “а” є профіль “б”. У ньому замість похилонаправленої ділянки є ділянка 4, на якій зенітний кут зменшується. Такий профіль вимагає набору значно більшого кута в кінці ділянки 2. Довжина цієї ділянки більша, а роботи з відхилювачем вимагають додаткової затрати часу і засобів. Такий профіль рекомендується застосовувати у випадку ускладненого буріння свердловин при незмінному зенітному куті.

Профіль типу “в” складається з п’яти ділянок: вертикальної 1, набору кривизни 2, стабілізації 3, зменшення кривизни 4 і вертикальної 5. Він дозволяє при розкритті декількох продуктивних пластів експлуатувати будь-який з них із збереженням загальної сітки розробки. Цей профіль найскладніший і супроводжується найбільшим видовженням ствола свердловини.

Коли не вдається стабілізувати зенітний кут, свердловини бурять за профілем “г”, який складається з чотирьох ділянок і відрізняється від попереднього заміною ділянок 3 і 4 на ділянку 4 природного зниження зенітного кута.

Профіль типу “д” складається з вертикальної ділянки 1 і ділянки набору зенітного кута 2. Профіль характеризується великою протяжністю ділянки 2, на якій проводяться роботи з відхилювачем. Цей профіль рекомендується застосовувати за умов, що сприяють природному викривленню свердловини, а також у тих випадках, коли можливе буріння без орієнтування відхилювача.

 

Види буріння похилих свердловин

а) послідовне буріння декількох похилих свердловин з одного майданчика, або так зване кущове буріння; б) паралельне буріння двох свердловин з допомогою одного комплекта бурового… в) буріння свердловин, які закінчуються декількома вибоями (багатовибійне буріння) або з горизонтальним входженням в…

Рисунок 9.9 – Схема багатовибійного буріння свердловин

При горизонтально розгалуженому розміщенні стволів (рисунок 9.10 б) після буріння вертикальної ділянки свердловину розгалужують шляхом послідовного буріння декількох різко викривлених стволів. Відхилювач при цьому застосовують в момент забурювання розгалужених стволів, орієнтуючи площину їх дії в необхідному напрямку, а потім бурять без відхилювача.

Рисунок 9.10 – Схема горизонтального (а) і горизонтально-розгалуженого буріння свердловин (б)

При бурінні таких свердловин застосовують жорсткі відхилювачі з кутом перекосу різьб не менше 2° 30¢, укорочені турбобури або електробури з механізмами викривлення.


10 КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИН

10.1 Мета та способи кріплення свердловин

У процесі буріння розкриваються гірські породи, які відрізняються між собою літологічним складом, фізико-хімічними властивостями, ступенем насиченості і видом пластового флюїду. Поряд із стійкими породами, ствол свердловини в яких може тривалий час залишатися незакріпленим, зустрічаються нестійкі і слабозцементовані породи, які легко осипаються, руйнуються або випучуються зразу ж після розбурювання. Нестійкі породи особливо часто трапляються на відносно невеликих глибинах, а також у зонах тектонічних порушень. Щоб запобігти порушенню стійкості стінок свердловини, ствол її необхідно укріплювати.

Кріплення свердловини проводиться з метою:

– створення герметичного і довговічного каналу, який би забезпечив транспортування рідин і газів з пласта на денну поверхню або в протилежному напрямку;

– закріплення стінок свердловини, які складені нестійкими породами;

– ізоляції нафто-, газо- і водоносних пластів один від одного і денною поверхнею;

– створення умов для монтування на усті свердловини противикидного і експлуатаційного обладнання.

Найрозповсюдженішим способом кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів є спуск обсадних колон, складених із спеціальних труб, що називаються обсадними, і цементування простору між колоною труб і стінкою свердловини. Для розмежування горизонтів з різними коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також для запобігання газонафтоводопроявленню з горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності використовують також пакери. Іноді для тимчасового кріплення окремих ділянок ствола свердловини вдаються до встановлення цементних мостів або обробки стінок свердловини розчинами хімічних речовин, заморожування тощо.

Поняття про конструкцію свердловини

Та її елементи

– кількість обсадних колон та інтервали їх спуску; – діаметри обсадних колон та доліт для буріння ствола свердловини під кожну… – інтервали цементування обсадних колон.

Принципи проектування конструкцій свердловини

Під коефіцієнтом аномальності пластового (порового ) тиску розуміють відношення пластового (порового) тиску до гідростатичного тиску стовпа прісної… , (10.1) де Рпл(пор) - пластовий (поровий) тиск, Па;

Рисунок 10.2 – Сумiщений графiк коефiцiєнта аномальностi

Та iндексу тиску гiдророзриву

Вибір діаметрів обсадних колон і доліт. Діаметр експлуатаційної колони вибирають, виходячи з максимально очікуваних дебітів рідини (нафта+газ+вода;… У більшості випадків діаметр експлуатаційної колони визначається замовником. … У пошуково-розвідувальних свердловинах діаметр експлуатаційної колони вибирають таким, щоб в них можна було виконати…

Таблиця 10.1 - Нафтові свердловини

Сумарний дебіт, м3/добу <40 40-100 100-150 150-300 >300
Приблизний діаметр експлуатаційної колони, мм     127-140   140-146   168-178   178-194

 

Таблиця 10.2 - Газові свердловини

Діаметри проміжних колон і кондукторів, а також діаметри доліт для буріння під кожну колону знаходять із таких співвідношень. Діаметр долота Дд для… Дд=dм + 2Dк , (10.3) де Dк — мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходження колони у свердловину при спуску.

Таблиця 10.3 – Рекомендовані значення радіального зазору

За найбільший зовнішній діаметр dм беруть зовнішній діаметр муфт, з допомогою яких обсадні труби з’єднуються між собою. Величину зазору Dk вибирають із врахуванням жорсткості колони, глибини її… Внутрішній діаметр dвп попередньої обсадної колони повинен бути більший від діаметра доліт Дд для буріння під наступну…

Обсадні труби та їх з’єднання

За конструкцією всі труби можна умовно розділити на дві групи. Основну групу складають труби, виготовлені у вигляді пустотілого циліндра круглого… Труби з постійною по довжині товщиною стінки з’єднують між собою з допомогою…  

Рисунок 10.3 – Схема обсадних труб та їх з’єднань

 

Труби з потовщеними кінцями з’єднують між собою без муфт (рисунок 10.3 в). Для цього зовнішню поверхню нормального і внутрішню поверхню потовщеного кінця обробляють на конус і на конічних поверхнях нарізають різьби спеціального профілю з конусністю 1:16. Труби з’єднують згвинчуванням труба в трубу.

Стандартом передбачений випуск п’яти різновидностей з’єднань обсадних труб:

а) з короткою трикутною різьбою;

б) з подовженою трикутною різьбою;

в) з трапецієвидною різьбою (ОТТМ);

г) високогерметичні з трапецієвидною різьбою (ОТТГ);

д) високогерметичні безмуфтові з’єднання з трапецієвидною різьбою (ТБО).

Перші дві різновидності мають конічну різьбу трикутного профілю (рисунок 10.4) і відрізняються між собою довжиною різьби. Довжина різьби у з’єднаннях другої різновидності на (25-50) % (залежно від діаметра труби) більша, ніж першої. Кут при вершині профілю різьби дорівнює 60°.

 

1 - лінія паралельна осі різьби; 2 - лінія середнього діаметра різьби   Рисунок 10.4 – Профіль конічної різьби трикутного профіля

Оскільки радіуси заокруглень вершин і впадин різьби трикутного профілю не однакові, то при згвинчуванні муфти з трубою в з’єднанні утворюється тонкий зазор, найбільша висота якого Dp=0,076 мм. В цей зазор втискується надлишок мастила, і він виконує роль своєрідного гідрав­лічного затвора.

З’єднання решти різно­видностей мають різьбу трапецієвидного профілю (рисунок 10.5).

Рисунок 10.5 – Схема трапецієвидного профілю різьби

Профіль різьби має форму нерівнобічної трапеції. Сторона профілю, що сприймає навантаження, нахилена до осі різьби під кутом 87°, а інша, завантажена значно менше, - під кутом 80°. Завдяки тому, що в з’єднаннях з трапецієвидною різьбою кут нахилу найнавантаженішої сторони профілю до осі різьби значно вищий, ніж в з’єднаннях з трикутною різьбою, міцність перших на розтяг значно більша, ніж в останніх.

 

На кінцях труб ОТТГ і ТБО і в муфтах є гладкі ущільнюючі конічні поверхні. При згвинчуванні з натягом ніпельний кінець такої поверхні щільно притискується до відповідної поверхні муфти ОТТГ (муфтового кінця труби ТБО), завдяки чому досягається висока герметичність з’єднання.

Згідно з стандартом, обсадні труби за точністю і якістю можуть бути двох виконань - А та Б (виконання А точніше).

Стандартом допускається деяка овальність (відношення різниці найбільшого і найменшого діаметрів труби до їх півсуми) - до 2,5 % і різностінність - до 12,5 %.

Обсадні труби виготовляють зі сталей семи груп міцності: Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

 

Умови роботи обсадних колон у свердловині

При спуску обсадної колони в свердловину на неї діють такі навантаження: - розтягуюча сила від власної ваги колони (максимальна в місці її… - виштовхувальна (архімедова) сила тиску рідини;

Принципи розрахунку обсадних колон на міцність

Розглянемо принципи розрахунку експлуатаційної колони, яка працює в складніших умовах, ніж проміжна. Розрахунок складається з таких основних… а) визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків (побудова епюр); б) встановлення коефіцієнтів запасу міцності;

Визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків

У загальному випадку зовнішній надлишковий тиск визначається як різниця між зовнішнім pз і внутрішнім pв тисками, що діють на колону для одного і… pзн = pз - pв . (10.5) На рисунку 10.6 а наведена схема положення рівнів рідин в експлуатаційній колоні і затрубному просторі на кінцевій…

Рисунок 10.6 – Схеми для визначення зовнішнього (а) та

Внутрішнього (б) надлишкових тисків

 

де rз – густина рідини за колоною (як правило, густина промивальної рідини, якою здійснюється розкриття продуктивного пласта), кг/м3;

g – прискорення вільного падіння, м/с2;

Hтр – віддаль від устя свердловини до рівня тампонажного розчину за колоною, м;

Hр – віддаль від устя свердловини до рівня рідини в колоні на кінцевій стадії експлуатації (задається замовником або береться Hр = 2/3 H), м;

Hпк – глибина спуску попередньої проміжної колони, м;

H – глибина спуску експлуатаційної колони, м;

rв – густина рідини (нафти) в колоні, кг/м3;

rгс – густина рідини, яка знаходиться в порах тампонажного каменю (як правило, беруть rгс = 1100 кг/м3, а іноді її можна коректувати для кожного конкретного регіону), кг/м3.

За даними розрахунків будують епюр зовнішніх надлишкових тисків в координатах тиск-глибина (рисунок 10.7 а).

Аналогічно будуються епюри pзн і при інших положеннях рівнів рідин у колоні і затрубному просторі. При цьому необхідно враховувати:

а) в незацементованій зоні зовнішній тиск pз визначають за тиском стовпа промивальної рідини за колоною за формулою (10.6);

б) в зацементованій зоні після очікування затвердіння цементу (ОЗЦ) зовнішній тиск в інтервалі, закріпленому попередньою проміжною колоною, визначають за тиском складового стовпа промивальної рідини і гідростатичного тиску стовпа води густиною rгс = 1100 кг/м3;

Рисунок 10.7 – Епюр зовнішніх (а) та внутрішніх (б)

Надлишкових тисків

в) в зацементованй зоні відкритого ствола зовнішній тиск на колону після ОЗЦ визначають із врахуванням пластового тиску . (10.10) Якщо немає впливу тиску, то зовнішній тиск визначають за формулою (10.6);

Таблиця 10.4 – Мінімальні значення тисків опресування

Обсадних колон

Якщо величина , то за величину тиску опресування беруть табличні значення. Після цього визначають внутрішній надлишковий тиск в перехідних перерізах за… при Z=0 , (10.19)

Визначення міцнісних характеристик обсадних труб

Якщо одночасно із зовнішнім надлишковим тиском на трубу діє розтягуюча сила, то величина критичного тиску зменшується. Якщо в трубі створити рівномірний внутрішній тиск, то вона може розірватись,… В трубах з трикутною різьбою найнебезпечніші напруження від дії осьової розтягувальної сили виникають у перерізі по…

Встановлення коефіцієнтів запасу міцності

 

Згідно з інструкцією рекомендуються такі значення коефіцієнта запасу міцності при розрахунку на зовнішній надлишковий тиск: n1 = (1,0-1,3) - для секцій труб, що розташовані в інтервалі експлуатаційного об’єкта (залежно від стійкості колектора); – для секцій, що розташовані вище експлуатаційного об’єкта.

При розрахунку на внутрішній надлишковий тиск рекомендовано такі значення коефіцієнта міцності: n2 = 1,15 - для труб діаметром (114-219) мм виконання А та Б; для труб діаметром понад 219 мм: n2=1,45 (виконання Б); n2=1,15 (виконання А).

При розрахунку на розтяг колони труб з різьбою трикутного профілю коефіцієнт запасу міцності n3 вибирають у залежності від діаметра і довжини колони (таблиця 10.5).

 


Таблиця 10.5 – Значення коефіцієнтів запасу міцності

  Для труб з трапецієвидною різьбою виконання А коефіцієнт запасу міцності…  

Підбір труб із встановленими коефіцієнтами запасу міцності

. (10.23) Відповідно до величини pз кр, підбирають труби, які задовільняють умову… Довжину першої секції, як правило, приймають рівною товщині продуктивного горизонту

Оснащення низу обсадних колон

Направляюча пробка прикріплюється до башмака (рисунок 10.8) і служить для направлення і зменшення опору рухові обсадної колони при її спуску. … Направляючі пробки виготовляють з легкорозбурюваних матеріалів (дерево, бетон,… Башмак встановлюють для підвищення міцності нижнього кінця обсадної колони і захисту останньої від пошкоджень при…

ЦЕМЕНТУВАННЯ СВЕРДЛОВИН

Мета та способи цементування свердловин

При будівництві свердловини цементування проводять з такою метою: - ізоляції проникних горизонтів один від одного після первинного розкриття і… - утримання у підвішеному стані обсадної колони;

Одноступінчасте цементування. Це найпоширеніший спосіб первинного цементування. Після закінчення промивання свердловини на верхній кінець обсадної колони встановлюють спеціальну цементувальну головку 1 (рисунок 11.1), бокові відводи якої з допомогою трубопроводів з’єднують з цементувальними насосами. Всередину колони через нижній боковий відвід 12 при закритих кранах 13 і 14 закачують порцію буферної рідини.

 

а - закачування тампонажного розчину; б - початок закачування протискувальної рідини; в - заключна стадія закачування протискувальної рідини;

1 - цементувальна головка; 2, 11, 12 - бокові відводи; 3 - тампонажний розчин; 4 - нижня пробка; 5 - буферна рідина; 6 - обсадна колона;

7 - промивальна рідина; 8 - стінка свердловини; 9 - зворотний клапан;

10 - башмак з направляючою пробкою; 13, 14, 15 - крани високого тиску; 16 - верхня пробка; 17 - протискувальна рідина

Рисунок 11.1 – Схема одноступінчастого цементування

 

Потім відкривають крани 14 і 15, вставляють стопор у цементувальній головці, який утримує нижню розділювальну пробку, і цементувальними насосами через бокові відводи 2 закачують необхідний об’єм тампонажного розчину 3 (рисунок 11.1 а).

Тампонажний розчин проштовхує розділювальну пробку вниз по колоні. Після закачування тампонажного розчину тимчасово закривають крани 14, відгвинчують стопор, який утримує в цементувальній головці розділювальну пробку, відкривають кран 13 і через верхній боковий відвід 11 закачують порцію протискувальної рідини. Коли верхня розділювальна пробка увійде в колону, знову відкривають крани 14 і протискувальну рідину закачують через бокові відводи 2 (рисунок 11.1 б).

Тампонажний розчин готують за допомогою спеціальних машин.

Нижня пробка 4, дійшовши до зворотного клапана 9 (або кільця “стоп”), зупиняється. Так як закачування рідини в колону продовжують, мембрана в нижній пробці (рисунок 11.2 а) під впливом надлишкового тиску в колоні над нею зруйнується, і тампонажний розчин через прохідний канал, що відкрився в пробці, і отвори в башмачному патрубку і направляючій пробці надходить в кільцевий простір свердловини (рисунок 11.1 в).

а - нижня; б - верхня; 1 - гумові манжети; 2 - мембрана; 3 - корпус   Рисунок 11.2 – Розділювальні пробки

Як тільки верхня пробка (рисунок 11.2 б) сяде на нижню і перекриє отвір в останній, тиск в колоні різко зростає. Це служить сигналом для припинення закачування протискувальної рідини. Всі крани на цементувальній головці закривають, а свердловину залишають у стані спокою до затвердіння цементного розчину.

Розділювальні пробки виготовляють з легко розбурюваних матеріалів.

  1 - корпус; 2 - ушільнювальні кільця; 3 - верхня втулка; 4 - зрізні штифти; 5 - запірна втулка; 6 - отвори для виходу тампонажного розчину; 7 - нижня втулка; 8 - обмежувач для нижньої втулки   Рисунок 11.3 – Цементувальна муфта  

Ступінчасте цементування. При цьому способі заданий інтервал цементування поділяють на дві частини, а в обсадній колоні на глибині розділу встановлюють спеціальну цементувальну муфту (рисунок 11.3). Місце встановлення муфти визначають так, щоб тиск в кінці протискування першої порції тампонажного розчину приблизно дорівнював тиску в кінці протискування другої порції тампонажного розчину. Необхідно врахувати і те, що муфта повинна бути розміщена проти стійких порід в інтервалі номінального діаметра свердловини або вище башмака попередньої колони. На кожній з трьох-чотирьох труб вище і нижче муфти необхідно встановлювати центрувальні ліхтарі.

 

Існує два різновиди ступінчастого цементування:

а) з розривом в часі;

б) без розриву в часі (послідовне).

Ступінчасте цементування з розривом в часі застосовують у таких випадках:

а) якщо зацементувати довгий інтервал за один прийом неможливо із-за небезпеки гідророзриву порід;

б) якщо існує небезпека газонафтоводопроявлень в період тужавіння і твердіння тампонажного розчину, закачаного в один прийом;

в) якщо для цементування верхньої довгої частини колони повинен використовуватись такий тампонажний розчин, який не можна піддавати дії високої температури, характерної для нижньої частини.

Послідовне (без розриву в часі) ступінчасте цементування доцільно застосовувати в тих випадках, якщо:

а) потужність цементувальних насосів недостатня для проведення операції в один прийом;

б) підприємство не має достатньої кількості цементувальних насосів і змішувальних машин для виконання операцій в один прийом або на буровій не можна розмістити таке обладнання;

в) для верхньої і нижньої частин свердловини повинні бути використані тампонажні розчини різного складу, наприклад, з суттєво різними термінами загустівання.

Принцип технології двохступінчатого цементування з розривом в часі полягає в тому, що спочатку цементують нижню частину колони. В кінці закачування порції протискувальної рідини в колону кидають пластмасову кулю. Куля під дією сили тяжіння опускається в колоні і сідає на нижню втулку цементувальної муфти. Після цього відновлюють закачування протискувальної рідини. Під дією надлишкового тиску, що виникає над кулею, нижня втулка зрізає штифти, якими вона закріплена в корпусі муфти, зсувається вниз до упору в обмежувач і відкриває отвори в корпусі. Через ці отвори свердловину промивають, поки не затвердіє тампонажний розчин в нижній частині Потім в колону закачують другу порцію тампонажного розчину для верхньої частини колони і закачують другу порцію протискувальної рідини.

Після затвердіння другої порції тампонажного розчину пробки, кулю, втулки, а також зайвий цементний камінь в колоні і зворотний клапан розбурюють.

Іноді свердловини цементують в три або чотири прийоми. Для цього в склад колони включають відповідно дві або три цементувальних муфти. Послідовність робіт така ж, як і при двоступінчастому цементуванні.

Зворотне цементування. Обсадну колону у свердловину спускають без зворотного клапана і кільця “стоп”. Перед цементуванням верхній кінець колони обладнують головкою з кранами високого тиску і трубопроводом для відводу промивальної рідини в циркуляційну систему. Кільцевий простір герметизують превентором, а до бокового відводу противикидного обладнання під’єднують цементувальні насоси.

Після промивання способом зворотної циркуляції в кільцевий простір закачують першу порцію спеціальної буферної рідини (в’язкопружний розділювач - ВПР). За нею - порцію промивальної рідини в об’ємі, що дорівнює внутрішньому об’єму обсадної колони; потім - другу порцію ВПР і за ним - розрахунковий об’єм тампонажного розчину. Після тампонажного розчину закачують третю порцію ВПР і протискувальну рідину, якщо колона цементується не до устя.

Перша порція ВПР служить репером для контролю за просуванням тампонажного розчину. В момент, коли ця порція почне виходити на усті, тампонажний розчин підходить до башмака колони.

Оскільки об’єми промивальної рідини між двома порціями ВПР і другої порції ВПР відомі, то за об’ємом рідини, що закачується насосами в кільцевий простір після виходу на усті першої порції ВПР, визначають момент надходження в колону порції тампонажного розчину об’ємом, який дорівнює внутрішньому об’єму ділянки колони довжиною 100-150 м. В цей момент закачування рідини припиняють, кран на головці закривають і колону залишають під тиском до затвердіння тампонажного розчину. Дві інші порції буферної рідини призначені для відділення тампонажного розчину від промивальної і протискувальної рідин. Розділювальні пробки при зворотному цементуванні не застосовують.

Зворотний спосіб цементування застосовують у випадку недостачі цементувальної техніки, а також тоді, коли очікується поглинання тампонажного розчину, так як тиск на усті в даному випадку менший. При цьому способі легше, ніж при інших способах, досягнути повільнішого заміщення промивальної рідини тампонажним розчином. Основними вадами вказаного способу є:

а) складність контролю за надходженням тампонажного розчину в колону;

б) необхідність створення в колоні цементувальних стаканів великої висоти;

в) гірша якість тампонажного розчину в нижній частині свердловини, де розміщені продуктивні горизонти і де якість цементування повинна бути найкращою.

Манжетне цементування. Цей спосіб застосовують в тому випадку, коли нижня ділянка обсадної колони спущена у вигляді фільтра і не цементується. У склад обсадної колони при спуску в свердловину включають цементувальну муфту, яку встановлюють дещо вище фільтра, між ними - зовнішню манжету типу парасольки або пакер, а всередині колони на висоті однієї-двох труб встановлюють зворотний клапан.

У кінці промивання в колону вкидають кулю, яка опускається з потоком промивальної рідини і сідає на сідло нижньої втулки цементувальної муфти. Оскільки насос продовжує закачувати рідину, то тиск в колоні швидко зростає, втулка зрізує штифти, що утримують її в корпусі муфти, опускається вниз до обмежувача і відкриває вікна для виходу рідини в кільцевий простір. У подальшому процес проходить так само, як і при цементуванні верхнього інтервалу ступінчастим способом.

Зовнішня манжета або пакер перешкоджає осіданню тампонажного розчину в кільцевому просторі в зону фільтрової частини обсадної колони (в продуктивний пласт).

Цементування потайних та секцій обсадних колон.Потайні і нижні секції обсадних колон цементуються одноступінчастим способом, як правило, без нижньої цементувальної пробки.

Оскільки діаметр обсадної колони, як правило, більший за діаметр бурильних труб, на яких спускається обсадна колона з допомогою роз’єднувача, то використовується тільки верхня протискувальна пробка, яка складається з двох секцій: верхньої і нижньої.

Нижню секцію підвішують за допомогою зрізних штифтів в роз’єднувачі при спуску обсадної колони. Верхню секцію перед цементуванням розміщують в цементувальній головці і звільняють тільки після закачування в бурильні труби розрахункового об’єму тампонажного розчину. Під тиском протискувальної рідини верхня секція опускається вниз на бурильних трубах, сідає на нижню секцію в роз’єднувачі, і після цього секційна пробка витісняє тампонажний розчин із обсадної колони доти, поки не сяде на зворотний клапан (кільце “стоп”).

Після цього в бурильні труби скидають кулю, при посадці якої на втулку роз’єднувача зростає тиск і втулка зсувається вниз, відкриваючи отвори. Протискувальна рідина через ці отвори починає витікати в заколонний простір, видаляючи надлишок тампонажного розчину, який знаходиться вище верхнього кінця потайної колони. Промивання продовжують до тужавіння тампонажного розчину. Після затвердіння тампонажного розчину бурильні труби відд’єднують в лівій різьбі роз’єднувача і піднімають із свердловини.

Аналогічно цементують нижні секції обсадних колон при спуску їх частинами.

 

Тампонажні матеріали, їх класифікація

Для цементування в нафтових, газових та глибоких свердловинах іншого призначення як базові в’яжучі можуть використовуватися різні тампонажні… Виробництво та випробування тампонажних цементів здійснюється згідно з… За речовинним складомцементи поділяють на такі типи:

Таблиця 11.1 - Речовинний склад цементу

  Портландцемент – порошкоподібний матеріал, який складається з штучних… Мінерали, що складають портландцемент, утворюються в результаті високотемпературного випалювання суміші оксидів, які…

Властивості тампонажного порошку, розчину

Та каменю

Властивості сухого тампонажного порошку

За густиною можна наближено визначити вид цементу. Тампонажний портландцемент, який не містить у собі домішок, має густину (3100-3200) кг/м3. Якщо в… Застосовують різні способи визначення густини твердих мінералів. Для… 2 Дисперсність або так званий ступінь подрібнення (тонкість помелу) - важлива характеристика цементного порошку. Від…

Властивості тампонажного розчину

Для гідратації тампонажного цементу достатньо (20–25) % води від його маси. Але при такому водовмісті цементне тісто густе і тому приймають… Із властивостей тампонажного розчину найбільше значення мають густина,… Густина тампонажного розчину визначається густинами речовин або матеріалів, що входять в його склад та їх кількісним…

Властивості тампонажного каменю

Міцність цементного каменю характеризується тимчасовим опором згину, стику або розтягу. Для цього цементний камінь виготовляють у вигляді взірців,… Результат, одержаний при випробуванні взірців, у значній мірі залежить від… Міцність цементного каменю залежить від багатьох факторів, основними з яких є хіміко-мінералогічний склад цементу,…

Обладнання для цементування свердловин

Цементувальні агрегати призначені для закачування і протискування цементного розчину в свердловину, а також для подачі рідини в змішуючий пристрій… Станція контролю і управління процесом цементування свердловин СКЦ-2М… Самохідний блок маніфольда 1БМ-700 служить для роздачі протискувальної рідини і рідини замішування агрегатам, а також…

РОЗКРИТТЯ, ВИПРОБУВАННЯ ТА ОСВОЄННЯ ПРОДУКТИВНИХ ГОРИЗОНТІВ

Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта

У чому ж суть впливу якості промивальної рідини на ефективність розкриття продуктивного пласта? Проникнення в пласт промивальної рідини та її фільтрату веде до зміни перш за… Зона кольматації – це ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частинки дисперсної фази промивальної рідини.…

Способи первинного розкриття продуктивних

Горизонтів

При одному із способів (рисунок 12.1 а) до первинного розкриття пласта приступають після того, як свердловина закріплена до його покрівлі… Цей спосіб має ряд переваг: а) склад і властивості промивальної рідини можна вибирати із врахування особливостей тільки даного пласта, що дозволяє…

Рисунок 12.1 – Схема первинного розкриття

Продуктивних горизонтів

Після розбурювання продуктивного пласта закріплюють його експлуатаційною колоною і цементують. Для сполучення внутрішньої порожнини обсадної колони… Спосіб має ряд переваг: а) дозволяє сполучати свердловину з будь-якою за товщиною ділянкою продуктивного пласта і одержувати приплив…

Завдання та способи випробування перспективних горизонтів

До завдань випробування перспективних горизонтів належить: - одержання припливу пластового флюїду з даного об’єкту; - відбір проби флюїду для проведення лабораторного аналізу;

Принципова схема і основи технології випробування пласта пластовипробувачем

Для випробування об’єкта в свердловину через ротор (рисунок 12.2) з допомогою колони бурильних труб опускають компоновку, до складу якої входять: циркуляційний клапан,

 

1 - викидна лінія;

2 - вертлюжна головка;

3 - елеватор;

4 - ротор;

5 - превентор;

6 - колонна головка;

7 - бурильні труби;

8 - обсадна колона;

9 - циркуляційний клапан;

10 - перевідник

11 - запірний клапан;

12 - пластовипробувач;

13 - яс;

14 - безпечний замок;

15 - пакер;

16 - фільтр;

17 - продуктивний пласт;

18 - перевідник;

19 - опорний башмак

 

Рисунок 12.2 – Схема компоновки пластовипробувача

запірний клапан, пластовипробувач, яс, безпечний замок, пакер, фільтр, опорний башмак і спеціальні перевідники для розміщення глибинних манометрів і термометрів.

Фільтр призначений для пропуску рідини з пласта в пластовипробувач в період випробування і для затримки порівняно великих частинок гірської породи пласта, які можуть вміщуватися в пластовій рідині.

Пакер призначений для герметичного розмежування об’єкта, що підлягає випробуванню, від решти частини свердловини.

Яс – це гідравлічний інструмент, за допомогою якого створюють додаткову ударну силу для полегшення звільнення нижніх вузлів пластовипробувача у випадку їх прихоплювання.

Пластовипробувач – це основний вузол комплекту випробуваних інструментів (КВІ). У його склад входить:

а) вирівнювальний (перепускний) клапан, який призначений для полегшення перетоку промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі – навпаки);

б) головний або впускний клапан, який запобігає надходженню промивальної рідини в порожнину колони бурильних труб в період спуску пластовипробувача в свердловину і підйомі з неї, а також пропускає в цю порожнину пластову рідину в період випробування;

в) гальмівна камера з поршнем (або гідравлічне реле часу), яка призначена для затримки відкриття впускного клапана на деякий наперед заданий інтервал часу після створення на пластовипробувач осьового стискуючого навантаження;

г) штуцер, який служить для обмеження швидкості припливу пластової рідини в період випробування та зменшення ударного навантаження на хвостовик у момент відкриття впускного клапана.

Безпечний замок дозволяє від’єднувати верхню частину компонування, якщо навіть з допомогою яса не вдається звільнити пакер і фільтр.

Запірний клапан призначений для припинення припливу пластової рідини в порожнину колони бурильних труб при закритому вирівнювальному клапані.

Циркуляційний клапан дозволяє здійснювати промивання свердловини після завершення випробування і звільнення пакера, а також встановлення рідинних ванн у випадку прихоплювання бурильних труб.

Глибинні манометри і термометри призначені для реєстрації тиску і температури в період випробування. Рекомендується встановлювати декілька глибинних манометрів: під фільтром, у фільтрі, між головним і запірним клапаном, над запірним клапаном.

На верхній кінець бурильної колони після спуску нагвинчують вертлюжну головку, до якої приєднують викидну лінію, обладнану кранами високого тиску, пристроєм для відбору проб пластового флюїду і витратоміром. Викидна лінія служить для відводу рідини, що витісняється з бурильних труб у спеціальну ємність, а газу – до факельного стояка для спалювання, а також для подачі промивальної рідини в бурильні труби насосом високого тиску.

Бурильну колону підвішують на талевій системі з допомогою елеватора. Довжину її розраховують так, щоб після установки башмака на вибій фільтр був розміщений навпроти досліджуваного об’єкта. Простір між бурильними трубами і обсадною колоною герметизують з допомогою превенторів, які змонтовані на колонній головці.

При спуску компоновки у свердловину впускний і циркуляційний клапани закриті, а запірний і вирівнювальний – відкриті. Пакер знаходиться в розтягнутому стані, тому діаметр гумового елемента мінімальний, і він вільно проходить у свердловині. Внутрішню порожнину бурильних труб при спуску заповнюють водою або промивальною рідиною з таким розрахунком, щоб до моменту відкриття впускного клапана тиск у пластовипробувачі був менший очікуваного пластового на величину заданої депресії.

Посадкою бурильної колони на вибій розкривають пакер: гумові елементи притискуються до стінки свердловини. Одночасно закриваються отвори вирівнювального клапана, і підпакерна зона повністю ізолюється від надпакерної. Після цього відкривається впускний клапан випробувача, і внаслідок великої депресії починається приплив пластової рідини в підпакерну зону.

Звідти вона через отвори у фільтрі і впускний клапан надходить у бурильні труби.

Для регулювання часу відкриття впускного клапана гальмівний пристрій заповнюють перед спуском спеціальною високов’язкою рідиною і регулюють так, щоб впускний клапан відкрився не раніше як через (3-5) хв після розкриття пакера.

Процес випробування складається з декількох відкритих і закритих періодів. Протягом відкритого періоду пластова рідина поступає з об’єкту в бурильні труби через відкритий впускний клапан. Мета першого відкритого періоду полягає в тому, щоб одержати початковий приплив рідини і очистити приствольну зону від забруднення (тривалість його не менше 10 хв.). Наступні відкриті періоди проводять з метою поширення області пониженого тиску в глибину об’єкта, одержання припливу пластової рідини з віддаленої зони і реєстрації його інтенсивності. Обмежуються двома-трьома відкритими періодами тривалістю від 15 хв. до 1 год. і більше (другий період), а третій період повинен бути довшим за другий.

Про інтенсивність припливу пластової рідини судять по об’ємній швидкості витіснення повітря (води) з бурильних труб, яку реєструють з допомогою витратоміра, встановленого на викидній лінії.

Відкритий період переривається закриттям запірного клапана. Протягом закритого періоду приплив рідини з об’єкта продовжується, але оскільки запірний клапан закритий і рідина не може поступати в бурильні труби, то тиск в пластовипробувачі і підпакерній зоні швидко зростає і, якщо тривалість закритого періоду достатня, може вирівнятися до пластового.

Завдання закритих періодів – зареєструвати криві відновлення тиску (КВТ) в підпакерній зоні з тим, щоб використати їх разом з даними про інтенсивність припливу протягом відкритих періодів і результатів лабораторних аналізів пластової рідини для визначення колекторських властивостей об’єкта, прогнозних запасів вуглеводнів і промислової цінності. Тривалість першого закритого періоду в 3-5 разів більша тривалості першого відкритого періоду. Тривалість кожного наступного закритого періоду повинна бути в 1-3 рази більшою тривалості попереднього відкритого періоду.

Щоб перервати закритий період і знову відкрити приплив з об’єкта в бурильні труби, необхідно відкрити запірний клапан. Закривають і відкривають запірний клапан прокручуванням колони бурильних труб на декілька обертів за годинниковою стрілкою з допомогою ротора.

Після закінчення випробування бурильні труби розтягують і знімають стискуюче навантаження з компоновки пластовипробувача. При цьому закривається впускний клапан випробувача і відкривається вирівнювальний клапан. Промивальна рідина із надпакерного простору свердловини перетікає в підпакерне, і тиск на гумовий елемент пакера знизу і зверху вирівнюється. Після цього додатковим натягом колони труб звільнюють пакер і пластовипробувач піднімають із свердловини. Як тільки в усті появиться труба, заповнена рідиною, підйом зупиняється, реєструють порядковий номер цієї труби (для розрахунку глибини рівня рідини в колоні в кінці випробувача), відкривають циркуляційний клапан і способом зворотної циркуляції витісняють рідину з труб у спеціальну ємність.

У процесі випробування відбирають деякий об’єм пластової рідини з допомогою спеціального пробовідбірника, який встановлюється в компонуванні між впускним і запірним клапанами. Рідина в пробовідбірнику зберігається під тим тиском, який був у кінці закритого періоду випробування (близьким до пластового).

При випробуванні глибинні манометри реєструють тиск в оточуючій їх рідині. На рисунку 12.3 показана діаграма, яку записує глибинний манометр, встановлений в зоні фільтра.

В період спуску пластовипробувача у свердловину (відрізок 0-1) тиск росте пропорціонально глибині (ділянка ОА); горизонтальні площадки на цій ділянці кривої відповідають зупинці спуску для доливу рідини в колону труб.

В період пакерування і закриття вирівнювального клапана (ділянка АВ) покази манометра дорівнюють тиску стовпа рідини в кільцевому просторі свердловини. У момент відкриття впускного клапана тиск в підпакерній зоні різко падає (ділянка БВ), приблизно до тиску стовпа рідини в трубах (точка В); в результаті створеної депресії починається приплив рідини з випробуваного об’єкта (відрізок 2-3), тобто перший відкритий період випробування. Рідина з об’єкта через відкритий впускний клапан надходить в колону труб, тому рівень рідини в трубах і тиск стовпа поступово зростають (ділянка ВГ).

ОА - спуск КВІ в свердловину; АБ - посадка паркера; БВ - відкриття впускного клапана; ВГ - перший відкритий період випробування; т.Г - закриття запірного клапана; ГД - перший закритий період випробування або початкова крива відновлення тиску; ДЕ - відкриття запірного клапана; ЕЖ - другий відкритий період випробування; т.Ж - закриття запірного клапана; ЖІ - другий закритий період випробування або кінцева крива відновлення тиску; ІК - відкриття перепускного клапана; КЛ - звільнення пакера; ЛМ - підйом КВІ із свердловини   Рисунок 12.3 – Діаграма зміни тиску при випробуванні пласта  

 

Ділянку ГД, записану протягом першого закритого періоду (відрізок 3-4) випробування, називають початковою кривою відновлення тиску.

Тиск стовпа рідини в трубах в кінці першого відкритого періоду набагато менший пластового. Тому після відкриття запірного клапана тиск у підпакерній зоні різко падає (ділянка ДЕ) і починається другий відкритий період (відрізок 4-5), протягом якого рівень рідини в трубах і тиск поступово зростають (ділянка ЕЖ) внаслідок припливу з об’єкта випробування. Після повторного закриття запірного клапана (точка Ж) темп зростання тиску різко підвищується, і протягом другого закритого періоду (відрізок 5-6) манометр записує нову криву відновлення тиску (ділянка ЖІ).

Якщо обмежитися лише двома відкритими і двома закритими періодами, то криву ЖІ називають кінцевою кривою відновлення тиску. Темп відновлення тиску протягом другого закритого періоду менший, ніж в першому, оскільки під час другого відкритого періоду область пониженого тиску поширюється по об’єкту набагато дальше від свердловини, ніж під час короткого першого відкритого періоду. На кінець другого закритого періоду в підпакерній зоні тиск нижчий (точка 1), ніж в кінці першого закритого періоду (точка Д).

Після відкриття вирівнювального клапана промивальна рідина із надпакерного кільцевого простору перетікає в підпакерний, і головний манометр реєструє різкий ріст тиску (ділянка ІК). Якщо рівень рідини в кільцевому просторі в період випробування знаходився на усті, то тиск в точці К практично дорівнює тиску в точці А перед початком пакерування. В період робіт для звільнення пакера тиск не змінюється (відрізок КЛ), а при підйомі пластовипробувача із свердловини (відрізок Л-М) поступово зменшується до атмосферного.

 

Інтерпретація результатів випробування

З допомогою пластовипробувача

Для визначення колекторських властивостей пласта за результатами другого закритого періоду використовують кінцеву криву відновлення тиску (крива… (12.1) де pпл - пластовий тиск, Па;

Вторине розкриття продуктивного пласта

Перфорацією

Вторинне розкриття здійснюють за допомогою спеціальних апаратів, які називаються перфораторами. Застосовують такі види перфорації: кульова,… Координати ділянки, в якій повинні бути пробиті отвори, уточнюють за даними… Кульовий перфоратор являє собою багатозарядний стріляючий пристрій, який спускається в свердловину на каротажному…

Таблиця 12.1 – Пробивна здатність перфорації

Вид перфорації Довжина каналу, мм Діаметр каналу, мм
в колоні в трубі
Кульова 12,7 12,7
Кульова ПВН-90
Торпедна
Кумулятивна
Гідроабразивна

Способи та основи технології освоєння

Свердловин

В основі всіх способів освоєння лежить зменшення тиску стовпа рідини у свердловині нижче пластового і створення депресії, достатньої для подолання… Існує декілька способів виклику припливу із пласта. Заміна важкої рідини на легшу. Якщо коефіцієнт аномальності пластового тиску значно більший одиниці, колекторські…

ПЕРЕЛІК РЕКОМЕНДОВАНИХ ДЖЕРЕЛ

1 Коцкулич Я.С. Буріння нафтових і газових свердловин: Підручник / Я.С. Коцкулич, Я.М. Кочкодан.– Коломия: ВПТ "Вік", 1999. – 504 с. 2 Коцкулич Я.С. Закінчування свердловин: Підручник / Я.С. Коцкулич, О.В.… 3 Коцкулич Я.С. Бурові промивальні рідини: Підручник / Я.С. Коцкулич, М.І. Оринчак, М.М. Оринчак. – Івано-Франківськ:…

– Конец работы –

Используемые теги: газових, свердловин0.057

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным для Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Еще рефераты, курсовые, дипломные работы на эту тему:

Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ
Івано Франківський національний технічний університет нафти і газу... О О Орлов Ю А Калиній...

Нафтових і газових родовищ
Івано Франківський національний технічний університет нафти і газу... Кафедра розробки та експлуатації... нафтових і газових родовищ...

0.028
Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • По категориям
  • По работам