Основы бурения нефтяных и газовых скважин

Основы бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

 

Общая схема бурения

 

Для бурения нефтяных и газовых скважин применяется  исключительно вращательный метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости. В зависимости от местонахождения  двигателя вращательное бурение разделяют на роторное, когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое через вращение всей колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (с помощью турбины или электробура) когда двигатель располагается близко от забоя скважины над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций:

спускоподъемных работ (спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом) и собственно бурения – работы долота на забое (разрушения породы долотом).

            Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, используемых для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных горизонтов.

            Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ;отбор керна, приготовление бурового раствора, каротаж, замеры кривизны скважины, испытание или освоение скважины с целью вызова притока нефти и т.д.

            Полный цикл строительства скважины состоит из следующих  процессов:

1). Монтажа вышки, бурового оборудования, обустройства площадки.

2). Процесса бурения.

4). Вскрытия и разобщения пластов (спуска обсадной колонны и ее цементирования).

5).Испытания скважины на приток нефти или газа (освоения).

6). Демонтажа оборудования

clip_image002 

Общая, принципиальная схема размещения бурового оборудования на скважине приведена на рис. № 1.

 

 


 

Буровое оборудование

 

 

Буровые вышки.

 

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска буровой колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

При бурении на нефть и газ используются металлические вышки башенного и мачтового типов. Мачтовые вышки применяются чаще, чем башенные. Они легче и быстрее устанавливаются, зато башенные вышки более грузоподъемные и более высокие. Башенные чаще применяются на глубоких разведочных скважинах, а мачтовые – на эксплуатационном бурении.

Буровые вышки бывают различными по грузоподъемности и по высоте. Практикой установлено, что при бурении скважин до глубины 1200-1300м целесообразно применять вышки высотой 28м, скважин глубиной 133-3500м – высотой 41-42м, скважин глубиной свыше 3500м – высотой 53м и более.

В настоящее время широко применяются А-образные вышки мачтового типа (см. рис.№1). Состоят они из двух колонн, соединенных сверху у кронблока связями и прикрепленных внизу к опорным шарнирам. На определенном расстоянии от шарниров вышка имеет жесткие опоры – подкосы.

 

Буровые лебедки

 

Буровая лебедка предназначена для спуска и подъема бурильной колонны, свинчивания и развинчивания труб, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной колонны или медленного ее опускания (подачи) в процессе бурения.

В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ.

Буровые лебедки выпускаются различных типов, отличных друг от друга кинематическими схемами и конструктивным оформлением.

 

Талевые системы

 

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната.

Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого («мертвый») крепится к рамному брусу вышки, а другой, называемый ходовым (ведущим), -- к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют та различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50-75т применяют талевую систему с числом шкивов 2 \3 и 3\4; в установках с грузоподъемностью 100-300т – талевую систему с числом шкивов 3\4, 4\5, 5\6 и 6\7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая – число канатных шкивов кронблока.

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется как одно целое с верхней частью вышки.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы. как и в кронблоках.

Талевые канаты представляют собой стальные круглые, шести рядные канаты тросовой конструкции крестовой свивки. Пряди, свиваемые в канат вокруг органического или металлического сердечника, изготавливаются из высокоуглеродистой и высокомарганцовистой стали высокой прочности с числом проволок от 19 до 37. Учитывая место крепления ходового конца каната в направлении его навивки на барабан, для буровых лебедок применяют талевые канаты правой свивки диаметрами 25, 28, 32, 35, 38 мм. Наиболее распространены канаты с органическим и пластмассовым сердечником диаметрами 28 и 32 мм. При глубинах более 4000м применяют канаты с металлическим сердечником, обладающие повышенным разрывным усилием и высокой поперечной жесткостью, благодаря которой возрастает их сопротивляемость раздавливанию.

Буровые крюки и крюкоблоки предназначены для подвешивания на них в процессе бурения бурильного инструмента и элеваторов при спускоподъемных операциях.

Крюкоблоки (крюки, соединенные с талевым блоком) имеют ряд преимуществ: меньшую общую высоту, чем у талевого блока и крюка, вместе взятых, более компактную конструкцию. К недостаткам следует отнести большую их массу.

Крюки бывают грузоподъемностью 75, 130, 200,225т (соответственно допускающие кратковременную, максимальную грузоподъемность –110, 160, 250 и 300т).

Номинальная грузоподъемность крюкоблоков – 75, 125 и 200т (максимальная грузоподъемность – 100, 160 и 250т).

Штропы бурильные – это звенья, соединяющие крюк с элеватором, на котором подвешивается бурильный инструмент или колонна обсадных труб. Грузоподъемность штропов – 25,50,75,125,200 и 300т. Штропы грузоподъемностью 25, 50 и 75т предназначены для ремонта скважин, но могут быть использованы и для буровых установок соответствующей грузоподъемности

 

 


 

Механизмы и инструмент, применяемые для производства спускоподъемных операций

 

 

Подъем и спуск бурильных труб с целью замены отработанного долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Для производства спускоподъемных операций применяется специальное оборудование и инструмент. К ним относятся: элеватор, клинья, круговой ключ, машинные ключи («спайдеры»), автоматический буровой ключ (АБК), пневматический роторный клиновой захват (ПКР).

Элеватор, предназначен для захвата и удержания на весу колонны бурильных или обсадных труб при спускоподъемных операциях. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным исполнением и материалом для их изготовления.

Клинья для бурильных труб используются для подвешивания бурового инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конусное отверстие между трубой и вкладышами ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. Клинья для обсадных труб применяют для спуска тяжелых обсадных колонн. Клинья устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Пневматический роторный клиновой захват (ПКР), встроен в ротор и предназначен для подъема и опускания клиньев.

clip_image004 

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб применяют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкие  круговые ключи для предварительного свинчивания труб рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединений – на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков. Операция крепления и открепления резьбовых соединений осуществляется двумя машинными ключами: один ключ (задерживающий) – неподвижный, а второй – (завинчивающий или открепляющий) – подвижный. Ключи подвешиваются в горизонтальном положении и прикрепляются к стальным канатам для облегчения их перемещения. Работы по спуску и подъему значительно облегчаются при использовании автоматического  бурового ключа АКБ, устанавливаемого между лебедкой и ротором (рис  № 2).Во избежание проскальзывания ключа в челюсти вставляют сухари, имеющие насечку.

 

 


 

Оборудование для проходки скважины.

 

clip_image006 

При бурении вращательным способом необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту) передавались вращательное движение и нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый интервал. Кроме того, необходимы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Поэтому скважина оборудуется ротором, вертлюгом с буровым шлангом, буровыми насосами и колонной бурильных труб. Если долота вращаются не с поверхности земли (ротором), а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования, используют турбобуры или электробуры.

 

Ротор

 

Роторы (рис. 2,3)предназначены для передачи вращательного движения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддерживая ее на весу при спуско-подъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор – это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссионной передачи. Частоту вращения ротора можно изменить при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем замены цепных колес.

Рис. № 4

 

 

clip_image008
 

 


 

Система подачи промывочночной жидкости

 

Вертлюг (рис. № 5) предназначен для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и подачу через нее промывочной жидкости.

 

clip_image010 

Буровые шланги изготавливают из прорезиненной ткани с соответствующим количеством промежуточных слоев резины, металлических пленок и наружного слоя резины. Для давлений свыше 30 Мпа используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.

clip_image012


Буровые насосы предназначены для нагнетания промывочной жидкости в скважину. Для бурения применяют только горизонтальные, приводные, поршневые насосы двойного действия (см. рис. № 4).

 

Компенсаторы (воздушные колпаки) предназначены для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномерности подачи промывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор (рис. № 6), устанавливаемый непосредственно на насосе, представляет собой резервуар, в котором воздушная подушка является своеобразной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при движении неравномерно поступающей жидкости.

Нагнетательный трубопровод служит для подачи промывочной жидкости от компенсатора к стояку в буровой вышке. для его изготовления используют бурильные трубы, диаметр которых должен быть не менее диаметра выкидного патрубка насоса. На концах трубопровода имеются фланцы для подсоединения к компенсатору и к стояку.

Стояк – вертикально установленная в буровой вышке труба, предназначенная для подачи промывочной жидкости из нагнетательного трубопровода к буровому шлангу. К нижней части стояка для соединения с нагнетательным трубопроводом приваривают патрубки с фланцами. В верхней части стояка имеется фланец для присоединения бурового шланга.

 

 


 

Забойные двигатели

 

clip_image014 

Турбобур (рис. № 7) – это забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях.

Турбобур опускается к забою скважины на трубах. Энергия, необходимая для его работы, передается потоком жидкости, подаваемой по трубам с помощью насосов, установленных на поверхности.

Так как бурильные трубы и связанный с ними корпус турбобура, лишены возможности вращаться, гидравлическая энергия потока жидкости превращается в турбине в механическую энергию вращения вала, несущего на конце долото.

В соответствии с нагрузкой на долото и своей характеристикой турбина турбобура развивает на валу вращающий момент, производящий энергию, необходимую для работы долота. Жидкость, отработанная в турбине, через полость вала направляется в долото и, проходя через промывочные отверстия, попадает на забой и очищает его, вынося разбуренную породу на поверхность.

Основной особенностью бурения турбинным способом является то  обстоятельство, что частота вращения долота непрерывно изменяется в зависимости от нагрузки на забой и крепости проходимых пород. Существует зависимость, – чем больше нагрузка на долото, тем меньше частота вращения вала, и, наоборот, уменьшение нагрузки ведет к увеличению частоты вращения.

clip_image016 

Электробур – электрический забойный двигатель, состоит из электродвигателя и шпинделя (рис. №8).Вращающий момент двигателя передается на вал шпинделя через зубчатую муфту. Электробур с долотом спускается в скважину на бурильных трубах, которые служат не только для поддержания его на весу, восприятия реактивного момента и подачи к забою промывочной жидкости, но и для размещения внутри их токоподводящего кабеля.

 

Силовые приводы буровых установок.

 

В буровой установке силовой привод используется для передачи вращательного движения бурильной колонне и проведения спуско- подъемных операций. Кроме того, силовой привод используется при различных вспомогательных операциях. В основном применяют два типа двигателей: электродвигатели и дизели (двигатели внутреннего сгорания.

Преимущества дизельного привода: высокий к.п.д., небольшой удельный расход топлива и воды и небольшая удельная масса приходящаяся на единицу мощности. Основной недостаток – отсутствие реверса. Работа дизеля допускает перегрузку в 20%.

Среди электродвигателей наиболее распространены электродвигатели переменного тока – асинхронные и синхронные.

Асинхронные двигатели широко распространены благодаря простоте конструкции. надежности в эксплуатации и сравнительно низкой стоимости. Кроме того, для их питания не требуются преобразовательные устройства, так как эти двигатели получают энергию непосредственно от общей сети переменного тока.

Синхронные электродвигатели также широко применяются в нефтегазовом бурении, особенно для электроприводов средней и большой мощности.

 

 


 

Буровые долота

 

Существует большое число различных типов долот, выбор которых при бурении скважины определяется применяемым способом бурения и физико-механическими  свойствами проходимых пород.

По характеру разрушения породы буровые долота подразделяются на:

1). Долота режуще-скалывающего действия. К этой группе относятся лопастные долота, рабочая поверхность которых имеет вид плоских лопастей. Они применяются для бурения в мягких породах (рис. № 9).

2). Долота дробяще-скалывающего действия  объединяют группу шарошечных долот с полуконическими шарошками (рис. № 11). Эти долота предназначены для бурения пород средней твердости, а также твердых пород.

3). Долота дробящего действия. К ним относятся шарошечные долота с коническими шарошками. Используются они при бурении твердых пород с пропластками крепких пород.

4). Долота истирающе-режущего действия. К этой группе относятся алмазные долота (рис. № 10), предназначенные для бурения самых крепких и абразивных пород.

clip_image019   clip_image020

 

clip_image022

По назначению буровые долота классифицируются на три группы:

1). Долота, разрушающие горную породу сплошным забоем.

2). Долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота).

3). Долота для специальных целей (пикообразные, зарезные, расширители, фрезеры и др.).

Как для сплошного, так и для колонкового бурения созданы долота, позволяющие разрушать горную породу по любому из перечисленных четырех принципов действия. Это облегчает подбор типа долота в соответствии с физико-механическими свойствами данной горной породы.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатационной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти или газа в порах проходимых пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют специальные долота, называемые колонковыми. При бурении керн входит внутрь такого долота и в нужный момент поднимается на поверхность.

Выпускаются колонковые долота двух типов – со съемной грунтоноской и без съемной грунтоноски. При бурении колонковыми долотами без съемной грунтоноски для подъема керна на поверхность приходится поднимать всю бурильную колонну. При работе же колонковыми долотами со съемной грунтоноской, последнюю, при помощи специального каната, маленькой вспомогательной лебедки и ловителя, извлекают на поверхность без подъема труб.

 

 


 

Бурильная колонна

 

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб,бурильных замков, переводников, утяжеленных бурильных труб, центраторов бурильной колонны.

Предназначена она для следующих целей:

1)     передачи вращения от ротора к долоту (при роторном бурении);

2)     подвода промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою (при всех способах бурения);

3)     создания нагрузки на долото;

4)     подъема и спуска долота, турбобура, электробура;

5)     проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины и т. д.).

Ведущая труба (рис.№ 3) имеет в большинстве случаев квадратное сечение. Вращающий момент от ротора передается ведущей трубе через вкладыши, вставляемые в ротор. Для каждого размера трубы применяются соответствующие вкладыши, позволяющие ей свободно перемещаться вдоль оси скважины.

Так как на практике  наиболее распространена вышка высотой 41м, позволяющая иметь свечи длиной около 25м, бурильные трубы изготовляют длиной 6,8 и 11,5м. Поэтому свеча может быть собрана из четырех труб длиной 6м каждая, трех труб длиной 8м каждая или двух труб длиной 11,5м.

При сборке свечи из трех бурильных труб длиной 8м применяют две соединительные муфты или одну соединительную муфту и один замок. Две бурильные трубы длиной 11,5м соединяют при помощи бурильных замков. Собранные свечи свинчивают также с использованием бурильных замков.

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают над долотом (турбобуром, электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны. Их применение позволяет создать нагрузку на долото коротким комплектом соединенных между собой толстостенных труб, что улучшает условия работы бурильной колонны.

clip_image024 

Переводники предназначены для соединения элементов бурильной колонны, имеющих различные типы и размеры резьбы.

Легкосплавные бурильные трубы применяют для уменьшения веса бурильной колонны. Свинчиваются они при помощи бурильных замков особой конструкции. Применение легкосплавных бурильных труб позволило уменьшить массу колонн примерно в 2 раза.

 

Эксплуатационная колонна.

 

В настоящее время наиболее распространены эксплуатационные колонны диаметрами 127, 146 и 168 мм.

Для успешного спуска обсадной колонны до намеченной глубины, а также последующего цементирования скважины низ обсадной колонны специально оборудуют некоторыми деталями (рис. № 13):направляющей пробкой 1, башмаком 2, башмачным патрубком 3, обратным клапаном 4.

Направляющая пробка, изготавливаемая из дерева, цемента или чугуна,

clip_image026 предназначена для направления обсадной колонны при спуске ее в скважину.

Башмак – это толстостенный, стальной патрубок длиной 300-600мм. Верхний его конец имеет резьбу  для присоединения к обсадным трубам, а нижний конец внутреннюю нарезку для присоединения к направляющей пробке.

Башмачный патрубок изготовляется из толстостенной обсадной трубы длиной около 1,5м  с резьбой на концах. Нижний конец свинчивают с башмаком, а на верхний конец навинчивают удлиненную муфту, внутри которой помещают обратный клапан. В башмачном патрубке просверливают отверстия для выхода из обсадной колонны промывочной жидкости и цементного раствора при цементирования скважины.

Обратный клапан предназначен для предотвращения поступления цементного раствора из затрубного пространства внутрь обсадной колонны по окончании цементирования.

 

 


Промывочные жидкости

 

 Основные функции промывочной жидкости:

1)     очистка забоя скважины от выбуренной породы и вынос ее на поверхность;

2)     создание противодавления на стенки скважины, и следовательно. предотвращение обвалов породы и проникновения в скважину пластового флюида из разбуриваемых пластов;

3)     охлаждение долота, турбобура, электробура и бурильной колонны;

4)     смазывание трущихся деталей долота, турбобура;

5)     передача энергии турбобуру (при турбинном способе бурения).

 

Всем этим требованиям удовлетворяет как вода так и. так и глинистый раствор, однако эффективность применения их различна. Глинистый раствор выполняет еще две очень важные функции: 1) глинизирует стенки скважины. удерживает обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции.

Вода как промывочная жидкость имеет два недостатка 1) так как вода неспособна, удерживать во взвешенном состоянии обломки выбуренной породы при прекращении циркуляции, возникает опасность прихвата бурильной колонны; 2) так как не обеспечивается должное гидростатическое давление на стенки скважины, могут возникнуть обвалы.

При разбуривании продуктивного нефтеносного горизонта в качестве промывочной жидкости нельзя использовать воду, так как интенсивная фильтрация ее в продуктивный горизонт затрудняет вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания бурения.

Кроме воды и глинистого раствора, в особых условиях бурения (в продуктивных горизонтах, в солевых или набухающих сланцевых толщах, при отборе керна) применяют промывочные жидкости, приготовленные на нефтяной основе (РНО), солевые и полимерные растворы.

Качество промывочной жидкости характеризуется плотностью, вязкостью, водоотдачей, толщиной глинистой корки, статическим напряжением сдвига, стабильностью и суточным отстоем, содержанием песка.

Плотность – параметр, с помощью которого  определяется гидростатическое давление, создаваемое столбом раствора в скважине на данной глубине.

При разбуривании продуктивных горизонтов с высоким пластовым давлением, а также пород, склонных к обвалам, возникает необходимость повышать плотность промывочных жидкостей. Для их утяжеления применяют различные минералы, добавляемые в раствор в виде порошков. В качестве утяжелителей в большинстве случаев применяют барит (плотность 4,5т/м3) и гематит (плотность 5,19-5,28 т/м3).

Вязкость – параметр, характеризующий свойство раствора оказывать сопротивление его движению. При бурении в пористых, трещиноватых породах с небольшим пластовым давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость последней способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах, содержащих газ, приходится уменьшать вязкость для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жидкости.

Водоотдача – способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам.

Стабильность характеризует способность раствора сохранять плотность длительное время.

Суточный отстой характеризует коллоидные свойства промывочной жидкости. Для высококачественных растворов значение суточного отстоя должно быть равно нулю.

Содержание песка – это содержание в растворе частиц породы, не способных растворяться в воде.

 

Химическая обработка раствора.

 

С целью улучшения качества растворы обрабатывают химическими реагентами. Большинство этих реагентов по характеру их действия на растворы можно разделить на две группы: 1) понизители водоотдачи растворов; 2) регуляторы структурно-механических свойств растворов (вязкость).

Реагенты – понизители водоотдачи: углещелочной реагент (УЩР), сульфит спиртовая барда (ССБ), карбоксилметилцелюлоза (КМЦ) и т.д.

Реагенты – регуляторы структурно-механических свойств растворов: жидкое стекло, поваренная соль, гашеная известь, мел и т.д.

Раствор приготовляют в механических или гидравлических мешалках на буровой или централизованно на глинозаводе.

Для очистки глинистого раствора от обломков выбуренной породы, примесей газа и абразивных частиц широко используют механические способы (вибрационные и конвейерные сита (рис. № 14), гидроциклоны для удаления наиболее мелких частиц, песко - илоотделители, дегазаторы) а также осаждение частиц в амбарах и при малой скорости течения в желобах. Вибрация сетки на виброситах помимо отсева шлама снижает вязкость раствора.

clip_image028


Эффективным очистным устройством является гидроциклон.

 

 

 

 


 

Режим бурения

 

Под режимом бурения понимается определенное сочетание параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся: 1) осевая нагрузка на долото; 2) частота вращения долота; 3)массовый расход прокачиваемой промывочной жидкости; 4)качество промывочной жидкости (плотность, водоотдача, статитическое напряжение сдвига).

Сочетание этих параметров, позволяющие получать наиболее высокие  качественные и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой,  называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.

На практике часто в процессе бурения  приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощению, осложнениям, связанных с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких условиях, называются специальными режимами.

Эффективность работы долота оценивается двумя показателями: механической скоростью проходки (в м /ч) и проходкой на долото (в м).

При  выборе режима бурения следует учитывать, что с  изменением одного параметра не всегда увеличивается механическая скорость проходки и проходка на долото. Для каждой породы  существует оптимальное сочетание на долото, частоты вращения долота и расхода промывочной жидкости.

При турбинном бурении изменение одного параметра режима бурения вызывает автоматическое изменение других. В случае увеличения расхода промывочной жидкости при неизменной нагрузке  на долото частота вращения вала турбобура  увеличивается прямо пропорционально. Если же нагрузка на долото будет увеличена, а расход промывочной жидкости останется постоянным, частота вращения  вала турбо бура уменьшится.

В   практике бурения скважин расход промывочной жидкости устанавливают с учетом обеспечения наивыгоднейших условий работы турбобура и наибольшего выноса пробуренной породы. С углублением  скважины в связи с уменьшением ее диаметра расход промывочной жидкости уменьшают от интервала к интервалу.

При бурении в интервале, для которого установлен постоянный расход промывочной жидкости,  из трех параметров режима бурения можно изменять только нагрузку на долото, регулируя тем самым частоту его вращения. Последняя, при постоянном расходе промывочной жидкости достигает своего максимума при снятии нагрузки на долото.

При создании нагрузки на долото частота вращения вала турбобура уменьшается, а вращающий момент увеличивается.

Нагрузка на долото зависит от твердости проходимых пород. При разбуривании твердых пород в целях повышения эффективности работы долота увеличивают нагрузку, а при бурении в мягких породах – уменьшают. В то же самое время частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором – увеличивается, что  и требуется для достижения хороших показателей его работы.

При работе турбобуров в соответствии с описанными условиями обеспечиваются наилучшие показатели работы долота, так как уменьшение и увеличение частоты вращения долота приводит к неустойчивому режиму работы турбобура.

 При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их  друг на друга, как при турбинном способе. Поэтому можно устанавливать любые комбинации параметров режима бурения, контролировать их.

Расход промывочной жидкости устанавливается с учетом качественной очистки забоя скважины. Нагрузка на долото и частота его вращения устанавливается для каждого геологического горизонта с учетом твердости проходимых пород.

Подача бурильной колонны – вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор  на некоторую величину в результате ослабления тормоза лебедки.

Давление долота на забой создается частично весом бурильной колонны, однако чрезмерное увеличение ее может вызвать поломку бурильной колонны и искривление скважины. Во избежание этого внизу бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ.

При работе с утяжеленным низом его вес используется только на 75 %.

 

 

Противовыбросное оборудование

clip_image030

На устье бурящейся скважины, в которой возможны выбросы, устанавливают противовыбросовое оборудование, состоящее из превентора того или иного типа (плашечный, универсальный, вращающийся), аппаратуры для дистанционного и ручного управления им, системы трубопроводов обвязки с задвижками или кранами высокого давления.

Универсальный превентор (рис.№15) герметично закрывает устье скважины при наличии труб различного диаметра и вида.

 

 

 


 

Тампонаж (цементирование) скважин.

 

Цель тампонажа скважин – получение прочного, расположенного в затрубном пространстве кольца тампонирующего вещества, которое по всей высоте должно обеспечить разобщение и изоляцию вскрытых скважиной продуктивных горизонтов и зон осложнений (рис. № 12).

В зависимости от особенностей геологического разреза и условий бурения для приготовления тампонажного раствора используются утяжеленные цементы (при плотности промывочной жидкости до 2,2 г/см3 ), волокнистые цементы (для уменьшения глубины проникновения цементного раствора в высокопроницаемые пласты), гель цементы (для тампонажа зон поглощения промывочной жидкости) и др.

Тампонажные агрегаты предназначены для подготовки (если не используется смесительная машина) и закачки тампонажного раствора в скважину и для продавки его в затрубное пространство. Эти агрегаты используют также для опрессовки обсадных колонн и при других вспомогательных работах.

Смесительная машина предназначена для приготовления растворов из порошковых материалов.

Тампонажные головки предназначены для нагнетания тампонажного и продавочного растворов в процессе тампонажа, а также промывочного раствора при промывке скважины в процессе спуска колонны и других технических операций.

clip_image032 

Заливочные пробки применяют для проведения тампонажа скважины. Верхняя пробка предназначена для недопущения проникновения промывочной жидкости в тампонажный раствор при продавке последнего в затрубное пространство и контроля за правильностью закачки его в затрубное пространство, а нижняя – для очистки внутренней поверхности обсадной колонны от остатков тампонажного раствора.

При бурении скважин применяют преимущественно одноступенчатый тампонаж обсадных колонн.

Сущность этого способа заключается в следующем. После спуска обсадной колонны на верхнюю часть ее навинчивают тампонажную головку, скважину промывают, а затем закачивают расчетное количество тампонажного раствора.

Далее в тампонажной головке освобождают самоуплотняющуюся резиновую пробку и сверху закачивают продавочный раствор. Как только пробка сядет на упорное кольцо, в колонне резко повышается давление. Скачок стрелки манометра будет указывать на то, что тампонажный раствор полностью вытиснился из колонны в затрубное пространство, т.е. на окончание процесса тампонажа.

При тампонаже в глубоких скважинах приходится прокачивать довольно большой объем тампонажного раствора и продавочной жидкости за весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяют двухступенчатое цементирование: тампонажный раствор  закачивается в колонну и продавливается в затрубное пространство двумя порциями. Первая порция продавливается за колонну через башмак, а вторая – через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной колонне на значительном расстоянии от башмака.

После проведения тампонажа в скважине верхние концы обсадных колонн обвязывают колонной головкой, которую присоединяют непосредственно к обсадной трубе.

 

Цементированием колонны заканчиваются  основные операции процесса строительства скважины. Далее следуют освоение и эксплуатация скважины. Монтаж и демонтаж бурового оборудования, технологический контроль и геофизические исследования в скважине, перфорация колонн, испытания пластов и вызов притока, ремонты скважин и ликвидация аварий при бурении в данном справочно-методическом пособии не рассматриваются.