Специфические осложнения при бурении многолетнемерзлых пород.

Это породы в которых температура отрицательная и часть воды может считаться льдом.

Характено:

-интенсивные каверно образования;

-не герметичность направления и разрыв устья;

-образование ледяных пробок;

-не качественное цементирование колон;

-смятие абсодных колон при обратном промерзании раствора в ковернах;

-оттаивание и осидание грунта в СКВ. При её эксплуат.;

Предупреждение:

1.Сокращение времени;

2.Применение смесей при гидротации.

3.Бурение под направление без промывки;

4Теплоизоляция труб в верхней части.

 

Агрессии.

1.Минеральные;

2.Агрессия кислых газов;

3.Бактериальные;

Борьба:

Порция цемента в раствор.

Больше соли меньше бактерий.

 

Основные способы ингибирования глин.

При бурении скважин И. проводится для повышения стабильности технол. свойств буровых растворов в условиях агрессивного воздействия на них темп-ры, минерализованных пластовых вод и легко набухающих г. п., а также для сохранения устойчивости стенок скважин, сложенных водочувствит. глинами, Технология И. включает многокомпонентную хим. обработку бурового раствора путём введения коагулирующих агентов (хлорида кальция или калия, гипса, извести), регуляторов pH (едких натра или калия), понизителей вязкости (лигносульфонатов или нитролигнина), понизителей водоотдачи (карбокси- метилцеллюлозы или конденсированной сульфитно-спиртовой барды). В зависимости от горно-геол. условий бурения применяют разл. типы ингибированных буровых растворов. Для бурения в набухающих пластичных глинах при t до 100° С, повышающих вязкость растворов, используют известковый раствор (известь 0,5-1%, каустич. сода 0,2-0,3% и понизитель вязкости до 1%), при t до 150-180° С - гипсовый раствор (гипс до 1%, понизитель вязкости 0,5-1% и понизитель водоотдачи 1-2%). Бурение в глинистых сланцах, аргиллитах, склонных к осыпям и обвалам при увлажнении фильтратом бурового раствора, проводят с применением хлоркальциевого или калиевого растворов (хлористый кальций 1-1,5% или хлористый калий 3-6%, едкий натр или едкое кали 0,2-0,3%, понизитель вязкости 0,5-1%, понизитель водоотдачи 2- 3%).

Аварии.

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин.

Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах.

Предупреждение аварий.

Для предупреждения прихватов необходимо:

 

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Буровые установки.

Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения. Буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает в себя: буровые сооружения (буровая вышка, основание вышки, мостки, стеллажи); спуско-подъемное оборудование (лебёдка, кронблок, крюкоблок); силовое оборудование для привода лебедки, ротора и буровых насосов (двигатели электрические или дизельные), оборудование для вращения бурильной колонны (ротор, СВП); оборудование циркуляционной системы (емкости, буровые насосы, манифольд, вертлюг); оборудование для очистки бурового раствора от выбуренной породы (вибросита, пескоотделители, илоотделители, центрифуги); оборудование для приготовления бурового раствора (гидроворонки, гидромешалки, шламовые насосы); противовыбросовое оборудование (превенторы), привышечные сооружения (котельная, склад ГСМ).

 

Принцип действия турбобура.

Принцип действия

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.

В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

 

Принцип действия ВЗД.

Предназначены для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, бурения структурно-поисковых, вертикальных и наклонно-направленных скважин, разбуривания цементных и песчаных пробок.

По принципу действия ВЗД являются объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением.
Разработана широкая гамма высокоэффективных винтовых забойных двигателей общего назначения типов Д и ДС с высокими энергетическими и эксплуатационными параметрами и повышенной надежности.

Сущность и области применения винтового бурения аналогичны турбинному. (Сущность турбинного бурения состоит в использовании забойной машины, называемой турбобуром. Турбобур преобразует поступательное движение очистного агента, подаваемого буровым насосом по колонне бурильных труб, во вращательное движение турбины, передающей вращение на долото или коронку). Отличия заключаются, в основном, в конструкции винтового двигателя, который имеет меньшие габариты. Основные достоинства: повышенный по сравнению с турбобурами вращающий момент; существенно меньшие длина и диаметр по сравнению с турбобурами, что обеспечивает возможность бурения скважин различного назначения (группы А,Б,В,Г), разрез которых состоит из твердых и средней твердости пород VI-X1I категорий по буримости.

Принцип действия ротора.

Роторы буровой установки предназначены для передачи вращения буровому инструменту при роторном бурении, периодическом проворачивания инструмента при бурении забойными двигателями, а также для удержания колонны бурильных и обсадных труб при спуско-подъёмных операциях. Ротор является редуктором, передающим вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссий.

Роторное бурение – разновидность вращательного бурения, при котором вращение долота в скважине осуществляется через бурильную колонну от ротора, расположенного на поверхности. Применяется для бурения взрывных, разведочных и эксплуатационных скважин.

Ротор через приводной горизонтальный вал получает вращение от двигателя (электрического, газотурбинного, двигателя внутреннего сгорания и др.). Между бурильными трубами и долотом устанавливают утяжелённые бурильные трубы (для нагрузки на долото при бурении). Верхняя рабочая труба квадратного сечения проходит через ротор и присоединяется к вертлюгу, через который от бурового насоса по нагнетательному шлангу в колонну подаётся промывочная жидкость. Иногда ведут Р. б. с продувкой забоя воздухом или газом.

Буровые насосы.

Буровые насосы предназначены для обеспечения процесса промывки при пробуривании скважины, нагнетания в скважину бурового раствора с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы и выноса ее на поверхность, охлаждения долота и приведения в действие забойных двигателей гидравлического типа. Различают насосы следующих типов – двухпоршневые насосы двойного действия и трехпоршневые насосы одностороннего действия. Наиболее полно требованиям технологии бурения соответствуют трехпоршневые насосы одностороннего действия, которые обеспечивают наименьшую степень неравномерности давления на выходе и наименьший износ клапанов и штоков поршня в сравнении с двухпоршневыми насосами двухстороннего действия.