Кафедра технологии и техники разведки мпи

Иркутский Государственный Технический Университет

Кафедра Технологии и Техники Разведки МПИ

 

Иркутск 2003

Содержание

Введение

1 Физические свойства горных пород нефтегазоносных коллекторов,

пластовых жидкостей и газов. _{---------------------------------------------------------------------------------------------------}4

1.1 Коллекторские свойства пород. _{-----------------------------------------------------------------------------------------------} 5

1.2 Физико-химические свойства нефти, природного газа и пластовой воды._{---------------}6

1.2.1 Нефть и ее свойства._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}6

1.2.2 Нефтяной газ и его свойства._{-----------------------------------------------------------------------------------------------------} 7

1.2.3 Пластовые воды._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------} 8

1.2.4 Гидраты природных газов._{--------------------------------------------------------------------------------------------------------} 8

 

2 Бурение нефтяных и газовых скважин._{----------------------------------------------------------------------------------}9

2.1 Развитие и совершенствование техники и технологии бурения._{----------------------------------}9

2.1.1 История развития и области применения бурения скважин._{------------------------------------------}9

2.1.2 Способы бурения нефтяных и газовых скважин._{--------------------------------------------------------------}10

2.1.3 Буровые долота._{--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- --}13

2.1.4 Бурильная колонна._{-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}16

2.2 Забойные двигатели._{--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------} 20

2.2.1 Турбобуры._{--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}20

2.2.2 Объемные гидравлические двигатели._{----------------------------------------------------------------------------------}21

2.2.3 Электробуры _{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}21

2.3 Промывка и продувка скважин._{--------------------------------------------------------------------------------------------- -}22

2.4 Режим бурения._{-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------} 24

2.5 Разобщение пластов и заканчивание скважин._{------------------------------------------------------------------}25

2.5.1 Конструкции скважин._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------}25

2.5.2 Цементирование обсадных колонн._{----------------------------------------------------------------------------------------}27

2.5.3 Заканчивание скважин._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------}28

2.6 Буровые установки._{-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}31

2.6.1 Лебедка._{------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ --}33

2.6.2 Буровая вышка._{------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}33

2.6.3 Талевая система._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}34

2.6.4 Ротор._{-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}34

2.6.5 Буровой насос._{--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}35

2.6.6 Вертлюг._{-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}36

2.6.7 Установки и сооружения для морского бурения._{-------------------------------------------------------------}36

2.7 Искривление скважин и наклонно направленное бурение._{-------------------------------------------}39

2.7.1 Причины, факторы и отрицательные последствия искривления скважин._{-------------}39

2.7.2 Предупреждение искривления скважин._{------------------------------------------------------------------------------}41

2.7.3 Наклонно направленное бурение._{-------------------------------------------------------------------------------------------}42

 

3 Добыча нефти и газа._{---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ---}42

3.1 Приток жидкости и газа к скважинам._{-----------------------------------------------------------------------------------}42

3.1.1 Силы, действующие в пласте._{--------------------------------------------------------------------------------------------------}42

3.1.2 Режимы работы нефтяных залежей._{--------------------------------------------------------------------------------------}43

3.1.3 Условия притока жидкости или газа_{------------------------------------------------------------------------------------ -}44

3.2 Разработка нефтяных и газовых месторождений._{------------------------------------------------------------}45

3.2.1 Системы разработки._{-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}45

3.2.2 Выбор рациональной системы разработки._{------------------------------------------------------------------------}46

3.2.3 Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи._{--------------------------------------------}47

3.2.4 Методы поддержания пластового давления в нефтяной залежи._{-------------------------------}47

3.3 Способы эксплуатации скважин._{--------------------------------------------------------------------------------------------}48

3.3.1 Фонтанная эксплуатация._{-----------------------------------------------------------------------------------------------------------}49

3.3.2 Компрессорная эксплуатация._{--------------------------------------------------------------------------------------------------}51

3.3.3 Глубинно насосная эксплуатация._{------------------------------------------------------------------------------------------}54

3.3.4 Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами._{--------------}59

3.3.5 Эксплуатация газовых скважин._{---------------------------------------------------------------------------------------------}60

 

4 Методы увеличения производительности скважин _{--------------------------------------------------------}61

4.1 Кислотная обработка пласта._{----------------------------------------------------------------------------------------------------}61

4.2 Гидравлический разрыв пласта._{-----------------------------------------------------------------------------------------------}62

4.3 Разрыв пласта давлением пороховых газов._{----------------------------------------------------------------------} 63

4.4 Торпедирование._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}64

4.5 Тепловые методы воздействия._{------------------------------------------------------------------------------------------------}64

4.5.1 Стационарный электроподогрев _{---------------------------------------------------------------------------------------------}64

4.5.2 Циклический электроподогрев _{------------------------------------------------------------------------------------------------}64

4.5.3 Циклическое паротепловое воздействие _{-----------------------------------------------------------------------------}64

4.6 Вибрационное воздействие._{-------------------------------------------------------------------------------------------------------}64

 

5 Ремонт скважин._{----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}64

 

6 Сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых сточных вод._----65

 

6.1 Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки продукции нефтегазодобывающим предприятием._{-------------------------------------------------------------------- ------------}65

6.2 Система сбора продукции._{---------------------------------------------------------------------------------------------------------}67

6.3 Промысловые трубопроводы._{---------------------------------------------------------------------------------------------------}67

6.4 Основные процессы промысловой подготовки нефти._{---------------------------------------------------}68

6.4.1 Разгазирование и газосепарация продукции _{----------------------------------------------------------------------}68

6.4.2 Обезвоживание продукции._{-------------------------------------------------------------------------------------------------------}69

6.4.3 Обессоливание нефти._{-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------}70

6.4.4 Стабилизация нефти и подготовка нефтяного газа._{---------------------------------------------------------}70

6.4.5 Подготовка нефтепромысловых сточных вод._{-------------------------------------------------------------------}70

 

7. Сбор газа и подготовка его к транспорту._{----------------------------------------------------------------------------}71

7.1 Системы сбора газа._{---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}71

7.2 Подготовка газа к транспорту._{-------------------------------------------------------------------------------------------------}72

 

8 Подземное хранение газа _{---------------------------------------------------------------------------------------------------------}73

 

Литература_{--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------}74

 

Основы нефтегазопромыслового дела

Введение

Нефть и ее свойства

Нефть – горючая маслянистая жидкость преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

Углеводороды (УВ) – химические соединения углерода с водородом.

Наиболее распространенны в природе УВ метанового ряда: метан CH₄, этан C₂H₆, пропан C₃H₈ и др. Формула C_nH_2n+2. Их называют еще предельными или насыщенными, т.к. они химически слабо активны.

В нефти встречаются УВ метанового (C_nH_2n+2), нафтеново (C_nH_2n), ароматического (C_nH_2n-6) и изредка др. рядов, но преобладают метан, этан, пропан и бутан (при атмосферном давлении и нормальной температуре они находятся в газообразном состоянии – из них состоит нефтяной газ).

Пентан, гексан и гептан неустойчивы, легко переходят из жидкого состояния в газовое и обратно.

УВ от C₈H₁₈ до C₁₇H₃₆ – жидкие вещества

УВ от C₁₇ и > - твердые вещества (парафины, церезины).

Кроме УВ в нефти содержаться: С (82-87%), Н (11-14%), O₂, N₂, CO₂, S, Cl, J, P и др.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (ρ). Плотность нефти ρ =0,730÷1,05. По плотности нефти делятся на 3 группы:

- легкие (ρ =0,8-0,87);

- средние (ρ =0,87-0,97);

- тяжелые (ρ >0,97).

Плотность < 0,8 имеют газовые конденсаты.

Легкие нефти наиболее ценные.

Вязкость (внутреннее трение)-свойство жидкости сопротивляться перемещению одной части жидкости относительно другой (между молекулами). Это очень важное свойство при добыче нефти, характеризуется коэффициентом динамической вязкости (μ, Па^.с).

При увеличении давления нефть сжимается, поэтому плотность пластовой нефти всегда больше ее плотности на поверхности.

Характеризуется сжимаемость нефти соответствующим коэффициентом сжимаемости.

Из-за наличия растворенного газа пластовая нефть увеличивается в объеме.

Объемный коэффициент – отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему в нормальных условиях (стандартных).

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание (газовый фактор) – количество газа в 1м ³ нефти (может быть до 320–1000 м ³/м ³).

По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению при данной температуре.

Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения.

Если проще, то

Давление насыщения – это то давление, при снижении до которого начинают выделяться пузырьки газа.

 

Нефтяной газ и его свойства

 

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли либо в виде самостоятельных залежей, либо в растворенном виде содержатся в нефтяных залежах. Тогда их называют нефтяными или попутными газами, так как их добывают попутно с нефтью.

Это обычно смесь углеводородных газов, но метан преобладает (48 – 99%).

Относительная плотность газа – отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температурой (0°С) к плотности воздуха при тех же давлении и температуре.

Теплоемкость – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема газа на 1°С.

Теплота сгорания – количество тепла, выделяющееся при сжигании единицы веса или объема газа – это основной показатель, характеризующий газ как топливо.

Если при Т = const повышать давление какого-либо газа, то при достижении определенного значения давления этот газ сконденсируется, то есть перейдет в жидкость.

Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние – это так называемая критическая температура.

Аналогично, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура.

Так, для метана Ркр.= 4,7 МПа, Ткр.= 82,5°С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом, и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Верхний и нижний пределы взрываемости – это соответственно минимальное и максимальное содержание газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение.

Эта смесь называется гремучей, давление при взрыве достигает 0,8 МПа. Для метана это – 5 – 15%.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых углеводородов – газы разделяются:

- сухие – естественные газы, не содержащие тяжелых углеводородов.

- жирные – газы, содержащие тяжелые углеводороды (пропан и выше).

На практике сухим считается газ с содержанием газового бензина до 60 г/м ³, жирным – 60 – 70 г/м ³ газа.

 

Пластовые воды

 

Это обычные спутники нефти.

Вода смачивает породу, обволакивает тончайшей пленкой отдельные ее зерна, а так же занимает наиболее мелкие поровые пространства.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений ГП (коллекторов) и позднее УВ мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкости и газа в зависимости от плотности.

При этом вода вытеснялась не полностью, т.к. основные минералы пород являются гидрофильными, т.е. лучше смачивается водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в капиллярных каналах. Она называется связанной или погребенной.

Эта вода находится под воздействием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации.

Содержание связанной воды в нефтяных залежах от долей % до 70% объема пор, чаще 20-30%.

Исследованием установлено, что даже при соединении воды до 35-40% и небольшой проницаемости породы из скважин может добываться безводная нефть, т.к. связанная вода не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы и по степени минерализации делятся на 4 группы:

А – пресные (< 1 ^г/_л); Б – солоноватые (1 – 10 ^г/_л);

В – соленые (10 – 50 ^г/_л); Г – рассолы (> 50 ^г/_л);

«Рапа» - до 600 ^г/_л

Плотность воды зависит от степени минерализации и температуры.

Содержание в воде растворенного газа повышает сжимаемость воды, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости.

Вообще растворимость газов в воде значительно ниже, чем в нефти. Минерализация – уменьшает растворимость.

Пластовые воды – все электролиты, т.к. минерализованы.

Содержание бактерий в воде придает ей окраску розовую, красную, молочную.

Вязкость пластовой воды с повышением температуры падает.

И последнее о водах. Несмотря на широкий и разнообразный состав пластовых вод, их делят на 2 основных типа:

- воды жесткие или хлоридно-кальциевые (pH=4-6)

- воды щелочные или гидро-карбонатно-натриевые (pH>7).

Гидраты природных газов

Гидраты УВ – газов – это кристаллические вещества, у которых в структурной решетке молекул воды находятся молекулы газа.

Возникают гидраты при определенных Р и Т при насыщении газа парами воды.

Гидраты (кристаллогидраты) природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед.

Плотность их 0,98 ^г/_см³. Их образование сопровождается выделением, а разложение – поглощением тепла.

Существуют даже газогидратные залежи в зонах вечной мерзлоты (месторождение Мессояха).

Буровые долота

Типов долот –много, выбор зависит от способа бурения (сплошное или с отбором керна) и физико-механических свойств г.п.

По характеру разрушения пород бывают:

1. Долота режущего и скалывающего типов. Это лопастные долота. Применяются для бурения в мягких породах.

2. Долота скалывающего и дробящего типов. Сюда относятся шарошечные долота с полуконическими шарошками – для бурения пород средней твердости и твердых.

3. Долота дробящего типа – шарошечные долота с коническими шарошками – для твердых пород с пропластами крепких пород.

4. Долота истирающего типа – для самых крепких и абразивных пород.

По назначению долота:

- для бурения сплошным забоем;

- для бурения кольцевым забоем (колонковые долота или бурильные головки).

 

Долота для сплошного бурения

Лопастные долота

 

Могут быть двухлопастные (РХ – «рыбий хвост»), трех- и шестилопастные долота (редко).

РХ – с верхней и нижней промывкой (соответственно отверстия).

Трехлопастные могут применятся при турбинном и роторном бурении. Могут быть: с гидромониторными насадками, армированные твердыми сплавами, истирающе-режущего типа.

 

Шарошечные долота

 

Могут быть 1,2,3,4 и 6-ти шарошечные.

Чаще применяются 3-х шарошечные.

Долота различных типов отличаются размерами, шагом между зубьями, конструкцией зубьев, углом наклона оси шарошки к оси долота и конфигурацией шарошек.

Для повышения качества очистки шарошек от налипающей породы и для разрушения мягкой породы на забое применяются гидромониторные долота (с насадками).

Для повышения износостойкости зубья армируются твердым сплавом.

Опоры шарошек могут быть на подшипниках скольжения или качения (шариковые, роликовые).

 

Алмазные долота

 

Выпускается 28 размеров алмазных долот диаметром 91,4 – 391,3мм. Тип долота определяется формой торцевой части и конструкцией промывочных каналов.

По форме торцевой части долота: спиральные, радиальные, ступенчатые, ступенчатые с торовидными выступами.

Алмазное долото состоит из корпуса с резьбой для подсоединения к бурильной колонне, матрицы и алмазных зерен. Алмазы довольно крупные 2- 15 зерен / карат.

Матрица – из сплава Co, Ni, Wo, Al, меди и карбида Wo.

Одно алмазное долото может заменить 15 – 20 шарошечных.

К алмазным долотам относят так же долота ИСМ (институт сверхтвердых материалов, Киев), где используется сплав «славутич» - это твердосплавная матрица, насыщенная очень мелкими синтетическими алмазами. Из него делают цилиндрические вставки с овальным торцом.

Условия применения долот всех типов см. в табл. 1.

 

Таблица 1

Тип долота	Рекомендуемая область применения
Шарошечные
М	Самые мягкие, несцементированные и пластичные породы
МЗ	Мягкие слабосцементированные абразивные породы
МС	Мягкие пластичные породы, перемежающиеся с породами средней твердости
МСЗ	Мягкие абразивные с прослойками средней твердости
С	Пластичные и хрупкопластичные неабразивные породы средней твердости
СЗ	Абразивные породы средней твердости
СТ	Породы средней твердости и твердые породы
Т	Плотные хрупкопластичные и твердые породы
ТЗ	Твердые абразивные породы
ТК	Очень твердые и крепкие хрупкопластичные скальные абразивные породы
ТКЗ	Очень твердые скальные породы с пропластками абразивных пород
К и ОК	Крепкие и очень крепкие и абразивные породы с очень высоким сопротивлением сжатию
Одношарошечные	Перемежающиеся средней твердости и твердые трещиноватые и малоабразивные, залегающие на больших глубинах
Алмазные	Малоабразивные породы средней твердости, залегающие на больших глубинах; при бурении с отбором керна и на малых осевых нагрузках, предотвращающих искривление скважин
Твердосплавные ИСМ	Неабразивные и малоабразивные породы средней твердости
Лопастные
2Л, 3Л, 3Л(Г)	Мягкие, пластичные неабразивные породы
3ИР	Мягкие породы с пропластками абразивных средней твердости
6ИР	Породы средней твердости

Бурильные головки (колонковое бурение)

 

В нефтяной и газовой промышленности колонковые снаряды (для отбора керна) принято называть колонковыми наборами, или колонковыми долотами, а породоразрушающий инструмент в этом случае – бурильной головкой.

Долота могут быть: со съемной грунтоноской и без съемной грунтоноски.

У грунтоноски имеется кернодержатель – устройство для удержания керна (лепестковые, рычажные).

Бурильные головки 3^х типов: лопастные, шарошечные и алмазные.

Лопастные применяются в мягких, рыхлых породах. Имеют 3 лопасти и более.

Шарошечные бурильные головки применяются для различных пород.

Типы головок: МСЗ – мягкие породы с пропластками пород средней твердости; СЗ – породы средней твердости; СТ – породы средней твердости с пропластками твердых пород; ТКЗ – твердые абразивные породы с пропластками крепких пород.

Алмазные бурильные головки применяются на больших глубинах в породах средней твердости и твердых. В трещиноватых породах – нежелательно.

По форме промывочных каналов – спиральные и радиальные.

Могут быть бурильные головки КСМ (славутич).

Бурильная колонна

 

Бурильная колонна – непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.

В последнее время в состав бурильной колонны стали включать так же долото и забойный двигатель.

Назначение бурильной колонны:

- передача вращения от ротора к долоту;

- подвод промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою скважины;

- монтаж отдельных секций токопровода при бурении с электробуром;

- создание нагрузки на долото;

- подъем и спуск долота, забойного двигателя;

- проведение вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины, шаблонирование и др.).

В составе бурильной колонны выделяют основные и вспомогательные элементы (инструменты) (рис.3)

Основные: ведущая труба, БТ с присоединительными замками, утяжеленные БТ.

Вспомогательные: переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы. Сюда же относятся элементы технологической оснастки – перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и пр.

Забойный двигатель подсоединяют к нижнему концу бурильной колонны.

Теперь поговорим о каждом элементе бурильной колонны в отдельности.

 

Ведущая труба

 

Предназначена для передачи вращения от ротора на бурильную колонну.

Форма сечения – квадрат или шестиугольник с внутренним круглым отверстием. Буровики так и называют ее – «квадрат».

Шестигранные ведущие трубы более сбалансированы и рекомендуются при повышенных частотах вращения ротора.

Длина БТ–13–16 м. Размер квадрата: 112 х 112; 140 х 140; 155 х 155.

На верхнем конце резьба левая.

С 1979 г. выпускается ТВКП – труба ведущая с коническим пояском в резьбовом соединении (для стабилизации).

 

Рис.3 -Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для роторного бурения:

1 - ствол вертлюга;

2,7 - левая и правая трубная резьба;

3 - переводник вертлюга;

4,9 - левая и правая замковая резьба;

5,8 - штанговые верхний (ПВШ) и нижний (НВШ) переводники;

6 - ведущая труба; 10 – предохранительный переводник (ПБН);

11 - замковая резьба;

12 - замковая муфта;

13 - восьминиточная резьба; 14 - бурильная труба длиной 6м;

15 - соединительная муфта;

16,21 - переходные переводники;

17 - предохранительное кольцо;

18 – утяжеленные бурильные трубы;

19 – муфтовый переводник (ПБМ);

20 – центратор;

22 – наддолотная утяжеленная бурильная труба;

23 – долото.

 

Бурильные трубы

Они составляют основную часть бурильной колонны. Могут быть стальные и легкосплавные.

Стальные – горячекатаные бесшовные бурильные трубы с номинальным диаметром 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм.

Материал – сталь групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

Механические свойства сталей

Группа прочности стали	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Предел текучести при растяжении, σт, МПа
Предел прочности при растяжении, σр, МПа

 

Бурильные трубы соединяются в колонну муфтами или замками. Муфтами в свечи, а свечи в колонну – замками.

На концах трубы нарезают конусную треугольную или трапецеидальную резьбу. В местах нарезки резьбы концы труб упрочняют высадкой наружной или внутренней.

В зависимости от высадки и типа резьбы бурильные трубы делятся на 4 типа:

Тип трубы	Характеристика бурильной трубы	Тип замка
ТБВ	Высадка внутрь, резьба треугольная	ЗН, ЗШ
ТБН	Высадка наружу, резьба треугольная	ЗШ, ЗУ
ТБВК	Высадка внутрь, резьба трапецеидальная, соединение упорное с коническим стабилизированным пояском	ЗШК, ЗУК
ТБНК	Высадка наружу, резьба трапецеидальная, соединение упорное с коническим стабилизированным пояском	ЗШК, ЗУК

 

Соединительный замок для БТ состоит из ниппеля и муфты.

Замки (см таблицу) различается диаметром внутреннего канала, наружным диаметром и размером резьбы.

ЗН (нормальный) – диаметр канала значительно меньше внутреннего диаметра высаженной части трубы.

ЗШ (широкий)- размеры этих диаметров сближается.

ЗШК (широкий)- проходной канал

ЗУК (увеличенный проходной канал)

На БТ замки навинчивают в разогретом состоянии от руки Т = 380 - 450°С. При охлаждении резьба трубы обжимается и создается плотное соединение.

Широко стали применяться БТ с приваренными концами под шифром ТБПВ (П – приваренный соединительный конец, В - высадка) диаметром 73, 89, 114, 127 и 146 мм. Сталь группы Д, К, Е.

Преимущества ТБПВ: сокращается число резьбовых соединений в буровой колонне, повышается усталостная прочность и герметичность.

Для облегчения бурильной колонны выпускаются легкосплавные БТ (ЛБТ) из сплава Д16 (Al, Mg, Cu). диаметром – 114, 129, 147 мм.

Соединяются облегченными стальными замками.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

Предназначены для повышения жесткости буровой колонны в сжатой (нижней) ее части и увеличения веса компоновки, создающей нагрузку на долото.

УБТ имеют утолщенную стенку и являются весьма ответственной частью компоновки низа бурильной колонны (КНБК). К ним предъявляются повышенные требования по прямолинейности, соосности и сбалансированности.

Применяются 3 типа УБТ:

УБТ – горячекатанные из сталей групп прочности Д и К;

УБТС–1 – сбалансированные из стали 40ХН2МА с термообработкой по всей длине;

УБТС-2 – сбалансированные с термообработкой концов трубы.

Основная масса – УБТ. диаметром 146, 178, 203, 219 и 245 мм.

Поставляются также бесшовные горячедеформированные трубы диаметром 73, 89, 108 мм с высаженными концами. (Сталь 36Г2С).

Резьба – замковая, соединение «труба в трубу».

УБТС-1 и УБТС-2 – поставляются ограниченно. Высокая точность изготовления (канал высверливают, трубу обтачивают). Рекомендуется для роторного бурения.

Могут встречаться УБТС-3 (Ø 146, 178, 203, 209мм.) с замковыми соединениями (конструкция ВНИИБТ). Резьба у них трапецеидальная с коническим пояском и упором.

Применяются так же УБТ квадратного сечения и спиральные. Первые – лучше центрируют низ колонны, вторые – снижают опасность прихвата инструмента.

Общая длинна УБТ в колонне подбирается так, чтобы их суммарный вес в промывочной жидкости на 25% превышал необходимую осевую нагрузку на долото.

 

Вспомогательные элементы бурильной колонны

 

Переводники – служат для соединения элементов бурильной колонны с разными разьбами и размерами резьб.

Протектор – для предохранения БТ и замков от поверхностного износа, а также колонны обсадных труб от протирания при перемещении БТ.

Это резиновое кольцо, плотно надетое на БТ над замком. Dпрот. > dзамка.

Центратор – опорно-центрирующий элемент, создает промежуточную опору буровой колонны для уменьшения прогиба КНБК.

Включается в УБТ или между секциями забойного ствола.

Стабилизатор – опорно-центрирующий элемент для сохранения жесткой соосности буровой колонны в стволе скважины.

Ставится на наиболее ответственном участке. Он длиннее центратора (l = 20-30 диаметров).

Обычно используют квадрат с армированными ребрами.

Калибратор – разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ствола при износе долота. Ставиться над долотом

Калибраторы – шарошечные, лопастные (твердосплавные) и алмазные.

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) – для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота. Ставится между долотом и УБТ.

Могут быть двух типов:

- амортизаторы – демпферы механического действия (стальные пружины, резиновые кольца или шары и пр.);

- виброгасители – демпферы гидравлического или гидромеханического действия.

В состав бурильной колонны могут включаться также:

- шламометаллоуловитель;

- разъединительные (аварийные) переходники;

- пробоотборники;

- др. инструменты;

 

Забойные двигатели

Турбобуры

Турбобур – этогидравлическая забойная машина, в которой для преобразования гидравлической энергией потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использована многоступенчатая осевая турбина.

Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора.

Промывочная жидкость, пройдя между лопатками статора, меняет свое направление и поступает в ротор, лопатки которого расположены в обратном направлении. Вертикальная сила потока разбивается на две составляющих, одна из которых заставляет ротор вращаться.

Поскольку все статоры закреплены в корпусе турбобура, а роторы – жестко закреплены на валу турбобура, последний начинает вращаться.

В настоящее время наиболее распространен ЗТСШ – секционный шпиндельный турбобур.

 

Для расширения области применения турбобура созданы конструкции специального назначения:

- колонковое турбодолото (КТД3 и КТД4) со съемной грунтоноской;

- турбинный отклонитель (ТО) для искривления скважин – это секция турбобура и шпиндель, соединенные изогнутым («кривым») переводником (0°30' - 1°30');

- агрегат реактивно-турбинного бурения (РТБ) для проводки скважин большого диаметра. Два – четыре турбобура соединяются траверсами на одном уровне. Каждый турбобур вращает свое долото, а за счет реактивного крутящего момента весь агрегат вращается в другую сторону вокруг оси скважины.

Сейчас разработана конструкция турбобура со вставным ротором для бурения с раздвижными долотами, которые можно спускать на забой и извлекать через колонну БТ, без ее подъема.

Это позволяет значительно сократить затраты времени на спуск – подъем инструмента и повысить эффективность бурения глубоких скважин.

 

Электробуры

Электробур – это погружной электродвигатель, смонтированный в трубе малого диаметра. Это асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Размерный ряд электробуров по диаметру: 164, 170, 185, 215, 240, 290 мм.

Самый ходовой – диаметр 170 мм. Uном = 1000 – 1200 В.

Марка: Э215-10 (215- диаметр; 10 – число полюсов обмотки статора).

Электроэнергия подводится по кабелю, уложенному секциями внутри буровой колонны (в каждой БТ - секция).

БТ – специальные типа ЭБШ с гладкопроходным сечением (диаметр 140 и 114 мм с высаженными наружу концами).

Преимущества электробура по сравнению с винтовым двигателем:

- режим работы не зависит от расхода промывочной жидкости и свойств агента;

- токопровод является каналом связи с поверхностью и его можно использовать в забойной системе контроля режима бурения;

- почти не подвержен абразивному износу.

Недостатки:

- высокая стоимость;

- недостаточная надежность системы токопровода;

- частая замена сальников.

Но машина перспективная.

 

Промывка и продувка скважин

Назначение промывочной жидкости (бурового раствора):

1. Очищать забой скважины от выбуренной породы, вынося ее на поверхность.

2. Создавать противодавление на стенки скважины, а следовательно предотвращать обвалы породы, проникновение в пласт газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов.

3. Охлаждать долото, буровую колонну и забойный двигатель.

4. Смазывать все трущиеся детали долота, турбобура.

5. Передавать энергию турбобуру (при турбинном бурении).

Первой промывочной жидкостью при вращательном бурении была вода, но потом заметили, что при разбуривании глин и глинистых отложений образующийся в скважине глинистый раствор значительно облегчает процесс бурения. Поэтому стали не только сохранять глинистый раствор, но и искусственно приготавливать его на поверхности.

Глинистый раствор имеет еще два положительных свойства: глинизирует стенки скважины и удерживает обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции.

Кроме растворов на водной основе применяются растворы на углеводородной основе и на основе эмульсий. У вас будет специальная дисциплина «Буровые растворы». Это очень важная дисциплина, надо хорошо разбираться в растворах, ведь, как говорят буровики, это кровь скважины – от него зависит успешное проведение скважины и получение промышленного притока.

Кроме промывочной жидкости для очистки скважины от выбуренной породы и охлаждения инструмента применяются такие очистные агенты как: ГЖС, воздух или газы, пены.

Качество бурового раствора характеризуется целым рядом параметров:

Плотность (r). Чем она выше, тем большее давление оказывает столб раствора на забой.

При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефте-, газо- и водяных пластах – чтобы не было проявлений.

При разбуривании горизонтов, склонных к обвалам стенок скважины, необходимо увеличивать плотность, а при прохождении трещиноватых кавернозных пластов надо, наоборот, уменьшать плотность, чтобы предотвратить уход раствора в эти горизонты.

Плотность нормального глинистого раствора r = 1,18 – 1,22 г/см³.

Замеряется ареометром АГ-2, АГ-3ПП.

Вязкость (Т ) – внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора между его слоями.

Используется понятие условной вязкости – время истечения 500 мл раствора через воронку с отверстием 5 мм, а прибор для измерения вязкости СПВ-5 (стандартный полевой вязкозиметр).

Для воды вязкость - 15 сек., у нормального глинистого раствора 18-22 сек.

Водоотдача (В) При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления приникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенках скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющу